Исследование и разработка тампонажных составов для разобщения пластов с сероводородной и углекислой агрессией тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 25.00.15, кандидат наук Харитонова, Татьяна Александровна

• Харитонова, Татьяна Александровна
• кандидат наук
• 2013

Оглавление диссертации кандидат наук Харитонова, Татьяна Александровна

СОДЕРЖАНИЕ

ВВЕДЕНИЕ

1 КРАТКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА СОСТОЯНИЯ РАБОТ ПО ЦЕМЕНТИРОВАНИЮ ГАЗОВЫХ И ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ СКВАЖИН, СОДЕРЖАЩИХ В СОСТАВЕ ПЛАСТОВЫХ ФЛЮИДОВ УГЛЕКИСЛЫЙ И СЕРОВОДОРОДНЫЙ ГАЗЫ (НА ПРИМЕРЕ ОРЕНБУРГСКОГО ГАЗОКОНДЕНСТАТНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ (ОНГКМ))

1.1 Характеристика пород, слагающих разрез Оренбургского нефтегазоконденсатного месторождения

1.2 Характеристика коллекторов-объектов разработки

1.3 Краткая характеристика газов - углекислого газа и сероводорода

2 ОБЗОР ИССЛЕДОВАНИЙ ПО ИЗУЧЕНИЮ МЕХАНИЗМА КОРРОЗИОННОГО ПОРАЖЕНИЯ ЦЕМЕНТНОГО КАМНЯ В УСЛОВИЯХ СЕРОВОДОРОДНОЙ, УГЛЕКИСЛОТНОЙ И СОВМЕСТНОЙ (СЕРОВОДОРОДОУГЛЕКИСЛОТНОЙ) АГРЕССИИ

2.1 Анализ результатов исследований коррозионной стойкости

2.2 Объяснение механизма коррозионного поражения цементного камня в условиях сероводородного воздействия

2.3 Деструкция цементного камня от воздействия углекислого газа

2.4 Объяснение механизма процесса коррозии при сероводородо-углекислом воздействии

2.5 Обоснование требований к тампонажным материалам для разобщения пластов, содержащих сероводородный и углекислый газы

2.6 Теоретические предпосылки создания коррозионностойких тампонажных материалов

2.6.1 Теоретические предпосылки к разработке тампонажных материалов для крепления интервалов содержащих сероводород и углекислый газ с температурами 20 - 100 °С

2.6.2 Теоретические предпосылки к разработке тампонажных материалов для разобщения интервалов, содержащих сероводородные и углекислотные газы с температурами более 100 °С

ВЫВОДЫ ПО РАЗДЕЛУ 2

3 МЕТОДЫ И МЕТОДИКИ ПРОВЕДЕНИЯ ЭКСПЕРЕМЕНТАЛЬНЫХ ИССЛЕДОВАНИЙ

3.1 Методы измерения свойств тампонажных составов

3.2 Методика изучения процесса коррозионного поражения образцов цементного камня

3.3 Методика обработки результатов экспериментальных исследований

4 РЕЗУЛЬТАТЫ ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНЫХ ИССЛЕДОВАНИЙ ТАМПОНАЖНЫХ

РАСТВОРОВ, КАМНЯ

4.1 Результаты экспериментальных исследований физико-механических свойств тампонажного раствора, камня для температур 20-100 °С

4.1.1. Обоснование состава тампонажной композиции и результаты исследования физико-механических свойств раствора, камня на ее основе

4.1.2 Результаты исследований тампонажного камня на коррозионную стойкость

4.2 Результаты экспериментальных исследований физико-механических свойств тампонажного раствора, камня для температур более 100 °С

4.2.1. Обоснование состава тампонажного материала

4.2.1.2 Результаты исследований влияния удельной поверхности на оптимальное соотношение сырьевых компонентов и прочность камня

4.2.1.3 Обоснование состава белито-кремнеземистого тампонажного материала

4.2.1.4 Результаты исследований по изучению процесса твердения белито-кремнеземистого тампонажного раствора

4.2.1.5 Результаты исследований процессов седиментации и деформационных явлений

ВЫВОДЫ ПО РАЗДЕЛУ 4

5 ТЕХНОЛОГИИ ПРОИЗВОДСТВА ТАМПОНАЖНЫХ КОМПОЗИЦИЙ,

РЕЗУЛЬТАТЫ АПРОБАЦИИ

5.1 Технология производства белито-кремнеземистого тампонажного материала и цементно-зольной композиции

5.2 Результаты оценки достоверности экспериментальных исследований

5.2.1 Белитокремнеземистого вяжущего

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ:

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Исследование и разработка тампонажных составов для разобщения пластов с сероводородной и углекислой агрессией»

ВВЕДЕНИЕ

Актуальность проблемы

Достижение необходимого уровня темпов добычи углеводородного сырья обеспечивается, в частности, за счет эксплуатации месторождений с агрессивными компонентами. Такими месторождениями являются Оренбургское и Астраханское, в состав пластового флюида которых входит значительное количество сероводорода и углекислого газа. Дальнейшее развитие ресурсной базы нашей страны приурочено к месторождениям Восточной Сибири, в составе пластовых флюидов также отмечается их присутствие. Во многих случаях они являются причиной коррозионного разрушения цементного камня, следствием которого является возникновение тяжелых осложнений таких как, разрушение крепи скважин, загрязнение окружающей среды, а в некоторых случаях человеческих жертв.

Проблема крепления скважин, в этих условиях, является не до конца решена и актуальна на современном этапе развития науки и технологии.

Для ряда крупных газоконденсатных месторождений, таких как Астраханское, Оренбургское и других решение указанной проблемы имеет свои специфические особенности. Помимо высокого содержания в добываемом продукте сероводорода и углекислого газа (до и более 8 %) они характеризуются повышенной температурой в интервале продуктивного пласта, пониженным и повышенным пластовыми давлениями. Вводимые для регулирования плотности тампонажных растворов добавки (облегчающие, утяжеляющие) в большинстве своем являются инертными, в отношении формирования структуры цементного камня, и оказывают негативное влияние на его показатели - проницаемость, прочность. Несмотря на актуальность проблемы, наличия большого количества технологий и технических средств, направленных на обеспечение герметичности

тампонажного камня в интервалах горизонтов, насыщенных пластовым флюидом, содержащим в своем составе сероводород и углекислоту, до настоящего времени отсутствуют: однозначное мнение о процессах, вызывающих деструктивные изменения сформированного цементного камня; способы и методы повышения его долговечности; методики прогнозирования коррозионной стойкости различных тампонажных материалов из минеральных вяжущих; требования к технологии цементирования и применяемым техническим средствам и материалам. Все это сдерживает темпы строительства скважин, и обуславливает необходимость дополнительных затрат по сохранности экологической обстановки в районе сооружаемого объекта - скважины.

Цель работы

Обеспечение качества разобщения, вскрываемых продуктивных проницаемых пластов, содержащих агрессивные вещества - сероводород и углекислый газ.

Задачи исследования

1 .Изучение и обобщение причин разрушения цементного камня под действием сероводорода и углекислого газа.

2. Обоснование основных требований к фазовому составу и физико-механическим свойствам тампонажных растворов и формирующегося из них камня.

3. Разработка рецептур тампонажных растворов, формирующих камень с повышенной коррозионной устойчивостью при различных термобарических условиях, исследование их физико-механических свойств.

4. Разработка технологии производства коррозионно-устойчивых тампонажных составов и растворов на их основе.

5. Проведение опытно-промышленных испытаний, разработка (по их результатам) нормативной документации, промышленное внедрение разработанных технических и технологических решений.

Объект и предмет исследования

Объектом являются нефтяные и газовые продуктивные пласты, имеющие в своем составе сероводород и углекислый газ; предметом - тампонажные материалы для их разобщения, технологии и технические средства для реализации.

Научная новизна

1. Научно обосновано и экспериментально подтверждено объяснение процессов деструктивного разрушения цементного камня при сероводородной и углекислой агрессии, обусловленное: степенью диссоциации газов в поровой жидкости, фазовым составом цементного камня и структурой порового пространства.

2. Обоснованы требования и разработаны рецептуры тампонажных материалов для разобщения интервалов, содержащих сероводород и углекислый газы для различных термобарических условий окружающей среды:

- скважин, с нормальными и повышенными температурами (20 - 100 °С) -цементо-известково-зольное вяжущее;

- скважин, осложненных высокими температурами (более 100 °С) - белито-кремнеземистый тампонажный материал.

Практическая ценность и реализация работы

По результатам исследований разработаны инструкции на изготовление тампонажных композиций, приготовление на их основе тампонажного раствора, внедрение которых способствует повышению качества разобщения продуктивных

пластов и повышению долговечности работы крепи в условиях агрессии пластовых флюидов, содержащих сероводород и углекислый газ, а также сохранению экологической обстановки в районах ведения буровых работ.

1 КРАТКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА СОСТОЯНИЯ РАБОТ ПО ЦЕМЕНТИРОВАНИЮ ГАЗОВЫХ И ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ СКВАЖИН, СОДЕРЖАЩИХ В СОСТАВЕ ПЛАСТОВЫХ ФЛЮИДОВ УГЛЕКИСЛЫЙ И СЕРОВОДОРОДНЫЙ ГАЗЫ (НА ПРИМЕРЕ ОРЕНБУРГСКОГО ГАЗОКОНДЕНСТАТНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ (ОНГКМ))

Работы по заканчиванию газовых скважин, содержащих в своем составе коррозионноактивные агенты, предопределяет необходимость решения ряда технических и экологических проблем, возникающих при эксплуатации скважин и в последующем.

Среди них особая роль и актуальность отводится проблеме обеспечения герметичности разобщения продуктивных пластов, в особенности пластов, характеризующихся высокими забойными температурами и содержащих пластовые флюиды, вызывающие коррозию цементного камня. Из всего многообразия коррозионно-активных пластовых флюидов наиболее опасны углекислота и сероводород, поскольку последние взаимодействуют не только с металлом (обсадной колонной), но и с тампонажным камнем. Механизм процесса коррозии цементного камня и физико-химические факторы, определяющие ее скорость, остаются не выясненными, что вызывает определенные проблемы в решении поставленной цели. Отсутствует и концепция по разработке тампонажных материалов стойких к их воздействию. При этом следует учитывать и влияние пластовых температур, давлений, содержание агрессивных соединений и т.д.

Например, для Оренбургского газоконденсатного месторождения решения указанной проблемы имеют свои специфические особенности. Помимо высокого содержания в добываемом продукте таких составляющих как сероводород и углекислый газ (до 8 % каждого) оно характеризуется повышенной температурой, а в интервале продуктивного пласта, пониженным пластовым давлением. Последнее обуславливает использование облегченных тампонажных растворов. Вводимые облегчающие добавки в большинстве своем являются инертными при формировании структуры цементного камня и оказывают негативное влияние на структуру его порового пространства. В этой связи, актуальным и важным

является изучение механизма протекания коррозионного поражения сформированного цементного камня в условиях воздействия рассматриваемых газов и разработка, на ее результатах, рецептур тампонажных материалов, обладающих способностью противостоять коррозионному воздействию пластового флюида в разнообразных геологических условиях (давлениях и температурах), в течении длительного времени, тем самым обеспечивая герметичность заколонного пространства.

1.1 Характеристика пород, слагающих разрез Оренбургского нефтегазоконденсатного месторождения

Геологическое строение Оренбургского нефтегазоконденсатного месторождения подробно описано в большом количестве периодических и фондовых изданиях [1-7]. Поэтому подробно в данной работе описаны сведения, характеризующие лишь интервалы цементирования. Продуктивные залежи данного месторождения расположены в подсолевых горизонтах, состоящих из карбонатов нижнепермского и каменноугольного возрастов [2-5]. Особенно отмечается в геологическом строении масштабность (130-22-0,520 км) ОНГКМ и зональность его фильтрационно-емкостных свойств (ФЭС), представленные на рисунке 1.1.

Расположение углеводородосодержащих горизонтов вызвано первичными условиями осадконакопления и постседиментационными явлениями. Особенности литологии ОНГКМ достаточно хорошо изучены и описаны в работах [4-7].

Породы, слагающие разрез месторождения, в основном карбонатные, по своей структуре разделены на группы: биогенные, хемогенные, «переотложенные», биохемогенные и криптогенные.

Микрозернистые известняки - породы с сутуровыми поверхностями и вертикальными трещинами, плотные и массивные, нередко состоящие из карбонатных и сульфатных образований, часто с пятнами битумов представляют

хемогенную группу пород. Основная их толща, представлена микрозернистым кальцитом, с мелким единичным органогенным детритом и неопределимым шламом [4,11].

Микрозернистые известняки нередко трещиноваты (тонкие ветвящиеся минеральные трещины), с присутствием примесей сульфатного и доломитового материала [4,11].

Сгустковыми и комковатыми являются биохемогенные известняки, которые находятся в верхней части разреза ОНГКМ, представленные темно-серыми комочками и сгустками микрозернистого кальцита, в котором присутствует примесь фаунистического материала. Фрагменты цементируются кальцитом (тонко- и мелкокристаллическим).

Артинский ярус представлен породами типа базальтов, в которых цементирующим веществом являются сульфаты. Отмечено наличие трещин [12].

Биоморфными и детритовыми разностями представлены биогенные известняки (водорослево-фораминиферовые и сгустково-фораминиферовые). Цементируются участками, часто среднезернистым кальцитом, гипсом, реже ангидритом. Цемент порового и контактного типа.

Известняки, представленные органогенно-детритовыми породами, присутсвуют по всему разрезу. По своим размерам они классифицируются на крупнодетритовые, мелкодетритовые и шламовые. [2, 5, 12].

Кальцитовые обломки раковин различной фауны представляют крупнодетритовые известняки. Разнообразный состав, слагающих их обломки, относят к разновидностям полидетрита, цементирующим веществом является зернистый кальцит. Известняки мелкодетритовые переслаиваются с крупно детритовыми. Цемент в них представлен микрозернистым кальцитом порового и базальтового типов. [5].

Известняковые «раковинные песчаники», переотложенные комковатые и оолитовые объединены в группу «переотложенных пород»[7].

Схематичный продольный профиль

Структурная карта по кровле карбонатно й пачки артинского яруса Рисунок 1.1- Схема строения Оренбургского НГКМ

«Раковинные песчаники» (известняковые) - массивные, плотные и пористые, светлые, сформированные из плохо отсортированных, окатанных фрагментов органического происхождения [4, 5, 12]. Существенная часть породы (до 80 %) органогенная. Остатки фауны цементируются разнозернистым кальцитом. Тип цемента различный - поровый, крустификационный, контактовый, на крупнофрагментарных разностях - пойкилитовый [7, 12].

В небольшом количестве пропластков, в разрезе сакмарского яруса встречаются оолитовые известняки, которые сложены хорошо отсортированными оолитами. Цемент базальтового и порового типов микрозернистый, кальцитовый.

Метасоматические доломиты и вторично измененные разности известняков выделены в криптогенную группу [2, 5], представлены трещинами, порами и кавернами; доломиты - тонко-, мелко- и среднезернистые, иногда с реликтами сгустковой и органогенной структур, с включениями крупнокристаллических сульфатов [6, 7, 12].

Вторично измененные породы - это сильно перекристаллизованный известняк, сложенный кальцитом с разными по размерам зернами с примесью редких, хорошо устойчивых к перекристаллизации фрагментов, отмечается присутствие первично-органогенной структуры.

Как уже отмечалось ранее, породы, представляющие продуктивный горизонт Оренбургского нефтегазоконденсатного месторождения, являются сильно измененными постседиментационными явлениями. Наиболее широко развито уплотнение, перекристаллизация, кальцитизация, доломитизация и сульфатизация, окремнение, выщелачивание, трещинообразование, стилолитизация и битуминизация.

Карбонизация, сульфатизации, битуминизации и трещинообразования пород повлияли структуру порового пространства коллекторов первого горизонта [5, 12].

Процесс доломитизации в основном проявлен в верхней части разреза. Анализ имеющихся данных о химическом составе пород и результаты литолого-петрографических исследований показал и то, что данный процесс растет вверх по

исследуемому разрезу. Три верхних, наиболее мощные, относятся к первому горизонту. Это сакмарский и артинский ярусы [12]. В горизонтальном распространении, по площади в восточном направлении, отмечается снижение степени доломитизации пород.

Незначительная тенденция повышения величины открытой пористости наблюдается при увеличении степени доломитизации, это может быть объяснено наложением других постседиментационных процессов - выщелачивание и сульфатизация [12].

В карбонатном разрезе месторождения сульфаты представлены гипсом и ангидритом. Степень сульфатизации и структура породы не связаны между собой, как в случае с доломитизацией, но имеется склонность ее повышения в известняках. В известняках артинского и сакмарского ярусов гипс является цементирующим веществом [8, 12]. Гипс отмечается в тонкозернистых известняках, в основном, по трещинам, образует гнезда вместе с ангидритом [6].

Сульфаты распространяются с увеличение степени сульфатности по разрезу вверх. Разделяют три зоны повышения сульфатности, которые приурочены к сакмаро-артинским отложениям. В кровельной части артинской карбонатной толщи располагается верхняя, вторая находится на границе артинского и сакмарского ярусов и третья - в подошве сакмарского яруса. Смещение зон наибольшей сульфатности относительно друг друга наблюдается в распределении по площади. В артинском ярусе наибольшие значения характерны для центральной части, а в сакмарском - на западе. Отмечено, что ангидрит имеет более широкое распространение, чем гипс, и присутствует во всех трех зонах. Гипс чаще всего присутствует в верхней и нижней зонах [8,12].

Не выявлено четкой зависимости влияния сульфатизации на формирование фильтрационно-емкостных свойств коллекторов. Наибольшее негативное влияние оказывает сульфатизация в известняках биоморфных, т.к. внутри сульфаты заполняют форменное и межформенное пространство и снижают коллекторские свойства [12].

Выделяются две зоны повышенного содержания гипса. Верхняя зона -толщина составляет 25-40 м, кровельная часть карбонатной толщи артинского яруса, нижняя - толщина 15-40 м, подошва сакмарского и кровля ассельского ярусов.

Максимальное распространение гипсы получили в продуктивном разрезе центрального блока, его по отдельным шлифам достигает 40 %, а объемное содержание, определенное термическим способом, составляет 29 %.

1.2 Характеристика коллекторов-объектов разработки

В разрезе ОНГКМ пласты, насыщенные газом, расположены в трех интервалах, между которыми имеются плотные литологические экраны. Сами пласты являются объектами разработки. Характеристика объектов разработки, их филырационно-емкостные свойства, представлены на рисунке 1.2 [6, 7].

В литолого-стратиграфическом отношении первый горизонт (объект 1) сложен карбонатами артинского и сакмарского ярусов, толщина которого

15 2

варьируется от 50 до 200 м с запада на восток. Газопроницаемость- 1,3-10" м в

]Г л

центре и 16,4-10" м на западе, эффективная пористость 12,3 % [8, 11].

Проницаемость, (к, мД) Пористость, (т.%)

Эффективная толщина, (Ьэф, м]

I объект ■ 2

II объект

III объект

Рисунок 1.2 - Фильтрационно-емкостные свойства коллекторов газа

ОНГКМ

Второй - карбонаты ассельского яруса й верхнего карбона, общая толщина в среднем составляет 57 м с эффективной толщиной 23,2 м и пористостью 12,6 %, газопроницаемость варьируется от 7 до 16-10"15 м2 [12].

Третий горизонт, так же как и предыдущие состоит из карбонатов, их возраст - верхний и средний карбон, расположен, в основном, в центральной части месторождения. Общая толщина составляет в среднем 120,5 м. Эффективная

15 2

толщина 34 м, эффективная пористость 11,4 %, газопроницаемость 21,3-10" м .

Данная схема деления горизонтов усложняется системой пластов-

коллекторов повышенной проницаемости, толщиной от 1 до 4 м, их площадное

распространение является значительным и различным [1, 7]. Трещинная

проницаемость этих коллекторов колеблется в следующем диапазоне 20015 2

1000-10" м при средней принятой для залежи матричной проницаемости

1С л

пород коллекторов -7,3-10" м [8].

В рассматриваемых горно-геологических условиях, а также с учетом неравномерного ввода в разработку площадей УКПГ, на ОНГКМ наметилось отставание темпа извлечения углеводородов, относящихся к первому горизонту разработки, и общее снижение конденсатоотдачи по мере расходывания пластовой энергии [8,12].

Сведения о выработке запасов углеводородов по горизонтам основной залежи ОНГКМ представлены на рисунке 1.3.

80 70 60 50 40 30 20 10 0

Рисунок 1.3 - Сведения о выработке запасов по горизонтам основной залежи ОНГКМ

"Я "Я

Остаточные запасы в первом горизонте- 481 млрд. м при 136,3 млрд. м дренируемых. Сегодня ведется разработка первого горизонта на ОНГКМ 176 вертикальными и 38 горизонтальными скважинами, пробуренными при репрессии

л

на пласт с общей среднесуточной добычей порядка 6,3 млн.м /сут. и распределением по рабочему дебиту, приведенным на рисунке 1.4, 1.5 [3, 4, 12]. Распределение пластовых давлений в основной залежи определяет выработка запасов в условиях неоднородности коллекторских свойств продуктивной части разреза и временных различий начала отработки запасов по площади месторождения.

Текущие пластовые давления по выявленным объектам разработки основной залежи соответствовали картам изобар ОНГКМ (рисунки 1.4, 1.5).

Пластовые давления различны. Они определяются степенью разработки месторождения, ее неоднородностью, способами эксплуатации. По абсолютной величине они постоянно снижаются.

I 11+111 Общий

□ Выработка от балансовых запасов, % ■ Выработка от дренируемых запасов, %

В таблице 1.1 представлены сведения о пластовых давлениях, рассчитаны градиенты пластовых давлений, которые являются ориентирами для обоснования требований к технологическим жидкостям, предназначенным для вскрытия и разобщения пластов. [3,7].

Таблица 1.1- Сведения о геологических условиях залегания залежей газа наОНГКМ

№ п/ п УКПГ (Зона ОНГКМ) Объект Глубина, м Альтитуда, м Пластовое давление, МПа Градиент давления, МПа/м Плотность бурового раствора, кг/м

1. УКПГ-10 (Восточная) I 1550 136 16,6 0,00107 1146

2. УКПГ- 1,2,3,6,7,8,9,12 (Центральная) I П+Ш 1400 110 7,2 0,00476 486

3. УКПГ-14,15 (Западная) I П+П1 1500 81 15.5 10.6 0,0103 0,0067 1106 683

Специфической особенностью пластовых флюидов, насыщающих продуктивные горизонты ОНГКМ, является повышенное содержание кислых компонентов (сероводород до 4,5 %, углекислого газа до 6,6 %), которые в зависимости от щелочности окружающей среды химически активны -взаимодействуют с растворимыми в поровой жидкости тампонажного камня оксидами кальция, являющимся продуктом гидратации минералов клинкера портландцемента [3].

i8

Условные обозначения скважин и контуров

______ Контур нодонефтяного контакта I об-ьвкта

----- Контур гаэонефтяного контакта I объекта

Контур водонвфтяного контакта И объекта Контур газонефтяного контакта II объекта Контур ВНК газонефтяиой запажи III об-ьакта Контур ВНК ассальской залежи Положение латерального экрана Границы зон УКПГ • 15*о Номер скважины и величина давления(МПа)

Рисунок 1.4 - Распределение пластового давления первого горизонта ОНГКМ

40 60 80 10О 170 14 О 160 180 200

Условные обозначения скважин и контуров Контур водонафтяного контакта I объекта

----- Контур гаэонафтяного контакта I объекта

Контур волонефтяного контакта II объекта Контур гаэонафтяного контакта II объекта Контур ВНК газонефтяной залежи III объекта Контур ВНК ассельской залежи Положение латерального экрана Границы зон УКПГ

40S

' mo Номер скважины и величина давления(МПа)

Рисунок 1.5 - Распределение пластового давления второго и третьего горизонтов 0НГКМ

1.3 Краткая характеристика газов - углекислого газа и сероводорода

Коррозии тампонажного камня под действием углекислоты до настоящего времени практически не уделялось внимания, несмотря на то, что пластовые воды

л

большинства месторождений содержат от 100 до 0,4 кг/м , Н2С03 в добываемом

газе, его количество достигает 20 %. Ионы СОэ" присутствуют совместно с

2 ^

ионами S04S" и др., которые традиционно считаются более сильными агрессорами по отношению к цементному камню.

Тем не менее углекислому газу, как и всем газам, присуще свойство растворимости, которое с увеличением давления повышается. Поэтому при давлении в несколько десятков МПа, содержание этого газа в растворимом виде будет значительным.

Последний, в пластовой жидкости представлен в виде угольной кислоты Н2СОз, способной вызывать деструктивные изменения не только цементного камня, но и обсадной колонны. Щелочность в угольной кислоте может быть 3,7. В этой связи повышение долговечности крепи скважины в условиях углекислотной агрессии является весьма актуальной задачей. Важность ее определена и тем, что на ряде месторождений интенсификация добычи нефти производится закачиванием углекислоты.

Следует отметить, что компоненты цементного камня могут реагировать и с газообразными растворенным углекислым газом, механизм разрушения в этих случаях различен, поэтому необходимо рассматривать их каждый в отдельности.

Сероводород является еще более коррозионноактивным газом, оказывает сильное разрушающее действие не только на металлические конструкции, но и на сформированный цементный камень, разрушение которого способствует заколонным проявлениям, выходу газа на поверхность.

Изучению вопросов коррозии тампонажного камня уделяли большое внимание различные исследователи, результаты которых способствовали, как созданию тампонажных материалов, стойких к сероводороду, так и изучению механизма кинетики процессов коррозии. Это работы Агзамова Ф.А., Каримова Н.Х., Кравцова В.М., Рахимбаева Ш.М., Романовой Т.В., Рябовой Л.И. Петракова Ю.М. и Перейма A.A. и др. Однако вопросы сероводородной коррозии камня,

несмотря на имеющиеся успехи, остаются актуальными. Это вызвано тем, что сероводород значительно агрессивней других по отношению к металлам, камню и т.д., то есть разрушения, происходящие в условиях данной коррозии наиболее интенсивны. Сероводород может контактировать с тампонажным камнем в различном состоянии (газообразноми растворенном). Механизм и скорость коррозии цементного камня существенным образом меняется в зависимости от состояния сероводорода (газ или растворенный).

Известно, что при повышении давления сероводород может переходить из газа в жидкое состояние. Это возможно при температурах не более 100,4 °С. При температуре 15-20 °С и давлении 1,6 МПа сероводород переходит в сжиженное состояние. При повышении давления одновременно растет растворимость сероводорода в воде. На основании этого можно предположить, что сероводород в условиях «холодных» скважин реагирует с тампонажным камнем в виде жидкой фазы, но не исключается возможность и его реагирования в газообразном виде.

Представленный выше анализ условий залегания газосодержащих горизонтов стал основанием поставки цели данной диссертационной работы -обеспечение качества разобщения, вскрываемых продуктивных проницаемых пластов, содержащих в составе пластового флюида агрессивные вещества -сероводород и углекислый газ. Для ее реализации необходимо решение следующих задач: изучение механизма разрушения цементного камня под действием сероводорода и углекислого газа; обоснование основных требований к фазовому составу и физико-механическим свойствам тампонажных растворов и формирующегося из них камня; разработка рецептур тампонажных растворов, формирующих камень с повышенной коррозионной устойчивостью при различных термобарических условиях, исследование их физико-механических свойств; разработка технологии производства коррозионно-устойчивых тампонажных составов; разработка технологии приготовления тампонажных растворов на основе разработанных рецептур; проведение опытно-промышленных испытаний, разработка (по их результатам) нормативной документации, промышленное внедрение разработанных технических и технологических решений.

2 ОБЗОР ИССЛЕДОВАНИЙ ПО ИЗУЧЕНИЮ МЕХАНИЗМА КОРРОЗИОННОГО ПОРАЖЕНИЯ ЦЕМЕНТНОГО КАМНЯ В УСЛОВИЯХ СЕРОВОДОРОДНОЙ, УГЛЕКИСЛОТНОЙ И СОВМЕСТНОЙ (СЕРОВОДОРОДОУГЛЕКИСЛОТНОЙ) АГРЕССИИ

2.1 Анализ результатов исследований коррозионной стойкости

В предыдущем разделе было показано, что при строительстве скважин на ряде крупных газовых и газоконденсатных месторождений и в частности на Оренбургском газоконденсатном месторождении имеется существенная проблема - наличие в пластовых водах и продуктивных горизонтах углекислого газа и сероводорода.

Содержание сероводорода на глубинах до 3000 м в газе колеблется от 1,4 до 6 %, углекислого газа от 0,3 до 3,7 %, а на глубинах свыше 3000 метров от 5,7 до 7,4 % сероводорода и углекислого газа от 1,2 до 4,1 %.

Основным условием бурения скважин на этих месторождениях является необходимость применения коррозионностойкого инструмента, труб и другого оборудования. Технология крепления скважин и виды применяемых цементов должны полностью исключать выход сероводорода на дневную поверхность.

Список литературы диссертационного исследования кандидат наук Харитонова, Татьяна Александровна, 2013 год

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ источников

1 Исследование газодинамических свойств пластов, физико-химических и товарных характеристик флюидов нефтегазоконденсатных месторождений: Отчет о НИР / Фонды ВУНИПИгаз; Руководитель Д.З. Сагитова. - Оренбург, 1995.-97 с.

2 Политыкина М.А. О пластовом строении Оренбургского газоконденсатного месторождения // Геология нефти и газа. - 1980. - № 6. -С. 26-33.

3 Чернов Н.И. О зональном распределении фильтрационных свойств в газонасыщенных карбонатных породах Оренбургского месторождения. -ВНИИГазпром, 1981. - № 6.

4 Жабрев И.П. Суперколлекторы Оренбургского газоконденсатного месторождения / И.П. Жабреев, М.А. Политыкина, Ю.В. Участкин // Геология нефти и газа. - 1979. - № 3. - С. 20-28.

5 Политыкина М.А. Сульфатный метасоматоз в карбонатных коллекторах (на примере Оренбургского месторождения) / М.А. Политыкина, А.Е. Гладков // РН. Сер. Геология и разведка газовых, газоконденсатных месторождений. - 1983. - № 7. - С. 1-4.

6 Отчет по теме 02-32/94.95 «Исследование газодинамических свойств пластов, физико-химических и товарных характеристик флюидов нефтегазоконденсатных месторождений». - Оренбург,ВУНИПИгаз,1995.

7 Технико-экономическое обоснование опытно-промысловых работ по восстановлению продуктивности эксплуатационных газовых скважин методом зарезки горизонтальных участков стволов при депрессии на пласт. Отчет о НИР, руководители темы: Баишев В.З., Горонович С.Н., - Оренбург, «Волго-УралНИПИгаз», тема № 02-60/99.99/711-34, 1999.

8 Горонович B.C. Разработка и исследование рецептур гидрогелевых буровых растворов с конденсированной твердой фазой ( на примере Оренбургского нефтегазоконденсатного месторождения) Дис ... канд. техн. наук: 25.00.15. - Тюмень, 2003. - 121 с.

9 Данюшевский B.C. Газовая сероводородная коррозия тампонажного камня /B.C. Данюшевский, А.П.Тарнавский// - Газовая промышленность - 1977 - № 6 - С.46-48.

10 Данюшевский B.C. Справочное руководство по тампонажным материалам / B.C. Данюшевский, И.Ф.Толстых, В.М.Милыптейн,// - Недра -1973 - С.311.

11 Данюшевский B.C. Справочное руководство по тампонажным материалам / B.C. Данюшевский, И.Ф.Толстых, В.М.Милыптейн,// - Недра -1973-С.311.

12 Овчинников П.В. Теория и практика вскрытия и разобщения продуктивных пластов со сложными термобарическими условиями Дис ... д-ра.техн. наук: 25.00.15. - Тюмень, 2005. - 470 с.

13 Перейма A.A. Цемент тампонажный сероводородостойкий НКИ и НП / А. А. Перейма // Бурение газов.и морск скв. РНТС ВНИИЭгазпром - 1982. -Вып. 6. - С. 23-24.

14 Перейма A.A. Влияние добавок химреагентов на защитные свойства ингибированных тампонажных растворов / A.A. Перейма, Ю.И. Петраков // ОИ ВНИИОЭНГ, сер. Бурение. - 1985. - Вып. 6. - С. 14-17.

15 Умралиев Б.Т. Тампонажный материал с карбонатной добавкой для крепления скважин в агрессивных средах. Дис. ... канд. тех. наук: 05.15.10. -Уфа, 1999.- 145 с.

16 Агзамов Ф.А. Повышение долговечности тампонажного камня в агрессивных флюидах нефтяных и газовых скважин / Ф.А. Агзамов, Б.С. Измухамбетов, Н.Х. Каримов, М.Р. Мавлютов. - Уфа: Самара, 1998.

17 Мачинский Е.К., Булатов А.И. Стафикопуло А.И. Шлакопесчаные безобжиговые цементы для тампонажа скважин с забойной температурой до 200 °С. / Нефт. хоз. № 4, 1958. - с.36-39.

18 Мачинский Е.К., Булатов А.И. Шлако-песчаные цементы ГрозНИИ с естественным кварцевым песком. /Нефт. Хоз. №3. 1960.

19 Булатов А.И. Цементы для цементирования глубоких скважин. - М.: Гостоптехиздат, 1962.-103.

20 Булатов А.И. Управление физико-механическими свойствами тампонажных систем. - М.: Недра, 1976. - 248 с.

21 Булатов А.И. Цементирование глубоких скважин. - М.: Недра, 1964. -

197 с.

22 Булатов А.И. Цементы для цементирования глубоких скважин. - М.: Гостоптехиздат, 1962. - С. 202.

23 Булатов А.И. Тампонажные шлаковые цементы и растворы для цементирования глубоких скважин / А.И. Булатов, Д.Ф.Новохатский. - М.: Недра, 1975. - С. 224.

24 Булатов А.И. О необходимости учета седиментационной устойчивости тампонажных растворов / А.И. Булатов, А.К. Куксов, О.Н. Обозин // Бурение. - 1971. - № 2,7. - С. 9-11.

25 Булатов А.И. Коррозия тампонажных цементов / А.И. Булатов, Ш.М. Рахимбаев, Д.Ф. Новохатский. - Ташкент: Изд-во Узбекистан, 1970. - С. 96

26 Рахимбаев Ш.М. К вопросу о механизме сульфоалюминатной коррозии цемента // Неорганические материалы: Изв. АБП. - 1969. - № 5. - С. 34-35.

27 Новохатский Д.Ф. Тампонажные шлаковые цементы и растворы для цементирования высокотемпературных скважин и технология их применения: Автореф. дис. ... д-ра техн. наук. - Баку, 1975.

28 Новохатский Д.Ф. Коррозионная стойкость камня из ШПЦС-1200 с добавкой КМЦ.-РНТС / Д.Ф. Новохатский, Л.И. Рябова, 3.JI. Лайко // Бурение. - 1976.-Вып. 6.-С. 28-29.

29 Новохатский Д.Ф. Влияние добавки гипана коррозионную стойкость цементного камня / Д.Ф. Новохатский, H.A. Иванова, Л.И. Рябова // Техника и технология промывки и крепления: Тр. ВНИИКрнефти. - 1975. - Вып. 9. - С. 28-32.

30 Новохатский Д.Ф. Влияние некоторых добавок на коррозионную стойкость тампонажных материалов в условиях магнезиальной агрессии / Д.Ф. Новохатский, H.A. Иванова, Л.И. Рябова // Буровые растворы, крепление скважин и предупреждение осложнений: Тр. ВНИИБТ. - М., 1972. - С. 193-197.

31 Иванова H.A. Изучение влияние пластовых сероводородных вод на стойкость цементного камня / H.A. Иванова, Д.Ф. Новохатский, Г.Г. Ганиев // Промывка и технология крепления скважин: Тр. ВНИИБТ. - М., 1973. - С. 250-255.

32 Иванова H.A. Влияние некоторых добавок на коррозийную стойкость тампонажных материалов в условиях магнезиальной коррозии / H.A. Иванова, Д.Ф. Новохатский, Л.И. Рябова // Буровые растворы, крепление скважин и предупреждение осложнений: Тр. ВНИИБТ. -М., 1972. - С. 197-202.

33 Иванова H.A. Влияние агрессивный сред на стойкость цементного камня из доменных основных шлаков / H.A. Иванова, Д.Ф. Новохатский, Л.И. Рябова // Бурение. - 1972. - Вып. 8. - С. 22-28.

34 Иванова H.A. Автореф. дис. ... канд. техн. наук. - Ташкент, 1972.

35 Иванова H.A. Влияние агрессивных сред на стойкость цементного камня из доменных основных шлаков / H.A. Иванова, Д.Ф.Новохатский, Л.И. Рябова // Бурение. - 1972. - Вып. 3. - С. 19-22.

36 Данюшевский B.C. Воздействие сероводородосодержащего природного газа на стойкость цементного кольца скважин / B.C. Данюшевский,

A.JT. Тарнавский // Резюме докладов ГЕОХЕМ-76. - ЧССР, Готвальдов, 1976. -С. 45-46.

37 Данюшевский B.C. Исследование процессов твердения тампонажных цементов в специфических условий глубоких скважин: Автореф. дис. ... д-ра техн. наук. - М., 1973. - 32 с.

38 Данюшевский B.C. Проектирование оптимальных составов тампонажных составов. - М.: Недра, 1978. - С. 293.

39 Рояк С.М. Технология и свойства специальных цементов / С.М. Рояк, A.M. Дмитриев // Труды совещания по химии и технологии цемента. -Стройиздат, 1967. - С. 219-227.

40 Руководство по определению скорости коррозии цементного камня, раствора и бетона в жидких агрессивных средах. - М.: Стройиздат, 1975. - С. 24.

41 Тейлор Х.Ф. Химия цементов. - М.: Стройиздат, 1969. - 500 с.

42 Петраков Ю.И. Результаты исследования коррозионной стойкости цементного камня // Проблемы освоения газовых ресурсов Северного Кавказа: Сб. тр. - ВНИИЭгазпром, 1980. - С. 30-36.

43 Иванова H.A. О влиянии сероводородных пластовых вод на стойкость утяжеленных цементов // Тр. ВНИИБТ. - М., 1972. - Вып. 8. - С. 331-334.

44 Булатов А.И. Управление физико-механическими свойствами тампонажных систем. - М.: Недра, 1976. - 248 с.

45 Булатов А.И. Цементирование глубоких скважин. - М.: Недра, 1964. -

197 с.

46 Булатов А.И. Цементы для цементирования глубоких скважин. - М.: Гостоптехиздат, 1962. - С. 202.

47 Булатов А.И. Тампонажные шлаковые цементы и растворы для цементирования глубоких скважин / А.И. Булатов, Д.Ф.Новохатский. - М.: Недра, 1975. - С. 224.

48 Булатов А.И. О необходимости учета седиментационной устойчивости тампонажных растворов / А.И. Булатов, А.К. Куксов, О.Н. Обозин // Бурение. - 1971. - № 2,7. - С. 9-11.

49 Булатов А.И. Коррозия тампонажных цементов / А.И. Булатов, ТТТ М. Рахимбаев, Д.Ф. Новохатский. - Ташкент: Изд-во Узбекистан, 1970. - С. 96.

50 Липовецкий А.Я. Влияние некоторых добавок на коррозийную стойкость цементов в пластовых водах Башкирии / А.Я. Липовецкий, В.Э. Лейрих, З.Н. Данюшевская // Известия вузов. Нефть и газ. - 1961. - № 11. - С. 95-98.

51 Клявин P.M. Коррозийная стойкость камня из тампонажных цементов в пластовых водах сакмаро - артинских отложений / P.M. Клявин, P.P. Лукманов, А.У. Шарипов // Бурение. - 1976. - № 4. - С. 23-31.

52 Клявин P.M. Коррозийная стойкость тампонажных цементов с добавкой хлористого кальция / P.M. Клявин, P.P. Лукманов, А.У. Шарипов // Нефтяное хозяйство. - 1977. - № 8. - С. 34-36.

53 Гельфман Т.Н. Влияние водоотдачи на процессе формирования цементного камня и на качество цементирования скважин / Т.Н. Гельфман, P.M. Клявин // Материалы совещания по формированию цементного камня. - 1982.

54 Кинд В.В. Некоторые вопросы и задачи в области коррозии гидротехнического бетона // Коррозия бетона и меры борьбы с ней: Сб. тр. -М.: Изд-во АН, 1954. - С. 35-44.

55 Кинд В.В. Коррозия цементов и бетона в гидротехнических сооружениях. - М.: Госэнергоиздат, 1955. - С. 320.

56 Доронин A.A. Исследование и разработка технологий вскрытия и разобщения пластов в условиях агрессии Н20 и С02. Дисс...канд тех. наук: 25.00.15. - Москва, 2008. - 125 с.

57 Рябова Л.И. Опыт крепления скважин в условиях повышенной углекислотной агрессии / Л.И. Рябова, В.М. Кравцов, А.И. Булатов, М.Р. Мавлютов, Ф.А. Агзамов // Бурение. - 1981. - № 2. - С. 13-15.

58 Мамаджанов У.Д. Коррозия тампонажных цементов в углекислотной среде // Тр. АН УзССР, отдел.тех. Наук. - 1976. - С. 69-73.

59 Кравцов В.М. К механизму и кинетике коррозии тампонажного камня в условиях сероводородной агрессии / В.М. Кравцов, М.Р. Мавлютов, Ф.А. Агзамов, Ю.С. Кузнецов, Н.Т. Белюченко // Известия вузов. Нефть и газ. -1980.-№ 11.-С. 11-15.

60 Кравцов В.М. Исследование коррозийной стойкости специальных цементов в минерализованных средах / В.М. Кравцов, А.И. Рябова, Ф.А. Агзамов, В.П. Овчинников// Проблемы использования химических средств и методов увеличения нефтеотдачи пластов: Тез. V Республик, межотрасл. науч-практ. конф. - Уфа, 1980. - С. 207-211.

61 Кравцов В.М. Промысловые испытания коррозийной стойкости тампонажных материалов в сероводородной среде / В.М. Кравцов, М.Р. Мавлютов, Д.Ф. Новохатский // Проблемы использования химических средств и методов увеличения нефтеотдачи пластов: Тез. V Республик, межотрасл. науч.-практ. конф. - Уфа, 1980. - С. 217-220.

62 Кравцов В.М. Стойкость тампонажных материалов в условиях газовой сероводородной агрессии / В.М. Кравцов, М.Р. Мавлютов, Д.Ф. Новохатский // Газовая промышленность. - 1982. - № 4. - С. 33-35.

63 Кравцов В.М. О долговечности тампонажного камня нефтяных и газовых скважин в условиях сероводородной агрессии / Ф.А. Агзамов, М.Р. Мавлютов, А.И. Спивак // Газовая промышленность - 1979. - № 12. - С. 23-24.

64 Полак А.. Файзуллин Н.Ш., Кравцов В.М. Теоретические исследования по коррозии железобетона в среде кислых агрессивных газов // Труды института НИИпромстрой. - У-а, 1973. - С. 237.

65 Москвин В.М. Коррозия бетона. - М.: Стройиздат, 1952. - 343 с.

66 Лаптев Ф.Ф. Агрессивное действие вод на карбонатные породы, гипсы и бетон. ГОНТИ, 1039.

67 Авилов В.И. Сероводородная коррозия цементного камня в затрубном пространстве газовых скважин / В.И. Авилов, B.C. Данюшевский, А.П. Тарнавский // Бурение газовых и газоконденсатных скважин. - 1981. - Вып. 1. - 44 с.

68 Кучеров C.B. Исследование и разработка технологий, обеспечивающих герметичность заколонного пространства скважин и подземных хранилищ. Дис ... канд. техн. наук: 25.00.15. - Тюмень, 1999. - 113 с.

69 Коррозионная стойкость цементного камня в сероводородсодержащих средах /A.A. Перейма, Ю.И. Петраков, С.Б. Трусов и др. - нефтяное хоз-во, 1986.-№3,с.29-32.

70 ГОСТ 1581-96. Портландцемента тампонажные. Технические условия. -М.: Изд-во стандартов, 1998. - 13 с.

71 Фролов A.A. Научное обоснование, разработка и внедрение современных технологий разобщения пластов сложнопостроенных газовых месторождений. Дис....д-ра наук: 25.00.15. - Тюмень, 2001. - 393 с.

72 Хасаев C.B. Исследование и разработка технологий обеспечивающих герметичноть заколонного пространства скважин подземных хранилищ Дис....канд. тех. наук: 05.05.1. - Тюмень, 1999. - 143 с.

73 Инструкции по эксплуатации лабораторных приборов Chandler Engineering. Модель «Chandler 7120»

74 Инструкции по эксплуатации лабораторных приборов Chandler Engineering Ультразвуковой анализатор цемента «Модель 4262»

75 Гребенщиков В.М. Разработка и исследование газорованной тампонажной суспензии технологии ее применения. Дис ... канд. техн. наук: 25.00.15.— Тюмень, 2010. - 177 с.

76 Инструкции по эксплуатации лабораторных приборов Chandler Engineering Прибор (ячейка расширение/усадка цемента 4268ES)

77 Руководство по определению скорости коррозии цементного камня, раствора и бетона в жидких агрессивных средах - НИИЖБ - Стройиздат -1975 -С.24.

78 Кобышев Н.П. Исследование и разработка технологии строительства скважин в условиях агрессии кислых газов. Дис....канд. тех. наук.: Тюмень, 2001.- 180 с.

79 Овчинников В.П. Разработка специальных тампонажных композиций и технологии подготовки ствола скважины для разобщения пластов в

различных термобарических условиях. Дис......д-ра тех. наук: 05.15.10. - Уфа,

1992.-497 с.

80 Сиверцев Г.Н. Гидратация шлаковых вяжущих //Доменные шлаки в строительстве. - Киев: Госстройиздат УССР, 1956. - 328 с.

81 Statistica W/ 5.0 и 6.0, Microsoft Excel 7.0

82 Шарафутдинов 3.3. Управление технологическими параметрами буровых и тампонажных растворов изменением структурного состояния дисперсионной среды. Дисс.. .д-ра тех. наук: 25.00.15. - Уфа, 2006. - 487 с.

83 Урманчеев В.И. Научно-прикладные основы совершенствования технологии бурении скважин на суше и континентальном шельфе. Дисс...д-ра тех. наук: 25.00.15. - Тюмень, 2008. - 452 с.

84 Кржеминский С.А. Автоклавная обработка силикатных изделий. - М.: Стройиздат, 1974. - 186 с.

85 Виноградов Б.Н. Сырье для производства автоклавных силикатных бетонов. - М.: Стройиздат, 1966. - 163 с.

86 Айлер Р.К. Коллоидная химия кремнезема и силикатов. - М.: Госстрой издат, 1959. - 267 с.

87 Рояк С.М. Тампонажные цементы // VI Междунар. конгресс по химии цемента. - М., 1975. - С. 246-264.

88 Рояк С.М. Специальные цементы / С.М. Рояк, Г.С. Рояк. - М.: Стройиздат, 1979.-250 с.

89 Баженов B.C. Испытания и исследование буровых и тампонажных растворов при высоких температурах и давлениях. - М.: ВНИИОЭНГ, НТО, 1972.

90 Булатов А.И. Совершенствование гидравлических методов цементирования скважин / А.И. Булатов, Р.Ф. Уханов. - М.: Недра, 1978. - 280 с.

91 Шатов A.A. Использование осадков сточных вод содового производства. - М.: Техника и технология силикатов, № 3, 1994.

92 Шатов A.A., Овчинников В.П. Тампонажные материалы на основе отходов содового производства для цементирования скважин в интервалах низких положительных и отрицательных температур. - Краснодар: Третья Всесоюзная конференция- Формирование и работа тампонажного камня в скважине. Сб. докладов, ВНИИКРНЕФТЬ, 1991.

93 Шатов A.A., Мавлютов М.Р., Овчинников В.П. и др. Белитокремнезёмистый цемент из отходов содового производства. 3 Всесоюзная конференция-Формирование и работа цементного камня в скважине. Сб. докладов, ВНИИКРНЕФТЬ, 1991.

94 Овчинников В.П., Шатов A.A., Вяхирев В.И. и др. Тампонажные материалы с использованием твёрдых отходов производства кальцинированной соды. - М.: Бурение скважин, ИРЦ Газпром, 1994.

95 Байтон P.C. Химия и технология извести. - М.: Стройиздат, 1972. -239 с.

96 Айлер Р.К. Химия кремнезема. - М.: Мир, 1982. - 4.1. - 416 с.

97 Шатов A.A. Использование осадков сточных вод содового производства. - М.: Техника и технология силикатов, № 3, 1994.

98 Леонидова А.И. Влияние глинистой корки на фильтрационные свойства цементных растворов / А.И. Леонидова, Е.М. Соловьев // Тр. НИНХ и ГП. - 1966. - Вып. 60. - С. 56-63.

99 Леонидова А.И. Исследование фильтрационных свойств тампонажных растворов / А.И. Леонидова, Е.М. Соловьев // Тр. МИНХ и ГП. - 1964. - Вып. 46. - С. 73-77.

ЮОВяхирев В.И. Специальные тампонажные материалы для разобщения пластов в различных термобарических условиях / В.И. Вяхирев, Ю.С. Кузнецов, В.П. Овчинников, A.A. Шатов, Е.С. Кузнецов. - Тюмень: Вектор Бук, 1997.-240 с

101 Пат. 2209929 РФ, С2 7 Е 21 В 33/138. Модифицированная гипсоцементная смесь / В.И. Вяхирев, A.A. Фролов, В.Ф. Сорокин, В.В. Подшибякин, В.А. Клюсов, В.П. Овчинников, П.В. Овчинников, И.Н. Каримов (Россия). -№ 2000132128/03; Заявлено 20.12.2000; Опубл. 10.08.2003, Бюл. № 22.

102Кокобу М., Ямада Д. Цементы с добавкой золы-уноса // VI Международный конгресс по химии цемента. - М: ВНИИЭСМ, 1974. - 37 с.

103 Каримов Н.Х. тампонажные смеси для скважин с аномальными пластовыми давлениями / Н.Х. Каримов, Б.Н. Хахаев, Л.С. Запорожец, Э.А. Липсон, Т.К. Раматуллин H.A. Губкин. -М.: Недра, 1977. - 192 с.

104 Каримов Н.Х. Технология приготовления тампонажных смесей дегентеграторным способом с различными физико-механическими свойствами / Н.Х. Каримов, Т.К. Рахматуллин, В.В. Иванов, В.И. Петере, Ткачев В.И., А.И. Писарев, Л.П. Цхай // ВИЭМС. - М.: 1979. - 76 с.

105Агзамов Ф.А. Влияние дезинтеграторной обработки на скорость поверхсностного взаимодействия оксида кальция с кремнеземистым компонентом / Ф.А. Агзамов, Т.В. Чезлова, Н.Х Каримов // Дезинтеграторная технология: тезисы доел. VI Всесоюз. семинара . - Таллин, 1989. - С. 80-81.

106 A.c. 1448028 СССР, МКИ Е21 B33/138. Способ приготовления известковокремнеземистого тампонажного материала / М.Р. Мавлютов, В.В. Васильев, Г.И. Журавлев, Ф.А. Агзамов, П.С. Шмелев (СССР). - № 4011669/2203; заявлено 27.01.87; Обупл. 07.07.88 //Б.И. - 1998. - №25

107 A.c. 1454959 СССР, МКИ Е21 B33/13. Способ цементирования скважин / Ф.А. Агзамов, Н.Х. Каримов, С.Н. Руденко и др. (СССР). - № 4376874/23-03; заявлено 10.12.87; Обупл. 23.10.89 //Б.И. - 1989. - № 39

108.A.c. 1709071 СССР, Е21 B33/13. Способ сниженияпроницаемости пластов / Ф.А. Агзамов, Р.Г. Шакиров, С.М. Гунин и др. Обупл. 30.01.92 //Б.И. - 1992. - № 4

109 Тихонов В.Г., Авилов А.Х., Фаттахов З.М. Эффективность технико-технологических мероприятий при цементировании скважин на АГКМ // Нефть и газ: Сб. научн. тр. Северо-Кавказского технического университета. -Ставрополь, 2000. - С.88-90.