Дипломы, курсовые, рефераты, контрольные...
Срочная помощь в учёбе

Тампонажные кольматирующие системы и технология их применения

Диссертация: Тампонажные кольматирующие системы и технология их применения
ДиссертацияПомощь в написанииУзнать стоимостьмоей работы

Применение дезинтеграторной технологии при приготовлении кольматирующих тампонажных материалов позволяет получить гомогенный порошок с высокой удельной поверхностью, с избыточной энергией в поверхностном слое и, как следствие, с высокой реакционной и адсорбционной способностью, обеспечивающих ускорение процесса структурообразования, повышение стабильности седиментационных и фильтрационных… Читать ещё >

Содержание

  • 1. АНАЛИЗ СОСТОЯНИЯ ВОПРОСА И ПОСТАНОВКА ЗАДАЧИ ИССЛЕДОВАНИЙ
    • 1. 1. Анализ геолого-технических условий строительства скважин
    • 1. 2. Методы и способы борьбы с поглощениями тампонажных растворов при цементировании скважин
      • 1. 2. 1. Понижение плотности тампонажяого раствора
        • 1. 2. 1. 1. Облегченные тампонажные растворы с добавками, имеющими повышенную водопотребность
        • 1. 2. 1. 2. Тампонажные растворы с легкими добавками
      • 1. 2. 2. Ступенчатое цементирование
      • 1. 2. 3. Обратное цементирование
      • 1. 2. 4. Предельный режим цементирования
      • 1. 2. 5. Кольматация поглощающих пластов
    • 1. 3. Тампонажные материалы с кольматирующими свойствами
    • 1. 4. Выводы по главе 1 и постановка задач исследования
  • 2. РАЗРАБОТКА РАБОЧЕЙ ГИПОТЕЗЫ, МЕТОДЫ И СРЕДСТВА ИССЛЕДОВАНИЙ, СЫРЬЕВЫЕ МАТЕРИАЛЫ
    • 2. 1. Разработка рабочей гипотезы
      • 2. 1. 1. Влияние насыщенности кольматантом на проницаемость пористых сред
      • 2. 1. 2. Теоретическое определение времени кольматации и научные предпосылки к разработке рабочей гипотезы
      • 2. 1. 3. Научные предпосылки, разработка рабочей гипотезы
        • 2. 1. 3. 1. Требования к кольматанту
        • 2. 1. 3. 2. Требования к вяжущему
        • 2. 1. 3. 3. Обоснование дезинтеграторной технологии изготовления тампонажных материалов с кольматирующими свойствами
        • 2. 1. 3. 4. Требования к тампонажному раствору и выбор реагентов-стабилизаторов фильтрационных свойств
        • 2. 1. 3. 5. Требования к буферной жидкости с кольматирующими свойствами
    • 2. 2. Сырьевые материалы
    • 2. 3. Стандартные методы исследований
    • 2. 4. Методы исследования кольматирующей способности тампонажных материалов
    • 2. 5. Стендовое оборудование
    • 2. 6. Выводы по главе 2
  • 3. ИССЛЕДОВАНИЕ И РАЗРАБОТКА ТАМПОНАЖНЫХ КОЛЬМАТИРУЮЩИХ МАТЕРИАЛОВ
    • 3. 1. Облегченные тампонажные кольматирующие
      • 3. 1. 1. Влияние дезинтеграторной обработки на свойства сырьевых и тампонажных материалов
      • 3. 1. 2. Обоснование состава цементно-резиновой смеси и режима дезинтеграторной обработки
      • 3. 1. 3. Свойства облегченных кольматирующих цементно-резиновых смесей
      • 3. 1. 4. Облегченные кольматирующие тампонажные материалы с расширяющимися свойствами
    • 3. 2. Облегченные кольматирующие тампонажные материалы с повышенной термостойкостью
      • 3. 2. 1. Цементно-зольно-резиновые смеси
      • 3. 2. 2. Облегченные кольматирующие тампонажные материалы с добавкой саморассыпающегося шлака
    • 3. 3. Тампонажные кольматирующие материалы на основе цементно-керамзитовой смеси
    • 3. 4. Утяжеленные тампонажные кольматирующие материалы
    • 3. 5. Выводы по главе 3
  • 4. ИССЛЕДОВАНИЕ И РАЗРАБОТКА МЕТОДОВ СТАБИЛИЗАЦИИ ФИЛЬТРАЦИОННЫХ СВОЙСТВ ТАМПОНАЖНЫХ КОЛЬМАТИРУЮЩИХ РАСТВОРОВ
    • 4. 1. Влияние дезинтеграторной обработки вяжущего и кольматанта на свойства тампонажного раствора
      • 4. 1. 1. Исследование влияния дезинтеграторной обработки на седиментационную устойчивость тампонажного раствора
      • 4. 1. 2. Влияние дезинтеграторной обработки тампонажного материала на фильтрационные свойства тампонажного раствора
    • 4. 2. Стабилизация фильтрационных свойств тампонажных кольматирующих растворов добавками дифильных полимеров
      • 4. 2. 1. Влияние пластификатора С-3 на свойства кольматирующих тампонажных растворов
      • 4. 2. 2. Влияние полиакриламида на фильтрационные свойства кольматирующих тампонажных растворов
        • 4. 2. 2. 1. Определение молекулярных масс полиакриламидов различных марок и оценка их эффективности
        • 4. 2. 2. 2. Исследование фильтрационных свойств тампонажных кольматирующих растворов добавками полиакриламида и пластификатора
    • 4. 3. Исследование и разработка кольматирующих буферных жидкостей
    • 4. 4. Выводы по главе 4
  • 5. ПРОИЗВОДСТВО И ПРОМЫШЛЕННОЕ ВНЕДРЕ НИЕ
  • ТАМПОНАЖНЫХ КОЛЬМАТИРУЮЩИХ МАТЕРИАЛОВ

Тампонажные кольматирующие системы и технология их применения (реферат, курсовая, диплом, контрольная)

На сегодняшний день освоение нефтегазового комплекса Казахстана является наиглавнейшей задачей в развитии его экономики. Одним из наиболее перспективных нефтегазодобывающих регионов является Прикаспийская впадина, характеризующаяся сложным геологическим строением, многообразием осложнений при проводке и креплении скважин. Наиболее характерным видом осложнений при строительстве скважин являются поглощения бурового и там-понажного растворов. Основными причинами этого является наличие пластов с аномально низкими давлениями и пластов, склонных к гидроразрыву, а также высокая естественная приемистость проницаемых горизонтов.

Так, в Актюбинской области на месторождениях Урихтау, Кожасай и др. продуктивные пласты представлены известняками при проницаемости от 0,1 до 2000 миллидарси и пористостью по керну 6.25%. На месторождениях Мангышлака Жетыбай, Узень и др. средняя открытая пористость пластов-коллекторов составляет 16.25% с проницаемостью 80. 400 миллидарси. Поскольку высокопроницаемые коллектора составляют до 70% интервала цементирования, то фильтрация жидкой фазы тампонажных растворов в этих случаях весьма значительна, и поэтому часто создаются аварийные ситуации при креплении скважин. Кроме того, часто в разрезе скважины одновременно встречаются поглощающие и проявляющие пласты. При цементировании обсадных колонн в таких условиях облегченным цементным раствором может произойти выброс, а при применении нормальных или утяжеленных тампонажных растворов — их поглощение. Несмотря на большой объем работ в области бурения и крепления скважин, ликвидация и предупреждение поглощений тампонажных растворов при строительстве скважин на нефть и газ до сих пор является одной из самых актуальных проблем. Анализ литературных данных показывает, что основная масса работ, посвященных рассматриваемой проблеме, направлена на решение, главным образом, задачи понижения плотности тампонажного раствора. Однако, как показывает практика, цементирование скважин при наличии поглощающих пластов облегченными тампонажными растворами проблемы не решает, поглощения имеют место и порой они очень значительные. Одним из перспективных путей на этом направлении является использование кольматирующих систем, применяемых при креплении скважин.

Цель работы. Повышение качества цементирования обсадных колонн при наличии в разрезе скважины высокопроницаемых пластов обеспечением необходимой высоты подъема тампонажных растворов разработкой тампо-нажных систем с кольматирующими свойствами.

Задачи исследования.

1. Разработка и исследование тампонажных материалов с кольматирующими свойствами, соответствующих современным условиям цементирования глубоких нефтяных и газовых скважин.

2. Разработка и исследование методов стабилизации фильтрационных и кольматирующих свойств тампонажных кольматирующих растворов.

3. Разработка и исследование кольматирующих буферных жидкостей.

4. Разработка технологии приготовления и применения тампонажных кольматирующих материалов.

Научная новизна.

1. Теоретически обоснована и экспериментально подтверждена возможность получения кольматирующих тампонажных растворов в широком интервале плотностей (1380.2050) кг/м3 на основе вяжущего и кольматанта.

2. Установлена возможность и целесообразность значительного улучшения седиментационной устойчивости, фильтрационных характеристик разработанных кольматирующих тампонажных систем при совместной дезинтегра-торной обработке компонентов дисперсной фазы, их взаимосвязи с режимом дезинтеграторной обработки.

3. Теоретически обоснована и экспериментально подтверждена эффективность управления фильтрационными характеристиками тампонажного раствора и его седиментационной устойчивостью использованием дифильных полимеров акрилового ряда в сочетании с пластификаторами.

4. Обоснована и экспериментально доказана возможность получения кольматирующих буферных жидкостей с регулируемой плотностью.

Практическая ценность.

1. Разработаны требования к кольматирующим тампонажным системам в целом и к их составляющим.

2. Разработаны рецептуры облегченных, нормальной плотности и утяжеленных кольматирующих тампонажных материалов для температурного интервала 20. .200 °С.

3. Обоснованы рациональные режимы дезинтеграторной активации нескольких видов кольматирующих тампонажных смесей, в т. ч. цементно-резиновых, цементно-зольно-резиновых, цементно-резиновых с добавкой керамзитовой пыли.

4. Обосновано рациональное сочетание реагентов — стабилизаторов фильтрационных свойств кольматирующих тампонажных растворов.

5. Разработана рецептура кольматирующей буферной жидкости.

Реализация работы в промышленности.

1. Разработанные тампонажные растворы кольматирующих тампонажных смесей, технология их получения и применения апробирована при креплении скважин в Западном Казахстане.

2. Разработаны и утверждены нормативные документы на изготовление и применение облегченных кольматирующих тампонажных композиций: цементно-резиновых смесей (ЦРС), цементно-зольно-резиновых смесей (ЦЗРС), цементно-керамзито-резиновых смесей (ЦКРС).

3. В цехе сухих тампонажных смесей объединения «Актюбе-мунайгазгеология», выпущены промышленные партии ЦРС, ЦЗРС, ЦКРС каждая весом 60. 100 т. Всего выпущено 12 500 т.

4. Промышленные испытания ЦРС, ЦЗРС, ЦКРС проведены на нефтега-зоразведочных площадях Елемес, Коксазды, Кожасай и месторождениях нефти и газа Карачаганак, Акжар, Жанажол, Имашевское Западного Казахстана.

Защищаемое положения.

1. Обоснование целесообразности применения тампонажных кольма-тирующих растворов со специальными свойствами плотностью от 1380 до 2050 кг/м3, для температурного интервала 20. .200° С.

2. Составы кольматирующих тампонажных расширяющихся и термостойких смесей и технологии стабилизации фильтрационных свойств растворов на их основе.

3. Технология получения и применения тампонажных кольматирующих смесей и растворов.

Апробация работы. Материалы диссертационной работы докладывались и обсуждались на:

1. Совещание по креплению скважин в осложненных условиях в Западно-Казахстанском нефтегазоносном регионе (г. Актюбинск, 1977 г.).

2. Всесоюзном совещание по повышению эффективности разведочного бурения Прикаспийской впадины (г. Гурьев, 1978 г.).

3. Научно-практической конференции, посвященной 65-летию геологической службы Казахстана (г. Алматы, 1994 г.).

4. Всероссийской научно-технической конференции / Проблемы нефтегазового комплекса России / (г. Уфа, 1995 г.).

5. Научно-тематической конференции аспирантов и молодых ученых УГНТУ (г. Уфа, 1995 г.).

6. Научно-технических советах КазНИГРИ, ПГО «Гурьевнефтегаз-геология», АО «Актюбемунайгазгеология'' (г. Атырау, г. Актюбинск, 1988, 1991, 1993, 1995 г. г.).

7. Республиканском совещании по энергетике и природным ресурсам (г. Алматы, 1994 г.).

Публикации. Результаты исследований, отражающие положения диссертационной работы, изложены в 9 печатных работах, в том числе в 1 изобретении.

Структура и объем работы. Диссертационная работа состоит из введения, 5 глав, выводов, приложений, содержит 173 страниц машинописного текста, включая 28 рисунков, 60 таблиц. Список использованной литературы включает 99 наименований.

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ.

1. Обоснованы принципы получения тампонажных смесей, обладающих кольматирующими свойствами, включающих тампонажный материал и кольматирующую добавку, подвергнутых совместной дезинтеграторной обработке при рациональных режимах. Доказана эффективность использования резиновой крошки в качестве кольматирующей добавки при использовании предлагаемой технологии.

2. Использование эффектов дезинтеграторной технологии, совмещенное с повышением вязкости тампонажного раствора за счет введения высокомолекулярных акриловых полимеров, позволяет получать стабильные тампонажные кольматирующие системы и обеспечивает решение проблемы повышения качества крепления скважин при наличии в ее разрезе разно-напорных горизонтов.

3. Применение дезинтеграторной технологии при приготовлении кольматирующих тампонажных материалов позволяет получить гомогенный порошок с высокой удельной поверхностью, с избыточной энергией в поверхностном слое и, как следствие, с высокой реакционной и адсорбционной способностью, обеспечивающих ускорение процесса структурообразования, повышение стабильности седиментационных и фильтрационных процессов в тампонажном растворе. При этом водоотделение и скорость фильтрации тампонажного кольматирующего раствора понижаются на 30.40%.

4. Обоснованы и разработаны тампонажные кольматируюшие смеси: облегченные и нормальной плотности от 1380 до 1740 кг/м (цементно-резиновые смеси, цементно-зольно-резиловые смеси, цементно-керамзитол резиновые) и утяжеленные с плотностью 1900.2050 кг/м (цементно-барито-резиновые смеси, цементно-титаново-резиновые смеси) и прочностью в нормальных условиях, превышающей требования технических условий и стандарта с температурным интервалом применения 20. .200 °С.

5. Обоснован и разработан способ стабилизации фильтрационных свойств тампонажных кольматируюших растворов путем введения комплексной добавки, содержащей полиакриламид — дифильный полимер акрилового ряда МСУ-АЗ с молекулярным весом 2,5 -106 и суперпластификатор С-3. Установлена взаимозависимость между основными фильтрационными характеристиками тампонажных суспензий и их составом. При рациональных сочетаниях концентраций ПАА и С-3 достигнуто снижение скорости фильтрации в первые 10с в 5. 10 раз.

6. Разработаны буферные жидкости с кольматирующими свойствами и регулируемыми показателями плотности и вязкости на основе резиновой крошки и высоковязких полимеров, представляющие собой слабоструктурированные системы с невысоким гидросопротивлением.

Разработанные тампонажные кольматирующие смеси и буферные жидкости прошли широкую апробацию при креплении скважин в осложненных условиях на предприятиях Западного Казахстана.

Показать весь текст

Список литературы

  1. A.A., Гаевой Г. М. Поверхностно-активные вещества. Справочник. -JL: Химия, 1979 г.
  2. Г. С., Ахунов A.M., Ибатуллин Р. Х. и др. Устройство для перекрытия поглощающих пластов. Проспект ОНТИ, «ТатНИПИнефть», 1975 г.
  3. А.П. Межпластовые перетоки газа при разработке газовых место-рождений. -М.: Недра, 1975 г.
  4. В.Т., Никишин В. А. Кольматация проницаемых пластов в процессе бурения и ее последствия. «Нефтяное хозяйство», 1972 г. № 8, с.21−24.
  5. В.Т., Никишин В. А. О кольматации проницаемых отложений при бурении скважин.-М., ВНИИОЭНГ, 1972 г.- РНТС, сер. Бурение, вып. 2.
  6. Амиян В. А, Васильев Н. П. Вскрытие и освоение нефтегазовых пластов. -М., «Недра», 1972. -336 с.
  7. А.И., Фукс Г. И. Влияние полярности дисперсной среды на контактное взаимодействие частиц дисперсной фазы. Матер. V Всесоюзной конф. по физ.-хим. мех.- Уфа: 1971 г. -76 с.
  8. К.Х., Чимбулатов М. А., Яковлев A.B., Валеев Д. З. Тектоника и нефтегазоносность Актюбинского Приуралья. Труды КазНИГРИ.- М.: вып. 5, 1972 г.
  9. А.И., Назаренко В. А., Ржавский E.J1. Использование дисперсных газонаполненных полимерных материалов для цементирования скважин. «Нефтяное хозяйство», 1971 г. № 10, с. 31−34.
  10. А.И. Цементирование глубоких скважин М .: Недра, 1964 г.
  11. А.И., Рябченко В. И., Сибирко И. А., Сидоров H.A. Газопроявления в скважинах и борьба с ними. -М.: Недра, 1969 г.
  12. А.И., Данюшевский B.C. Тампонажные материалы. М.: Недра, 1987 г. с. 164−178.
  13. А.И., Мироненко О. Н., Мищенко В. И. Буферные жидкости, используемые при цементировании скважин. М.: ВНИИОЭНГ, 1987 г. Обзорная информация. Серия «Бурение», 63 с.
  14. Ю.М., Майер A.A. О механизме влияния кристаллических затравок на поведение цементов при автоклавной обработке. Тр. МХТН им. Д. И. Менделеева, вып. 24, 1957 г.
  15. Ю.М., Рашкович JI.H. Твердение вяжущих при повышенных температурах. М.: Госстройиздат, 1961 г.
  16. М.С. Цемент в нефтяной промышленности США. ГОСНТИ, 1959 г
  17. С.А., Купрейчук Н. Я. Технология производства облегченного цемента с диатомитом. «Цемент», 1969 г. № 5, с. 4−7.
  18. С.С. Курс коллоидной химии М.: «Химия», 1964 г.
  19. В. М., Алексеев В. С. Фильтры буровых скважин. -М.: Недра, 1985 г.
  20. A.A., Цыбин A.A. Крепление скважин и разобщение пластов. М.: Недра- 1981 г. — 366 с. ил.
  21. С.М., Рахимбаев Ш. М., Кадыров Ю. Г. «Крепление газовых скважин на месторождениях Узбекистана. Тематический научно-технический обзор. Сер. «Бурение» М.: ВНИИОЭНГ, 1975 г.
  22. Ф.Л., Копп Р. З., Ахмедов К. С. Гидратация портландцемента на ранних стадиях в присутствии высокомолекулярных ПАВ. /Тезисы докл. и сообщ. Всесоюзн. совещ. «Твердение цемента» Уфа: 1974 г. с. 320−324.
  23. Д.А. Расчет оптимального режима цементирования скважин. -Разработка и эксплуатация газ. и нефт. местор.- М.: ВНИИгазпром, № 3. 1973 г.
  24. Д.А. Определение допустимых скоростей проведения основных технологических операций при креплении скважин. «Нефтяное хозяйство», № 7,1973.
  25. Д.А., Шишин К. А., Волошко Г. Н. и др. Результаты цементирования скважин при предельном режиме в объединении «Мангышлакнефть». РНТС сер. «Бурение» М.: ВНИИОЭНГ 12,-25 с.
  26. B.C. «Проектирование оптимальных составов тампонажных цементов». -М.: Недра, 1978 г. с. 55−61.
  27. B.C., Толстых И. Ф., Мильштейн В. И., Справочное руководство по тампонажным материалам. М.: Недра, 1973 г. 312 с. с ил.
  28. B.C., Алиев P.M., Толстых И. Ф. Справочное руководство по тампонажным материалам. -М.: Недра, 1982 г.
  29. Л.И. Особенности цементирования скважин при наличии поглощающих или слабонапорных горизонтов. «Нефтяное хозяйство «1973 г. № 6
  30. Т.К., Утегалиев С. У., Танкибаев М. А. Особенности разведки и бурения скважин на нефть и газ в подсолевых карбонатных отложениях востока Прикаспийской впадины. М., Недра, 1986 г. — 176 с.
  31. JI.C. Синтез и исследование гидрогранатного вяжущего для цементирования глубоких скважин. Канд. диссерт. МХТИ им. Д. И. Менделеева, М., 1980 г. 165 с. с ил.
  32. В.Ю., Мачинский Е. К. Методика по изготовлению и применению облегченных тампонажных растворов с добавками измельченных отходов производства полиэтилена. ОНТН, СевКавНИПИнефть, 1974 г.
  33. Иванов В. В, Запорожец Л. С, Нургалиев С. Т. Влияние дезинтеграторной обработки на качество тампонажных смесей с добавкойрезиновой крошки./Проблемы нефтегазового комплекса России. Тез. Всеросс. научно-техн. конф. Уфа 1995 г.
  34. Н.З., Петров В. В., Важнов B.C. Опыт бурения скважин в верхнемеловых отложениях с аномально-низкими пластовыми давлениями. Нефтяное хозяйство. 1973 г. № 5, с. 28−30.
  35. У.С., Танкибаев М. А. Технология проводки подсолевых скважин в Прикаспийской впадине. М.: Недра, 1989 г. — 160 с. с ил.
  36. Н. X. Разработка составов и технологии применения расширяющихся тампонажных материалов для цементирования глубоких скважин в сложных геолого-технических условиях. Дисс. на соис. ученой степени Д.Т. Н. Уфа, УНИ, 1986 г.
  37. Н. Х. Хахаев Б.Н., Запорожец JI.C. и др. Тампонажные смеси для скважин с аномальными пластовыми давлениями. -М., «Недра», 1977 г.-192с.
  38. Н.Х. Технология приготовления тампонажных смесей дезинтеграторным способом с различными физико-механическими свойствами. М., ВИЭМС, 1979 г.-14 с.
  39. Н.Х., Данюшевский B.C., Хахаев Б. Н. и др. Вяжущие материалы, изготавливаемые из промышленных отходов и их применение при креплении скважин. Обзорная информация. Сер. Бурение, М. ВНИИОЭНГ, 1982 г. № 7,-72с.
  40. Н.Х., Хахаев Б. Н., Запорожец JI.C. и др. Применение многокомпонентных смесей, приготовленных с помощью дезинтегратора, при строительстве скважин. М., ВНИИОЭНГ, 1983 г. РНТС, сер. Бурение, вып. 3(21).
  41. Н.Х., Рахматуллин Т. К., Запорожец Л. С. Тампонажные смеси для цементирования скважин в условиях Казахстана. Обзорная информация. М., ВИЭМС, 1978 г. с. 10−20.
  42. Н.Х., Рахимбаев Ш. М., Серенко И. А., Рахматуллин Т. К. Технология приготовления сухих тампонажных смесей и растворов из них. М, ВНИИОЭНГ, 1980 г. РНТС, сер. Бурение.
  43. Н.Х., Губкин H.A. Особенности крепления скважин в солях. М&bdquo- «Недра», 1974 г.-114 с.
  44. Н.Х., Запорожец JI.C. Активация процесса твердения тампонажных материалов в ранние сроки. Тез. докл. и сообщ. Всесоюзн. совещ. «Гидратация и твердение вяжущих материалов». Уфа, 1978 г. с. 222−223.
  45. В.М., Добрянский В. Г. Цементирование эксплуатационных колонн на Самотлорском месторождении. «Нефтяное хозяйство», 1974 г. № 6.
  46. Ко дама К. Механизм действия высокоэффективной добавки, понижающей водоцементное отношение. «Сэменто Конкуренто», 1982 г. № 427, с.8−16.
  47. Е.П. Крепление скважин при высоких температурах и давлениях. М., «Недра», 1966 г. -145 с.
  48. В.И., Сухенко Н. И. Борьба с поглощением при бурении скважин, (зарубежный опыт). М., «Недра», 1968 г. -176 с. с ил.
  49. H.H. О механизме образования дисперсных структур. Матер. V Всесоюзной конф. по физ.-хим. мех ., Уфа, 1971 г. с. 19−21.
  50. Круглицкий H.H. VI Республ. конфер. по физико химии, технологии получения и применения промывочных жидкостей, дисперсных систем и тампонажных растворов. Тез. докл. Часть 1, Киев ИКХХВ АН УССР, 1985 г.
  51. H.H. Структурообразование основа получения промывочных и тампонажных растворов. — В кн. Дисперсные системы в бурении. «Наукова думка». 1977 г. с. 7−8.
  52. H.A. Ходаков Г. С. Изменение кристаллической структуры твердых материалов при их совместном измельчении. Матер. V Всесоюзной конф. по физ.-хим. мех ., Уфа, 1971 г. -10 с.
  53. А.И., Соловьев Е. М. К исследованию фильтрации цементного раствора. Изв. высш. уч. зав. серия «Нефть и газ», 1961 г. № 10.
  54. А.Я., Данюшевский B.C. Цементные растворы в бурении скважин. Ленинград, Гостоптехиздат, 1963 г. с. 141−156.
  55. H.A., Финогенов И. С., Образцов О. И. Облегченные цементные растворы для бурения нефтяных и газовых скважин. Киев, «Техника», 1965 г.
  56. H.A., Образцов О. И., Наумова А. Н. Получение облегченных цементных растворов с добавлением вспученного перлита. Сер. «Нефтепромысловое дело», вып. 11, 1961 г.
  57. М.Р., Акчурин Х. И., Соломенников C.B. и др. Воздействие на твердение частицы бурового раствора при кольматации стенок скважин. М. Недра, 1997 г. -123 с.
  58. М.Р., Полканова A.B., Нигматуллина А. Г. и др. Физико-химическая кольматации истинными растворами в бурении. М. Обзор ВИЭМС. 1990 г.
  59. У.Д. Фильтрация промывочных и цементных растворов. ФАН, Ташкент, 1964 г.
  60. К.Л., Бочкарев Т. П., Клявин P.M. Пластмассовые микробаллоны эффективная облегчающая добавка для цементных пластов и методы их изоляции ВНИОЭНГ, сер. «Бурение», вып. 3, 1971 г. с. 21 — 24.
  61. Т.К. Исследование с помощью ЭВМ процесса закачки тампонажных растворов в скважину. Матер. III Всесоюзн. семинара по гидравл. промыв, жидкостей и цем. раст. М., 1971 г.
  62. В.И. Гидродинамические исследования поглощающих растворов и методы их изоляции. М., «Недра», 1974 г. -114 с. с ил.
  63. С.Т., Бискалиев Ю. А. Проблемы тампонажных материалов для глубоких скважин, бурящихся на нефть и газ в республике Казахстан. «Энергетика и топливные ресурсы Казахстана». 1994 г. № 4.
  64. С.Т., Танкибаев М. А., Запорожец JI.C. Опыт цементирования глубоких нефтяных и газовых скважин в экстремальных условиях Западного Казахстана. «Геология и разведка недр Казахстана», 1995 г. № 6.
  65. Ф.Д. Физико-химические основы получения модифицированных дисперсных систем. В кн. Дисп. сист. в бурении. «Наукова думка». 1977 г. с5
  66. А.И., Рябченко В. И., Шишов В. А. Применение акриловых сополимеров для регулирования свойств соленасыщенных буровых растворов при высоких температурах. В кн. Дисперсные системы в бурении. «Наукова думка». 1977 г. с. 141−142.
  67. В. М., Мавлютов М. Р., Алексеев JI. А., Колодкин В. А. Технология и техника борьбы с поглощениями при строительстве скважин. Уфа: «Китап» 1998 г.
  68. Ш. М. Регулирование технических свойств тампонажных растворов. Ташкент, ФАН, 1976 г. -160 с.
  69. Ш. М., Нурматов Ш. М. О кинетике водоотдачи концентрированных силикатных суспензий. ДАН Тадж. ССР. 1972 г. т. 15, № 6.
  70. П.А. Основные проблемы физико-химической механики дисперсных структур и твердых тел. Матер. V Всесоюзной конф. по физ.-хим. мех., Уфа, 1971 г. с. 3−5.
  71. П.А. Физико-химическая механика дисперсных структур. М., «Недра», 1966 г. 4 с. с ил.
  72. У.А. Оптимальная отрасль применения ПАА -препаратов. Тр. 1-й Укр. НТ конфер. по термо- и солеустойчивым промыв, жидкостям и тампон, растворам. 1 часть, пром. жидк., Киев: «Наукова думка», 1970 г. 159 с.
  73. A.A. и Мачинский Е.К. Влияние высоких температур и давлений на схватывание и прочность портландцементных растворов. «Грозненский нефтяник», № 8, 1933 г.
  74. Е.И., Григорьев В. И., Бондарев В. И. Причины поглощений бурового раствора на месторождениях Кубани. М., ВНИИОЭНГ сер., «Бурение», вып. 2, 1965 г. с. 15−17.
  75. Сюнякова 3. Ф., Нургалиев С. Т., Султанов Б. З., Сюняков A.A. Исследования полимер-остатка на смазочные свойства бурового раствора. Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. № 2, 1994 г.- М.: ВНИИОНГ
  76. П.Р., Виноградова В. Н., Козлова H.A. и др. Исследование процесса твердения вяжущих в присутствии поверхностно-активных веществ (ПАВ). Тезисы докладов и сообщений Всесоюзн. совещ. «Твердение цемента», Уфа: 1974 г. с. 325−326.
  77. Н.И., Запорожец Л. С., Каримов Н. Х. Формула для расчета необходимого количества компонентов смеси термостойких цементов.-М.: «Бурение», 1969 г. № 18, с. 7−9.
  78. С.Н., Таубман A.B. Структурообразование в наполненных полимерных системах. Матер. V Всесоюзно, конф. по физ.-хим. мех. Уфа: 1971 г.-26 с.
  79. А. А. Реологические свойства и структура адсорбционных слоев и тонких пленок. Матер. V Всесоюзной конф. по физ.-хим. мех. -Уфа: 1971 г. 80 с.
  80. В.Ю. Физико-химические исследования минеральных дисперсий, стабилизированных поверхностно-активными полимерами. Дисперсные системы в бурении. Киев: «Наукова думка». 1977 г. с. 12−13.
  81. УДА- технология. Тезисы докладов семинара, Таллинн, 1983 г.
  82. Р.Ф., Бауден Д. Д. Микроструктура и прочность гидратированного цемента. В кн. Шестой междун. конгресс по химии цемента. -М.: Стройиздат, 1976 г. т. 2, кн. 1, с. 288−294.
  83. Ю.Г. Курс коллоидной химии, М., «Химия», 1982 г.
  84. И.А. О коэффициенте полезного действия механической активации, некоторые результаты активации твердых тел посредством большой механической энергии. Ауфбарейтдигстехник, ФРГ, № 2, 1972 г.
  85. Г. С. Тонкое измельчение твердых тел. Матер. V Всесоюзной конф. по физ.-хим. мех. Уфа: 1971 г. -39 с.
  86. З. М. Рахматуллин В.Р. Технология заканчивания скважин. Уфа., 1996 г.
  87. H.A., Мавлютов М. Р. и др. Устройство для кольматации и очистки стенок скважины. A.C. 1 536 918 AI, 07.07. (кл. Е21 В37/02)
  88. Шур A.M. Высокомолекулярные соединения. -М.: «Высшая школа», 1971
  89. Е.Д. Физико химия контактного взаимодействия и структурообразование в наполненных растворах полимеров. Матер. V Всесоюзной конф. по физ.-хим. мех .- Уфа. 1971 г. — 74 с.
  90. Howard G.C. and Scott P.P. An analysis and the control of lost circulation. Petroleum Development and Technology, V 192, 1951.
  91. Kalousek G.L. J. Amer. Concr. Inst. 1954, 50, 365
  92. Menzel С.A., J. Amer. Concr. Inst. 1934, 31,125.
  93. Morgan B.E. Dumbauld G.K.A. modified low-strength cement, AIME, Petroleum Development a. Technology. V. Is2. 1951.
  94. Saunters C.D., Nussbauer F.W. Trend in us of low-weight cement styrris, Drilling and Production Practical. API, 1952.
  95. Oil Well Cementing. P. 2. Slurry Design, B.J. Service Inc., Jong Beach, California, Arlington, Texas.
  96. Slagll and Carter L.C. Gilsonite reduces lost circulation when cementing. Would Oil, v. 148. № 6, 1959.
  97. Казакстан Республикасы мунай жэне газ 0nepKaci6i министрлт ОКТЯБРЬ БУРГЫЛАУ ЖУМЫСТАРЫНЫЦ БАСКДРМАСЫ АКТ (c)БЕМ?НАЙГАЗ АКЦИОНЕРЛ1К КОГАМЫ
  98. Министерство нефтяной и газовой промышленности Республики Казахстан ОКТЯБРЬСКОЕ УПРАВЛЕНИЕ БУРОВЫХ РАБОТ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО «АКТЮБЕМУНАЙГАЗ»»
Заполнить форму текущей работой

Заказал и сдал!