Теплообменные процессы в криолитозоне и их использование при оптимизации технологии крепления скважин тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 25.00.15, кандидат наук Рогов, Валерий Валерьевич

• Рогов, Валерий Валерьевич
• кандидат наук
• 2013

Оглавление диссертации кандидат наук Рогов, Валерий Валерьевич

Оглавление

Введение

1. Этапы развития, современное состояние и перспективы строительства скважин в криолитозоне

1.1 Первый этап строительства скважин на Крайнем Севере

1.2 Второй этап строительства скважин в криолитозоне

1.3 Третий этап строительства скважин на Крайнем Севере

1.4 Развитие технологии бурения ММП с продувкой воздухом

1.5 Современные и перспективные направления развития технологии бурения скважин в криолитозоне

1.5.1 Бурение обсадными трубами в мерзлых породах

1.5.2 Конструкция скважины

1.5.3 Охлаждение бурового раствора

1.5.4 Буровая установка для условий Крайнего Севера

1.5.5 Требования к установкам для бурения обсадными трубами

1.5.6 Подбор алмазного башмака для бурения обсадными трубами

1.6 Теоретические исследования по нестационарному теплообмену между скважиной и массивом горных пород

1.7 Тенденции развития технологии крепления скважин

1.7.1 Тампонажные материалы, их свойства и рецептура

1.7.2 Тепловая защита приустьевой зоны скважин в криолитозоне

1.7.3 Оценка качества цементирования обсадных колонн

1.8 Патентная экспертиза

1.8.1 Определение пород и их свойств в интервалах криолитозоны

1.8.2 Выявление газогидратных залежей

1.8.3 Повышение точности построения глубинных разрезов

1.8.4 Буровые растворы для бурения многолетнемерзлых пород

1.8.5 Тампонажные материалы для крепления скважин в криолитозоне

1.8.6 Контроль состояния крепи скважин в ММП

1.8.7 Конструкция скважин в ММП

1.8.8 Эксплуатация скважин в криолитозоне

Выводы

2. Поле температуры вокруг скважин в криолитозоне

2.1 Поле температуры вокруг одиночной скважины

2.2 Расчет теплового поля вокруг одиночной скважины

2.2.1 Расчет теплового поля нетеплоизолированных скважин

2.2.2 Расчет поля температуры прискважинной зоны с применением тепловой защиты устьев скважин

Выводы

3. Тепловое взаимодействие скважин в криолитозоне

3.1 Поле температуры между скважинами в мерзлых породах со слабым температурным режимом

3.2 Поле температуры между скважинами в криолитозоне с установившимся температурным режимом

3.3 Поле температуры между скважинами в криолитозоне со стабильным

температурным режимом

Выводы

4. Экспериментальные исследования по разработке расширяющегося теплоизоляционного тампонажного материала с гранулированным пеностеклом Термогласс

4.1 Краткая теория твердения портландцементов

4.2 Предпосылки для создания тампонажного материала с гранулированным пеностеклом Термогласс

4.3 Подбор состава ТТМ с гранулированным пеностеклом Термогласс. Определение основных характеристик

4.4 Разработка состава расширяющегося ТТМ с начальной теплотой гидратации на базе гранулированного пеностекла Термогласс

4.5 Разработка составов РТТМ на базе Термогласс с пониженными фильтрационными характеристиками

Выводы

5. Технология приготовления и применения РТТМ с гранулированным пеностеклом Термогласс

5.1 Условия применения РТТМ с Термогласс

5.2 Требования к компонентам РТТМ с Термогласс

5.3 Цементировочная техника для применения РТТМ с Термогласс

5.4 Технологическая схема цементирования для применением РТТМ с Термогласс

5.5 Подготовка компонентов и порядок приготовления РТТМ с Термогласс ..124 Выводы

Основные выводы и рекомендации

Библиографический список

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Теплообменные процессы в криолитозоне и их использование при оптимизации технологии крепления скважин»

Введение

Актуальность работы. Опыт строительства скважин в криолитозоне показывает, что при бурении и эксплуатации в интервале мерзлых пород появляются проблемы с протаиванием приустьевой зоны в результате теплового прогрева от бурового раствора или добываемого пластового флюида. В свою очередь растепление массива мерзлоты и его обратное промерзание при отсутствии теплового воздействия приводят к осложнениям, связанным с потерей устойчивости устьев скважин, межколонными перетоками и грифонами, смятием обсадных колонн и внутрискважинного оборудования, что в итоге оборачивается высокими материальными затратами и наносит экологический ущерб окружающей среде. Прогнозирование распределения теплового поля в околоствольном пространстве еще на этапе проектирования позволит выбрать технологии активной и пассивной тепловой защиты устьев нефтяных и газовых скважин в многолетнемерзлых породах. В последние годы в качестве пассивной тепловой защиты применяются лифтовые теплоизолированные трубы с цементированием обсадных колонн тампонажными материалами на основе низкотеплопроводных наполнителей. Тем не менее, даже при использовании существующих технологий не всегда удается обеспечить защиту приустьевых зон мерзлых пород от растепления. Поэтому направление исследований, посвященных теплообменным процессам в околоствольном пространстве и разработке теплоизолирующего тампонажного материала для крепления скважин в ММП, является актуальным.

Проблемы, связанные с технологией тепловой защиты ММП, снижением рисков растепления и увеличения надежности и безопасности, актуальны как для месторождений Крайнего Севера, разрабатываемых в настоящее время, так и в будущем.

Основная идея, которой посвящена работа, формулируется в виде следующих положений:

1) Исследования распространения теплового потока от многосоставной конструкции скважины в радиальном направлении к мерзлым породам и оценка риска их растепления;

2) Исследование теплового взаимодействия и распределения поля температуры между устьями кустовых скважин в криолитозоне;

3) Установление оптимальных параметров теплового сопротивления конструкции скважин и теплопроводности тампонажных материалов;

4) Разработка теплоизолирующего тампонажного состава для крепления скважин в многолетнемерзлых породах с целью предупреждения растепления околоствольного пространства.

Целью работы является изучение теплообменных процессов в околоствольном пространстве скважин в криолитозоне и их использование при оптимизации технологии крепления.

Основные идеи работы и актуальность изучаемых проблем позволяют определить следующие задачи исследования:

1) Обзор теоретических работ по теплообменным процессам в скважинной крепи и массиве горных пород и существующих технологий крепления скважин в криолитозоне;

2) Исследование распределения температуры в многосоставной крепи с целью определения теплового воздействия одиночной скважины на массив мерзлых пород;

3) Оценка устойчивости устьев кустовых скважин при их тепловом взаимодействии;

4) Разработка тампонажного материала с гранулированным пеностеклом Термогласс.

Научная новизна работы

1) Разработана математическая модель для определения теплового поля многосоставной крепи, которая позволяет найти температуру каждого слоя и

температуру приствольной зоны в пределах радиуса теплового влияния скважины;

2) Теоретически обоснована устойчивость кустовых скважин от расстояния и интенсивности теплового взаимодействия между ними в криолитозоне, определен безопасный период строительства интервалов термонезащищенных скважин, который для месторождений п-ова Ямал и Северной зоны распространения ММП на северо-востоке России составляет 1 месяц.

Практическая значимость работы

1) Математические модели для определения температурного поля одиночной скважины и куста скважин позволяют экспресс-методом оценить риск растепления мерзлых пород прискважинной зоны;

2) Разработан тампонажный материал низкой теплопроводности с гранулированным пеностеклом Термогласс для крепления скважин в криолитозоне;

3) Разработанный состав тампонажного материала позволяет получить устойчивую теплоизоляционную крепь, предупреждающую растепление мерзлых пород;

4) Обосновано расстояние передвижки буровой установки при строительстве скважин на таких месторождениях как Русское, Бованенковское, Требса-Титова, Уренгойское и др., что подтверждается промысловым опытом.

Защищаемые положения

1) Математическая модель, позволяющая оценить устойчивость устья скважин в зависимости от теплопроводности многосоставной крепи;

2) Методика расчета теплового взаимодействия кустовых скважин в криолитозоне;

3) Состав тампонажного материала с гранулированным пеностеклом Термогласс для крепления скважин в криолитозоне.

Основные результаты работы доложены и обсуждены на Международных молодежных научных конференциях «Севергеоэкотех», г. Ухта (2008, 2011, 2013

гг.), Научно-технической конференции преподавателей и сотрудников УГТУ, г. Ухта, 2013 г.

Публикации. Результаты исследований опубликованы в 7 печатных работах, включая 4 работы в изданиях, вошедших в Перечень ВАК.

Благодарности. Автор выражает благодарность, в первую очередь, своему научному руководителю - доктору технических наук, профессору Илье Федоровичу Чупрову за оказание помощи и постоянный контроль на всех этапах выполнения научно-исследовательской работы.

Автор признателен коллективу кафедры бурения Ухтинского государственного технического университета и лично заведующему кафедрой к.т.н., профессору Надежде Михайловне Уляшевой, доценту Александру Семеновичу Фомину, к.т.н., доценту Юрию Леонидовичу Логачеву за консультации и ценные советы.

Автор признателен ректору Ухтинского государственного технического университета, профессору, доктору технических наук Николаю Денисовичу Цхадая за создание оптимальных условий для подготовки работы.

1. Этапы развития, современное состояние и перспективы строительства скважин в криолитозоне

Здесь рассмотрен опыт сооружения скважин в многолетнемерзлых породах (ММП), теоретические исследования взаимодействия крепи и массива криолитозоны, а также приведены патентные разработки отечественных и зарубежных исследователей, направленные на совершенствование технологии бурения, крепления и освоения скважин.

Опыт строительства скважин в криолитозоне (синоним ММП) в нашей стране насчитывает несколько этапов. На каждом этапе вносились изменения в конструкцию скважин и технологию бурения.

7.1 Первый этап строительства скважин на Крайнем Севере

Первым этапом поисковых работ на Крайнем Севере страны считается период 30-50-х гг. 20-го столетия [17]. На этом этапе ведется бурение в приарктической зоне Красноярского края. Строительство скважин этого периода не отличается высокими темпами, глубины забоев не превышали 1700-2000 м, а мощность разреза ММП достигала около 500 м и более с температурой на границе годовых колебаний до минус 10-12°С. Верхние слои (50-60 м) представлены высокольдистыми рыхлыми песчано-глинистыми четвертичными, реже третичными, породами. Нижняя же часть разреза сложена низкольдистыми относительно устойчивыми к температурному воздействию породами. Ввиду отсутствия технологии, методик и оборудования более точного изучения геокриологических характеристик разреза не предоставлялось возможным.

Технология бурения первого этапа строительства скважин в ММП на севере нашей страны оставалась традиционной. Промывка скважины велась на глинистом растворе с температурой циркуляции 15-20°С, а цементирование обсадных колонн - водоцементной суспензией с ВЦО (водоцементное отношение) 1:2. Строительство скважин осложнялось активным протаиванием

стенок, аварийной кавернозностью ствола, проблемами со спуском и недоходом обсадных колонн, что в совокупности увеличивало сроки строительства и снижало их эксплуатационную надежность. Проблем, с которыми сталкивались буровики на первом этапе строительства скважин в ММП, было множество. Обусловлены они двумя основными процессами, происходящими в криолитозоне при температурном воздействии, - это протаивание и обратное промерзание толщи верхних неустойчивых отложений. Протаивание приустьевой зоны, потеря контакта обсадной колонны с массивом пород, просадки верхних элементов конструкции скважины, разрывы колонн, потеря герметичности сооружений; при обратном промерзании массив ММП сминал обсадные трубы, вызывая грифонопроявления, межколонные перетоки, которые, прорываясь на поверхность, отмечались фонтанами и пожарами. Эрозионные процессы в верхних слоях почвы от буровых стоков приводили к размыву поверхностного слоя ММП, потере центровки буровых установок, деформации оснований, разрушению линий коммуникаций - это лишь немногое из того, с чем сталкивались пионеры первого этапа строительства скважин на Крайнем Севере.

Однако уже на первом этапе производились попытки совершенствования технологии крепления скважин в зоне ММП. Большой вклад в развитие технологии того времени внесли А. В. Марамзин и А. Я. Липовецкий [41-43]. Предпринимались меры по теплоизоляции устьевой зоны посредством установки специальных шахтовых направлений на глубину до 15м (рисунок 1.1), промывкой скважин минерализованными составами с низкой температурой замерзания, а для крепления скважин применялись тампонажные системы с большими концентрациями хлористого кальция и поваренной соли.

Рисунок 1.1- Шахтовое направление 1 - обсадная колонна, 2 - тампонажный материал; 3 - деревянный сруб

К сожалению, принятые меры не дали ожидаемого результата, процесс установки шахтового направления занимал много времени, а само обустройство устья было громоздким и трудоемким. Шахтовое направление не обеспечивало термоизоляции устья скважины. Применение в качестве промывочной жидкости минерализованных составов имело свои особенности: основные сложности заключались в регулировании температурного режима промывки. Также применяемые морозостойкие рецептуры тампонажных материалов имели низкую прочность цементного камня и быстро схватывались.

Однако развитие технологии теплоизоляции устья скважины в криолитозоне было начато. Это был первый и очень важный шаг в истории освоения северных месторождений.

1.2 Второй этап строительства скважин в криолитозоне

В середине 50-х гг. 20-го столетия начинается период массовой проводки глубоких скважин в Красноярском крае и Якутии. Этот период можно считать вторым этапом активизации буровых работ на Крайнем Севере нашей страны. Бурение этого периода относительно учета свойств пород криолитозоны не сильно отличалось от предыдущего. Причина - отсутствие аппаратуры для оценки свойств мерзлых массивов и сложность извлечения керна ММП с больших глубин. Особых отличий в конструкции скважин второго этапа от скважин этапа первого не было, хотя предыдущий опыт учитывался. Основными нововведениями были: перекрытие мерзлой толщи 100-600 м кондуктором за короткий срок; установка двойных шахтовых направлений, одно из которых длиннее первого на 40-60 м и установлено в наиболее льдистой части разреза, а другое выполнено в виде теплового экрана, спущенного на 5-10 м, образующего кольцевой воздушный зазор (Красноярский вариант), или в виде толстостенной бутобетонной оболочки (Якутский вариант) [79].

Технология второго этапа также не ограничивала растепление криолитозоны, имели место приустьевые провалы, заколонные проявления. Интенсивное кавернообразование влияло на недоспуск обсадных колонн,

недоподъем цементного раствора до заданных глубин, в результате чего разрез ММП оставался неперекрытым. Второй этап также отметился неизученностыо криолитозоны, отсутствием методик крепления скважин, рецептур тампонажных материалов для отрицательных температур, что приводило к повреждению приустьевых зон скважин, прорывам флюида на поверхность.

1.3 Третий этап строительства скважин на Крайнем Севере

На третьем этапе с 60-х гг. 20-го столетия начинается глубокое бурение на севере Тюменской области. К сожалению, опыт предыдущих этапов не учитывался, что приводило ко многим печальным последствиям. Протаивания приустьевых зон приводили к тому, что буровое оборудование полностью уходило в образовавшиеся кратеры, в окрестностях буровых имели место грифонопроявления, отравлявшие окружающую среду тундры.

Во второй половине 70-х гг. положение значительно улучшилось. Учитывая опыт бурения на Крайнем Севере, были проведены исследования геокриологического строения мерзлых толщ и их температурного режима. Особый вклад внесли такие ученые как В. Т. Балобаев, В. В. Баулин, П. Б. Садчиков, Г. В. Арцимович и другие [1, 4, 5, 72]. Этот период отличается успехами в изучении криолитозоны нашей страны: исследователями были определены интервалы с четкими геокриологическими параметрами. Были выделены зоны реликтовой и относительно «молодой» мерзлоты. Наличие реликтовой мерзлоты не создает каких-либо особых проблем при строительстве скважин с традиционными конструкциями. Сотрудниками ВНИИГАЗ были разработаны рекомендации по перекрытию криолитозоны в один прием с помощью кондуктора с установкой башмака на 30-50 м ниже подошвы ММП. Протаивания не происходило в связи с низкой температурой мерзлой толщи (минус 6-7 °С) и небольшой температурой потока добываемого флюида (от 4-10 °С до отрицательных значений).

Рассмотрим опыт строительства скважин того времени в СССР и за рубежом. На рисунке 1.2 показаны типичные конструкции скважин, распространенные на Аляске, Канаде и Крайнем Севере нашей страны [11, 72].

а 6 е г

Рисунок 1.2- Зарубежные конструкции скважин для условий ММП: а - Бритиш Петролеум Аляска; б - Арко (м-е Прадхо-Бей, Аляска); в - Арктический

архипелаг (Канада); г - КИБА (скв. №100 Возейского м-я): 1 - цемент для отрицательных температур; 2 - шахтовое направление; 3 - кондуктор; 4 - теплоизолированные НКТ; 5 -незамерзающая жидкость; 6 - обратный клапан; 7 - пакер хвостовика; 8 - гидравлические • подвесные устройства, 9 - цемент класса О, 10 - компрессор телескопический, 11 - муфты для ступенчатого цементирования; 12 - вспомогательная техническая колонна

Конструкция фирмы «Бритиш Петролеум Аляска» включает средства защиты от протаивания приустьевой зоны в виде (рисунок 1.2 а) шахтового направления 2 (длиной 24 м и диаметром 0,508 м) с теплоизоляционным покрытием из вспененного полиуретана или с охлаждающей установкой, а также толстостенный кондуктор 3 повышенной прочности (длиной 823 м и диаметром 0,340 м) для перекрытия всей толщи мерзлых пород и защиты крепи от смятия при обратном промерзании. Цементирование выполняют до устья арктическим цементом 1 марки «Пермафрост» (гипс - 60%, цемент класса О - 40%, поваренная соль до 15%, диспергатор и пластификатор) с низкой теплотой гидратации и временем ОЗЦ не более 12-16 ч при температуре мерзлых пород до минус 7-9 °С. При этом обеспечивается хорошая связь со льдом и достаточная прочность

цементного камня на сжатие, достигающая 1,2-1,3 МПа, что вполне сопоставимо с параметрами обычного портландцемента. Цементирование кондуктора осуществляют в два приема через заливочные муфты 11.

Эксплуатационная колонна диаметром 0,267 м подвешивается на гидравлическом устройстве 8 ниже подошвы мерзлоты (610 м). Колонна НКТ в интервале залегания ММП (0-620 м) составлена из изолированных секций 4 наружным диаметром 0,273 м и имеет в нижней части компенсатор тепловой деформации 10 телескопического типа. Кольцевое пространство между теплоизолированной колонной 4 и кондуктором 3 освобождается от жидкости на глубину установки пакера 7: воздушное кольцевое пространство является дополнительным термозащитным экраном.

Конструкция скважин фирмы «Арко» проще (рисунок 1.2 б) и включает, кроме шахтового направления 2 (0,508 х 24 м) и кондуктора 3 (0,340 х 823 м) с зацементированными затрубными пространствами 1, эксплуатационную колонну с частичным цементированием по высоте в подмерзлотной толще (между муфтами 11). Кольцевые пространства 5 заполняются низкотеплопроводными (0,09 Вт/мхК) и незамерзающими гелями. Такое сочетание свойств гелей ограничивает протаивание ММП в прискважинной зоне и предотвращает смятие внутренней крепи скважины при обратном промерзании.

На севере Канады использовались в основном традиционные конструкции (рисунок 1.2 в) с двухступенчатой последовательностью перекрытия криолитозоны с помощью ступенчатых муфт цементирования У У. На первом этапе перекрываются верхние высокольдистые и неустойчивые отложения (100-200 м) кондуктором 5, на втором - остальная толща ММП (800-900 м) вспомогательной технической колонной 12. Двухступенчатость вскрытия криолитозоны объясняется вероятностью мощных выбросов газогидратных скоплений из подмерзлотных отложений, имевших место в практике освоения канадского Севера, а простота конструкции устойчивыми породами разреза.

Одна из зарубежных конструкций, предложенная канадской ассоциацией буровиков (КИБА) для условий ММП Северо-востока России, была испытана на

Возейском нефтяном месторождении в конце 70-х гг. (рисунок 1.2 г). Устье этой скважины оснащено охлаждающим шахтовым направлением 2 системы «Джол» диаметром 0,710 х 0,895 м и длиной 18 м с принудительной циркуляцией хладоносителя в верхней части (9 м) этой системы. Нижняя её часть представляет собой пассивный теплозащитный экран. Для поддержания отрицательной температуры хладоносителя (до минус 8 °С) рядом с устьем скважины монтировалась морозильная установка «Термокинг» и охлаждающая система «Джол», предназначенные для предотвращения протаивания мерзлых пород в приустьевой зоне.

Для крепления колонн в интервалах залегания ММП использовался специальный морозостойкий тампонажный состав 1 марки «Пермафрост». В остальных интервалах применялся стандартный цемент класса G. В качестве промывочной жидкости использовался буровой раствор на основе бентонита с добавками ХС-полимера и хлористого калия. Несмотря на высокую температуру закачиваемого в скважину бурового раствора (до 43 °С), повышенная кавернозность наблюдалась лишь в верхнем (высокольдистом) интервале 0-60 м, остальная часть ствола была относительно нормальной: спуск и цементирование кондуктора прошли без осложнений.

Проектом предусматривалась также установка в интервалах залегания ММП колонны теплоизолированных НКТ типа «Термокейз» диаметром 0,178x0,273 м. Однако, по ряду причин этот элемент конструкции остался неиспытанным. Конструкция включала также специальные элементы скважинного оборудования, обеспечивающие эксплуатационную надежность сооружения: гидравлическую подвеску колонн, телескопический компенсатор тепловых удлинений, термисторное оборудование и т.п.

Опыт строительства скважины №100 Возейского месторождения с геокриологической и экологической точек зрения оказался полезным. Была отработана технология строительства устья скважины: бурение без промывки с помощью шнека диаметром 1,0 м, а также спуск и цементирование теплоизолированного шахтового направления с выводом его на режим

промораживания. Кроме того, опробована полимерно-кальциевая рецептура бурового раствора с положительным температурным режимом промывки при вскрытии ММП и цементирование кондуктора материалом «Пермафрост».

Опыт строительства скважин 70-х гг. 20-го века показал трудности в использовании незамерзающих и охлажденных до отрицательных температур буровых растворов, регулировании их параметров, а также то, что при температуре промывки 5-8 °С процессы кавернообразования практически прекращаются. В этот период были успешно опробованы системы полимер-малоглинистых и калий-ингибированных буровых растворов: отсутствие загустевания в скважине, предотвращение набухания глинистых частиц и легкое освобождение от выбуренной породы. Комбинирование параметров буровых растворов и оптимизация режима промывки обеспечивали высокую механическую скорость бурения. Также была применена технология бурения пилотного ствола с последующим его расширением. Применение традиционных тампонажных материалов оказалось неэффективным, даже с добавками хлоридов кальция и натрия. Удовлетворительные лабораторные результаты получены в составах с добавками фурфуроацетатных мономеров (МГУ им. М. В. Ломоносова), перлита (ТюменНИИгипрогаз) на основе сульфоалюминатного клинкера с расширяющимися присадками из гипса и трепела (ВНИИКРнефть). Также перспективным направлением того времени считался безусадочный белито-алюминатный цемент БАЦ НИИцемента, не получивший широкого применения в промышленности [8, 28, 29].

1.4 Развитие технологии бурения ММП с продувкой воздухом

Рассмотрим один интересный зарубежный опыт строительства скважин на площади Eagle Plains близ моря Бофорта, Канада, в 1963 - 65 гг. 20-го столетия [112]. Строительством скважин на данном месторождении занималась компания Мобил Ойл Лимитед. Месторождение располагается прямо на границе Северного полярного круга, в зоне реки Порсьюпин и ее притоков. Поверхностный слой не заморожен, но покрыт мхами и промерзшими органическими и минеральными

почвами мощностью до 45 м. Фрагментированные обнажения глинистых сланцев и песчаников в основном преобладали на поверхностях холмов и берегах рек.

Буровые установки, используемые на месторождении, соответствовали среднему классу для бурения скважин глубиной до 2300 м и оборудованы приводами мощностью 850 л.с. Общий вес бурового оборудования и установки составлял около 400 т. Ввиду большого количества необходимых, но в то же время труднодоступных материалов в летний сезон, все подготовительные работы, монтаж и завоз материалов осуществлялись в зимний период.

Неблагоприятные ландшафтные условия местности ограничивали выбор места для установки бурового оборудования. Для монтажа буровой установки в большинстве случаев использовалась специальная методика сооружения устойчивого фундамента под буровое оборудование. Наиболее распространенным и более затратным по средствам и времени методом была установка буровой вышки и оборудования на деревянную платформу, воздвигнутую также на деревянных сваях. Подробная схема установки оборудования на деревянной платформе показана на рисунке 1.3 (дан ниже).

Методика создания фундаментов для бурового оборудования учитывала возникающие при буровых работах статические и переменные нагрузки. С целью упрощения доставки материалов и их установки, в зависимости от диаметра деревянные сваи устанавливались на следующую глубину:

- 0 0,25 м -5м сваи на глубину около 4 м;

- 0 0,20 м - 3 м сваи на глубину около 2,5 м.

Глубина установки свай выбиралась с учетом постановки торца на устойчивый слой земли под толщей промерзшей почвы. Отверстия для свай бурились с помощью установок малого класса бурения трехшарошечными долотами. В качестве промывочного агента использовался нагнетаемый под давлением в 100 атм. воздух с расходом 8,5-14 м3/мин. Такой подачи вполне хватало для выноса выбуренной породы на поверхность. На выходе из компрессоров воздух дополнительно охлаждался для предупреждения проблем, связанных с протаиванием мерзлых пород.

6 ¿> С> ......О---- о 6— 6

Фундамент (основание) БУ

О - 6 - 6".......^.......- - - - «г - -

-6-

! о о о

Емкость

! о для о

воды

! о о о

©

-6- • - - О-......- 6.......¿>- - - ё>- - - 6----------Ф-

Фундамент (основание) БУ

-о- - о - - о----

---ЧУ- - - ЧТ

о .....о .........о о

. о. Буровые насосы

о .......о .......О...... —: о:: :

о: Буровые насосы

Энергогенернрующая установка

: г>:::::::::::: хх::::::::::: :сх:::::::::: о:: :|

Двойной СЛОЙ И ! 80 см досок с облицовочным картоном между слоями

о

о

о

л ч о а

ч л н и о

а

О Ы

О

О

Мастерская

О О "О

I I I 1 I II I I I I I I N I I.....II I I I I Н I I I 1 ИТ

—о—-1-та-та—та-та

5 еловых необработанных досо< 50x250 см, соединенных внакрой

Еловые бревна в скважинах, спущенные минимум на 5 м и промороженные в скважинах водой

Фундамент (основание) БУ вид

80 см доски

Болты 1/2"х12" (12x305 мм)

Вид А - А

Рисунок 1.3 - Схема установки оборудования

Способность буровой установки для неглубокого бурения производить все технологические операции как можно быстрее была очень важна, т.к. время бурения одного отверстия составляло менее 30 минут. Когда отверстие было пробурено, в него опускалась деревянная свая, а свободное пространство между породой и сваей заливалось и промораживалось каждые 4 часа 15 литрами воды. Такое ограничение по объемам было обусловлено балансом между временем кристаллизации воды и силой расширения льда во избежание смятия и дробления деревянных свай. Всего на создание фундамента для бурового оборудования было потрачено около 150 еловых свай.

Второй метод создания фундаментов использовался на площадях, на которых буровые установки монтировались для бурения одной скважины, а также в местах, где поверхностный слой представлен обнаженной скальной породой. В данном случае производилась отсыпка площадки из гравия и дробленного сланца, завозимых с ближайших карьеров. Отсыпка имела минимальную высоту 1 м. Под отсыпкой располагался слой полиэтиленовой пленки для предупреждения попадания буровых вод и жидкостей на почву.

Оба метода показали работоспособность и экономическую эффективность при решении проблем по стабилизации фундаментов, на которых располагалось буровое оборудование.

Список литературы диссертационного исследования кандидат наук Рогов, Валерий Валерьевич, 2013 год

Библиографический список

1. Арцимович, Г. В. Влияние забойных условий и режима бурения на эффективность проходки скважин / Г. В. Арцимович. - Новосибирск : Наука, 1974.-166 с.

2. Ашрафьян, М.О. Оценка пропускной способности канала (щели) между обсадной колонной и цементным камнем, возникающего при опрессовке колонны / М. О. Ашрафьян // Нефтяное хозяйство. - 2009. - № 12.-е. 77-79.

3. Байков, А. А. Труды в области вяжущих веществ и огнеупорных материалов /

A. А. Байков. - М. : Изд. АН СССР, 1948. - том 5. - 272 с.

4. Балобаев, В. Т. Геотермия мерзлой зоны литосферы севера Азии: монография / В. Т. Балобаев ; отв.ред. Г. М. Фельдман. - Новосибирск : Наука, 1991. - 192 с.

5. Баулин, В. В. Геокриологические условия Западно-Сибирской низменности /

B. В. Баулин, Е. Б. Белопухова, Г. И. Дубиков. - М. : Наука, 1967. - 205 с.

6. Булатов, А. И. Буровые промывочные и тампонажные растворы: Учеб. пособие для вузов / А. И. Булатов, П. П. Макаренко, Ю. М. Проселков. - М. : ОАО «Издательство «Недра», 1999. - 424 с.

7. Булатов, А. И. Спутник буровика: Справ, пособие: в 2 кн. / А. И. Булатов, С. В. Долгов. - М. : ООО «Недра-Бизнесцентр», 2006. - Кн. 1. - 379 с.

8. Булатов, А. И. Химические реагенты для регулирования свойств тампонажных растворов / А. И. Булатов, А. Н. Мариампольский. - М. : ВНИИОЭНГ, 1984.-66 с.

9. Буровой раствор для бурения многолетнемерзлых пород : пат. № 2184756 Рос. Федерация : МПК7 С 09 К 7/02 / Г. В. Крылов, Н. Г. Кашкаров, Н. Н. Верховская, Е. А. Коновалов [и др.] ; патентообладатель ООО «ТюменНИИгипрогаз». - № 2001104855/03 ; заявл. 20.02.2001 ; опубл. 10.07.2002.

10. Буровой раствор для вскрытия многолетнемерзлых пород (варианты) : пат. 2285030 Рос. Федерация : МПК7 С 09 К 8/20 / Н. М. Уляшева, В. Ф. Буслаев,

Р. С. Гусев, М. В. Красикова ; патентообладатель Ухтинский государственный технический университет. - № 2004116433/03 ; заявл. 31.05.2004 ; опубл. 10.10.2006, бюл. № 28. - 5 с.

11. Буровые работы на Аляске / Н. Н. Кохманская [и др.] // Обзоры зарубежной литературы. - М. : ВНИИОЭНГ, 1972.-132 с.

12. Бутт, Ю. М. Портландцемент / Ю. М. Бутт, В. В. Тимашев. - М. : Стройиздат, 1974.-328 с.

13. Быков, И. Ю. Влияние параметров теплозащитного слоя на распространение плоского фронта фазового перехода в мерзлой среде / И. Ю. Быков, В. В. Пушкин, В. Н. Пушкин // НТЖ Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. - 2010. - № 11 - С. 13-16.

14. Быков, И. Ю. Математическая модель охлаждения мерзлых пород приустьевой зоны скважин в условиях естественной воздушной конвекции / И. Ю. Быков, В. Н. Пушкин, В. Н. Емельянов // НТЖ Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. - 2008. - № 9. - С. 7-10.

15. Быков, И. Ю. Моделирование и численный расчет распространения плоского фронта фазового превращения в мерзлом грунте / И. Ю. Быков, В. Н. Пушкин // НТЖ Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. -2009. -№ 12.-С. 20-24.

16. Быков, И. Ю. Термозащита конструкций скважин в мерзлых породах : Учебное пособие / И. Ю. Быков, Т. В. Бобылева. - Ухта : УГТУ, 2007. - 131 с.

17. Быков, И. Ю. Термозащитное оборудование при строительстве и эксплуатации скважин в мерзлых породах / И. Ю. Быков, Т. В. Бобылева. -М. : ООО «ИРЦ Газпром». - 2005. - 199 с.

18. Волженский, А. В. Минеральные вяжущие вещества : Учебник для вузов / А. В. Волженский, Ю. С. Буров, В. С. Колокольников. - Изд. 3-е, доп. - М. : Стройиздат, 1979. - 476 с.

19. Газгиреев, Ю. О. Исследование и разработка облегченных расширяющихся тампонажных растворов для цементирования скважин в криолитозоне :

автореф. ... дис. канд. тех. наук : 25.00.15 / Газгиреев Юшаа Орснакиевич. -Тюмень, 2004. - 22 с.

20. Гайворонский, А. А. Крепление скважин и разобщение пластов / А. А. Гайворонский, А. А. Цыбин. -М. : Недра, 1981. - 366 с.

21. Гасумов, Р. А. Расчет изотермического фронта протаивания многолетнемерзлой породы по данным, полученным при проводке скважины / Р. А. Гасумов, О. С. Кондренко, В. А. Толпаев // НТЖ Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. - 2011. - № 2. - С. 20-22.

22. ГОСТ 1581-96 Портландцемента тампонажные. Технические условия. - М. : МНТКС, 1998. - 10 с.

23. ГОСТ 450-77 Кальций хлористый технический. Технические условия. - М. : Стандартинформ, 2006. - 17 с.

24. ГОСТ 9179-77. Известь гашеная (пушонка). Технические условия. - М. : ИПК Изд-во стандартов, 1989. - 7 с.

25. Грязнов, Г. С. Конструкции газовых скважин в районах многолетнемерзлых пород / Г. С. Грязнов. - М. : Недра, 1978. - 136 с.

26. Грязнов, Г. С. Особенности глубокого бурения в районах вечной мерзлоты / Г. С. Грязнов. - М. : Недра, 1969. - 272 с.

27. Гусейнзаде, М. А. Упругий режим в однопластовых и многопластовых системах / М. А. Гусейнзаде, А. К. Колосовская. - М. : Недра, 1972. - 464 с.

28. Данюшевский, В. С. Справочное руководство по тампонажным материалам / В. С. Данюшевский, Р. М. Алиев, И. Ф. Толстых. - М. : Недра, 1984. - 373 с.

29. Данюшевский, В. С. Известково-кремнеземистый облегченный тампонажный цемент / В. С. Данюшевский, Ж. Жангабылов, С. В. Мещеряков // РНТС Бурение. - 1969. - Вып. 6. - С. 35-36.

30. Ермилов, О. М. Сооружение и эксплуатация газовых скважин в районах Крайнего Севера : Теплофизические и геохимические аспекты / О. М. Ермилов, Б. В. Дягтерев, А. Р. Курчиков. - Новосибирск : Изд-во СО РАН, 2003.-223 с.

31. Исаченко, В. П. Теплопередача / В. П. Исаченко, В. А. Осипова, А. С. Сукомел. - М.: Энергоиздат, 1981. - 416 с.

32. Композиционный состав тампонажной смеси для цементирования колонн в буровых скважинах : пат. 2286374 Рос. Федерация : МПК7 С 09 К 8/467 / А. В. Орлов ; патентообладатель А. В. Орлов. - № 2003105775/03 ; заявл. 28.02.2003 ; опубл. 27.10.2006, бюл. № 30. - 5 с.

33. Кривобородов, Ю. Р. Тампонажные цементы для скважин с особыми горногеологическими условиями // Материалы 2-го Международного совещания по химии и технологии цемента. - СПб. Издательство ЦПО «Информатизация образования», 2000. - Т. 2. - с. 83-90.

34. Крылов, А. П. Научные основы разработки нефтяных месторождений / А. П. Крылов, М. М. Глоговский, М. Ф. Мирчинк. - М.-Л. : Гостоптехиздат, 1948. -415 с.

35. Кудряшов, Б. Б. Анализ и расчет температурного поля в теле алмазной коронки / Б. Б. Кудряшов, А. А. Яковлев // Л. : Зап. ЛГИ, 1985. - т. 105. - с. 10-16.

36. Кудряшов, Б. Б. Бурение скважин в мерзлых породах / Б. Б. Кудряшов. - М. : Недра, 1983.-289 с.

37. Кудряшов, Б. Б. Бурение скважин в осложненных условиях / Б. Б. Кудряшов. -М. : Недра, 1987.-272 с.

38. Кулиев, С. М. Температурный режим бурящихся скважин / С. М. Кулиев, Б. И. Есьман, Г. Г. Габузов. - М.: Недра, 1968. - 186 с.

39. Кутасов, И. М. Восстановление температурного поля пород после бурения скважины / И. М. Кутасов // Изв. АН СССР Физика земли. - 1964. - № 5 - с. 20-26.

40. Лейбензон, Л. С. Собрание трудов: в 4 т. / Л. С. Лейбензон; [вступ. ст. М. В. Келдыша]. - М. : Изд-во АН СССР, 1955. - т. 3. - 678 с.

41. Липовецкий, А. Я. Цементирование скважин в зоне вечной мерзлоты : Труды НИИ геологии Арктики. - М.-Л. : Изд-во Главсевморпути, 1952. - 128 с.

42. Марамзин, А. В. Бурение разведочных скважин в районах распространения многолетнемерзлых пород / А. В. Марамзин, А. А. Рязанов. - М. : Недра, 1971.- 148 с.

43. Марамзин, А. В. Бурение скважин в условиях Крайнего Севера (в многолетней мерзлоте) / А. В. Марамзин. - Л. : Гостоптехиздат, 1959. - 210 с.

44. Медведский, Р. И. Новые технологии для ТЭК Западной Сибири / Р. И. Медведский // Сб. науч. тр. - Тюмень: ТюмГНГУ, 2006. - Вып. 2. - 426 с.

45. Медведский, Р. И. Строительство и эксплуатация скважин на нефть и газ в вечномерзлых породах / Р. И. Медведский. - М. : Недра, 1987. - 234 с.

46. Новиков, Ф. Я. Температурный режим мерзлых горных пород за крепью шахтных стволов / Ф. Я. Новиков. - М. : Изд-во АН СССР, 1959. - 98 с.

47. Новохатский, Д. Ф. Оценка качества цементирования скважин геофизическими методами / Д. Ф. Новохатский // НТЖ Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. - 2011. - № 2. - с. 33-35.

48. Новые исследования в области теории флотации / Пер. А. В. Городецкий ; Под ред. П. А. Ребиндера. - М.-Л. : ОНТИ, 1937. - 319 с.

49. Нор, А. В. Научное обоснование и развитие технико-технологических решений по предупреждению внезапных выбросов газа при бурении направленных скважин в криолитозоне : автореф. дис. ... канд. тех. наук : 25.00.15 / Алексей Вячеславович Нор. - Ухта, 2008. - 25 с.

50. Овчинников, П. В. Специальные тампонажные материалы для низкотемпературных скважин / П. В. Овчинников, В. Г. Кузнецов, А. А. Фролов. - М. : ООО «Недра-Бизнесцентр», 2002. - 115 с.

51. Овчинников, П. В. Специальные тампонажные материалы для низкотемпературных скважин / В. Г. Кузнецов, А. А. Фролов, В. П. Овчинников, А. А. Шатов, В. И. Урманчеев. - Тюмень : ТюмГНГУ, 2004. -345 с.

52. Орешкин, Д. В. Проблемы теплоизоляционных тампонажных материалов для условий многолетнемерзлых пород / Д. В. Орешкин, А. А. Фролов, В. В. Ипполитов. - М. : Недра, 2004. - 232 с.

53. Орешкин, Д. В. Разработка универсального тампонажного раствора для геологических условий Томской области / Д. В. Орешкин, К. В. Беляев, А. В. Пахарев // НТЖ Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. - 2011. - № 10. - С. 42-44.

54. Орешкин, Д.В. Облегченные и сверхлегкие тампонажные растворы для крепления нефтегазовых скважин / Д. В. Орешкин // НТЖ Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. - 2010. - № 10. - с. 34-36.

55. Петров, Г. С. Нефтяные сульфокислоты и их техническое применение / Г. С. Петров, А. Ю. Рабинович. - Л. : Науч. хим.-техн. изд. НТУ ВСНХ, 1929. -137 с.

56. Петров, Г. С. Развитие теории окисления нефтяных и минеральных масел и техническое использование получаемых продуктов / Г. С. Петров, А. И. Данилович, А. Ю. Рабинович. - Л. : Госхимтехиздат, 1933. - 100 с.

57. Полнокомплектный цементировочный комплекс «Шаман» [Электронный ресурс]. - Кострома : ООО «Стромнефтемаш». - 2013. - Режим доступа: http://www.stromneftemash.rn/i/ii/Shaman%20Rus%281%29.pdf.

58. Полозков, А. В. Теплоизоляция конструкций скважин и расчет их теплообмена с многолетнемерзлыми породами / А. В. Полозков, К. А. Полозков, П. И. Гафтуняк // НТЖ Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. - 2011. -№ 10. - С. 15-22.

59. Проселков, Ю. М. Теплопередача в скважинах / Ю. М. Проселков. - М. : Недра, 1975-224 с.

60. Райхель, В. Бетон: в 2 ч. / В. Райхель, Д. Конрад; пер. с нем./под ред. В. Б. Ратинова. -М. : Стройиздат, 1979.

61. РД 39-00147001-767-2000 Инструкция по креплению нефтяных и газовых скважин. - М. : ОАО «Газпром», 2000. - 99 с.

62. Ребиндер, П. А. Поверхностные явления в дисперсных системах : физ.-хим. механика. Избр. тр. / П. А. Ребиндер. -М. : Наука, 1979 - 384 с.

63. Ребиндер, П. А. Физико-химическая механика / П. А. Ребиндер. - М. : Знание, 1958.-64 с.

64. Рефрижераторное шахтовое направление : пат. № 2318114 Рос. Федерация : МПК Е 21 В 36/00 / В. Н. Емельянов, Игорь Юрьевич Быков. Н. Д. Цхадая Орешкин, Г. Н. Первушин, К. В. Беляев, О. Б. Ляпидевицкая ; патентообладатель В. Н. Емельянов. - № 2006104399/03 ; заявл. 19.10.2005 ; опубл. 27.04.2007, бюл. № 3. - 12 с.

65. Рогов, В. В. Оценка эффективности термоизоляции скважин в многолетнемерзлых породах тампонажными материалами низкой теплопроводности / В. В. Рогов, И. Ф. Чупров // НТЖ Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. - 2010. - № 10. - С. 36-38.

66. Рогов, В. В. Поле температуры и прочностные характеристики в составной крепи скважины / В. В. Рогов // Материалы IX международной молодежной научной конференции «Севергеоэкотех-2008» (19-21 марта 2008 г., Ухта) : в 3 ч. - Ухта : УГТУ, 2008. - ч. 1. - С. 277-280.

67. Рогов, В. В. Тепловое взаимодействие скважин в криолитозоне / В. В. Рогов, И. Ф. Чупров // НТЖ Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. - 2013. - № 7. - С. 4-7.

68. Рогов, В. В. Теплотехнический расчет четырехколонной конструкции скважины / В. В. Рогов // НТЖ Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. - 2011. - № Ю. - С. 23-25.

69. Рогов, В. В. Экспериментальные исследования показателей свойств тампонажных материалов на базе гранулированного пеностекла Термогласс / В. В. Рогов, И. Ф. Чупров, А. С. Фомин // НТЖ Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. - 2011. - № 2. - С. 31-33.

70. Руководство по определению физических, теплофизических и механических характеристик мерзлых грунтов. - М. : ПНИИИС Госстроя СССР, 1973. - 228 с.

71. Рябоконь, С. А. Влияние опрессовки обсадных колонн на качество цементирования скважин / С. А. Рябоконь, Д. Ф. Новохатский // Нефтяное хозяйство. - 2003. - № 3. - с. 41-43.

72. Садчиков, П. Б. Проблемы эксплуатации скважин в зоне вечной мерзлоты / П. Б. Садчиков, Р. У. Танкаев // Обз. инф, сер. Нефтепромысловое дело. - М. : ВНИИОЭНГ, 1978.-60 с.

73. Садчиков, П. Б. Экспериментальное исследование кинетики образования и оседания конусов газа в нефтяном пласте / П. Б. Садчиков // Сб. науч. тр. ВНИИ. - М.-Л.: Гостоптехиздат, 1963. -№ 40. - С. 35-52.

74. Самсоненко, А. В. Влияние водоотдачи буферного и тампонажного растворов на качество цементирования скважин / А. В. Самсоненко, С. Л. Симонянц // НТЖ Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. - 2011. - № 2. - с. 26-30.

75. Самсоненко, А. В. Новый порошкообразный расширяющийся тампонажный материал для низких температур / А. В. Самсоненко, И. В. Самсоненко // НТЖ Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. - 2011. - № 2. - с. 35-39.

76. Сардаров, Б.С. Эффективные теплоизоляционные материалы в современном строительстве / Б. С. Сардаров, А. П. Меркин, М. И. Зейфман. - Баку : Маариф, 1986.-184 с.

77. Седов, В. Т. Теплообмен при бурении мерзлых пород / В. Т. Седов. - Л. : Недра, 1990.-127 с.

78. Системы бурения обсадными трубами (Б\уС) и хвостовиком [Электронный ресурс]. - М. : ЗАО «Везерфорд Трубопроводный сервис». -2013. - Режим доступа: http://www.weatherford.ru/ru/service/drilling/14.

79. Ситников, В. С. Нефть и газ Якутии (Проблемы разведки и освоения) / В. С. Ситников. - Якутск : ЯФ Изд-ва СО РАН, 2001. - 114 с.

80. Соболев, А. Цементаж : проблемы и решения [Электронный ресурс] / А. Соболев, Е. Дегтяренко // Бурение и нефть. - 2010. - № 11. - Режим доступа: http://burneft.ru/archive/issues/2010-l 1/15.

81. Современные технологии и технические средства для крепления нефтяных и газовых скважин: монография / М. О. Ашрафьян [и др.] ; под ред. С. А. Рябоконя. - Краснодар : ООО «Просвещение-Юг», 2003. -134 с.

82. Способ выявления газогидратных пород в криолитозоне : пат. № 2428559 Рос. Федерация : МПК7 Е 21 В 36/00 / А. В. Полозков, И. А. Зинченко, К. А. Полозков, Д. А. Астафьев [и др.] ; патентообладатель ООО «Газпром ВНИИГАЗ». - № 2010100703/03 ; заявл. 11.01.2010 ; опубл. 10.09.2011, бюл. № 25. - 9 с.

83. Способ выявления геологических объектов с АВПД в многолетнемерзлых толщах : заяв. на изобр. № 94041728 Рос. Федерация : МПК6 в01 У9/00 / В. Ф. Клейменов, Н. Н. Вишневецкий, П. А. Гереш, Д. В. Плющев ; заявитель ВНИИГНИ. -№ 94041728/25 ; заявл. 21.11.1994 ; опубл. 27.01.1997.

84. Способ контроля технического состояния скважин в многолетнемерзлых породах : пат. № 2292446 Рос. Федерация : МПК7 Е 21 В 36/00 / И. А. Зинченко, 3. С. Салихов, А. В. Полозков, А. Г. Потапов [и др.] ; патентообладатель ООО «Ямбурггаздобыча». - № 2005129277/03 ; заявл. 21.09.2005 ; опубл. 27.01.2007, бюл. № 3. - 12 с.

85. Способ оборудования скважин направлением при их строительстве в многолетнемерзлых породах : пат. № 2097530 Рос. Федерация : МПК" Е 21 В 36/00 / А. В. Полозков, А. Г. Чубарев, В. П. Чижов, В. С. Смирнов ; патентообладатель ВНИИгаз РАО «Газпром». - № 93025871/03 ; заявл. 30.04.1993 ; опубл. 27.11.1997.

86. Способ определения границ залегания многолетнемерзлых пород : пат. № 2329370 Рос. Федерация : МПК7 Е 21 В 36/00 / И. А. Зинченко, 3. С. Салихов, А. В. Полозков, А. В. Орлов [и др.] ; патентообладатель ООО «Ямбурггаздобыча». - № 2006139093/03 ; заявл. 07.11.2006 ; опубл. 20.07.2008, бюл. № 20. - 9 с.

87. Способ определения литологического состава мерзлых пород : пат. № 2420765 Рос. Федерация : МПК О 01 V 3/02 / К. М. Тен ; патентообладатель К. М. Тен ; - № 2009135146/28 ; заявл. 22.09.2009 ; опубл 10.06.2011. бюл. № 16.-8 с.

88. Способ повышения продольной устойчивости конструкции скважины в многолетнемерзлых породах : пат. № 2338054 Рос. Федерация : МПК Е 21 В

36/00 / И. А. Зинченко, 3. С. Салихов, А. В. Полозков, А. Г. Потапов [и др.] ; патентообладатель ООО «Ямбурггаздобыча» ООО «НИПИ природных газов ;-№ 2007110370/03 ; заявл. 21.03.2007 : опубл 10.11.2008, бюл. № 31. - 14 с.

89. Способ построений глубинных разрезов в районах Западно-Сибирской низменности с изменчивыми рельефом и толщиной криолитозоны : пат. № 2263335 Рос. Федерация : МПК7 О 01 V 11/00 / В. С. Славкин, В. Е. Зиньковский, С. М. Френкель, Н. Е. Соколова ; патентообладатель ЗАО «МиМГО». - № 2004108919/28 ; заявл. 29.03.2004 ; опубл. 27.10.2005, бюл. № 30.-5 с.

90. Способ разработки газогидратных залежей : пат. № 2230899 Рос. Федерация : МПК7 Е 21 В 43/24 / В. Ф. Буслаев, А. В. Нор, В. М. Юдин, А. А. Захаров, 3. А. Васильева ; патентообладатель Ухтинский государственный технический университет. - 2000122115/03 ; заявл. 18.08.2000 ; опубл. 20.06.2004.

91. Способ снижения теплообмена в скважине при разработке многопластового месторождения в криолитозоне : заяв. на изобр. № 2000115380 Рос. Федерация : МПК7 Е 21 В 43/24 / 3. С. Салихов, А. Я. Стрюков,

А.Г.Ананенков ; заявитель ООО «Ямбурггаздобыча». - № 2000115380/03 ; заявл. 19.06.2000 ; опубл. 20.10.2000.

92. Способ теплоизоляции устьевой зоны добывающей скважины в многолетнемерзлых породах и устройство для его осуществления : пат. № 2127356 Рос. Федерация : МПК6 Е 21 В 36/00 / Л. С. Чугунов, О. М. Ермилов, А. П. Попов, А. И. Березняков [и др.] ; патентообладатель Л. С. Чугунов, О. М. Ермилов, А. П. Попов, А. И. Березняков [и др.]. - № 98102211/03 ; заявл. 16.02.1998 ; опубл. 10.03.1999.

93. Способ теплоизоляции устьевой зоны добывающей скважины в многолетнемерзлых породах : пат. № 2247225 Рос. Федерация : МПК7 Е 21 В 36/00 / Р. А. Гасумов, Д. С. Шляховой, А. В. Кулигин [и др.] ; патентообладатель ОАО «СевКавНИПИгаз» ООО «Газпром ВНИИГАЗ». - № 2003126102/03 ; заявл. 25.08.2003 ; опубл. 27.02.2005, бюл. № 6. - 12 с.

94. Стандарт компании по определению качества цементирования обсадных колонн в скважинах и боковых стволах скважин на месторождениях ОАО «НК «Роснефть». - М. : ОАО «НК «Роснефть», 2005.

95. Сырьевая смесь для получения сверхлегкого тампонажного материала для условий многолетних мерзлых пород : пат. № 2313559 Рос. Федерация : МПК7 С 09 К 8/473 / Д. В. Орешкин, Г. Н. Первушин, К. В. Беляев, О. Б. Ляпидевицкая ; патентообладатель Д. В. Орешкин, Г. Н. Первушин, К. В. Беляев. - № 2005132216/03 ; заявл. 19.10.2005 ; опубл. 27.04.2007, бюл. № 3. -12 с.

96. ТУ 2439-347-05763441-2001 НТФ (нитрилотриметилфофсфоновая кислота). Технические условия. -М. : ЗАО «Техпромстрой», 2001. - 5 с.

97. ТУ 2439-363-05763441-2002 изм. 1, 2 оксиэтилдендифосфоновая кислота. Технические условия. - Новочебоксарск : ОАО «Химпром», 2002 - 5 с.

98. ТУ 2453-013-10644738-00 Смола древесная омыленная «ББО-Ь». Технические условия. -Н. Новгород : ООО «Внешхимопт», 2000. - 15 с.

99. ТУ 5914-001-84843324-2008 Изделия из пеностекла т.м. «Термогласс» («Тегп^1а88»). Технические условия. -М. : ООО «АБИТЕК», 2008. - 13 с.

100. ТУ 6-55-221-1473-97 Сульфацелл (оксиэтилцеллюлоза). Технические условия. - Волжский : ООО «Нижневолскагрохим», 1997. - 4 с.

101. Устройство для исследования газожидкостных смесей : пат. № 40802 Рос. Федерация : МПК7 О 01 N 11/00 / В. Ф. Буслаев, А. В. Нор ; патентообладатель Ухтинский государственный технический университет. -№ 2004114411/22 ; заявл. 13.05.2004 ; опубл. 27.09.2004.

102. Чарный, И. А. Нагревание призабойной зоны при закачке горячей жидкости в скважину / И. А. Чарный // Нефтяное хозяйство. - 1953. - № 2. - с. 18-23.

103. Чарный, И. А. Об интерференции несовершенных скважин / И. А. Чарный // Изв. АН СССР. - 1946. - т. 10. - № 11. - с. 323-358.

104. Чарный, И. А. Основы газовой динамики / И. А. Чарный. - М. : Гостоптехиздат, 1961. - 200 с.

105. Чарный, И. А. Подземная гидрогазодинамика / И. А. Чарный. - M.-JT. : Гостоптехиздат, 1963. - 396 с.

106. Численный расчет теплового режима приустьевой зоны скважины в условиях естественной воздушной конвекции / И. Ю. Быков [и др.] // НТЖ Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. - 2009. - № 8.

- С. 6-8.

107. Чувилин, Е. М. Экспериментальное изучение теплопроводности мерзлых гидратосодержащих грунтов при атмосферном давлении [Электронный ресурс] / Е. М. Чувилин, Б. А. Буханов // НЖ Криосфера Земли. - 2013. - № 1.

- Режим доступа: www.izdatgeo.ru/pdf7krio/2013-l/69.pdf.

108. Шерстнев, Н. М. Предупреждение и ликвидация осложнений в бурении / Н. М. Шерстнев, Я. М. Расизаде, С. А. Ширинзаде. - М. : Недра, 1979. - 304 с.

109. Щелкачев, В. Н. Интерференция скважин и теория пластовых водонапорных систем / В. Н. Щелкачев, Г. В. Пыхачев. - Баку : АзГОНТИ, 1939. - 286 с.

110. Янке, Е. Специальные функции / Е. Янке, Ф. Эмде, Ф. Леш. - М. : Наука, 1977.-342 с.

111. Bullard, Е. С. The time necessary for a bore hole to attain temperature equilibrium / E. C. Bullard // Monthly Notices Roy. Astron. Soc., Geophys. Suppl. - 1947. - № 5.-127 p.

112. Dier, J. S. Techniques for setting drill rig piling and surface casing under permafrost conditions / J. S. Dier // Geological Survey of Canada ; [ed-d by J. A. Heginbottom, M. Sinclair], - Natural Resources Canada, 1985. - p. 163-173.

113. Jaeger, J. C. Numerical values for the temperature in radial heat flow / J. C. Jaeger // Journal of Mathematics and Physics. - 1956. - vol. 34. - № 4. - P. 316-321.

114. Simultaneous determination of thermal conductivity, thermal diffusivity and specific heat in structure I methane hydrate / W. F. Waite [et al.] // Geophys. J. Intern. - 2007. - vol. 169. - p. 767-774.

115. Thermal properties of methane hydrate by experiment and modeling and impacts upon technology / R. P. Warzinski [et al.] // Proc. of the 6th Intern. Conf. on Gas Hydrates, Vancouver, Canada. - 2008. - p. 803-812.

116. Vrielink, H. Casing-while-drilling successfully applied in Canadian Arctic permafrost environment [Электронный ресурс] / H. Vrielink [et al] // Drilling Contractor. - 2008. - № 6. - Режим доступа: http://www.drillingcontractor.org/casing-while-drilling-successfullv-applied-in-canadian-arctic-permafrost-environment-1624.

/