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

Тампонажные растворы с пониженной водоотдачей

Диссертация: Тампонажные растворы с пониженной водоотдачей
ДиссертацияПомощь в написанииУзнать стоимостьмоей работы

Реагенты — понизители водоотдачи тампонажных растворов должны в объемных условиях, в затрубном пространстве отвечать всем требованиям технологии цементирования, а в пористой среде усиливать неньютоновские аномалии фильтрата и блокировать поровые каналы, снижая тем самым объем фильтрата в приствольной области и степень загрязнения последней. Реагент ВПК-402 повышает прочность, сопротивляемость… Читать ещё >

Содержание

  • 1. АНАЛИЗ СОСТОЯНИЯ ВОПРОСА И ПОСТАНОВКА ЗАДАЧИ ИССЛЕДОВАНИЙ
    • 1. 1. Факторы, влияющие на сохранение приствольной зоны продуктивных пластов при строительстве скважин
      • 1. 1. 1. Повреждение пласта при первичном вскрытии. И
    • 1. 12. Повреждение пласта при цементировании
      • 1. 1. 3. Повреждение пласта при вторичном вскрытии пласта
    • 1. 2. Анализ путей снижения загрязненности продуктивных пластов при креплении скважин
      • 1. 2. 1. Вскрытие пластов на депрессии
      • 1. 2. 2. Применение модульных отсекателей пласта
      • 1. 2. 3. Применение управляемой кольматации при вскрытии пласта и при подготовке скважины к спуску и цементированию обсадной колонны
    • 1. 3. Осложнения при цементировании, связанные с фильтрацией цементных растворов
    • 1. 4. Анализ применяемых тампонажных материалов
    • 1. 5. Анализ технологий получения тампонажных материалов с низкой водоотдачей
    • 1. 6. Выводы по главе 1. Определение цели и задач работы
  • 2. ОБОСНОВАНИЕ РАБОЧЕЙ ГИПОТЕЗЫ. МЕТОДИКА ПРОВЕДЕНИЯ ЭКСПЕРИМЕНТОВ И ОБРАБОТКИ ПОЛУЧЕННЫХ РЕЗУЛЬТАТОВ
    • 2. 1. Теоретическое рассмотрение процесса водоотдачи и фильтрации цементных растворов
    • 2. 2. Обоснование требований к реагентам для снижения водоотдачи тампонажных материалов
    • 2. 3. Обоснование рабочей гипотезы
    • 2. 4. Методика исследований
      • 2. 4. 1. Методика микрореологических исследований полимерных регуляторов фильтрации
      • 2. 4. 2. Методика исследований технологических свойств тампонажных растворов
      • 2. 4. 3. Методика исследований фильтрационных свойств цементного раствора
      • 2. 4. 4. Экспериментальный стенд для оценки герметичности крепи скважины
    • 2. 5. Методика планирования и математическая обработка экспериментальных данных
    • 2. 6. Обоснование и выбор материалов для исследований
  • Выводы по главе
  • 3. ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНЫЕ ИССЛЕДОВАНИЯ ВЛИЯНИЯ ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИХ ФАКТОРОВ НА ФИЛЬТРАЦИЮ ТАМПОНАЖНЫХ РАСТВОРОВ
    • 3. 1. Микрореологические свойства фильтратов тампонажных растворов
      • 3. 1. 1. Влияние ВПК-402 на микрореологические свойства фильтрата
      • 3. 1. 2. Оценка глубины проникновения фильтрата
    • 3. 2. Исследование влияния реагентов — понизителей водоотдачи на свойства тампонажных растворов
      • 3. 2. 1. Влияние ВПК-402 на водоотдачу цементного раствора
      • 3. 2. 2. Влияние ВПК-402 на подвижность цементного раствора
      • 3. 2. 3. Влияние ВПК на седиментационную устойчивость цементного раствора
      • 3. 2. 4. Влияние ВПК на прочность цементного камня
    • 3. 3. Влияние ВПК на герметизирующую способность цементного камня
  • Выводы по главе 3
  • 4. АПРОБАЦИЯ РАБОТЫ И РЕАЛИЗАЦИЯ ЕЕ
  • В ПРОМЫШЛЕННОСТИ
    • 4. 1. Внедрение разработок на месторождении Амангельды (Казахстан)
      • 4. 1. 1. Геолого-технические условия газового месторождения Амангельды
      • 4. 1. 2. Подбор рецептуры тампонажного раствора для крепления промежуточной колонны
      • 4. 1. 3. Цементирование промежуточной колонны (на примере скважины № 110)
      • 4. 1. 4. Подбор рецептуры тампонажного раствора для крепления эксплуатационной колонны
    • 4. 2. Внедрение разработок на Карашурском ПХГ
  • Выводы по главе 4

Тампонажные растворы с пониженной водоотдачей (реферат, курсовая, диплом, контрольная)

Наращивание и стабилизация добычи углеводородного сырья на уровне, обеспечивающем энергетическую безопасность России с минимальными затратами, могут быть достигнуты лишь при значительном повышении качества строительства нефтяных, газовых, газоконденсатных и глубоких разведочных скважин. Наиболее эффективными путями решения данного вопроса являются сохранение коллекторских свойств продуктивных пластов и формирование герметичного и долговечного изоляционного комплекса крепи скважин, надежно разобщающего флюидосодержащие пласты.

Широко распространенные в настоящее время технологии первичного вскрытия и разобщения пластов не во всех случаях обеспечивают необходимую сохранность их коллекторских свойств на этапах заканчивания скважин. Особенно эта проблема актуальна применительно к цементированию эксплуатационных колонн, когда загрязнение продуктивных пластов происходит фильтратом тампонажных растворов. Все это приводит к дополнительным затратам на восстановление проницаемости пластов и достижение потенциального дебита скважин, к снижению объема добываемой продукции.

Технологические приемы, ограничивающие или предупреждающие контакт цементного раствора с продуктивным пластом оказываются не всегда применимы из-за ограничений по устойчивости коллекторов, различия в пористости и проницаемости пропластков многопластовой залежи или других причин.

Наиболее перспективным направлением предупреждения загрязнения продуктивных пластов при их креплении является снижение водоотдачи тампонажных материалов. К сожалению, многие из применяемых реагентов — понизителей водоотдачи обладают отрицательными побочными эффектами, заключающимися в загущении раствора и ухудшении свойств полученного камня. Эти негативные явления могут усиливаться при смешении химически обработанных промывочных и тампонажных растворов, поскольку применяемые реагенты могут влиять на скорость твердения цементных растворов.

Несмотря на достаточно большой объем исследований в этом направлении, проблема сохранения коллекторских свойств пласта до сих пор не решена, и актуальность ее будет возрастать из-за увеличения доли наклонных и горизонтальных скважин с большим проложением в продуктивной части пласта.

Цель работы.

Повышение качества заканчивания скважин на основе применения новых тампонажных растворов с пониженной водоотдачей.

Основные задачи работы.

1 Обоснование требований к тампонажным материалам для сохранения коллекторских свойств пласта.

2 Исследование и выявление наиболее эффективных добавок понизителей водоотдачи цементных растворов.

3 Разработка рецептур тампонажных растворов различной плотности с пониженной водоотдачей.

4 Разработка технологии применения тампонажных растворов с пониженной водоотдачей.

5 Опытно-промышленные испытания новых тампонажных материалов и оценка их эффективности.

Научная новизна.

1 Установлены неньютоновские и фильтрационные аномалии фильтратов цементных растворов в пористой среде с каналами микроскопических размеров, что может быть использовано для ограничения водоотдачи и прогнозирования загрязнения прискважинной зоны продуктивных пластов.

2 Впервые исследованы структурно-механические свойства фильтрата и его раствора с полимерными реагентами — понизителями водоотдачи в узких зазорах различной величины, результаты которого послужили основой для выбора наиболее приемлемых реагентов для конкретных геолого-технических условий.

3 Изучен механизм взаимодействия фильтрата тампонажного раствора с породообразующими минералами и полимерным реагентом, исследованы уеловия течения фильтрата в порах различной величины и выполнена прогнозная оценка глубины его проникновения в породы различной проницаемости.

Практическая ценность.

1 Сформулирован комплекс требований к тампонажным материалам, обеспечивающий сохранение коллекторских свойств пласта при цементировании обсадных колонн.

2 Показана эффективность применения реагента ВПК -402 в качестве добавки понизителя водоотдачи цементных растворов.

3 Разработаны рецептуры тампонажных растворов с пониженной водоотдачей.

4 Разработаны регламенты на крепление скважин тампонажными растворами с добавкой реагента ВПК-402 и проведено внедрение разработок.

Реализация работы в промышленности.

1 Разработанные тампонажные растворы с пониженной водоотдачей на основе реагента ВПК-402 внедрены при креплении газовых скважин на месторождении Амангельды в Южном Казахстане, Карашурском ПХГ (Удмуртия).

2 Разработаны и утверждены нормативные документы на применение тампонажных растворов с пониженной водоотдачей на основе реагента ВПК-402.

Защищаемые положения.

1 Обоснование целесообразности применения реагента ВПК-402 для снижения водоотдачи тампонажных растворов.

2 Составы тампонажных растворов с пониженной водоотдачей и технологическими свойствами, удовлетворяющими требованиям ГОСТ.

3 Технология получения и применения тампонажных цементов с пониженной водоотдачей.

Апробация работы.

Основные положения диссертационной работы докладывались и обсуждались:

• на научно-технических конференциях студентов, аспирантов и молодых ученых УГНТУ, г. Уфа, 1997;2003 гг.;

• Международном научно-техническом семинаре «Проблемы нефтегазовой отрасли», Уфа, 1998;

• Международной научно-технической конференции «Проблемы нефтегазового комплекса России», Уфа, 1998;

• 2-м Международном симпозиуме «Наука и технология углеводородных дисперсных систем», Уфа, 2000;

• Всероссийской научно-технической конференции «Проблемы совершенствования технологий строительства скважин и подготовки кадров для Западно-Сибирского нефтегазодобывающего комплекса», Тюмень, 2000;

• Международной научно-технической конференции «Современные проблемы геофизики, геологии, освоения, переработки и использования углеводородного сырья», посвященной 20-летию образования Атырауского института нефти и газа, Атырау, 2000;

• III Конгрессе нефтегазопромышленников России, Уфа, 2001;

• VI международном научном симпозиуме студентов, аспирантов и молодых ученых «Проблемы геологии и охраны недр», Томск, 2002;

• научно-практической конференции «Минерально-сырьевая база республики Башкортостан: реальность и перспективы», Уфа, 2002;

• научно-практической конференции «Передовые технологии строительства и ремонта скважин», Пермь, 2004;

• Международной научно-технической конференции «Повышение качества строительства скважин», посвященной памяти Мавлютова М. Р., Уфа, 2005;

• Международной научно-технической конференции «Актуальные проблемы нефтегазового дела», Октябрьский, 2006.

Публикации. Результаты исследований, отражающие основные положения диссертационной работы, изложены в 23 печатных работах, в том числе получен один патент на изобретение.

Структура и объем работы. Диссертационная работа состоит из введения, 4 глав, выводов и рекомендаций. Работа изложена на 203 страницах, вклю.

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ.

1. Реагенты — понизители водоотдачи тампонажных растворов должны в объемных условиях, в затрубном пространстве отвечать всем требованиям технологии цементирования, а в пористой среде усиливать неньютоновские аномалии фильтрата и блокировать поровые каналы, снижая тем самым объем фильтрата в приствольной области и степень загрязнения последней.

2. Впервые по оригинальной методике, определены микрореологические свойства фильтратов тампонажных растворов. Установлено, что фильтрат цементного раствора в узких зазорах микронной величины проявляет аномально высокие структурно-механические свойства. В самом начале контактного взаимодействия его вязкость достигает ~100 мПас, что кратно превышает объемные значения этого параметра. С уменьшением величины узкого зазора и В/Ц неньютоновские свойства фильтрата усиливаются.

3. Произведена оценка «загрязняющего» эффекта реагентов — понизителей водоотдачи, и показано, что в высокопроницаемых коллекторах хорошие результаты обеспечивает применение полимерного реагента — понизителя водоотдачи ВПК-402.

4. Реагент ВПК-402 повышает прочность, сопротивляемость на газопрорыв получаемого цементного камня, и он совместим с другими реагентами и модифицирующими добавками, используемыми для регулирования иных свойств тампонажного раствора и камня, затворенных на пресных и минерализованных жидкостях.

5. Внесены изменения в раздел «Крепление .» группового проекта на строительство скважин на газовом месторождении Амангельды с включением для цементирования промежуточной и эксплуатационной колонн тампонажных растворов с понизителем водоотдачи ВПК-402. Разработанными тампо-нажными растворами на 01.01.2006 года зацементировано 13 промежуточных колонн диаметром 219 мм, спущенных на глубину 1200 м, и 13 эксплуатационных колонн диаметром 140 мм, спущенных на глубину 2200 — 2500 м.

Показать весь текст

Список литературы

  1. К. Ф., Паус К. Ф. Влияние промывочных жидкостей на проницаемость кернов. Нефтяное хозяйство, 1957, № 11, с 11−13.
  2. В.И., Крезуб А. П., Дегтярева J1.H. Применение синтетических ПАВ в качестве добавки к буровым растворам при вскрытии продуктивных пластов. М.: ВНИИОЭНГ, 1987. — (Обзор.информ. Сер. «Бурение»). — 48 с.
  3. А.Х., Ширинзаде С. А. Повышение эффективности и качества бурения глубоких скважин.-М.:Недра, 1986. 278 с.
  4. H.H. Изменение физических свойств горных пород в около-скважинных зонах. -М.:Недра, 1987. 152 с.
  5. Г. А., Кендис М. Ш., Глущенко В. Н. Применение обратных эмульсий в нефтедобыче. -М.: Недра, 1991. 224 с.
  6. М.Р., Нигматуллина А. Г. Изучение особенностей поведения кы-новских глин //Тез.докл.сем.-дисск. по пробл.перв. и втор. вскр. пл. при строит, и экспл.верт.накл. и гор.скв. /УГНТУ.-Уфа, 1996. -С. 96−97.
  7. A.A., Шарипов A.M., Жуковский К. А. Разработка средств и методов борьбы с выносом песка в западносибирском регионе //Тез.докл.сем.-диск. по пробл. перв. и втор. вскр. пл. при строит, и экспл. верт., накл. и гор. скв./УГНТУ.-Уфа, 1996. -С. 71−73.
  8. З.М., Рахматуллин В. Р. Физико-химическое воздействие буровых растворов на продуктивные пласты //Тез. докл. сем.-диск. по пробл. перв. и втор. вскр. пл. при строит, и экспл. верт., накл. и гор. скв./УГНТУ.-Уфа, 1996. -С. 49−53.
  9. .А., Гилязов P.M., Гибадуллин Н. З., Кондрашев О. Ф. Физико-химические основы применения безглинистых полисахаридных растворов для заканчивания скважин. Монография, 2004. 250 с.
  10. H.A. Совершенствование техники и технологии вскрытия продуктивных пластов применением катионоактивных ПАВ и гидроперфорации. Дисс. к. т. н. Уфа, 2003 — 244 с.
  11. К. Ф., Паус К. Ф. Влияние промывочных жидкостей на проницаемость кернов. Нефтяное хозяйство, 1957, № 11, с 11 — 13.
  12. А. М., Бектимиров Э. М. Исследование глубины проникновения фильтрата бурового раствора при проводке скважины // Нефтяное хозяйство.-№ 2.-1990.-С. 29−31.
  13. А. У. Научные и технологические основы применения полимерных растворов при бурении и заканчивании глубоких скважин.- М.: ВНИИОЭНГ, 1991.-57 с.
  14. В.П., Колесников П. И., Катенев Е. П. и др. Применение новых рецептур буровых и тампонажных растворов при бурении и цементировании скважин в зонах АНПД.//Бурение.- 1974.-№ 9-С. 18−19.
  15. Г. С., Ибатуллин Р. Х. Техника и технология защиты продуктивных пластов от блокирования буровым и цементным растворами //Тез.докл.сем.диск. по пробл.перв. и втор.вскр.пл. при строит, и экспл. верт, накл. и гор. скв./УГНТУ.-Уфа, 1996-С. 33−35.
  16. Заканчивание газовых скважин. / У. Д. Мамаджанов, А. К. Рахимов, Т. А. Поляков и др. М.: Недра, 1979. — 392 с.
  17. В. К. Зависимость качества и успешности цементирования от способа приготовления тампонажной суспензии — «Нефтяное хозяйство», 1967, № 6, с. 28−31.
  18. О.Г. Стабилизация реологических и фильтрационных свойств тампонажных растворов / О. Г. Кузнецова, В. П. Овчинников., H.A. Аксенова, В. Г. Татауров, П. В. Овчинников // Известия высших уч. зав. «Нефть и газ». -Тюмень: ТюмГНГУ. 2001. -№ 6 -С.32−36.
  19. В.П. К решению проблемы качественного вскрытия и разобщения пластов / В. П. Овчинников, H.A. Аксенова, В. В. Салтыков, П. В. Овчинников, A.B. Кузнецов // журн. Бурение. М.: Московская буровая компания, 2000.- № 3. С.8−10.
  20. H.A., Кореняко A.B., Типикин С. Н. и др. Конструкции забоев скважин в геолого-технических условиях Ноябрьского региона М.: ВНИИОЭНГ, 1997 — 68 с. (Обзор информ.).
  21. Современные технологии и технические средства для крепления нефтяных и газовых скважин / М. О. Ашрафьян, Д. Ф. Новохатский, Л. И. Рябова и др.- Краснодар: Изд. «Просвещение-Юг». -2003. 366 с.
  22. З.М., Рахматуллин В. Р. Технология заканчивания скважин.- Уфа: 1996.-190с.
  23. В.Н., Колодкин В. А. Технология заканчивания глубоких скважин открытым забоем //Тез. докл. междунар. науч. техн. сем. по пробл. нефтегаз. отр./УГНТУ. Уфа, 1998.-С. 11−18.
  24. H.A. Исследование и разработка техники, технологии заканчивания скважин с неустойчивыми коллекторами. Дисс. кандидата технических наук, Тюмень, 2004.
  25. А. И. Формирование и работа цементного камня в скважине. М: Недра. 1990.-408с.
  26. К. Бурение и Заканчивание скважин. Гостоптехиздат, 1963, 518 с.
  27. Potter A.R., Louthan H.J. The application of low water loss cement in squeeze cementing. Oil in Canada, Vol. II, No 12,1959.
  28. Potter A.R., Ripley H.J. Low water loss sements for successful cememting. Canadian Oil and Gas Indus. Vol. 14, No 4,1,1961.
  29. H.A., Измухамбетов Б. С., Агзамов Ф. А., Ногаев H.A. Катионактив-ные Г1АВ эффективные ингибиторы технологических процессов нефтегазовой промышленности. Под редакцией Ф. А. Агзамова. СПб. 2004.408 с.
  30. Р. А. Разработка комплекса технологий по заканчиванию и ремонту газовых и газоконденсатных скважин, направленных на сохранение естественной проницаемости продуктивного пласта // Дисс. д-ра техн. наук.- Краснодар, 1999.
  31. В.И. Научное обоснование процесса вскрытия пластов и освоения скважин с применением гибкого регулирования забойного давления. Автореферат на соискание ученой степени доктора технических наук. Ставрополь, 2002.
  32. Вскрытие продуктивных пластов при отрицательном дифференциальном давлении в системе «скважина-пласт» / Р. Г. Салихов, А. П. Пермяков, Н. И. Крысин. Пермь: Печатный салон «Меркурий», 2003. 62 с.
  33. Р.Г. Повышение качества вскрытия продуктивных пластов совершенствованием технологии заканчивания скважин на депрессии. Дисс. канд. тех. наук. Уфа, 2004.
  34. З.М., Рахматуллин В. Р. Технология заканчивания скважин.- Уфа: 1996.-190с.
  35. В.П. Классификация и экспериментальная оценка кольматирующих свойств промывочных жидкостей и реагентов, применяемых в бурении скважин // Сб. науч. тр. КПТИ. Куйбышев, 1984, С. 8−25.
  36. В.Т., Никишин В. А. Кольматация проницаемых пластов в процессе бурения и ее последствия // Нефт. хоз-во, 1972, № 6,С. 21−24.
  37. М.Р., Акчурин Х. И., Соломенников C.B., Шайхымежденов Ж. Г. и др. Воздействие на твердые частицы бурового раствора при кольматации стенок скважины. М. Недра, 1997,. 153 с.
  38. В.В. Разработка технологий и технических средств для гидродинамической кольматации пластов различной проницаемости. Автореф.. канд. техн. наук. Уфа, 1992. 24 с.
  39. М.Р., Кузнецов Ю. С., Поляков В. Н. Управляемая кольматация призабойной зоны пластов при бурении и заканчивании скважин// Нефтяное хозяйство, 1984, № 6, С. 7−10.
  40. В.Н., Ишкаев Р. К., Лукманов P.P. Технология заканчивания нефтяных и газовых скважин.- Уфа: «Tay», 1999.- 408 с.
  41. H.A. Совершенствование технологии и технических средств вибрационной кольматации и декольматации гранулярных коллекторов. Автореф. канд. техн. наук. Уфа, 1993. 24 с.
  42. A.A. Глинизация стенок скважин и определение фильтрации глинистых растворов // Нефт. хоз-во, 1949, № 4, С. 6−9.
  43. Л.Н. Регулирование технологических свойств тампонажных растворов при цементировании скважин. Москва: Недра, 1969 г.
  44. А.И., Соловьев Е. М. О влиянии глинистой корки на водоотдачу цементного раствора // Изв. высших уч. заведений — сер. Нефть и газ — 1963, № 12.
  45. Г. Б. Совершенствование технологии подготовки ствола скважин к тампонированию и регулирование процессов структурообразования тампонажных растворов в период ОЗЦ. Дисс. на соискание ученой степени кандидата технических наук. Уфа, 1978.
  46. А.У., Клявин P.M., Хангильдин Г. Н. Исследование влияния хлористого кальция, добавляемого к цементному раствору, на глинистую корку //Техника и технология бурения нефтяных скважин: Сб.науч.тр. Вып. 36.- Уфа: БашНИПИнефть, 1974.-С. 141−147.
  47. З.М., Рахматуллин В. Р., Мавлютов М. Р. Совершенствование методов вскрытия и освоения продуктивных пластов //Тез. докл. сем. диск, попробл. перв. и втор.вскр.пл. при строит, и экспл. верт, накл. и гор. скв. /УГНТУ.-Уфа, 1996. -С. 97−99.
  48. М.Р., Галиакбаров В. Ф., Санников Р. Х., Оружев А. Р. Технология бурения с управляемой гидродинамической вихревой кольматацией // Нефтяное хозяйство, 1987, № 6, С. 10−13.
  49. Р.Ш. Повышение эффективности кольматации акустическим воздействием в процессе вскрытия продуктивного пласта. Автореф.. канд. техн. наук. Уфа, 1991.24 с.
  50. B.C., Алиев P.M., Толстых И. Ф. Справочное руководство по тампонажным материалам 2-е изд., — М. Недра, 1987.
  51. Мчедлов-Петросян О. П. Современные взгляды на процессы твердения цементов. Тр. ин-та Южгипроцемент. Новое в технологии и технике производства цемента. Вып.4, С. 144−153.
  52. В., Конрад Д. Бетон: В 2-х ч. Ч. 1. Свойства. Проектирование. Испытание. Пер с нем. / Под. Ред. В. Б. Ратинова. М.: Стройиздат, 1979. 111 е., ил.
  53. А.И., Новохатский Д. Ф. Тампонажные шлаковые цементы и растворы для цементирования глубоких скважин. М.: Недра. 1975.- 224 с.
  54. А.И., Соловьев Е. М. К исследованию фильтрации цементного раствора // Изв. высших уч. заведений — сер. Нефть и газ — 1961, № 10.
  55. А.И., Соловьев Е. И. Исследование фильтрационных свойств тампонажных растворов цемента-тр. МИНХ и ГП, М., 1964, вып.46.
  56. А.И. К вопросу исследования водоотдачи растворов из тампонажных цементов/ Автореферат канд. дисс., М., 1966.
  57. Ф.А. Исследование путей повышения эффективности вибровоздействия при креплении скважин. Дисс. на соискание ученой степени кандидата технических наук. Уфа, 1974.
  58. А.И., Мариампольский Н. А. Регулирование технологических показателей тампонажных растворов. М. Недра, 1988, 352с.
  59. Г. Н. Исследование влияния тонкости помола на тампонажров.-«Нефтяное хозяйство», 1965, № 5, с. 20−25.
  60. Г. Н., Клявин P.M. К вопросу о водоотдаче цементных растворов // Нефт. х-во 1963, № 8, с-26.
  61. Исследование тампонажных материалов/ Тр. МИНХ и ГП им. И. М. Губкина под. ред. B.C. Данюшевского, вып. 162, М., 1982.
  62. Н.Х., Губкин H.A. Особенности крепления скважин в соленос-ных отложениях. М.: Недра, 1984.-114с.
  63. Н.Х. Разработка составов и технологии применения расширяющихся тампонажных материалов для цементирования глубоких скважин в сложных геолого-технических условиях. Дисс. на соиск. уч. ст. д.т.н., Уфа, У НИ, 1986 г.
  64. Н.Х., Запорожец Л. С., Рахматуллин Т. К. «Использование эффектов УДА-технологии для создания специальных тампонажных цементов». УДА-технология. Тезисы докладов II семинара. Таллин, 1983, с. 77.
  65. Л.Б. Разработка метода гидравлической активации цементов и глин при приготовлении тампонажных и промывочных растворов на буровых /на опыте бурения на Крайнем Севере/ Дис. канд. техн. наук. Уфа: Уфимский нефтяной институт. 1974.
  66. Л.Б., Ковалев А. Т. Временная инструкция по гидравлической активации лежалых цементов. Краснодар, изд-во ВНИИКрнефти, 1973.
  67. П.Я. Технология и технические средства цементирования скважин в спецефических условиях нефтегазовых районов северо-запада СССР/ Дис. докт. техн. наук. Уфа: Уфимский нефтяной институт. 1989.
  68. А.И. Электрические и механические методы воздействия при цементировании скважин/ Бережной А. И., Зельцер А. Я., Муха А.Г.//М:. Недра, 1976 183 с.
  69. А.И. Цементирование скважин на Щелковском газохранилище и Ефремовском ГКМ с применением кондиционирования тампонажного раствора. В кн.: «Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений «, ВНИИгазпром, 1968, № 2.
  70. В. П., Козодеров В. В., Сабирзянов А. К. Гидравлическая активация тампонажных растворов.- «Нефтяник» 1974, № 9,с. 18−20.
  71. H.A., Обозин О. И. Тампонажные растворы пониженной плотности. М.: Недра. 1972.-144с.
  72. Улучшение качества цементирования скважин путем добавки в цементные растворы понизителей водоотдачи и хлористого натрия. М.: ЦНИИТЭнефте-газ.- 1963.- 63 с.
  73. М.А. Влияние образцов оксиэтилцеллюлозы с различной степенью полимеризации на технологические свойства цементных растворов // Бурение нефтяных и газовых скважин в осложненных условиях. -М.: 1979.-Вып. 7.-С. 80−87.
  74. Комплексная методика крепления скважин в осложненных гидрогеологических условиях ГПО Пермнефть. / В. Г. Татауров, Ю. И. Терентьев, В. С. Гребенников.-Пермь.- 1993.-61 с.
  75. Временное руководство по технологии приготовления и применения облегченных тампонажных растворов с низкой фильтратоотдачей /Ю.И.Терентьев, Н. К. Нацибулина., В. Г. Татауров и др. Пермь.- 1987.-11 с.
  76. РД 39−2-741−82. Инструкция по применению реагента ПВС-ТР для тампонажных растворов /ВНИИКРнефть: Введ. 01.10.82 до 01.01.87. Краснодар.-1982. — 8 с.
  77. Тампонажные растворы с добавкой поливинилового спирта. Перцева Г. В., Зубков В. И., Мосиенко В. Г. и др. //Тезисы докл. IV конф. «Формирование и работа тампонажного камня в скважине». Краснодар. — 37.-С. 101.
  78. А.Г., Окишев H.A., Карпенко И. В. Полимерцементные тампонажные системы с пониженной начальной скоростью фильтрации//Нефт. хоз-во. 1997.-№ 7.-С. 12−14.7. -С. 12−14.
  79. Комплексный реагент стабилизатор и понизитель водоотдачи тампонажных растворов КРТР-75 /В.Е.Ахрименко, О. П. Гень, А.К.Куксов). // Тезисы докл. IV конф. «Формирование и работа тампонажного камня в скважине». — Краснодар.-1987.-С. 89−90.
  80. Комплексные реагенты для обработки тампонажных растворов. // Аш-рафьян М.О., Куксов А. К., Гринько Ю. В., Меденцев В. М. // Нефтяное хозяйство,-1997,-№ 7.- С. 11−12.
  81. Л.И. Получение тампонажных растворов с нулевым водоотделе-нием // Нефтяное хозяйство.- 1996. -№ 7. -С.17−19.
  82. Пат. 4 482 383 США, МКИ С04 В 7/35, НКИ 106/90. Полиамидные добавки для снижения водоотдачи цементных растворов /Маккензи Ли Ф. -№ 502 821- Заявлено 09.06.83- Опубл. 13.11.84.
  83. Р.Г., Данюшевский B.C. «Химия промывочных и тампонажных жидкостей». М.: Недра.-1981.
  84. Булатов А. И. Управление физико-механическими свойствами тампонажных систем. М.: Недра.- 1976.-С.248.
  85. А.И., Данюшевский B.C. Тампонажные материалы: Уч. пособие для вузов.- М:.Недра.-1987.- 280 с.
  86. Шадрин Л. Н. Технология и организация крепления скважин. М.:Недра.-1975.-343 с.
  87. Ю.В. разработка комплексных реагентов-компаундов для цементирования продуктивных пластов / Автореф. дис. канд. техн. наук. Краснодар: НПО «Бурение». 2004.- 24 с.
  88. A.c. 1 451 257 СССР Комплексный реагент для тампонажных растворов
  89. Пат.2 179 231 Россия Комплексный реагент для тампонажных растворов / Куксов А. К., Новохатский Д. Ф., Рябова Л. И. и др.- Опубл. 2002, Б.И.№ 4.
  90. Рябова Л. И Получение тампонажных растворов с нулевым во-доотделением //Нефтяное хозяйство. 1996. -№ 7.-С. 17−19.
  91. Л.И. Облегченные тампонажные растворы с нулевым водоотстоем и технология их приготовления //Тр./ ОАО НПО «Буре ние».-Краснодар.- 2000.- Вып.5 -С.89−96
  92. Цементирование скважин тампонажными растворами с высокими изолирующими свойствами. // Ашрафьян М. О., Куксов А. К., Нижник А. Е., Гринько Ю. В., Жадан ЮГ. // «Нефтяное хозяйство», М., Недра, 2002.
  93. Патент 2 194 149, РФ, МГЖ Е21 В 33/138 Комплексный реагент для тампонажных растворов. // Ашрафьян М. О., Куксов А. К., Меденцев В. М., Гринько Ю. В., Нижник А. Е., Рябова Л.И.// Опубликован 10.12.2002.
  94. Н.Х., Рахматуллин Т. К., Иванов В. В. Тампонажные материалы с закупоривающими свойствами.- М.: ВИЭМС.- 1992.-43с. ЮЗ. Мамаджанов У. Д. Фильтрация промывочных и цементных растворов. -Ташкент:АН УзССР.- 1964.- 178с.
  95. .И. Влияние перемешивания на однородность многокомпонентных тампонажных растворов.—"Бурение газовых и газокон-денсатных скважин».- 1974, — № 6.- с. 20—26.
  96. Ш. К., Ширковский А. И. Физика нефтяного пласта и газового пласта. Учебник для вузов. М.: Недра. -1982.-311 с.
  97. Ш. М. Регулирование технических свойств тампонажных растворов. Ташкент: изд. Фан.- 1976.- с — 160.
  98. В.А.- Фильтрование. М.:Химия. — 1968.
  99. Булатов А. И. Управление физико-механическими свойствами тампонажных систем. М.: Недра, — 1976.-c.248.
  100. Г. Г., Рахимбаев Ш. М., Обозин О. Н. Опыт повышения седимента-ционной устойчивости тампонажных растворов. Сборник «Промывка и цементирование скважин». М.: Недра.- 1973.
  101. Н.Х. Разработка технологии получения и применения расширяющихся тампонажных материалов. Дисс. на соискание ученой степени д.т.н.- Уфа, 1986.
  102. И.В., Кузнецова Т. В., Власова М. Т., Юдович Б. Э. Химия и технология специальных цементов М:Стройиздат,-1979.
  103. И.В. Расширяющийся цемент. — М.:Стройиздат.- 1976.
  104. Ю.Р. Сульфатированные тампонажные цементы. Автореферат дисс. дтн. М., МХТУ, 1997.
  105. А.И., Аветисов А. Г. Справочник инженера по бурению. М.: Недра, 1985.
  106. В.Г., Малкин А. Я. Реология полимеров.-М.:Химия, 1977.- 440 с.
  107. П.А. Поверхностные явления в дисперсных системах.
  108. Физико-химическая механика: избр. Тр.— М.: Наука, 1979. 381с. Ш. Кондрашев О. Ф., Шарипов А. У. Модификация структурно-механических свойств полимеров в пористой среде. М.:Геоинформак, 2000.- 56 с.
  109. Н.Б. Высококонцентрированные дисперсные системы. М.: Химия, 1980.-320 с.
  110. А. У. Проектирование и регулирование основных показателей бурения глубоких скважин.- М.: ВНИИОЭНГ, 1995.- 280 с.
  111. У.Л. Неньютоновские жидкости. М.: изд-во Мир, 1964.- 215с.
  112. Д. Вязкоупругие свойства полимеров. Пер. с англ. Под ред. Гуля В. Е. -М.:ИЛ, 1963.-522 с.
  113. Ю. П. Макарова Е.В., Грановский Ю. В. Планирование эксперимента при поиске оптимальных условий / Ю. П. Адлер, Е. В. Маркова, Ю.В.Грановский//.-М.: Наука, 1969.-297с.
  114. Ю.С. Коллоидная химия полимеров. Киев.: Наукова Думка, 1984.340 с.
  115. А.У., Хафизова Э. Н. Полимерные добавки к тампонажным вяжущим. ЭИ ВНИИОЭНГ, сер. Бурение скважин на суше и на море. 1991, № 9, с. 31−33.
Заполнить форму текущей работой

Заказал и сдал!