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

Разработка облегченного тампонажного материала с улучшенными свойства для крепления глубоких скважин в сложных геологических условиях Восточной Туркмении

Диссертация: Разработка облегченного тампонажного материала с улучшенными свойства для крепления глубоких скважин в сложных геологических условиях Восточной Туркмении
ДиссертацияПомощь в написанииУзнать стоимостьмоей работы

Наиболее распространенным способом снижения плотности тампо-нажных растворов является разбавление их большим количеством воды. При этом неизбежно увеличение объема пор в цементном камне. Известно, что в естественных гидротермальных условиях глубоких скважин эти цементы образуют камень с недопустимо низкой прочностью и высокой проницаемостью. Проблема получения малопроницаемого и высокопрочного… Читать ещё >

Содержание

  • ГЛАВА I. Состояние крепления скважин и постановка задачи исследования
    • 1. 1. 1. Краткая характеристика особенностей геологического строения изучаемых районов
    • 1. 1. 2. Соленосная толща Восточной Туркмении и ее влияние на распределение нефтегазоносности мезозойского разреза
    • 1. 2. Условия цементирования скважин
    • 1. 2. 1. Температура и давление в скважинах
    • 1. 2. 2. Пластовые воды и отложения солей
    • 1. 3. Применяемая конструкция скважин
    • 1. 4. Осложнения при цементировании обсадных колонн.. 23 1.4.1. Поглощение цементного раствора
    • 1. 5. Применяемые тампонажные смеси и методы цементирования обсадных колонн
    • 1. 6. Заколонные проявления и межколонные перетоки
    • 1. 7. Постановка задачи исследования
  • ВЫВОДЫ
    • ГЛАВА II. Теоретические предпосылки, методика исследований и характеристика применяемых материалов
    • 2. 1. 1. Теоретические предпосылки разработки термосолестойкого облегченного тампонажного цемента
    • 2. 1. 2. Общие сведения об аргиллитах
    • 2. 2. Методы и методика исследований
    • 2. 2. 1. Определение сжимаемости вспученного аргиллита
    • 2. 2. 2. Определение сцепления цементных образцов с металлом
    • 2. 2. 3. Определение коррозионной стойкости цементных образцов
      • 2. 2. 3. 1. Обоснование выбора агрессивных сред
      • 2. 2. 3. 2. Методика исследования коррозионной стойкости цементного камня
      • 2. 2. 4. Исследование фазового состава цементного камня
      • 2. 2. 5. Применение методов математической статистики
      • 2. 2. 5. 1. Оценка комплекса свойств цементного камня с помощью функции желательности
      • 2. 2. 5. 2. Методы планирования экспериментов
    • 2. 3. Характеристика применяемых материалов
  • ГЛАВА III. Исследования и разработка облегченного термои солестойкого тампонажного материала
    • 3. 1. Лабораторные исследования вспученного аргиллита как облегчающей добавки к тампонажному цементу
      • 3. 1. 1. Сжимаемость вспученного аргиллита
      • 3. 1. 2. Состав смеси
      • 3. 1. 3. Исследования физико-механических свойств камня из цементно-аргиллитовых и цементно-аргиллито-глинистых растворов
    • 3. 2. Использование методов полного факторного эксперимента и крутого восхождения для отыскания оптимума и сравнительные испытания цементов
    • 3. 3. Исследования солестойкости тампонажных цементов
    • 3. 4. Сроки схватывания и загустевания изучаемых тампонажных растворов
  • ВЫВОДЫ
  • ГЛАВА 1. У. Опытно-промышленные испытания и экономическая эффективность разработанных рекомендаций
    • 4. 1. Опытно-промышленные испытания разработанных
    • 4. 1. Л. Опытно-промышленные испытания разработанного цементно-аргиллитового тампонажного материала с небольшим количеством бентонита
    • 4. I.I.I. Цементирование 273-миллиметровой промежуточной колонны в скважине 252 площади
  • Западный Шатлык. ПО
    • 4. 1. Л.2. Цементирование 168-миллиметровой эксплуатационной колонны в скважине площади Байрам-Али
      • 4. 1. 2. Опытно-промышленные испытания разработанных коррозионностойких химических добавок (fJOiStL, и К2С03)
        • 4. 1. 2. 1. Цементирование 273-миллиметровой промежуточной колонны в скважине 102 площади Даулетабад
        • 4. 1. 2. 2. Цементирование 245-миллиметровой промежуточной колонны в скважине 132 площади
  • Даулетабад
    • 4. 1. 2. 3. Цементирование 177,8-миллиметровой эксплуатационной колонны в скважине 102 площади Даулетабад
      • 4. 1. 2. 4. Цементирование 168-миллиметровой эксплуатационной колонны в скважине 132 площади Даулетабад
      • 4. 2. Экономическая эффективность применения цементно-аргиллитового тампонажного материала. рекомендаций

Разработка облегченного тампонажного материала с улучшенными свойства для крепления глубоких скважин в сложных геологических условиях Восточной Туркмении (реферат, курсовая, диплом, контрольная)

Планом социально-экономического развития народного хозяйства СССР на одиннадцатую пятилетку намечено значительное увеличение добычи нефти и газа.

Это вызывает необходимость форсированного освоения новых нефтегазодобывающих провинций, что имеет прямое отношение к Восточной Туркмении, где планируется довести добычу газа в 1985 г. до 77 млрда. м3.

Выполнение поставленных задач предусматривает значительное увеличение объемов глубокого бурения, что в свою очередь требует внедрения ряда мероприятий, обеспечивающих долговременную эксплуатацию скважин.

Успех бурения скважин на нефть и газ, их освоение и длительность эксплуатации во многом зависят от надежности крепления ствола скважины и изоляции продуктивных пластов. Немаловажную роль при этом играют свойства образующегося в затрубном пространстве цементного камня, основное назначение которого — предотвращать переток жидкости или газа из пласта в пласт или на дневную поверхность. Строительство глубоких скважин в Восточной Туркмении осложнено наличием высоких забойных температур, достигающих 200 °C, мощных соляно-ангидритовых толщ с включением линз рапы, поглощений бурового и тампонажного растворов, а также высоконапорных горизонтов, насыщенных сильноминерализованными водами. Все это создает значительные трудности при креплении скважин и предъявляет жесткие требования к тампонажным материалам.

Применяемые в настоящее время в Восточной Туркмении облегченные тампонажные материалы не отвечают указанным требованиям, о чем свидетельствуют многочисленные случаи межпластовых перетоков флюидов при опробовании и эксплуатации скважин.

Наиболее распространенным способом снижения плотности тампо-нажных растворов является разбавление их большим количеством воды. При этом неизбежно увеличение объема пор в цементном камне. Известно, что в естественных гидротермальных условиях глубоких скважин эти цементы образуют камень с недопустимо низкой прочностью и высокой проницаемостью. Проблема получения малопроницаемого и высокопрочного цементного камня особенно актуальна для тампонажных растворов низкой плотности.

Одним из необходимых условий качественного разобщения продуктивных горизонтов является правильно подобранный состав там-понажного материала. Это особенно важно при проводке скважин в сложных геологических условиях.

Цель работы — повышение качества крепления скважин в сложных геологических условиях Восточной Туркмении путем создания рецептур новых эффективных специальных облегченных термои кор-розионностойких тампонажных материалов.

В связи с этим поставлена задача разработки новых термо-и коррозионностойких облегченных тампонажных материалов, отвечающих требованиям сложных геологических условий Восточной Туркмении.

Работа основана на анализе литературных и фактических материалов по креплению скважин, результатов лабораторных исследований автора и опытно-промышленных испытаний применительно к конкретным геологическим и технологическим условиям бурения скважин в Восточной Туркмении.

Опытно-промышленные испытания проводились под непосредственным руководством автора.

Работа выполнена в ТуркменНИПИнефть. Отдельные разделы работы, по мере их выполнения, были доложены инженерной общественности: На научно-технической конференции ТуркменНИПИнефть в г. Небит-Даге в 1974 г., техническом совещании по вопросам цементирования скважин в условиях углекислой агрессии и высоких температур в г. Чарджоу в 1974 г., конференции молодых ученых Туркмении, посвященной 50-летию ЛКСМ Туркменистана в г. Ашхабаде в 1975 г., научно-технической конференции «Вклад молодежи Туркмении НТО НГП в развитие нефтегазодобывающей промышленности Туркменской ССР» в 1978 г. и первой городской конференции молодых ученых и специалистов «Актуальные проблемы науки в народном хозяйстве» в г. Уфе в 1980 г.

Считаю своим приятным долгом, выразить глубокую признательность и сердечную благодарность моим учителям, научному руководителю д.т.н. профессору В. С. Данюшевскому и научному консультанту к.т.н. А. Б. Перенглиеву за постоянное внимание к работе и ценные советы.

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ.

1. Основной особенностью геологического разреза нефтегазовых площадей Восточной Туркмении является, с точки зрения технологии цементирования скважин, сочетание высокой температуры, зон поглощений и проявлений напорных высокоминерализованных пластовых вод. Указанное сочетание условий требует применения облегченных тампонажных цементов, которые должны обладать одновременно высокой прочностью и термосолестойкостью.

2. Применяемые в районах Восточной Туркмении облегченный цемент завода «Красный Октябрь» и цементно-глинистые растворы не обладают необходимыми свойствами в отношении прочности, термои солестойкости.

3. Комплексные исследования по выявлению возможности применения местных материалов для получения облегченных тампонажных растворов позволили рекомендовать для этой цели вспученный аргиллитовый песок фракции от 0,40 до 1,60 мм и объемной массой 2000;1600 кг/м3 и соли (ь1аг50А и КгС03) ПО «Карабогазсуль-фат» .

4. Применение вспученного аргиллита в качестве облегчающей добавки позволяет получить цементные растворы пониженной плотности, образующийся при затвердевании цементный камень со значительно большей, по сравнению с другими облегченными цементами, прочностью, обладающий также высокой термои солестойкостью.

5. Снижение плотности тампонажного раствора обеспечивается без увеличения водосодержания за счет присутствия в гранулах аргиллитов большого объема замкнутых воздушных пор, с высокой прочностью и шероховатостью поверхности оболочек гранул, а также благоприятным их химическим составом, способствующим образованию при реакции веществ портландцемента с веществом оболочки гранул соединений, которые придают цементному камню термои солестойкость.

6. Повышение сульфатостойкости цементного камня на основе портландцемента достигается введением в цементный раствор сульфата натрия.

7. Повышение стойкости цементного камня в хлоркалыдиевой воде (рапе) достигается введением в цементный раствор К^СОд.

8. Разработанные новые облегченный термосолестойкий цемент-но-аргиллитовый тампонажный материал и химические добавки (г4а2 БО^ и К2С03) рекомендуются применять при цементировании скважин в условиях Восточной Туркмении и других районах со сходными горногеологическими условиями (ПО «Туркменнефть», «Узбекгазпром», «Мангышлакнефть» и др.).

9. Применение при цементировании обсадных колонн на площадях Восточной Туркмении облегченных цементных растворов с добавкой вспученного аргиллита и портландцементных растворов с химическими (сульфатной, карбонатной) добавками повышает долговечность цементного камня в условиях воздействия высоких температур и минерализованных пластовых вод.

10.Экономический эффект, полученный в результате внедрения разработанного цементно-аргиллитового тампонажного материала по двум скважинам за счет удешевления материалов и сокращения числа капитальных ремонтов, определен в сумме 47 530 руб. в год.

Показать весь текст

Список литературы

  1. А.Г., Мариапольский H.A. Использование функции желательности в качестве критерия оптимизации тампонажных материалов. — Нефтяное хозяйство, 1972, № 8, с. 28−31.
  2. Ю.П., Маркова Е. В., Грановский Ю. В. Планирование эксперимента при поиске оптимальных условий. М.: Наука, 1971. — 283 с.
  3. P.E. и др. Геология и нефтегазоносность Восточной Туркмении. М.: Недра, 1966. — 291 с.
  4. Г. И., Жабрев И. П., Гончаров B.C. и др. Геологические предпосылки перспектив газоносности Восточной Туркмении. М.: Недра, 1976. — 392 с.
  5. Л.Н., Векслер Л. И. и др. Бурение и крепление скважин в соленосных отложениях. ТНТО, сер. «Бурение». М.: ВНИИОЭНГ, 1972. — 124 с.
  6. М.О., Булатов А. И. Эффективность вытеснения буровых растворов и разрушение глинистых корок при цементировании скважин. ТНТО, сер. «Бурение». М.: ВНИИОЭНГ, 1969. -76 с.
  7. С.А., Байрамов А. Х., Степанов Ю. А. Опыт применения засоленных глинистых растворов при бурении в осыпающихся глинах в условиях высоких забойных температур. «Бурение», 1971, № 9, с. 20−21.
  8. A.A., Бараш Б. И., Быков Р. И. и др. Основные результаты и перспективы поисково-разведочных работ на нефть и газ в Восточной Туркмении. ТНТО, сер. «Нефтегазовая геологияи геофизика.». М.: ВНИИОЭНГ, 1970. — 76 с.
  9. .И., Дикенштейн Г. К., Соколов В. Я. и др. О глубине залегания подсолевых отложений Восточной Туркмении в связи с бурением на нефть и газ. ТНТО, сер. «Нефтегазовая геология и геофизика», № 4. М.: ВНИИОЭНГ, 1967.
  10. В.П. Образование каверн при бурении скважин. -М.: Недра, 1970. 151 с.
  11. А.И., Крылов В. И., Бабоян Э. В. Современное состояние и перспективы развития техники и технологии крепления нефтяных скважин. ТНТО, сер. «Бурение». М.: ВНИИОЭНГ, 1977. — 44 с.
  12. А.И., Крылов В. И. и др. Цементы и тампонаж-ные смеси, применяемые за рубежом. ТНТО, сер. «Бурение». М.: ВНИИОЭНГ, 1977. — 71 с.
  13. А.И., Мариапольский Н. А., Рябченко В. И. и др. Буровые растворы и цементирование скважин в солевых отложениях. Ташкент: Фан, 1976. — 134 с.
  14. А.И., Рахимбаев Ш. М., Новохатский Д. Ф. и др. Коррозия тампонажных цементов. Ташкент: Фан, 1971.
  15. А.И., Рябченко В. И., Сибирко И. А. и др. Газопроявления в скважинах и борьба с ними.- М.: Недра, 1969. -278с.
  16. А.И., Рябченко В. И., Сухарев С. Е. Основы фи-зико-химии промывочных жидкостей и тампонажных растворов. М.: Недра, 1968. — 176 с.
  17. А.И., Сидоров Н. А. Осложнение при креплении глубоких скважин. М.: Недра, 1966. — 204 с.
  18. А.И. Тампонажные материалы и технология цементирования скважин. М.: Недра, 1982. — 296 с.
  19. А.И. Управление физико-механическими свойствами тампонажных систем. М.: Недра, 1976. — 248 с.
  20. А.И., Уханов Р. Ф., Давиденко И. М. Вопросы повышения качества цементирования скважин. РНТС, сер. «Бурение». М.: ВНИИОЭНГ, 1974. — 96 с.
  21. А.И., Уханов Р. Ф. Совершенствование гидравлических методов цементирования скважин. М.: Недра, 1978. — 240 с.
  22. Ю.М., Волконский Б. В. и др. Справочник по химии цемента. -Л.: Стройиэдат, 1980. 221 с.
  23. Ю.М., Тимашев В. А. Практикум по химической технологии вяжущих материалов. М., 1973. — 504 с.
  24. В.Г., Амурский Г. И., Анналиев A.A. и др. Сырьевая база развития газовой промышленности Средней Азии. -М.: Недра, 1970. 280 с.
  25. А.Л., Булатов А. И. Напряжение в цементном камне глубоких скважин. М.: Недра, 1977. — 173 с.
  26. М.С. Цементы в нефтяной промышленности США.-ГОСИНТИ, 1969. 82 с.
  27. A.A. Крепление нефтяных и газовых скважин в США. М.: Гостоптехиздат, 1962. — 177 с.
  28. A.A. Расчет и технология крепления нефтяных и газовых скважин. М.: Недра, 1969. — 336 с.
  29. A.A., Цыбин A.A. Крепление скважин и разобщение пластов. М.: Недра, 1981. — 366 с.
  30. В.Д. Физико-химические методы предупреждения осложнений в бурении. М.: Недра, 1977. — 280 с.
  31. Н.П., Веденин В. И. Бурение глубокой скважины в соленосных отложениях. Бурение, 1964, № I, с. 13−17.
  32. H.П., Пилип Я. А., Соколин Х. Г. и др.Современные пластические деформации соленосных пород (по данным бурения). «Нефтегазовая геология и геофизика», 1970, № 5, с. 44−48.
  33. А.Н., Косарев Л. В., Пешаев М. С. Строение осадочного чехла и формирование комплексов Восточной Туркмении. -Известия АН ТССР, сер. Теолог", 1969, № 3, с. 99−104.
  34. B.C., Бутт Ю. М., Липовецкий А. Я. Изменение химического состава цементного камня при действии на него минерализованных пластовых вод. Труды МХТИ им. Д. И. Менделеева, 1964, вып. 45, с. 75−80.
  35. B.C., Герасимова Г. Н. Коррозионностойкость тампонажных материалов при повышенной температуре. Труды НИИ цемент, вып. 13. — М.: Госстройиздат, I960.
  36. B.C., Жангабылов Ж., Мещеряков C.B. Извест-ково-кремнеземистый тампонажный цемент. «Бурение», 1969, № 6, с. 35−36.
  37. B.C. и др. 0 растворении цементного камня пластовыми водами. Бурение и крепление скважин. Труды МИНХ и ГП им. И. И. Губкина. — М.: Недра, 1966, с. 62−68.
  38. B.C. и др. Ползучесть цементного камня, твердеющего в агрессивной среде. Бурение и крепление скважин.-Труды МИНХ и ГП им. И. И. Губкина, вып. 60. М.: Наука, 1966, с. 102−104.
  39. B.C. Исследование процессов твердения тампонажных цементов в специфических условиях глубоких скважин. -Диссертация на соискание ученой степени доктора технических наук. М.: МИНХ и ГП, 1974.- 127
  40. B.C. Исследование стойкости тампонажных материалов в пластовых водах или высокой температуре. Диссертация на соискание ученой степени кандидата технических наук. М.: МХТИ им. Д. И. Менделеева, 1963.
  41. B.C. Проектирование оптимальных составов тампонажных цементов. М.: Недра, 1978. — 293 с.
  42. В.С., Толстых И. Ф., Мильштейн В. М. Справочное руководство по тампонажным материалам. М.: Недра, 1973. -312 с.
  43. Г. Х., Аржевский Г. А., Габриэлянц Г. А. и др. Нефтяные и газовые месторождения Средней Азии. М.: Недра, 1965. -430 с.
  44. Дон Н. С. Новые добавки к цементам для крепления скважин. Перевод. М.: Гостоптехиздат, 1963. — 88 с.
  45. Дон Н.С., Титков Н. И., Гайворонский А. А. Разобщение пластов в нефтяных и газовых скважинах. М.: Недра, 1973. — 271 с.
  46. О.М., Закурдаев А. Г. Статистический анализ и обработка наблюдений на ЭВМ «Минск-22″. М.: Статистика, 1971. -243 с.
  47. . Исследование процессов твердения известко-во-кремнеземистых тампонажных растворов с повышенным водосодержа-нием. Диссертация на соискание ученой степени кандидата технических наук. — М.: МХТИ им. Д. И. Менделеева, 1970.
  48. В.И., Мангушев К. И. Предупреждение и ликвидация нефтяных и газовых фонтанов. М.: Недра, 1974. — 191 с.
  49. Л.Б., Булатов А. И. Крепление нефтяных и газовых скважин. М.: Недра, 1976. — 199 с.
  50. Г. Вспученный аргиллит, как облегчающая добавка к тампонажному цементу. Отчет 45/76. „ТуркменНИПИнефть“, 1977. Гос. регистрационный № 76 046 039, с. 136−146.
  51. Г., Данюшевский B.C., Перенглиев А. Б. Облегченный тампонажный цемент с добавкой вспученного аргиллита. -Ашхабад: ТуркменНИИНТИ, 1983. 48 с.
  52. Г. Исследование обожженного аргиллита Болыие-балханского месторождения Туркменской ССР, как облегчающей добавки к тампонажному цементу. Отчет 45/76. „ТуркменНИПИнефть“, 1976. Гос. регистрационный № 76 046 039, с. 182−189.
  53. Г., Карпенко Е. И., Колосай С. Г. и Арамян A.A. A.c. 926 239 (СССР). Ташюнажная смесь для приготовления тампонажного раствора для глубоких высокотемпературных скважин. Б.И. № 17, 1982.
  54. Г. Лабораторные исследования вспученного аргиллита Болыпебалханского месторождения Туркменской ССР, как облегчающей добавки для тампонажного раствора. Отчет 46/78. „ТуркменНИПИнефть“, 1978. Гос. регистрационный № 78 035 983, с. I00-II8.
  55. Г. Новая цементно-аргиллитовая тампонажная смесь. Тезисы докладов на Ш республиканской конференции молодых ученых Туркмении, посвященной 50-летию ЛКСМТ. Ашхабад, 1975, с.222−223.
  56. Г. Облегченные цементно-аргиллитовые растворыс небольшим количеством бентонита. Отчет 46/78. „ТуркменНИПИнефть“, 1979. Гос. регистрационный № 78 035 983, с.69−87.
  57. Г. Разработка облегченных термо- и коррозион-ностойких тампонажных цементов с применением местного сырья. Отчет 46/78. „ТуркменНИПИнефть“, 1979. Гос. регистрационный № 78 035 983, с. 99−119.
  58. Г. Сравнительные испытания цементов. Отчет 46/78. „ТуркменНИПИнефть“, 1980. Гос. регистрационный № 78 035 983, с. 105−120.
  59. Е.П., Муняев В. М. Термостойкие тампонажные растворы для цементирования глубоких скважин. Труды первой Украинской научно-технической конференции по термо- и солеус-тойчивым промывочным жидкостям и тампонажным растворам. — Киев, 1970, с. 124−133.
  60. Е.П., Муняев В. М., Остапенко А. А. Рецептуры тампонажных растворов для условий высокой минерализации среды и температур до 200°С. ТНТ0, сер. „Бурение“, вып. 7. М.: ВНИИ0ЭНГ, 1971.
  61. Кобаяси Кадзуо, Имакова Кодзи. Тенденции в производстве и технике использования микробаллонов. „Коге дзаире“, Енд. 1973, № 21, § 8, с. 63−67 (Япон.).
  62. В.В., Соколов И. В., Соколовский Л. Г. и др. Геотермическая характеристика нефтегазоносных районов Туркменистана. Известия АН ТССР, сер. Теолог», 1964, № 2, с.71−79.
  63. С.Г., Крицук А. А. и др. Бурение глубоких скважин в надсолевых и солевых отложениях. М.: Недра, 1979.-240 с.
  64. А.Я., Данюшевский B.C. К вопросу о долговечности цементного камня в скважинах малого диаметра. В кн.: Опыт бурения скважин уменьшенного и малого диаметра. — М.: ГосИНТИ, 1962, с. 88−123.
  65. А.Я., Данюшевский B.C. Цементные растворы в бурении скважин. Л., 1963, — 199 с.
  66. М.Р. Разрушение горных пород при бурении скважин. М.: Недра, 1978. — 215 с.
  67. В.Д. Открытые газовые фонтаны и борьба с ними. М.: Гостоптехиздат, 1963. — 210 с.
  68. А.К., Громадина Н. И. и др. Юрские терриген-ные отложения Восточной Туркмении резерв поисков нефти и газа. — М.: Наука, 1977. — 108 с.
  69. А.Х., Караев А. К., Ширинзаде С. А. Гидравлика в бурении и цементировании нефтяных и газовых скважин. М.: Недра, 1977. — 230 с.
  70. А.Х., Мишкевич В. И. и др. Повышение качества цементирования нефтяных и газовых скважин. М.: Недра, 1975. — 232 с.
  71. Н.В., Пальчиков В. В. Пути повышения герметичности затрубного пространства при креплении глубоких скважин.-М.: ВНИИОЭНГ, 1977. 29 с.
  72. А.Ф., Куксов А. К. и др. Предупреждение и ликвидация газонефтепроявлений при бурении скважин. М.: Недра, 1978. — 274 с.
  73. И.И. Отчет о поисково-разведочных работах, проведенных в 1968—1969 гг.. на Болыпебалханском месторождении аргиллитов (Небит-Дагского района ТССР) с подсчетом запасовпо состоянию на 01.07.69 г., г. Безмеин, 1969. 364 с.
  74. A.B., Какаджанов Г. Новые облегченные термо- и коррозионностойкие тампонажные смеси. Вопросы развития нефтегазодобывающей промышленности Туркменистана. Ашхабад, 1974. — с. 58−61.
  75. Повышение качества цементирования скважин. Материалы Всесоюзного технического совещания. М.: ГТПИ, 1956. — 95 с.
  76. Е.Е., Ребиндер П. А. Современные физико-химические представления о процессах твердения минеральных вяжущих веществ. сер. «Строительные материалы», I960, № I.
  77. В.А. Вскрытие пластов и повышение продуктивности скважин. 2 м.: Недра, 1978. 256 с.
  78. Н.В., Дунин-Барновский Н.С. Курс теории вероятностей и математической статистики.-М.: Наука, 1969. 512 с.
  79. В.Я., Пилип Я. А. Высоконапорные фонтаны рапы из толщи солей Восточной Туркмении. сер. «Разведка и охрана недр», 1968, № 3, с. 54−57.
  80. В.Я., Эйвазов A.M., Пилип Я. А. и др. Геотермическая характеристика и ее связь с распространением толщи солей в Восточной Туркмении. Известия АН ТССР, сер. Теолог", 1969, № 3, с. I2I-I25.
  81. Л.Г., Шабердыев С. Некоторые черты геотермии мезозойских отложений Туркмении. сер. «Нефтегазовая геология и геофизика», 1970, № 2, с. 24−28.
  82. Труды Украинской научно-технической конференции по термо- и солеустойчивым промывочным жидкостям и тампонажным растворам. Киев: Наукова думка, 1970, ч. 2. — 168 с.
  83. Л.Н. Технология и организация крепления скважин. М.: Недра, 1975. — 343 с.
  84. Н. Разработка рекомендации по цементированию обсадных колонн в условиях забойных температури давлений (60−70 МПа) при наличии в разрезе мощных соленосных отложений Восточной Туркмении. Отчет по теме БГ-3−77.-Ашхабад, 1977.
  85. А. Коллекторы нефти и газа Восточной Туркмении. Труды ТФ ВНИИ, т. 12, 1970. — 160 с.
  86. Coffer H.F., Clark R.C., Reynolds G.G., A. Ten-Pound. Cement Slurry for Oil Wells T. p.3801, Transactions A YME, vol.201, Petroleum Development and. Technology, 1954, p.p. 146−148.
  87. Carman P.C. Flow of Gases through Porous Media. New York, 1956, p.182.
  88. Isch-Shalom M., Greenberg S. A. Chemistry of Cement. Proceed, of the Intern. Sympos. Washington, 1960. V.S. Department of Commerce, 1962, p.131−133.
  89. Taylor H.F.W. The Crystal Structure of Kilchoanite Cag (SiO^) (Si^O-jq), «With Some Comments on Related Phases.» «Min.Mag.», 1971, N38, p.26−31.
  90. Powers T. Einige physikalische Gesichtspunkte zur Hydratation von Portlandzement. -«Zement Kalk — Gips», 1961, Bd, *4, N3, p.00.
  91. Ono Y. and others. Chemical Analysis of Calcium Silicate Hydrates Occuring in Hydrated Cement and Electron Microscopic Observation of the Texture. «Symposium of Science and Research in Silicate Chemistry». BRNO, 1972, p.12−16.
  92. Ciach T.D. Microstructure of Calcium Silicate Hydrates. -«Cement and Concrete Research», 1971, N1, p.13−25.
  93. Harrington E.C. Industrial Anality Control, 1965, 21, N10, p.19−24.
Заполнить форму текущей работой

Заказал и сдал!