ИССЛЕДОВАНИЕ ПРИЧИН ЗАКОЛОННЬІХ проявлений при цементировании СКВАЖИН ЭКСПЛУАТАЦИОННОЙ КОЛОННЫ

НАУКИ О ЗЕМЛЕ

«наука. инновации. технологии», № 4, 2017

удк 622.241.6 Гасумов Р.А. [Gasumov R.A.], Гридин В.А. [Gridin V.A.], Овчаров С.Н. [Ovcharov S.N.], Гасумов Э.Р. [Gasumov E.G.]

исследование причин заколонных

проявлений при цементировании скважин эксплуатационной колонны

Research the causes of annular manifestations during cementing of wells production casing

Миграция газа в затрубном пространстве или перетоки газа между отдельными пластами при креплении скважин в процессе закачки цементного раствора представляют собой очень серьезную проблему, особенно для скважин, вскрывающих неоднородные пласты и пласты с аномально высокими пластовыми давлениями. Эти явления могут наблюдаться за обсадными колоннами в скважинах, расположенных как на суше, так и в море. Возможность поступления газа из пласта в затрубное пространство и его миграция по заколон-ному пространству объясняется многими причинами, часть из них очевидна и не вызывает сомнений, а другая часть, основанная на предположениях либо на недостаточно убедительной интерпретации проводившихся анализов производственного материала или экспериментальных исследований, в некоторой степени может вызывать сомнения. В статье рассмотрены и изучены причины и природа возникновения заколонных проявлений в различных горно-геологических условиях, приведены результаты исследований влияния различных факторов на герметичность заколонного пространства, проанализировано влияние геологических, технических, механических, технологических и физико-химических факторов на происхождение заколонных проявлений в скважинах. Установлено, что в качестве основного фактора, в наибольшей степени повлиявшего на возникновение вышеуказанного осложнения, следует признать геологический фактор, обусловивший образование каналов в цементном камне в процессе его твердения. На основе результатов проведенных исследований выполнена оценка соответствия технологии строительства скважины, составлено научно-обоснованное заключение о причинах заколонного проявления, произошедшего в эксплуатационной скважине после проведения работ по цементированию эксплуатационной колонны.

Gas migration in the annulus or gas flows between the individual formations while casing of wells during pumping of the cement slurry is a very serious problem especially for wells in inhomogeneous formations and formations with abnormally high reservoir pressures. These phenomena can occur in the annulus of wells located both on land and at sea. The possibility of gas flow from the reservoir into the annulus and migrate to the annulus is due to many reasons, some of them obvious and not in doubt and the other part based on assumptions either insufficient compelling interpretations of the conducted analyses of the production material or experimental studies to some extent may be questionable. The article discussed and studied the causes and nature of annulus manifestations in various mining and geological conditions, the results of researches of influence of various factors on the tightness of the annular space and the influence of geological, technical, mechanical, technological and physical-chemical factors on the origin of annular manifestations is analyzed. It is defined that we should recognize the geological factor in the formation of channels in the cement stone in the process of hardening as the main factor that influenced the occurrence of complications. Based on the results of these studies the conformity of well construction technology is assessed, a scientifically based conclusion about the reasons of the annular manifestation that occurred in the operating well after completion of cementing the production casing is composed.

Key words: well, gas permeability, production casing, formation pressure, gas migration, annular fluid manifestation, drilling mud, cement slurry, contraction, quality of cementing. Ключевые слова: скважина, газопроницаемость, эксплуатационная колонна, пластовое давление, миграция газа, заколонные флюидопроявления, буровой раствор, тампонажный раствор, контракция, качество цементирования.

Введение

Качественное цементирование обсадных колонн и разобщение продуктивных пластов является условием долговечной надежной эксплуатации скважин. Появляющиеся в начальной стадии эксплуатации скважин межпластовые перетоки и затрубные газопроявления могут быть результатом формирования негерметичного цементного кольца, что обусловлено различными причинами, основными из которых являются технология крепления эксплуатационных колонн и применяемые тампонажные материалы, не учитывающие фактические геолого-технические условия скважин. Таким образом, задача обеспечения качественной изоляции затрубного пространства при цементировании скважин является важнейшей задачей их строительства.

Данная проблема наиболее актуальна для глубоких и поисково-разведочных глубоких скважин, строящихся в осложненных условиях, в т.ч. на площадях Северного Кавказа [1].

Выявление причин заколонных проявлений при цементировании скважин эксплуатационной колонны, установление зависимости качества крепи скважины от отдельных параметров продуктивного горизонта (газонасыщенность, распределение давления по разрезу и т.д.) и горно-геологических условий вскрытого интервала скважиной с использованием промысловых материалов и результатов экспериментальных исследований, является важнейшей задачей, от решения которой зависит эксплуатационная надежность и долговечность объекта, как инженерного сооружения.

Материалы и методы исследований

Методы исследований основаны на анализе и обобщении информации первичных материалов по первой разведочной скважине Восточно-Прибрежной площади, промысловых, экспериментальных и теоретических данных по рассматриваемой проблеме, приведенных в технической литературе, а также результатов собственных исследований с использованием современных приборов и оборудования, математических методов и моделирования на ЭВМ.

Дана оценка соответствия технологии строительства скважины требованиям технического проекта, составлено научно-обоснованное заключение о причинах заколонного проявления, произошедшего в скважине Восточно-Прибрежной площади после проведения работ по цементированию эксплуатационной колонны.

Результаты исследований и их обсуждение

Как показывает практика бурения, в ряде случаев газ поступает в скважину при отсутствии поршневого эффекта и при значительном превышении гидростатического давления (ГСД) над пластовым. Причем объем поступающего газа значительно превышает тот, который может быть обус-

ловлен диффузией. В связи с этим представляет интерес установление причины указанного явления и поиск пути, уменьшающего развитие или исключающего его.

Экспериментальными исследованиями установлена возможность протекания неравновесных процессов при статическом состоянии тиксо-тропных вязкопластичных жидкостей при одновременном зависании их на ограничивающих поверхностях, приводящих к изменению активного давления в скважине. Указанные изменения, независимо от величины ГСД, могут способствовать поступлению газа из пласта в скважину [2]. Аналогичные работы, проведенные с цементным раствором, позволили уточнить механизм некоторых процессов, происходящих при схватывании цементного раствора и твердении цементного камня, сопутствующих заколонным проявлениям [3, 4].

Возможность поступления газа из пласта в заколонное пространство (ЗП) объясняется многими причинами, часть из которых очевидна и не вызывает сомнений, а другая часть, основанная на предположениях, либо на недостаточно убедительной интерпретации проводившихся анализов производственного материала или экспериментальных исследований, в некоторой степени может вызывать сомнение [5].

Результаты проведенного анализа подтвердили влияние статического напряжения сдвига (СНС) цементного раствора на давление его столба в условиях реальной скважины, и это является доказательством того, что механизм утечек газа и связь между ними и величинами СНС цементного раствора полностью обоснованы. Развитие СНС начинается сразу же после затво-рения цемента и продолжается до схватывания цементного раствора. По мере роста СНС столб цементного раствора начинает постепенно себя удерживать, а его объем уменьшается. Давление столба цементного раствора будет уменьшаться по мере того, как цементный раствор становится самоудерживающим (твердеет) и будет зависеть от степени уменьшения его объема. Газ может прорваться вверх по цементному столбу. Перетекающий газ может достигнуть либо устья, либо вышезалегающих пластов-коллекторов.

Анализ существующих представлений показывает, что наиболее обоснованной действующей силой флюидопроявления следует считать градиент давления, возникающий в период освоения и эксплуатации скважин за счет депрессии на непродуктивное насыщение флюидами пластов.

Представления о путях продвижения пластового флюида связываются с наиболее слабыми участками в ЗП, сопротивление которых недостаточно для предотвращения движения флюидов и с выявлением причин формирования таких участков.

В специфических условиях скважин возникают различные процессы и явления, способствующие формированию флюидопроявляющих каналов в структуре цементного камня, который может разрушаться за счет явле-

ния осмоса, агрессивного воздействия высокоминерализованного пластового флюида, действия термических напряжений, депрессии на пласты, упругой деформации обсадной колонны во время испытания ее на герметичность, перфорации и т.д. Эти же факторы приводят к нарушению герметичности в зонах контакта цементного кольца с обсадной колонной и стенками скважины [6].

Почти точное совпадение характерных зон седиментации и изменения проницаемости говорит об определяющей роли седиментации в процессе повышения проницаемости цементного раствора (камня).

Убедительным аргументом в пользу такого вывода служат результаты исследований, выявляющие влияние времени седиментационных процессов на проницаемость цементного камня.

При изучении механизма возникновения флюидопроявлений в процессе цементирования скважин установлены следующие причины, способствующие их развитию [7]:

— во время вскрытия пластов промывочная жидкость под действием перепада давления проникает в них и создает зону пониженной проницаемости - блокирующую зону. Интенсивность проникновения в пласт фильтрата и твердой фазы глинистого и цементного растворов зависит от качества последней и от величины противодавления (репрессии) на пласт в процессе его вскрытия;

— проникшая в пласт дисперсная среда нарушает установившееся статическое равновесие между породой и пластовыми флюидами. Фильтраты бурового и цементного растворов удерживаются в пласте молекулярно-поверхностными и капиллярными силами, создавая экран обводненности, который затрудняет продвижение флюида к забою скважины;

— кроме гидростатического, на пласт воздействуют и дополнительные давления, связанные с эффектом поршневания при спускоподъемных операциях (бурильной и обсадной колонны), которые содействуют развитию процесса, отмеченного в первом пункте;

— дополнительные репрессии на пласт имеют максимальное значение при продавке цементного раствора, действие которого обусловлено объемом и глубиной проникновения в пласт фильтрата бурового и цементного растворов;

— в результате зависания скелета тампонажной суспензии на стенках происходит падение порового давления ниже пластового. После водоотделения и начала уменьшения количества капиллярной воды по мере развития процесса гидра-

тации по поверхности цементного камня развивается вакуум. Снижение давления объясняется контракцией цемента; — в результате депрессии на пласт в течение определенного времени, обеспечивается большая скорость движения жидкости из призабойной зоны в скважину. Вследствие выравнивания давления газ из пласта может скорее диффундировать в скважину и по глинистой корке подниматься вверх, мигрировать в вышезалегающие горизонты или образовывать под цементным камнем «газовые шапки» и т.д. При этом поступивший флюид из пласта заполняет образовавшийся вакуум, т.е. компенсирует «потерянный» объем во время схватывания цементного раствора.

До схватывания цементного раствора связанная вода находится в подвижном состоянии. Поэтому всегда, когда гидростатическое давление в затрубье превышает пластовое давление, имеет место некоторая степень водоотдачи. Этот процесс замедляется, когда на стенке ствола скважины образуется низкопроницаемая фильтрационная корка, или вовсе прекращается при установлении равновесия между давлением в затрубье и пластовым давлением. После того, как такое равновесие установилось, любое изменение объёма внутри тампонажного раствора вызовет резкое падение в нем порово-го давления и интенсивный приток газа. Недостаточный контроль водоотдачи тампонажного раствора в зоне газоносного пласта может ускорить снижение порового давления в процессе структурообразования цементного раствора-камня [8].

В случае, если в затрубье остались каналы бурового раствора, то более низкие значения динамического напряжения сдвига буровых растворов могут предопределить преимущественный путь миграции газа. Более того, из бурового раствора при его соприкосновении с тампонажным раствором за счет контракционного эффекта при твердении может отсасываться вода, а это, в свою очередь, приводит к появлению трещин в результате объёмной усадки, что также способствует образованию путей для движения газа. Если после схватывания тампонажного раствора фильтрационная корка потеряет воду, то на границе раздела «горная порода - цементный раствор» может образоваться кольцевое пространство - ещё один путь для миграции газа.

Результаты проведенных теоретических и экспериментальных исследований, анализа промыслового опыта борьбы с осложнениями, вызванными некачественным разобщением пластов, указывают, что существует многообразие причин нарушения изоляционного комплекса скважины, особое место среди которых занимают вышеприведенные факторы, обусловливающие возникновение заколонных флюидопроявлений, при этом геологические факторы могут являться определяющим фактором.

Отсутствие данных о фактической величине давления на конкретной глубине не позволяет правильно выбрать плотность бурового раствора, создающего противодавление на проницаемый пласт.

Значительным изменением градиента пластового и порового давлений по разрезу характеризуется Восточно-Прибрежное месторождение.

Поровое давление в толще глин и пластовое давление во вмещаемых в ней линзах коллекторов находятся в равновесном состоянии и равны на их контакте. Таким образом, пластовое давление в коллекторе линзовидного типа можно определить, установив поровое давление во вмещающей глинистой толще.

Следует учитывать, что прогнозирование градиента давления с глубиной на сотни метров корректно только при плавном его изменении; при условии резкого изменения градиента давления с глубиной прогнозирование справедливо только на десятки метров. Определение прогнозных значений поровых и пластовых давлений в пласте-коллекторе возможно только при наличии сведений о характеристиках этого пласта, полученных в ранее пробуренных на месторождении скважинах.

Район месторождений Прибрежной группы имеет сложное структурно-тектоническое строение. Возникающие в процессе тектонических движений объемные деформации могут являться предпосылкой формирования зон повышенных напряжений и, как следствие, - аномальных поровых давлений. Осложненность разрывными нарушениями как значительной, так и малой амплитуды (от 5-10 м до 100 м), а также наличие линзовидных коллекторов ограниченной площади распространения затрудняют межскважинную корреляцию пластов и, соответственно, существенно ограничивают возможности прогнозирования величин поровых и пластовых давлений с использованием данных, полученных при бурении соседних скважин.

Глинистые пласты с указанными характеристиками, вероятно, имеют ограниченное распространение по латерали (линзовидное строение), что позволяет предположить, в действительности этот интервал является водонасы-щенным.

Вследствие снижения давления цементного столба на вскрытую разуплотненную глинистую линзу в процессе гидратации цемента происходят выделение растворенного газа из поровой воды, содержащейся в разуплотненных глинах, с его проникновением в цементный раствор в количестве, достаточном для образования пустотных каналов, и последующее нарушение герметичности цементного кольца.

В сложившейся ситуации установить сплошной, герметичный для газа цементный мост практически невозможно. Это связано с тем, что оставленный бурильный инструмент прижат дифференциальным давлением к стенке скважины, образуя нулевой зазор. Буровой раствор, находящийся в области контакта труб и стенки скважины не вытесняется цементным раствором, об-

разуя зоны защемления. Кроме того, за счет значительной репрессии в продуктивной толще образуется толстая глинистая корка. Дополнительным фактором образования каналов являются зона смешения цементного и глинистого растворов. Зона смешения присутствует в поперечном сечении скважины вследствие неполного вытеснения глинистого раствора, особенно в условиях кавернозности ствола скважины. По границе раздела (цементный - глинистый растворы) может сформироваться камень с низкими механическими показателями и повышенной проницаемостью, как из цементо-глинистой смеси плотностью менее 1600 кг/м3.

По результатам изучения промысловых материалов и анализа причин возникновения заколонного флюидопроявления с использованием различных источников были выбраны факторы, которые могли привести к некачественному креплению эксплуатационной колонны в скважине Восточно-Прибрежной площади и в результате - к возникновению заколонных проявлений. С целью уточнения достоверности результатов аналитических исследований были проведены дополнительные исследования и анализ промысловых материалов применительно к скважине Восточно-Прибрежной площади, а также изучено выполнение проектных решений и их слабые стороны с учетом фактически вскрытых продуктивных пластов.

В результате проведенных исследований определено фактическое геологическое строение и уточнена аномальность пластового давления по разрезу, которые позволили установить в разрезе ствола скважины Восточно-Прибрежная два пласта разуплотненных битуминозных глин в интервалах глубин 3123,3-3126,5 м и 3131,8-3140,8 м, имеющих линзовидное строение, с аномальностью порового давления 2,03.

Невозможность прогнозирования экстремальных характеристик этих линзовидных тел обусловлена их ограниченной распространенностью по ла-терали и тем, что скважина Восточно-Прибрежная стала первой, пересекающей их.

Анализ тампонажного раствора для цементирования эксплуатационной колонны в данной скважине с учетом горно-геологических условий показал возможные изменения самого процесса формирования цементного камня в заколонном пространстве. Произошедшие в цементном камне в результате этого изменения могут быть оценены как влияние геологических факторов на качество крепи скважины [9]. Это подтверждается тем, что при строительстве скважины, в том числе при креплении эксплуатационной колонны, отклонений от проектных решений не замечено, и дана оценка «хорошо» соответствию строительства скважины техническому проекту. Это подтверждает соблюдение требований к подготовке ствола и спуску обсадной колонны, технологии крепления скважины эксплуатационной колонны.

На основе полученных результатов рассмотрим влияние основных факторов на происхождение заколонных проявлений в данной скважине.

Технические факторы не имеют места, так как не выявлена негерметичность обсадной колонны, резьб и соединений труб, глубина спуска соответствует проекту и гидравлический разрыв пласта не проводился.

Технологические факторы не имеют места, так как расхаживания обсадной колонны со снижением давления на пласт не проводилось, массопере-нос флюида под давлением на продуктивный пласт не обнаружен, а также не имело места попадание флюида в цементный раствор в ЗП в результате активного снижения гидростатического или гидродинамического давления в системе «скважина-пласт». Возможное образование каналов вокруг колонны в процессе ожидания затвердения тампонажного раствора (ОЗЦ) при снятии в ней давления не имеет места.

Физико-химические факторы: седиментационное каналообразование; суффозия; высокая водоотдача цементного раствора; наличие глинистой корки в зоне контакта с тампонажным раствором; коагуляция тампонажных растворов в результате применения для их обработки химически несовместимых реагентов; повышенная проницаемость цементного камня; коррозия при воздействии агрессивных пластовых флюидов или пластовых вод не имеют места, за исключением возможного проявления контракционного эффекта при твердении тампонажного раствора с образованием пристенного слоя воды в зоне контакта «колонна - цементный камень».

Механические факторы не могут влиять на качество цементного камня в ЗП, так как трещинообразование и разрушение цементного камня, разрушение призабойной зоны пласта в результате перфорации, вращения обсадной колонны, гидравлических перепадов, гидроразрыва пласта и иных факторов не происходило.

Таким образом, на основе обобщения результатов проведенных исследований по влиянию различных факторов на заколонное проявление после цементирования эксплуатационной колонны в скважине Восточно-Прибрежная установлено, что в качестве основного фактора, в наибольшей степени повлиявшего на возникновение вышеуказанного осложнения, следует признать геологический фактор, обусловивший образование каналов в цементном камне в процессе его твердения. Это объясняется наличием двух пластов разуплотненных битуминозных глин в интервалах глубин 3123,33126,5 м и 3131,8 - 3140,8 м, имеющих линзовидное строение, с аномальностью порового давления 2,03, их ограниченной распространенностью по латерали и тем, что скважина Восточно-Прибрежного месторождения стала первой, пересекающей данные пласты. Это не позволило заранее прогнозировать экстремальные характеристики её геологического разреза. Не имея информации об этих обстоятельствах, которые проявились в процессе цементирования эксплуатационной колонны, а именно на этапе твердения цементного камня, и оказали серьезное влияние на его качество как изоляционного материала, авторы проекта не могли предусмотреть мероприятия,

учитывающие данные факторы, такие как увеличение плотности бурового и тампонажного растворов, требуемый уровень подъема цементного раствора с учетом градиента порового давления 2,03. В связи с этим технический проект разрабатывался на основе имеющихся исходных данных и предусматривал все необходимые мероприятия для качественного крепления скважины. А возникшее после ОЗЦ заколонное проявление можно представить, как осложнение геологического характера в результате вовремя не выявленной особенности геологического разреза, которая до момента выполнения работ была неизвестна.

Механизм возникновения заколонного проявления можно представить следующим образом.

В интервале пласта с экстремальными характеристиками происходит физико-химический процесс твердения тампонажного раствора: первоначально образующаяся коагуляционная структура с течением времени преобразуется в коагуляционно-кристаллизационную, а затем в кристаллическую с образованием твердого тела (камня). Процесс твердения сопровождается изменением начального объема тампонажного раствора в сторону его уменьшения (контракция), в результате чего в зоне цементирования образуется вакуум (разрежение), который потом заполняется пластовым флюидом [10].

Учитывая градиент порового давления 2,03, наличие в пласте нефтега-зоводонасыщенности, образование вакуумного пространства, реальные условия для появления каналов в цементном растворе при определенных температурах и давлениях, имеющих место в процессе крепления, становятся очевидными причины формирования путей миграции пластовых флюидов в направлении наименьшего сопротивления, а именно: в тампонажном растворе недостаточной плотности с последующим образованием газопроводящих каналов в цементном камне.

Выводы

Анализ состояния вопроса причин заколонного проявления, произошедшего в эксплуатационной скважине после проведения работ по цементированию эксплуатационной колонны, позволяет сделать следующие выводы:

1. В разрезе ствола скважины обнаружены два пласта разуплотненных битуминозных глин, имеющих линзовидное строение, с аномальностью порового давления 2,03.

2. Невозможность прогнозирования экстремальных характеристик таких тел обусловлена ограниченной распространенностью по латерали и тем, что скважина стала первой, пересекающей эти тела.

3. Характеристики пласта с экстремальным градиентом поро-вого давления, выявленного при детальном изучении геоло-

гического разреза скважины, невозможно было спрогнозировать.

3. Неожиданно выявленный пласт с экстремальными характеристиками, относящийся к линзовидному нефтегазоводо-насыщенному телу, не мог быть учтен в проекте на строительство скважины, т.к. какая-либо информация об этом пласте во время работы над проектом отсутствовала.

Заключение

Авторами выявлена зависимость качества крепи скважины от отдельных параметров продуктивного горизонта (газонасыщенность, распределение давления по разрезу и т.д.) и горно-геологических условий вскрытого интервала в скважине.

Причинами формирования каналов для миграции газа в заколонном пространстве являются выявленный пласт с экстремальными характеристиками и, как вторичный фактор, особенности процесса твердения тампо-нажного раствора в закрытом забойном пространстве, что обусловило появление гидродинамической связи между пластом и цементным камнем.

Библиографический список

1. Гасумов РА. Особенности строительства глубоких скважин в осложненных горно-геологических условиях Предкавказья / РА. Гасумов, В.Г. Копченков, В.Т. Лукьянов, Н.Г Федорова, С.Н. Овчаров // Наука. Инновации. Технологии. 2017. № 1. С. 123140

2. Сеид-Рза М.К. Технология бурения глубоких скважин в осложненных условиях. Баку: Азернешр, 1963. С. 338.

3. Антонов П.Л. Дальность и продолжительность диффузии газов из залежей в законтурные воды // Газовая промышленность. 1963. № 9. С. 1-6.

4. Малеванский В.Д. Открытые газовые фонтаны и борьба с ними. М.: Гостоптехиздат, 1963. С. 148.

5. Александров Б.Л. Определение и прогнозирование аномально высоких пластовых давлений геофизическими методами: обзор ВНИИОЭНГ М.: ВНИИОЭНГ, 1973. 80 с.

6. Гасумов Р.А. Геологические факторы, влияющие на качество крепления скважин (на примере конкретной скважины Прибрежной группы месторождений). // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. 2014. № 12. С. 48-53.

7. Гасумов Р.А. К вопросу о механизме возникновения флюидо-проявлений при цементировании скважин / Р.А. Гасумов, К.М Тагиров, Ю.И. Петраков // Сб. научн. статей: Строительство га-

зовых и газоконденсатных скважин. М.: ВНИИгаз, 1992. С. 7376.

8. Боннет А., Пафитис Д. Миграция газа - взгляд в глубь проблемы: нефтегазовое обозрение / А. Боннет, Д. Пафитис // Шлюм-берже, 1998. С. 18-33.

9. Перейма А.А. Образование флюидопроводящих каналов в зацементированном пространстве скважин и основные пути его предотвращения / А.А. Перейма, Ю.К. Димитриади, Ю.С. Мин-ченко // Газовая промышленность. 2011. № 7. С. 88-92.

10. Гасумов РА. Предупреждение заколонных флюидопроявлений при строительстве и капитальном ремонте скважин: автореф. дис. ... канд. техн. наук / Ставрополь, 1994.

Bibliography

1. Gasumov R.A. Osobennosti stroitel'stva glubokih skvazhin v oslo-zhnennyh gorno-geologicheskih uslovijah Predkavkaz'ja (Features of deep wells the construction in the complicated mining and geological conditions of Transcaucasia) / R.A. Gasumov, V.G. Kop-chenkov, V.T. Luk'janov, N.G. Fedorova, S.N. Ovcharov // Nauka. Innovacii. Tehnologii. 2017. № 1. S. 123-140

2. Seid-Rza M.K. Tehnologija burenija glubokih skvazhin v oslozh-nennyh uslovijah (Technology of drilling deep wells in complicated conditions). Baku: Azerneshr, 1963. S. 338.

3. Antonov P.L. Dal'nost' i prodolzhitel'nost' diffuzii gazov iz zalezhej v zakonturnye vody (The range and duration of gas diffusion from deposits in the invaded water) // Gazovaja promyshlennost'. 1963. № 9. S. 1-6.

4. Malevanskij V.D. Otkrytye gazovye fontany i bor'ba s nimi (Open gas fountains and fight with them). M.: Gostoptehizdat, 1963. S. 148.

5. Aleksandrov B.L. Opredelenie i prognozirovanie anomal'no vysokih plastovyh davlenij geofizicheskimi metodami (Determination and prediction of abnormally high formation pressures using geophysical methods): obzor VNIIOJeNG. M.: VNIIOJeNG, 1973. 80 s.

6. Gasumov R.A. Geologicheskie faktory, vlijajushhie na kachestvo kreplenija skvazhin (na primere konkretnoj skvazhiny Pribrezhnoj gruppy mestorozhdenij) (Geological factors influencing the quality of well cementing (for example a particular well of Pribrezhna-ya group of fields) // Geologija, geofizika i razrabotka neftjanyh i gazovyh mestorozhdenij. 2014. № 12. S. 48-53.

7. Gasumov R.A. K voprosu o mehanizme vozniknovenija fljuido-projavlenij pri cementirovanii skvazhin (To the question about the mechanism of floodproofing during cementing of wells) / R.A. Gasumov, K.M Tagirov, Ju.I. Petrakov // Sb. nauchn. statej: Stroitel'stvo gazovyh i gazokondensatnyh skvazhin. M.: VNIIgaz, 1992. S. 7376.

8. Bonnet A., Pafitis D. Migracija gaza - vzgljad v glub' problem (Gas migration - a look into the problem): neftegazovoe obozrenie / A. Bonnet, D. Pafitis // Shljumberzhe, 1998. S. 18-33.

9. Perejma A.A. Obrazovanie fljuidoprovodjashhih kanalov v zace-mentirovannom prostranstve skvazhin i osnovnye puti ego predot-vrashhenija (The formation of fluid-conducting channels in the cemented space of wells and the main prevention methods) / A.A. Perejma, Ju.K. Dimitriadi, Ju.S. Minchenko // Gazovaja pro-myshlennost'. 2011. № 7. S. 88-92.

10. Gasumov R.A. Preduprezhdenie zakolonnyh fljuidoprojavlenij pri stroitel'stve i kapital'nom remonte skvazhin (Prevention of annular floodproofing during the construction and repair of wells): avtoref. dis. ... kand. tehn. nauk / Stavropol', 1994.