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

Совершенствование рецептур тампонажных составов для предупреждения межколонных и устьевых проявлений в сложных горно-геологических условиях: На примере Астраханского ГКМ

Диссертация: Совершенствование рецептур тампонажных составов для предупреждения межколонных и устьевых проявлений в сложных горно-геологических условиях: На примере Астраханского ГКМ
ДиссертацияПомощь в написанииУзнать стоимостьмоей работы

Научные и инженерные проблемы разобщения сероводородсодержащих пластов детально разрабатывались и продолжают разрабатываться в настоящее время. Так, значительный вклад в решение вопросов, связанных с предупреждением межколонных и устьевых проявлений в результате коррозионного разрушения тампонажного материала, внесли ведущие ученые Н. А. Аксенов, Ф. А. Акзамов, О. К. Ангелопуло, М. О. Ашрафьян… Читать ещё >

Содержание

  • 1. ОБЗОР СОВРЕМЕННЫХ МЕТОДИК И РАБОТ ПО СОЗДАНИЮ ТАМПОНАЖНЫХ СОСТАВОВ ДЛЯ ПРЕДУПРЕЖДЕНИЯ МЕЖКОЛОННЫХ И УСТЬЕВЫХ ПРОЯВЛЕНИЙ
  • 2. АНАЛИЗ ПРОМЫСЛОВЫХ ДАННЫХ ПО АСТРАХАНСКОМУ ГКМ
    • 2. 1. Динамика изменения межколонных давлений и состава проявляющего флюида
    • 2. 2. Анализ конструкции скважин и составов цементных суспензий, применяемых для крепления промежуточных и эксплуатационных колонн проявляющих скважин
    • 2. 3. Оценка качества сцепления цементного камня с обсадной колонной по данным геофизических исследований
  • 3. ПРОЕКТИРОВАНИЕ И РАЗРАБОТКА РЕЦЕПТУР ТАМПОНАЖНЫХ СОСТАВОВ ДЛЯ ПРЕДУПРЕЖДЕНИЯ МЕЖКОЛОННЫХ И УСТЬЕВЫХ ПРОЯВЛЕНИЙ
    • 3. 1. Оценка стабилизирующих свойств реагентов методом седимен-тационного анализа
    • 3. 2. Разработка рецептур тампонажных материалов с пониженной водоотдачей
    • 3. 3. Методы оценки качества цементного камня и адгезии камня к обсадной трубе
      • 3. 3. 1. Оценка качества цементного камня и зоны контакта по газопроницаемости
      • 3. 3. 2. Стендовые испытания натурных образцов
    • 3. 4. Изучение влияния структурообразователей на устойчивость цементного камня к воздействию коррозионной среды
  • 4. ОБОБЩЕНИЕ РЕЗУЛЬТАТОВ ТЕОРЕТИЧЕСКИХ И ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНЫХ ИССЛЕДОВАНИЙ. РАЗРАБОТКА МАТЕМАТИЧЕСКОЙ МОДЕЛИ ПРОЦЕССА СЕРОВОДОРОДНОЙ КОРРОЗИИ
    • 4. 1. Теоретические и экспериментальные исследования стойкости цементов к сероводороду
    • 4. 2. Рентгеноструктурный анализ
    • 4. 3. Люминесцентный анализ
    • 4. 4. Математическая модель процесса сероводородной коррозии
  • 5. СВЕДЕНИЯ ОБ ИСПЫТАНИЯХ И ВНЕДРЕНИИ КОМПЛЕКСНЫХ РЕАГЕНТОВ

Совершенствование рецептур тампонажных составов для предупреждения межколонных и устьевых проявлений в сложных горно-геологических условиях: На примере Астраханского ГКМ (реферат, курсовая, диплом, контрольная)

Проблема обеспечения герметичности межколонного пространства скважин для газовых и газоконденсатных месторождений особенно актуальна. Это вызвано тем, что пластовый флюид таких месторождений часто содержит агрессивные компоненты — сероводород, углекислоту и некачественное разобщение пластов, их содержащих, становится причиной осложнений в период эксплуатации скважин.

Анализ промысловых данных, в частности на Астраханском газоконден-сатном месторождении (АГКМ), показывает, что растет число сероводородсо-держащих скважин, в которых зафиксированы межколонные флюидопроявле-ния. Наличие межколонных и устьевых флюидопроявлений зарегистрировано в более чем 90% скважин АГКМ.

Появление в межколонном пространстве флюида со значительным содержанием коррозионно-активных компонентов (НгЗ и СО2) приводит к коррозионному разрушению обсадных труб, тампонажного материала, т. е. создается серьезная экологическая угроза, которая проявляется в загрязнении вышележащих пластов с питьевой и технической водой и устьевых выделениях сероводорода в атмосферу.

В пластовом флюиде Астраханского газоконденсатного месторождения отмечается высокое содержание Н28 (до 24% об.).

Для обеспечения экологически безопасных условий эксплуатации скважин АГКМ необходимо предупредить и ограничить интенсивность межколонных перетоков флюида путем совершенствования технологий изоляции пластов друг от друга, повысить качество и коррозионную стойкость тампо-нажных материалов, гарантирующих невозможность фильтрации флюида через цементный камень и по зоне контакта «камень-обсадная труба», что способствует сокращению времени межремонтного периода и исключает необходимость частой постановки скважины на ремонт по поводу ликвидации межколонных флюидопроявлений.

Основная задача — подобрать рациональную технологию изоляции серо-водородсодержащих пластов, включающую способ доставки, и гидродинамические условия движения суспензии в заколонном пространстве, и, главное, состав и свойства тампонажного материала.

Научные и инженерные проблемы разобщения сероводородсодержащих пластов детально разрабатывались и продолжают разрабатываться в настоящее время. Так, значительный вклад в решение вопросов, связанных с предупреждением межколонных и устьевых проявлений в результате коррозионного разрушения тампонажного материала, внесли ведущие ученые Н. А. Аксенов, Ф. А. Акзамов, О. К. Ангелопуло, М. О. Ашрафьян, А. И. Булатов, A.A. Гайворонский, В. В. Грачев, В. С. Данюшевский, В. И. Крылов, Д. А. Крылов, Н. Х. Каримов, В. М. Кравцов, Я. М. Курбанов, М. Р. Мавлютов, А.Х. Мирзаджан-заде, H.A. Мариампольский, С. Б. Трусов, Д. Ф. Новохатский, A.A. Перейма, С. А. Рябоконь и другие.

Д.А.Крыловым изучены причины неплотного контакта цементного камня с обсадными трубами и влияние проницаемых пород на прочность контактной зоны. Установлено, что основной причиной может являться усадка тампонажного материала, направленная в сторону изолируемого пласта.

Многими авторами предлагаются реагенты — пластификаторы и стабилизаторы для модификации свойств тампонажных материалов.

Несмотря на огромный объем проделанных теоретических и экспериментальных исследований, решение проблемы на этом направлении нельзя признать законченной по некоторым причинам не рассматривается вопрос изменения объема цементного камня в результате высокой степени фильтрации тампонажных суспензий и соответствие тампонажного материала геологическому строению цементируемого интервала.

Для создания турбулентного режима движения и обеспечения наиболее полного вытеснения бурового раствора разработаны рецептуры тампонажных суспензий, подвижность которых обеспечивается применением различных пластификаторов — гуматов, лигнинов, комплексных фосфатов, суперпластификаторов (например, С-3), смолы СФ-010, НТФ и др.

Реагенты-пластификаторы обеспечивают высокую подвижность цементной суспензии, но без наличия в системе стабилизирующих добавок теряют седиментационную устойчивость.

Для снижения степени фильтрации тампонажных суспензий применяются водорастворимые полимеры и поверхностно-активные вещества: сульфо-эфирцеллюлоза, поливинилацетат, КМЦ, многоатомные спирты.

Теоретическое обоснование процессов, происходящих при формировании тампонажного камня, дает А. И. Булатов. Но не изучаются процессы структу-рообразования в период гидратации тампонажной суспензии и не выяснено влияние реагентов разного назначения (пластификаторов, стабилизаторов, пе-ногасителей и т. д.) друг на друга, не обозначена их роль в структуре порового пространства камня.

Для снижения риска коррозионного разрушения тампонажного камня под воздействием агрессивных сред (сероводорода, углекислоты, полиминеральных вод) известно применение специальных видов цементов марок ШГТЦС, НКИ и др.

Учитывая экономические трудности и сложность производства специальных видов цементов и трудность регулирования их реологических и физико-механических свойств, необходимо поставить задачу модификации традиционных портландцементов.

Исходя из сложных горно-геологических условий эксплуатации тампонажного камня на Астраханском ГКМ, нужно поставить задачу комплексной обработки тампонажной суспензии, которая даст возможность сохранить высокую подвижность и турбулентность потока, кардинально снизит водоотде-ление при больших перепадах давления.

В работе за основу принято положение о том, что коррозионная стойкость цементного камня находится в строгой зависимости от его пористости, проницаемости и трещиноватости. Принципиально важно, чтобы цементный камень не фильтровал через себя агрессивные флюиды и не разрушался изнутри и по боковой поверхности на зоне контакта.

Целью настоящей работы является: разработка и совершенствование рецептур тампонажных суспензий, качество которых должно определять надежную изоляцию сероводородсодержащих пластов и долговечную эксплуатацию крепи.

Основные задачи исследований сводятся к следующему:

1. Проанализировать качество крепления с привлечением данных ГИС для всех видов обсадных колонн в скважинах, имеющих межколонные и устьевые проявления.

2. Разработать методику оценки качества разобщения пластов.

3. Разработать и исследовать рецептуры тампонажных составов на основе портландцемента, содержащих комплексные реагенты, которые являются активными центрами структурообразования, благодаря чему конденсируют ор-гано-минеральную микродисперсную твердую фазу. Они уменьшают фильтрационные свойства суспензии и позволяют формировать безусадочный непроницаемый коррозионно-стойкий тампонажный камень.

4. Исследовать механизм структурообразования тампонажного камня в период гидратации с реагентами-пластификаторами и стабилизаторами.

5. Разработать рекомендации по принципу выбора состава тампонажных суспензий.

6. Реализовать результаты разработки в производство.

Научная новизна заключается в следующем:

1. Установлены значимые для обеспечения качества разобщения пластов величины: литологическое строение цементируемого интервала, состав и свойства тампонажного материала. Проведена относительная оценка качества цементирования с использованием математических методов.

2. Разработаны новые комплексы реагентов-модификаторов, позволяющих сформировать на основе портландцемента непроницаемый тампонажный камень, устойчивый к коррозионному воздействию.

Создание коррозионно-устойчивого к сероводороду и цементного камня углекислоте основано на синтезировании в цементной суспензии, а затем и в цементном камне органоминеральной микродисперсной фазы.

Предложена и разработана технология цементирования с использованием комплексного реагента, который является отходом производства, названного ЦЦСПК (щелочной сток производства капролактама). Комплексность заключается в том, что ЩСПК представляет собой концентрированный водный раствор натриевых солей органических кислот, вступающих в реакцию обменного разложения с осаждением органно-минеральных соединений с ионами кальция и другими компонентами цементного раствора. ЩСПК обладает поверхностно-активными свойствами и за счет осажденных частиц усиливает адгезию в системе «цементный камень — обсадная труба», уплотняет контакт с породами и снижает водоотдачу цементной суспензии за счет образования фильтрационной корки на проницаемых породах.

3. Исследованы механизмы структурообразования тампонажных материалов в присутствии реагентов — модификаторов и их комплексов различной химической природы в процессе гидратации и под воздействием агрессивной среды.

4. Изучены процессы седиментационной устойчивости тампонажных суспензий в различных дисперсионных средах и рассчитан фракционный состав частиц цемента в них.

5. Созданы новые тампонажные суспензии, имеющие минимальную степень фильтрации с сохранением реологических свойств и высоких механических характеристик сформированного камня.

6. Создана математическая модель коррозионного разрушения тампонаж-ного камня под действием агрессивного флюида в условиях эксплуатирующейся скважины.

Практическая ценность исследований:

1. Разработаны методики с использованием статистических методов анализа определения качества разобщения пластов, применение которых позво.

4 ляет определить возможные причины межколонных и устьевых проявлений.

2. Созданы рецептуры седиментационноустойчивых тампонажных суспензий с минимальными значениями степени фильтрации.

3. Разработаны комплексные реагенты для модификации свойств тампонажных суспензий, в которых в оптимальных соотношениях подобраны понизитель водоотдачи и пластификатор. Комплексный реагент предназначен для применения в широком диапазоне температур: от 20 до 90 °C.

4. Применение разработанных комплексов не предполагает изменение (усложнение) технологии приготовления и доставки тампонажных суспензий в скважину.

Реализация результатов исследований:

Результаты исследований вошли в нормативные документы и регламенты на крепление колонн, перекрывающих газосодержащие пласты на Росташин-ском и Зайкинском месторождениях. Созданные тампонажные составы рекомендованы к применению в ОАО «Астраханьбургаз».

На основе предложенных методик проводятся анализы качества крепления в проявляющих скважинах на месторождениях РАО «Газпром» (Север-газпром, Астраханьгахпром, Надым Газпром).

Тампонажный состав с положительным эффектом внедрен в ОАО УПНП и КРС, ОАО «Елабуганефть», ОАО «Оренбургнефть» и др.

Апробация работы:

Результаты исследований докладывались и обсуждались на Всесоюзном совещании «Технология крепления глубоких скважин» (в г. Краснодаре в, 1988 г.), Всероссийской конференции «Математическое моделирование физико-механических процессов» (в г. Перми, 1996 г.), международной конференции «Молодая наука — новому тысячелетию» (г. Набережные Челны, 1996 г.), Международном конгрессе «Молодежь и наука — третье тысячелетие» (г. Москва, 1997), Всероссийской конференции ученых и специалистов по проблемам газовый промышленности России (г. Москва, 1997), на семинаре-дискуссии «Проблемы первичного и вторичного вскрытия пластов и.(г. 4> Уфа, 1996 г.), Международной конференции «Проблемы геологии и освоения недр» (г. Томск, 1998, 1999, 2000, 2001 гг.), Международном Симпозиуме по бурению скважин в осложненных условиях (С-Петербург, 1998, 2001 гг.), Международной экологической конференции «Экология России и сопредельных территорий» (г.Новосибирск, 2000), IV Международном Симпозиуме «Техника и технология экологически чистых пр-в» (г. Москва, 2002), Научно-техническом совете ОАО «Газпром» «Проблемы и пути повышения эффективности и качества строительства сверхглубоких скважин в условиях АВПД, температур и агрессивных сред» (г. Москва, 2000), Научно-техническом совете ОАО «Газпром» «Совершенствование технологии крепления скважин» (г. Тюмень, 2001).

Публикации. По теме диссертации получено 3 авторских свидетельства на изобретения, опубликовано более 45 печатных работ.

При проведении экспериментальных и промысловых исследований большую помощь оказали сотрудники кафедры «Бурение нефтяных и газовых % скважин», института «ГИПРОВОСТОКНЕФТЬ» и др., за что автор всем выражает свою искреннюю благодарность.

Автор считает своим долгом поблагодарить д.т.н., профессора Белова В.П.- д.т.н. профессора Акзамова Ф. А., д.т.н. профессора Ангелопуло O.K. за поддержку и помощь при выполнении работы.

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ.

1. Проведен статистический анализ данных по геолого-техническим условиям цементирования и установлены факторы, определяющие возможность возникновения межколонных и устьевых проявлений на Астраханском ГКМ. Выявлено, что наиболее значимыми факторами являются:

• состав и свойства тампонажной суспензии;

• литологическое строение изолируемого интервала.

2. На основе литературных источников и проведенного анализа промыслового материала сформулированы основные направления по совершенствованию процессов модификации свойств тампонажных составов, которые должны обладать высокой седиментационной устойчивостью, минимальной степенью фильтрации, что обеспечит повышение качества разобщения пластов и позволит предупредить межколонные и устьевые проявления в скважинах, содержащих агрессивные флюиды.

3. Установлено, что на процесс структурообразования в период гидратации решающее влияние оказывают поверхностные свойства реагентов, применяемых для обработки и их взаимодействие между собой и основными компонентами цемента. Создание коррозионно-устойчивого цементного камня к сероводороду и углекислоте основано на синтезировании конденсированной мелкодисперсной твердой фазы.

4. Предложена и разработана технология цементирования с использованием комплексных реагентов, являющихся отходами производства-ЩСПК (щелочной сток производства капролактама), который вступает в реакцию обмена в основном с ионами кальция и другими компонентами цементного раствора с образованием органоминеральных соединений. Обладая поверхностно-активными свойствами, ЩСПК за счет осажденных частиц усиливает адгезию камня к обсадной трубе, уплотняет контакт с породами, снижает водоотдачу цементного раствора за счет образования фильтрационной корки на проницаемых породах. Синтезированная твердая фаза кольматирует поровое пространство, снижает проницаемость камня и повышает его коррозионную стойкость за счет сорбционных процессов на поверхности цементных зерен, уменьшает трещиноватость камня.

5. Доказано, что повышение седиментационной устойчивости ведет к формированию непроницаемого тампонажного камня, не подвергающегося радиальной усадке, с хорошей адгезией к металлу обсадной трубы и с одинаковыми физико-механическими свойствами по всему объему кольцевого пространства.

6. Разработана математическая модель коррозионного разрушения цементного камня под воздействием агрессивного флюида (в частности, сероводорода), реализация которой дает возможность рассчитывать срок службы цементной оболочки в данных горно-геологических условиях.

7. Для повышения качества разобщения пластов в условиях агрессивного воздействия флюида (сероводорода) на основе базовых портланд-цементов разработаны высокопрочные седиментационно-устойчивые тампо-нажные составы с низкой водоотдачей, содержащие комплексный реагент ЩСПК+КМЦ (ОЭЦ), плав солей + КМЦ (ОЭЦ), которые обеспечивают высокую коррозионную устойчивость к агрессивному флюиду. (А.с.1 167 306 СССР, Бюл. № 26, 1985; A.c. 1 451 258 СССР, Бюл.№ 2, 1989; A.c. 1 484 917, Бюл. № 21, 1989. [89, 90,91].

8. Разработанные тампонажные материалы прошли апробацию и успешно внедрены на предприятиях ОАО «Оренбургбурнефть», ОАО УПНП и КРС, ОАО «Самаранефтегаз», ДООАО «Бургаз» и др.

Показать весь текст

Список литературы

  1. Д.А. Некоторые причины неплотного контакта цементного камня с обсадными трубами // Нефтяная и газ. промышленность.- Сер. Строительство скважин на суше и на море: — 1993.-№ 5.- С. 10−12.
  2. Д.А. Влияние проницаемых пород на контакт цементного камня с обсадными трубами // Нефтяная и газ. промышленность.- Сер. Строительство скважин на суше и на море: — 1993.-№ 5, — С. 12−14.
  3. П.Я. Тампонажные растворы с гидролизным лигнином: Реф.инф. ВНИИ экономики, организации производства и технико-экономической информации в газовой промышленности / Бурение газовых и морских нефтяных скважин, 1981 .-№ 4.- С. 10−14.
  4. И.Г. и др. Пластифицированные тампонажные растворы / И. Г. Верещака, С. Г. Михайленко, А. С. Серяков // Газовая промышленность.-1983.-№ 2.
  5. О.П. и др. Пластификатор тампонажных растворов / О. П. Гель, Л. П. Рябова, В. В. Туманов // Нефтегазовая геология, геофизика и бурение.- М.- 1985.-№ 1.
  6. A.M. и др. Эффективность применения тампонажных растворов с добавкой НТФ / A.M. Селиханович, Р. Х. Ишмаков, B.C. Петров, З. П. Матвеева, Н. П. Ладанина // Бурение.- 1982.- Вып.2.
  7. В.П. и др. Исследование процесса взаимодействия новолач-ной смолы с тампонажным цементом // В. П. Белов, В. И. Беляев, С. А. Волоснов, Р. А. Бакулин // Изв. вузов. Нефть и газ.- 1977.- № 8.
  8. В.К. и др. Изучение сравнительной разжижающей активности соединений сахарных кислот в буровых и тампонажных растворах //
  9. В.К. Коновалов, С. А. Кеворков, Н. В. Кошелева // ВНИИ по креплению скважин и буровым растворам.- Краснодар.- 1982.
  10. Пат. 2 816 866 СЩА. Регулирование вязкости глинистых растворов / ВЭН Олфэн.- Заявлено 1963.
  11. З.А. и др. Высокоэффективный пластификатор и понизитель водоотдачи тампонажных растворов / З. А. Балицкая, И. Г. Верещака, Е. Ф. Жаров, С. Г. Михайленко, А. С. Серяков // Газовая промышленность.- 1981.-№ 10.- С.15−17.
  12. Н.А. Опыт использования пластифицированного тампонажного раствора на скважинах Самотлорского нефтяного месторождения / Н. А. Мариампольский, В. П. Детков, В. М. Лимановский, Ф. К. Латыпова // Сб. ВНИИБТ под. ред. А. И. Булатова.- М., 1974.
  13. Пат. 4 011 901 США, МПК F 21 В 33/13. Adam Sally Lee, Martin Dared, Cook Michall M. Method of using cementing composition haring improved flow properties Calgon Corp.
  14. Я.Н. Регулирование свойств тампонажных растворов при цементировании скважин.- М.: Недра, 1969, 240 с.
  15. Slagle К.A., Carton G Gilsonite Unique additive for oil well cement, Petroleum Engineer.- Vol. 31.- № 7.- 1959.
  16. Ludwig N.C. Portland cements and their application in the oil industry, API Drilling and Production Practice, 1953.
  17. Montgomery Phil C. and Smith Dwight K. Oil Well cementing practice and materials, Petroleum Engineering, June 1961.
  18. Composite catalog of oil field equipment and services, World oil, Vol. 1.- 1962−1963.
  19. Potter A.R. and Ripply H.I. Low water loss cements for successfuk cementing. Canadian Oil and Gas Indus., Vol.14.- 1961.-№ 1,4.20. 75 per cent success ratio in well cementing jobs, Oil and Gas Indus., Vol.55.- 1957.-№ 9,45.
  20. Мак Г. И. Новые добавки к цементному раствору, снижающие водоотдачу// PC ГОСИНТИ.- Сер. Нефтепромысловое дело. Вып.2/193.- 1961.
  21. Martiner S.I. How additive improves squeeze cement jobs Drilling, Vol. 22.-20/V.- 1961.-№ 8.
  22. Beach H.I. O’Brien T.B. and Coins W.C. Formation cement Squeezes by using low-water-loss cements, Part. I-II Oil and Gas Indus., Vol.59.- 1961.- № 22, 29/V, № 24, 12/VI.
  23. А.И., Соловьев E.M. Регулирование водоотдачи цементных растворов// Нефтяное хозяйство.-1963.-№ 8.
  24. Е.П. Крепление скважины при высоких температурах и давлениях.- М.: Недра, 1966.
  25. Снижение водоотдачи тампонажных растворов // V Респ. конф. по физикохимии (Полтава, 1981): Тез.докл.- Киев, 1981.- С.49−50.
  26. Пат. 4 698 380 США МПК С 08 К 3/00. Снижение водоотдачи суспензий цемента при строительстве скважин. Заявлено 22.12.86- Опубл. 06.10.87.
  27. Ю.С. Перспективы создания тампонажных растворов с повышенной седиментационной устойчивостью // Промывка и крепление скважин- Уфа, 1987.- С.34−37.
  28. Пат. 4 657 948. США, МКИ С 09 К 7/00. Регулирование водоотдачи цементных растворов. Заявлено 23.09.85- Опубл. 14.04.87.
  29. A.c. 1 484 918 СССР, МКИ Е 21 В 33/138. Тампонажная смесь для изоляции проницаемых пластов / В. А. Прасолов, С. И. Алчина (СССР).-4 265 371/23−03. Заявлено 18.06.87- Опубл. 07.06.89, Бюл. № 21.
  30. А.И. Формирование и работа цементного камня в скважи-не.-М.: Недра, 1990, — 409 с.
  31. А.И., Мариампольский H.A. Регулирование технологических показателей тампонажных растворов.- М.: Недра, 1982.- 224 с.
  32. А.И. и др. О необходимости учета седиментационной устойчивости тампонажных растворов / А. И. Булатов, А. К. Куксов, О. Н. Обозин, Д. Ф. Новохатский, Н. Г. Головенко // НТС.- Сер. Бурение.- 1972.- № 2.
  33. А.И., Обозин О. Н. К вопросу о седиментационной устойчивости тампонажных растворов / Крепление скважин, буровые растворы и предупреждение осложнений // Тр. ВНИИКрнефть 1970, — Вып.23.- С.256−267.
  34. В.П. и др. Разработка и опыт применения тампонажного раствора высокой седиментационной устойчивости / В. П. Гнездов, В. С. Пупков, Ю. С. Кузнецов, В. М. Кравцов, В. П. Овчинников // Нефтяное хозяйство.- 1984.-№ 4.- С.27−30.
  35. В.М. и др. Крепление высокотемпературных скважин в коррозионно-активных средах / В. М. Кравцов, Ю. С. Кузнецов, М. Р. Мавлютов, Ф. А. Акзамов. М.: Недра.- 1987.- 190с.
  36. В.В., Леонов Е. Г., Малеванский В. Д. Проницаемость ске-леьа столба цементного раствора в период ОЗЦ // Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных скважин: Реф. сб. ВНИИЭГазпром.- М.: ВНИИ-Эгазпром, 1970.- № 7.- С.9−17.
  37. Г., Данюшевский В. Коррозия цементного камня в нефтяных скважинах.- Уфа: Башкортостан, 1964.- 64 с.
  38. B.C. и др. Справочное руководство по тампонаж-ным материалам / В. С. Данюшевский, Р. М. Алиев, И. Ф. Толстых. М.: Недра, 1987.-373с.
  39. В.В. Исследование и разработка методов повышения герметичности заколонного пространства скважин: Дис. Канд. техн. наук.- М., 1981.-267 с.
  40. Я.М., Хахаев Б. Н., Алиев P.M., Данюшевский B.C. Там-понажные растворы для глубоких нефтегазовых скважин.- М.: Недра, 1996.234 с.
  41. В.Д., Грачев В. В., Цыбина JI.C. Инструкция по приготовлению и применению суффозионностойких цементных растворов с коль-матирующими добавками и их рецептура на базе цементов для «горячих» скважин.- М.: ВНИИГаз, 1978.- 23 с.
  42. В.Д., Грачев В. В., Цыбина JI.C. Инструкция по приготовлению и применению суффозионностойких цементных растворов с коль-матирующими добавками и их рецептура на базе цементов для «холодных» скважин.- М.: ВНИИГаз, 1978.- 37 с.
  43. В.В., Леонов Е. Г., Малеванский В. Д. Проницаемость скелета столба цементного раствора в период ОЗЦ // Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных скважин: Реф. сб. ВНИИЭГазпром.- М.: ВНИИГаз, 1978.- 23 с.
  44. .И. и др. К выбору критерия коррозионной стойкости тампонажного камня / Б. И. Навроцкий, В. И. Колесник, Я. С. Коукулич // Газовая промышленность.- М., 1988.-11с.- Деп. в ВНИИЭГазпром 6.10.88.
  45. B.C., Тарнавский А. П. Газовая сероводородная коррозия тампонажных цементов // Газовая промышленность.-1977.-№ 6.- С.46−48.
  46. В.М., Мавлютов М. Р. Исследование коррозионной стойкости мономинеральных цементов в условиях сероводородной агрессии // Нефтяное хозяйство.-1981.- № 5.- С.22−25.
  47. Ю.И. и др. Метод исследования коррозионной стойкости тампонажных материалов при повышенных температурах и давлениях / Ю. И. Петраков, А. А. Перейма, Г. Д. Дибров, М. Д. Кяляшев // Нефтяное хозяйство.- 1984.-№ 1.- С. 18−21.
  48. A.A. и др. Коррозионная стойкость цементного камня в сероводородсодержащих средах / А. А. Перейма, Ю. И. Петраков, С. В. Трусов, Г. И. Гагай // Нефтяное хозяйство.- 1986.-ЖЗ.- С. 29−32.
  49. H.A. и др. Применение комплексонов в качестве ингибиторов коррозии / H.A.Мариампольский, Л. И. Рябова, И. Д. Новохатский, Г. И. Гагай // Нефтяное хозяйство. -1988.-№ 6.- С.22−25.
  50. А.И. и др. Влияние сероводородсодержащих пластовых вод на коррозионную стойкость цементного камня / А. И. Булатов, Н. А. Иванова, Д. Ф. Новохатский // Нефтяное хозяйство.- 1981.-№ 7.- С.27−30.
  51. A.A. Тампонажный раствор для крепления сероводородсодержащих скважин // Газовая промышленность.-1991.-№ 7.-С.23−24.
  52. П.Г. и др. Механизм формирования структур в алюмоси-ликатных дисперсиях / П. Г. Комохов, А. П. Комохов, В. А. Черкасов // Цемент.-1992.-№ 6.- С.22−29.
  53. О.В. Структура цементного камня с добавками суперпластификатора и микрокремнезема / О. В. Кунцевич, Б. В. Махинин, Н. Н. Шангина // Цемент.- 1992.- № 6.- С.30−35.
  54. Ю.М., Шанаев Ж. И. Процессы структурообразования и свойства цементного камня с полимерными модификаторами: Тез. докл. научи. конф. 12−16 июня 1989.- Будапешт, 1989.- С.273−276.
  55. А.Н., Попов К. Н. Исследование структуры и свойства системы «цемент-полимер» // Применение эффективных полимер-цементных композиций и бетонов в строительстве: Тез. докл. Всесоюзн. конф. 14−16 марта 1990 г.- Тюмень, 1990.- С.76−77.
  56. Л.И. Структурообразователи тампонажных систем // Нефтяная и газовая промышленность.- Сер. Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море.- 1992.-№ 1.- С.19−23.
  57. В.И., Кононова О. В. Особенности формирования свойств цементных композиций при различной дисперсности цементов и наполнителей // Известия вузов Строительство и архитектура-1991.- № 5.- С.41−45.
  58. В.М. и др. Пути достижения самоорганизующихся структур твердения цементов / В. М. Колбасов, М. А. Калитина, Т. В. Ревенок // Стекло и керамика.-1993.-№ 9.- С.46−47.
  59. В.М. и др. Полифункциональные многокомпонентные добавки как средство оптимизации структуры цементного камня / В. М. Колбасов, М. А. Калитина, Т. В. Ревенок // Техника и технология силикатов.- 1994.-№ 1.- С.16−18.
  60. Н.И. и др. Формирование структуры цементного камня в присутствии некоторых добавок электролитов / Н. И. Вяльцева, Ю. А. Соколова, В. М. Колбасов // Изв. вузов Строительство.- 1991.- № 11.- С.69−72.
  61. М.Р. и др. Долговечность тампонажного камня в нефтяных и газовых залежах / М. Р. Мавлютов, Ф. А. Акзамов, В. П. Овчинников, Ю. С. Кузнецов // Учебное пособие. 1987.- 94с.
  62. Jennings Hamlin М. Towards computer -based microstructure models for cement-based systems / Microstruct. Dev. During Hydr. Cem.: Symp., Boston, Mass., Dec.2−4, 1986, — Pittsbugh, 1987.-C.291−300.
  63. Parrot L.J. Modeling of hydration reactions and conorete properties // Mater. Sci. Concer.l.-Westerville (Ohio), 1989.- C. 181−185.
  64. Van Breugel К. Numerical simulation of hydration and microstuctural development in hardening cement-based materials // Htron.- 1992.-37.-№ 3.- C. l-62.
  65. А.И. и др. Коррозия тампонажных цементов / А. И. Булатов, Д. Ф. Новохатский, А. К. Рахимов. -Ташкент: ФАН, 1986.- 96с.
  66. Свойства неорганических соединений: Справочник / Под ред. Ефимова А.И.-Ленинград: Химия, 1983.- 137с.
  67. Краткий химический справочник / Под ред. Рабиновича В. А. -Ленинград: Химия, 1977.- С. 309−310.
  68. В.Ф., Матковский О. И. В.И.Вернадский и новые направления биоминералогии и биогеохимии: Минералогический сб.- Львов, 1989.-Вып.2.- № 43.- С. 23−29.
  69. Изучение причин и разработка методов ликвидации межколонных перетоков и эксплуатации скважин Астраханского ГКМ: Отчет о НИР/ Сам-ГТУ, рук. В. П. Белов, В. В. Живаева.-№ГР 30 383, Самара, 1990.- 92с.
  70. Оценка качества сцепления цементного камня и состояния зоны контакта в процессе работы их в условиях сероводородной агрессии: Отчет о НИР/ СамГТУ, рук. В. П. Белов, В. В. Живаева.-№ГР 12 897, Самара, 1993.- 76с.
  71. В.В., Ясинский А. В., Чемоданов В. Е. Анализ причин межколонных перетоков и устьевых проявлений в нефтяных и газовых скважинах и месторождениях // Межвузовский сб. научн. трудов СамГТУ. Нефтегазовое дело.- Самара.-1997.- С.23−31.
  72. В.В. и др. Программное обеспечение для проведения анализа качества крепления нефтяных, газовых и газоконденсатных скважин /
  73. B.В.Живаева, В. А. Котельников, В. В. Саляев, И. В. Доровских // Техника и технология экологически чистых производств: Тез.докл. VI Междунар. симпо-зиума.-М., 2002.- С.75−77.
  74. В.В. Анализ качества крепления скважин с целью выявления причин межколонных перетоков// Горно-геологическое образование в Сибири, — 100 лет на службе науки и производства:: Тез.докл. Междунар. н-техн. конф.- Томск, 2001, — С.76−77.
  75. Д.Н., Живаева В. В., Мурашко А. Е. Дисперсионный анализ крепления качества скважин по комплексным данным геофизических исследований// 23 Междунар. научн. студ. конф.: Тез. докл.- Новосибирск., 1995.
  76. Д.Н. Применение метода дисперсионного анализа в нефтегазовом деле: Учеб. Пособие.- СамГТУ, Самара: 2001.- 39с.
  77. Ф.М.Ли Химия цемента и бетона: М.: Госстройиздат, 1961.- С. 645.
  78. П.А. Основы анализа дисперсного состава промышленных пылей и измельченных материалов.-2-е изд., перераб. и доп.- JI.: Химия, 1974.
  79. С.С. Курс коллоидной химии.- М.: Химия, 1976.
  80. Д.Н., Живаева В. В., Приложение метода моментов к анализу цементных растворов на седиментационную устойчивость: Метод, указания к лабораторным работам.- Самара: СамГТУ, 2001.- 32 с.
  81. A.c. 1 167 306 СССР, МПК Е 21 В 33/138. Тампонажный состав / Белов В. П., Живаева В. В. (СССР).- Заявлено 22.02.83- Опубл. 08.03.85, Бюл.№ 26.
  82. A.c. 1 451 258 СССР, МПК Е 21 В 33/138. Тампонажный раствор / Белов В. П., Живаева В. В. (СССР). Заявлено 30.12.86- Опубл. 15.09.88, Бюл.№ 2.
  83. A.c. 1 484 917 СССР, МПК Е 21 В 33/138. Тампонажный раствор / Белов В. П., Живаева В. В., Ротштейн O.JI. (СССР).- Заявлено 19.01.87- Опубл. 08.02.89, Бюл.№ 21.
  84. В.П., Живаева В. В. Применение отходов производства ка-пролактама -ЩСПК в качестве пластификатора тампонажных растворов // Известия вузов. Нефть и газ.- Самара.- 1989.- № 4.- С. 24.
  85. В.В., Хамин Е. А., Елтарев В. Ю. Оценка влияния дисперсной фазы на фильтрационные характеристики проницаемых пластов // Молодежь и наука, третье тысячелетие: Тез. докл. Междунар. конгресса.- Москва.-1997.
  86. В.В., Демин М. В., Воробьев C.B. Применение метода се-диментационного анализа при планировании водоизоляционных работ // Проблемы геологии и освоения недр: Тез. докл. Междунар. симпозиума.- Томск, 2001.- С. 369−370.
  87. В.В. Применение седиментационного анализа для проектирования высокостабильных суспензий // Известия Самарского научного центра РАН.- Спец. вып. Проблемы нефти и газа.- 2003.- Т.2.- С. 145−149.
  88. Исследование и реализация возможности повышения качества цементирования путем стабилизации тампонажного раствора на базе использования отходов производства: Отчет о НИР /СамГТУ- рук. В. П. Белов, В. В. Живаева.- № ГР 11 389.- Самара, 1990.-51 с.
  89. Разработка средств и методов предупреждения межколонных проявлений в эксплуатации скважин Карачаганакского месторождения: Отчет о НИР /СамГТУ- рук. В. П. Белов, В. В. Живаева.- № ГР 44 730.- Самара, 1991.-37с.
  90. В.В. Регулирование свойств тампонажных растворов для крепления проницаемых пластов // Сб. Трудов студ. научного общества.- Самара.- 1997.- С.25−29.
  91. В.В., Ясинский A.B. Улучшение качества цементных растворов для крепления скважин путем добавки отходов химической промышленности // Актуальные проблемы авиастроения: Тез. докл. VII Всерос. Тупо-левских чтений (Казань, 29−30 окт. 1998).- 1998.
  92. В.В., Ясинский A.B. Метод улучшения качества крепления нефтегазовых скважин, продукция которых содержит сероводород // 4-й
  93. Междунар. симпозиум по буровым скважинам в осложненных условиях: Тез. докл.- Санкт-Петербург.- 1998.- С. 104.
  94. В.В., Воробьев C.B. Особенности формирования структуры тампонажного материала под влиянием комплексных реагентов // Проблемы геологии и освоения недр: Тез. докл. 2-й Междунар. конф. (Томск, 1998).-1998.-С.75.
  95. В.В., Ясинский A.B. Применение отходов химических производств для улучшения качества разобщения пластов // Проблемы геологии и освоения недр: Тез. докл. 2-й Междунар. конф. (Томск, 1998).-1998.-С.78.
  96. В.В., Теплова Т. П. Применение химически активных отходов производства для пластификации тампонажных растворов // Инженерная защита окружающей среды: Тез. докл. Междунар. конф. и 5-го Междунар. симпозиума (Москва, 2001).- 2001.- С. 230.
  97. В.В., Андреев С. С. Оценка влияния химической обработки цементного раствора на проницаемость цементного камня и контактной зоны // Вестник Университета.- СамГТУ.- 1994.
  98. В.В., Воробьев C.B. Исследование устойчивости тампо-нажных материалов под воздействием коррозионно-активных сред // Нефтегазовые и химические технологии: Тез. Всерос. научн.конф. (Самара, 2001).-2001.- С.44−45.
  99. В.В., Хамин Е. А. Исследование процессов коррозии цементной оболочки в работающей скважине в условиях сероводородной агрессии // Гагаринские чтения: Тез. докл. XXIII Всерос. научн. конф. (Москва, 1997).- 1997.
  100. В.В., Цивинский Д. Н. Новые технологии разобщения геологических пластов, предупреждающие коррозионное разрушение тампонаж-ного материала // Успехи современного естествознания.- М., 2003.-№ 3.- С. 49.
  101. В.В., Цивинский Д. Н., Кац Н.Г. Новые методики прогнозирования срока эксплуатации тампонажного материала в скважинах, содержащих агрессивные флюиды // Успехи современного естествознания.- М., 2003.-№ 3.- С. 68.
  102. В.В., Ясинский A.B. Вероятностная оценка качества разобщения продуктивного пласта в зависимости от состава тампонажного материала // Проблемы первичного и вторичного вскрытия пластов: Тез. семинара-дискуссии (Уфа, 5−6 дек. 1996).-УГНТУ.- 1996.
Заполнить форму текущей работой

Заказал и сдал!