The 16 references with contexts in paper V. Ovchinnikov P., D. Gerasimov S., F. Agzamov A., P. Ovchinnikov V., V. Saltykov V., O. Rozhkova V., В. Овчинников П., Д. Герасимов С., Ф. Агзамов А., П. Овчинников В., В. Салтыков В., О. Рожкова В. (2018) “ВЛИЯНИЕ ЗЕНИТНОГО УГЛА ОСИ СКВАЖИНЫ НА ВОЗМОЖНЫЕ ПРОЯВЛЕНИЯ ПЛАСТОВЫХ ВОД // INFLUENCE OF INCLINATION ANGLE OF THE BOREHOLE AXIS ON THEPOSSIBLE MANIFESTATIONS OF RESERVOIR WATER” / spz:neicon:tumnig:y:2018:i:2:p:54-59

1
Заканчивание скважин: учеб. пособие / В. П. Овчинников [и др.]. – Тюмень: Экспресс, 2011. – 204 с.
Total in-text references: 4
  1. In-text reference with the coordinate start=3114
    Prefix
    , то есть в случаях если забой скважины в интервале нефтегазонасыщенного пласта, предназначенного в качестве объекта разработки, осуществляется методами перфорации крепи скважины (обсадная колонна + тампонажный камень) с последующим снижением давления в скважине для обеспечения притока пластового флюида, является наиболее ответственным и важным этапом заканчивания скважин
    Exact
    [1–4]
    Suffix
    . Надежность в получении положительных результатов актуальна для наклонных скважин с высокими значениями зенитного угла (более 400); залежей, имеющих чередование нефтенасыщенного и водонасыщенного коллекторов, а также при отсутствии или малой толщине надкровельного или подошвенного экрана, представленного малопроницаемыми породами [5, 6].

  2. In-text reference with the coordinate start=5326
    Prefix
    Сведения о геологическом разрезе интервала залегания продуктивных пластов (скв. 69 Емельяновского месторождения) В качестве предварительной версии было предположено, что причиной обводнения является седиментационная неустойчивость используемых при цементировании тампонажных растворов
    Exact
    [1, 11]
    Suffix
    . При таком высоком зенитном угле ствола скважины возможно образование каналов по контактам цементный камень — поверхность обсадной колонны; цементный камень — поверхность горных пород [1, 3, 12].

  3. In-text reference with the coordinate start=5525
    Prefix
    месторождения) В качестве предварительной версии было предположено, что причиной обводнения является седиментационная неустойчивость используемых при цементировании тампонажных растворов [1, 11]. При таком высоком зенитном угле ствола скважины возможно образование каналов по контактам цементный камень — поверхность обсадной колонны; цементный камень — поверхность горных пород
    Exact
    [1, 3, 12]
    Suffix
    . Использовались тампонажные материалы следующих типов ПЦТ-I-50, ПЦТ-III-Об5-50, РТМ-50. Поскольку ГОСТ 1581-96 рекомендует проводить оценку седиментационной устойчивости в вертикальных стеклянных сосудах [13, 14], то для данного случая методика проведения исследований была несколько видоизменена (рис. 3).

  4. In-text reference with the coordinate start=9343
    Prefix
    Имея очень высокую скорость (6÷8 км/с), при ударе о твердую поверхность струя оказывает давление для ее разрушения, и таким образом идет формирование каналов в обсадной колонне, цементном камне и горной породе длиною 140–220 мм в зависимости от мощности заряда (рис. 5)
    Exact
    [1, 3]
    Suffix
    , и отсюда становится очевидной возможность, причем с высокой долей вероятности, поступления в скважину воды из вышележащего горизонта. Рис. 5. Схема направления фильтрационных каналов при вторичном вскрытии Турнейского яруса (скв. 69) Рис. 4.

2
Балаба В. И. Строительство скважин. Требования промышленной безопасности: учеб. пособие. – М.: РГУ нефти и газа им. И. М. Губкина, 2005. – 188 с.
Total in-text references: 1
  1. In-text reference with the coordinate start=3114
    Prefix
    , то есть в случаях если забой скважины в интервале нефтегазонасыщенного пласта, предназначенного в качестве объекта разработки, осуществляется методами перфорации крепи скважины (обсадная колонна + тампонажный камень) с последующим снижением давления в скважине для обеспечения притока пластового флюида, является наиболее ответственным и важным этапом заканчивания скважин
    Exact
    [1–4]
    Suffix
    . Надежность в получении положительных результатов актуальна для наклонных скважин с высокими значениями зенитного угла (более 400); залежей, имеющих чередование нефтенасыщенного и водонасыщенного коллекторов, а также при отсутствии или малой толщине надкровельного или подошвенного экрана, представленного малопроницаемыми породами [5, 6].

3
Технология бурения нефтяных и газовых скважин: в 5 т. / Под ред. В. П. Овчинникова. – Тюмень: ТИУ, 2017.
Total in-text references: 4
  1. In-text reference with the coordinate start=3114
    Prefix
    , то есть в случаях если забой скважины в интервале нефтегазонасыщенного пласта, предназначенного в качестве объекта разработки, осуществляется методами перфорации крепи скважины (обсадная колонна + тампонажный камень) с последующим снижением давления в скважине для обеспечения притока пластового флюида, является наиболее ответственным и важным этапом заканчивания скважин
    Exact
    [1–4]
    Suffix
    . Надежность в получении положительных результатов актуальна для наклонных скважин с высокими значениями зенитного угла (более 400); залежей, имеющих чередование нефтенасыщенного и водонасыщенного коллекторов, а также при отсутствии или малой толщине надкровельного или подошвенного экрана, представленного малопроницаемыми породами [5, 6].

  2. In-text reference with the coordinate start=4357
    Prefix
    Обработка призабойной зоны пласта химическими методами стимулирует протекание фильтрационных процессов [9]. В этом случае значительное внимание следует уделять выбору интервала перфорации, который не должен граничить с расположением водонефтяного контакта (ВНК)
    Exact
    [3–6]
    Suffix
    . На наш взгляд, он должен быть в пределах 0,5÷1 м ниже или выше ВНК в зависимости от его расположения. Подтверждением изложенному могут служить результаты строительства скв. 68, 69 Емельяновского месторождения (Самарская область) [10].

  3. In-text reference with the coordinate start=5525
    Prefix
    месторождения) В качестве предварительной версии было предположено, что причиной обводнения является седиментационная неустойчивость используемых при цементировании тампонажных растворов [1, 11]. При таком высоком зенитном угле ствола скважины возможно образование каналов по контактам цементный камень — поверхность обсадной колонны; цементный камень — поверхность горных пород
    Exact
    [1, 3, 12]
    Suffix
    . Использовались тампонажные материалы следующих типов ПЦТ-I-50, ПЦТ-III-Об5-50, РТМ-50. Поскольку ГОСТ 1581-96 рекомендует проводить оценку седиментационной устойчивости в вертикальных стеклянных сосудах [13, 14], то для данного случая методика проведения исследований была несколько видоизменена (рис. 3).

  4. In-text reference with the coordinate start=9343
    Prefix
    Имея очень высокую скорость (6÷8 км/с), при ударе о твердую поверхность струя оказывает давление для ее разрушения, и таким образом идет формирование каналов в обсадной колонне, цементном камне и горной породе длиною 140–220 мм в зависимости от мощности заряда (рис. 5)
    Exact
    [1, 3]
    Suffix
    , и отсюда становится очевидной возможность, причем с высокой долей вероятности, поступления в скважину воды из вышележащего горизонта. Рис. 5. Схема направления фильтрационных каналов при вторичном вскрытии Турнейского яруса (скв. 69) Рис. 4.

4
Федеральные нормы и правила в области промышленной безопасности «Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности». Серия 08. Выпуск 19. – М., 2013. – 288 с. (данный нормативный документ действовал на момент инцидента).
Total in-text references: 3
  1. In-text reference with the coordinate start=3114
    Prefix
    , то есть в случаях если забой скважины в интервале нефтегазонасыщенного пласта, предназначенного в качестве объекта разработки, осуществляется методами перфорации крепи скважины (обсадная колонна + тампонажный камень) с последующим снижением давления в скважине для обеспечения притока пластового флюида, является наиболее ответственным и важным этапом заканчивания скважин
    Exact
    [1–4]
    Suffix
    . Надежность в получении положительных результатов актуальна для наклонных скважин с высокими значениями зенитного угла (более 400); залежей, имеющих чередование нефтенасыщенного и водонасыщенного коллекторов, а также при отсутствии или малой толщине надкровельного или подошвенного экрана, представленного малопроницаемыми породами [5, 6].

  2. In-text reference with the coordinate start=4357
    Prefix
    Обработка призабойной зоны пласта химическими методами стимулирует протекание фильтрационных процессов [9]. В этом случае значительное внимание следует уделять выбору интервала перфорации, который не должен граничить с расположением водонефтяного контакта (ВНК)
    Exact
    [3–6]
    Suffix
    . На наш взгляд, он должен быть в пределах 0,5÷1 м ниже или выше ВНК в зависимости от его расположения. Подтверждением изложенному могут служить результаты строительства скв. 68, 69 Емельяновского месторождения (Самарская область) [10].

  3. In-text reference with the coordinate start=9900
    Prefix
    Схема процесса перфорации Аналогичные явления, по-видимому, характерны и для верхнего интервала перф орации (1 512,6–1 517,6 м), поскольку скважина была ликвидирована. Сведений о причине ее ликвидации не имеется, так как для ее осуществления согласно
    Exact
    [4, 15, 16]
    Suffix
    все перетоки, зоны негерметичности должны быть устранены, и устье скважины должно быть оборудовано соответствующим образом. Подтверждением служат результаты сравнения со скв. 68, где перетоков не обнаружено и скважина находится в рабочем состоянии, а также результаты освоения скв. 69 методом свабирования: вода+нефть+газ — газированная нефть — пластовая вода [10].

5
Временная инструкция по выбору интервалов вскрытия и типоразмеров перфораторов в скважинах с близкозалегающими газо-нефтеводоносными горизонтами. – Ноябрьск, 1994.
Total in-text references: 2
  1. In-text reference with the coordinate start=3467
    Prefix
    Надежность в получении положительных результатов актуальна для наклонных скважин с высокими значениями зенитного угла (более 400); залежей, имеющих чередование нефтенасыщенного и водонасыщенного коллекторов, а также при отсутствии или малой толщине надкровельного или подошвенного экрана, представленного малопроницаемыми породами
    Exact
    [5, 6]
    Suffix
    . Это связано с выбором интервала осуществления перфорационных работ, поскольку, как правило, формирующиеся в этом случае фильтрационные каналы перпендикулярно направлены к корпусу перфоратора, при этом напряжения в обсадной колонне и цементном камне в процессе кумулятивной перфорации значительно превышают предел прочности цементного камня и приводят к его трещинообразованию,

  2. In-text reference with the coordinate start=4357
    Prefix
    Обработка призабойной зоны пласта химическими методами стимулирует протекание фильтрационных процессов [9]. В этом случае значительное внимание следует уделять выбору интервала перфорации, который не должен граничить с расположением водонефтяного контакта (ВНК)
    Exact
    [3–6]
    Suffix
    . На наш взгляд, он должен быть в пределах 0,5÷1 м ниже или выше ВНК в зависимости от его расположения. Подтверждением изложенному могут служить результаты строительства скв. 68, 69 Емельяновского месторождения (Самарская область) [10].

6
Освоение скважин. Справ. пособие / А. И. Булатов [и др.]. – М.: Недра, 1999. – 467 с.
Total in-text references: 2
  1. In-text reference with the coordinate start=3467
    Prefix
    Надежность в получении положительных результатов актуальна для наклонных скважин с высокими значениями зенитного угла (более 400); залежей, имеющих чередование нефтенасыщенного и водонасыщенного коллекторов, а также при отсутствии или малой толщине надкровельного или подошвенного экрана, представленного малопроницаемыми породами
    Exact
    [5, 6]
    Suffix
    . Это связано с выбором интервала осуществления перфорационных работ, поскольку, как правило, формирующиеся в этом случае фильтрационные каналы перпендикулярно направлены к корпусу перфоратора, при этом напряжения в обсадной колонне и цементном камне в процессе кумулятивной перфорации значительно превышают предел прочности цементного камня и приводят к его трещинообразованию,

  2. In-text reference with the coordinate start=4357
    Prefix
    Обработка призабойной зоны пласта химическими методами стимулирует протекание фильтрационных процессов [9]. В этом случае значительное внимание следует уделять выбору интервала перфорации, который не должен граничить с расположением водонефтяного контакта (ВНК)
    Exact
    [3–6]
    Suffix
    . На наш взгляд, он должен быть в пределах 0,5÷1 м ниже или выше ВНК в зависимости от его расположения. Подтверждением изложенному могут служить результаты строительства скв. 68, 69 Емельяновского месторождения (Самарская область) [10].

7
Моделирование динамических воздействий на крепь скважины на основе методов конечных элементов / Ф. А. Агзамов [и др.] // Нефтегазовое дело. – 2011. – Т. 10, No 4. – С. 18–24.
Total in-text references: 1
  1. In-text reference with the coordinate start=4086
    Prefix
    направлены к корпусу перфоратора, при этом напряжения в обсадной колонне и цементном камне в процессе кумулятивной перфорации значительно превышают предел прочности цементного камня и приводят к его трещинообразованию, а отсюда они могут распространяться и в интервал водонасыщенного коллектора или части залежи и в конечном итоге могут привести к преждевременному обводнению
    Exact
    [7, 8]
    Suffix
    . Обработка призабойной зоны пласта химическими методами стимулирует протекание фильтрационных процессов [9]. В этом случае значительное внимание следует уделять выбору интервала перфорации, который не должен граничить с расположением водонефтяного контакта (ВНК) [3–6].

8
Оценка влияния динамических нагрузок на формирование требований к свойствам цементного камня / А. В. Самсыкин [и др.] // Нефтегазовое дело. – 2012. – Т. 9, No 1. – С. 8–13.
Total in-text references: 1
  1. In-text reference with the coordinate start=4086
    Prefix
    направлены к корпусу перфоратора, при этом напряжения в обсадной колонне и цементном камне в процессе кумулятивной перфорации значительно превышают предел прочности цементного камня и приводят к его трещинообразованию, а отсюда они могут распространяться и в интервал водонасыщенного коллектора или части залежи и в конечном итоге могут привести к преждевременному обводнению
    Exact
    [7, 8]
    Suffix
    . Обработка призабойной зоны пласта химическими методами стимулирует протекание фильтрационных процессов [9]. В этом случае значительное внимание следует уделять выбору интервала перфорации, который не должен граничить с расположением водонефтяного контакта (ВНК) [3–6].

9
Алтунина Л. К., Кувшинов В. А. Физико-химические методы увеличения нефтеотдачи пластов нефтяных месторождений // Успехи химии. – 2007. – Т. 76, No 1. – С. 1034–1052.
Total in-text references: 1
  1. In-text reference with the coordinate start=4198
    Prefix
    перфорации значительно превышают предел прочности цементного камня и приводят к его трещинообразованию, а отсюда они могут распространяться и в интервал водонасыщенного коллектора или части залежи и в конечном итоге могут привести к преждевременному обводнению [7, 8]. Обработка призабойной зоны пласта химическими методами стимулирует протекание фильтрационных процессов
    Exact
    [9]
    Suffix
    . В этом случае значительное внимание следует уделять выбору интервала перфорации, который не должен граничить с расположением водонефтяного контакта (ВНК) [3–6]. На наш взгляд, он должен быть в пределах 0,5÷1 м ниже или выше ВНК в зависимости от его расположения.

10
Дела скважины No 68, No 69 (сведения: инклинометрии, АКЦ, СГД, ПС, результатах свабирования и др.).
Total in-text references: 3
  1. In-text reference with the coordinate start=4597
    Prefix
    На наш взгляд, он должен быть в пределах 0,5÷1 м ниже или выше ВНК в зависимости от его расположения. Подтверждением изложенному могут служить результаты строительства скв. 68, 69 Емельяновского месторождения (Самарская область)
    Exact
    [10]
    Suffix
    . Первая скважина имеет вертикальный профиль ствола, во второй скважине профиль ствола наклонный с зенитным углом порядка 450 (рис. 1 и 2). Скв. 68 успешно закончена строительством и используется для добычи пластового флюида.

  2. In-text reference with the coordinate start=6362
    Prefix
    пластов (скв. 68 Емельяновского месторождения) Результаты экспериментальных исследований, представленные в таблице, свидетельствуют о том, что тампонажные растворы седиментационно устойчивы и не могут быть причиной образования н азванных фильтрационных каналов. Подтверждением этому служат сведения, полученные при анализе результатов акустической цементометрии (АКЦ)
    Exact
    [10]
    Suffix
    . На долю сцепления цементного камня с колонной в интервале продуктивного пласта (1 525,6–1 951,6 м), оцениваемого как сцепление сплошное, приходится ≈ 81 %, остальное — частичное; сцепление с породой — сплошное 89–90 %, остальное — неопределенное.

  3. In-text reference with the coordinate start=10273
    Prefix
    Подтверждением служат результаты сравнения со скв. 68, где перетоков не обнаружено и скважина находится в рабочем состоянии, а также результаты освоения скв. 69 методом свабирования: вода+нефть+газ — газированная нефть — пластовая вода
    Exact
    [10]
    Suffix
    . Таким образом, поступление пластовой воды в скважину наиболее вероятно, связано с выбором интервала перфорации и ее проведением без учета зенитного угла ствола скважины. Изменение интервала осуществления перфорационных работ на 0,5÷1 м к подошве исключило бы процессы проникновения (перетока) заколонной воды в скважину.

11
Данюшевский В. С., Толстых И. Ф., Мильштейн В. М. Справочное руководство по тампонажным материалам. – М.: Недра, 1973. – 312 с.
Total in-text references: 1
  1. In-text reference with the coordinate start=5326
    Prefix
    Сведения о геологическом разрезе интервала залегания продуктивных пластов (скв. 69 Емельяновского месторождения) В качестве предварительной версии было предположено, что причиной обводнения является седиментационная неустойчивость используемых при цементировании тампонажных растворов
    Exact
    [1, 11]
    Suffix
    . При таком высоком зенитном угле ствола скважины возможно образование каналов по контактам цементный камень — поверхность обсадной колонны; цементный камень — поверхность горных пород [1, 3, 12].

12
РД 39-00147001-767-2000. Инструкция по креплению нефтяных и газовых скважин. – М., 1999.
Total in-text references: 1
  1. In-text reference with the coordinate start=5525
    Prefix
    месторождения) В качестве предварительной версии было предположено, что причиной обводнения является седиментационная неустойчивость используемых при цементировании тампонажных растворов [1, 11]. При таком высоком зенитном угле ствола скважины возможно образование каналов по контактам цементный камень — поверхность обсадной колонны; цементный камень — поверхность горных пород
    Exact
    [1, 3, 12]
    Suffix
    . Использовались тампонажные материалы следующих типов ПЦТ-I-50, ПЦТ-III-Об5-50, РТМ-50. Поскольку ГОСТ 1581-96 рекомендует проводить оценку седиментационной устойчивости в вертикальных стеклянных сосудах [13, 14], то для данного случая методика проведения исследований была несколько видоизменена (рис. 3).

13
ГОСТ 1581-96. Портландцементы тампонажные. Технические условия. – Введ. 1998-10-01. – М., 1998. – 10 с.
Total in-text references: 1
  1. In-text reference with the coordinate start=5741
    Prefix
    Использовались тампонажные материалы следующих типов ПЦТ-I-50, ПЦТ-III-Об5-50, РТМ-50. Поскольку ГОСТ 1581-96 рекомендует проводить оценку седиментационной устойчивости в вертикальных стеклянных сосудах
    Exact
    [13, 14]
    Suffix
    , то для данного случая методика проведения исследований была несколько видоизменена (рис. 3). Рис. 2. Сведения о геологическом разрезе интервала залегания продуктивных пластов (скв. 68 Емельяновского месторождения) Результаты экспериментальных исследований, представленные в таблице, свидетельствуют о том, что тампонажные растворы седиментационно устойчивы и не могут быть

14
ГОСТ 26798.2-96. Цементы тампонажные типов I-G и I-Н. Методы испытаний. – Введ. 1998-10-01. – М., 1998. – 10 с.
Total in-text references: 1
  1. In-text reference with the coordinate start=5741
    Prefix
    Использовались тампонажные материалы следующих типов ПЦТ-I-50, ПЦТ-III-Об5-50, РТМ-50. Поскольку ГОСТ 1581-96 рекомендует проводить оценку седиментационной устойчивости в вертикальных стеклянных сосудах
    Exact
    [13, 14]
    Suffix
    , то для данного случая методика проведения исследований была несколько видоизменена (рис. 3). Рис. 2. Сведения о геологическом разрезе интервала залегания продуктивных пластов (скв. 68 Емельяновского месторождения) Результаты экспериментальных исследований, представленные в таблице, свидетельствуют о том, что тампонажные растворы седиментационно устойчивы и не могут быть

15
РД 08-492-02. Инструкция о порядке ликвидации, консервации скважин и оборудования их устьев и стволов. – М.: Научно-технический центр по безопасности в промышленности Госгортехнадзора России, 2002.
Total in-text references: 1
  1. In-text reference with the coordinate start=9900
    Prefix
    Схема процесса перфорации Аналогичные явления, по-видимому, характерны и для верхнего интервала перф орации (1 512,6–1 517,6 м), поскольку скважина была ликвидирована. Сведений о причине ее ликвидации не имеется, так как для ее осуществления согласно
    Exact
    [4, 15, 16]
    Suffix
    все перетоки, зоны негерметичности должны быть устранены, и устье скважины должно быть оборудовано соответствующим образом. Подтверждением служат результаты сравнения со скв. 68, где перетоков не обнаружено и скважина находится в рабочем состоянии, а также результаты освоения скв. 69 методом свабирования: вода+нефть+газ — газированная нефть — пластовая вода [10].

16
Федеральный закон от 21.07.1997 No 116-ФЗ (ред. от 07.03.2017) «О промышленной безопасности опасных производственных объектов» [Электронный ресурс]. – Режим доступа: http://www.consultant.ru/document /cons_ doc_LAW_15234. Сведения об авторах Information about the authors
Total in-text references: 1
  1. In-text reference with the coordinate start=9900
    Prefix
    Схема процесса перфорации Аналогичные явления, по-видимому, характерны и для верхнего интервала перф орации (1 512,6–1 517,6 м), поскольку скважина была ликвидирована. Сведений о причине ее ликвидации не имеется, так как для ее осуществления согласно
    Exact
    [4, 15, 16]
    Suffix
    все перетоки, зоны негерметичности должны быть устранены, и устье скважины должно быть оборудовано соответствующим образом. Подтверждением служат результаты сравнения со скв. 68, где перетоков не обнаружено и скважина находится в рабочем состоянии, а также результаты освоения скв. 69 методом свабирования: вода+нефть+газ — газированная нефть — пластовая вода [10].