Помощь в написании студенческих работ
Антистрессовый сервис

Борьба с межколонными давлениями в нефтяных скважинах

Диссертация: Борьба с межколонными давлениями в нефтяных скважинах
ДиссертацияПомощь в написанииУзнать стоимостьмоей работы

Экономика Вьетнама, также как экономика всего мира тесно связана с развитием нефтегазовой отрасли. Добыча нефти в основном проводится на месторождении Белый Тигр. В общем эксплуатационном фонде месторождения добывающие скважины составляют 72%. Месторождение Белый Тигр является уникальным, характеризуется наличием больших запасов нефти в отложениях олигоцена и кристаллического фундамента… Читать ещё >

Борьба с межколонными давлениями в нефтяных скважинах (реферат, курсовая, диплом, контрольная)

Содержание

  • ГЛАВА 1. АНАЛИЗ СОСТОЯНИЯ ИЗУЧЕННОСТИ ВОПРОСА
    • 1. 1. Геологические особенности месторождения «Белый Тигр» во Вьетнаме (МБТ)
    • 1. 2. Стратиграфическая характеристика месторождения Белый Тигр
      • 1. 2. 1. Осадочный чехол
      • 1. 2. 2. Фундамент
      • 1. 2. 3. Нефтеносность месторождения Белый Тигр
    • 1. 3. Геолого-технические условия крепления и состояния скважин на МБТ
    • 1. 4. Анализ причин возникновения МКД
    • 1. 5. Способы восстановления герметичности заколонного пространства скважины
    • 1. 6. Анализ составов для восстановления герметичности заколонного пространства
  • ВЫВОДЫ по главе 1. Цель работы и задачи исследований
  • ГЛАВА 2. РАЗРАБОТКА ТРЕБОВАНИЙ К СОСТАВАМ ДЛЯ ВОССТАНОВЛЕНИЯ ГЕРМЕТИЧНОСТИ ЗАКОЛОННОГО ПРОСТРАНСТВА СКВАЖИН. МЕТОДЫ ИССЛЕДОВАНИЙ
    • 2. 1. Обоснование параметров герметизирующих составов
    • 2. 2. Наполнители, применяемые при строительстве скважин
    • 2. 3. Размеры каналов перетока
    • 2. 4. Кольматация
    • 2. 5. Основные требования, предъявляемые к гелеобразующим составам
    • 2. 60. боснование выбора сырьевого материала
    • 2. 7. Механизм гелеобразования составов на основе доменного шлака
    • 2. 8. Методы исследования свойств герметизирующих композиций
      • 2. 8. 1. Методика приготовления гелеобразующих составов
      • 2. 8. 2. Методика определения времени гелеобразования
      • 2. 8. 3. Методика определения реологических свойств гелеобразующих составов
      • 2. 8. 4. Методика определения пластической прочности
      • 2. 8. 5. Методика определения термостабильности композиций
      • 2. 8. 6. Методика определения стабильности герметизирующих композиций к действия минерализованных вод
      • 2. 8. 7. Методика определения динамической вязкости и предельного статического напряжения сдвига
      • 2. 8. 8. Разработка экспериментального стенда и методика его подготовки к проведению исследований
  • ВЫВОДЫ по главе 2
  • ГЛАВА 3. ИССЛЕДОВАНИЕ ВЛИЯНИЯ ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИХ ФАКТОРОВ НА СВОЙСТВА ГЕРМЕТИЗИРУЮЩИХ КОМПОЗИЦИЙ
    • 3. 1. Экспериментальные исследования свойств герметизирующих композиций
    • 3. 2. Определение рационального состава гелеобразующей композиции
    • 3. 3. Влияние температуры на скорость гелеобразования
    • 3. 4. Влияние добавки наполнителей на свойства гелеобразующих составов
    • 3. 5. Влияние действия минерализованных вод на гелеобразующиеся составы
    • 3. 6. Исследование герметизирующей способности гелеобразующих композиций
      • 3. 6. 1. Исследования ГОК с искусственными каналами
      • 3. 6. 2. Исследования ГОК с содержанием «Микродура»
      • 3. 6. 3. Исследования ГОК с содержанием асбеста (каналы размерами 1-Змм)
      • 3. 6. 4. Исследования ГОК с содержанием стеклонита (каналы размерами не менее 5мм)
  • ВЫВОДЫ по главе 3
  • ГЛАВА 4. АНАЛИЗ ПРИЧИН НАРУШЕНИЯ ГЕРМЕТИЧНОСТИ КРЕПИ СКВАЖИН И РАЗРАБОТКА ДИАГНОСТИКИ ПО МБТ
    • 4. 1. Анализ причин нарушения герметичности крепи скважин МБТ
      • 4. 1. 1. Подготовка данных
      • 4. 1. 2. Выявление значимых факторов, определяющих возникновение межколонных давлений
        • 4. 1. 2. 1. Анализ зависимости МКД от высоты недоподъема цемента
        • 4. 1. 2. 2. Анализ качества цементирования скважин
        • 4. 1. 2. 3. Анализ зависимости МКД от года ввода скважин на эксплуатацию
        • 4. 1. 2. 4. Анализ зависимости МКД от количеств КРС, ОПЗ, продуктивного пласта
    • 4. 2. Диагностика межколонных давлений на нефтяном месторождении Белый Тигр (Вьетнам)
    • 4. 3. Разработка рекомендаций по предупреждению межколонных давлений
    • 4. 4. Группирование скважин по величине МКД
  • ВЫВОДЫ по главе 4

Экономика Вьетнама, также как экономика всего мира тесно связана с развитием нефтегазовой отрасли. Добыча нефти в основном проводится на месторождении Белый Тигр. В общем эксплуатационном фонде месторождения добывающие скважины составляют 72%. Месторождение Белый Тигр является уникальным, характеризуется наличием больших запасов нефти в отложениях олигоцена и кристаллического фундамента на глубине 3000 -5000м.

Однако и при бурении, и при добыче возникают осложнения, влияющие на темп разработки месторождения и нарушающие экологическое равновесие. Последнее десятилетие одной из актуальных задач в нефтегазовой промышленности является качественная и надежная ликвидация скважин, выполнивших свое целевое назначение. Проблема межпластовых перетоков (МПП) и межколонных давлений (МКД) широко распространена как во Вьетнаме, так и во всем мире и не всегда зависит от условий конкретного нефтяного или газового месторождения.

Для месторождения Белый Тигр как и для многих нефтяных и газовых месторождений всего мира характерны межколонные давления. Анализ промысловых данных по месторождению Белый Тигр показывает, что число нефтяных скважин, имеющихся МКД, составляет почти 50% всего фонда скважин. По мере увеличения продолжительности эксплуатации месторождения количество таких скважин, как правило, возрастает.

Межколонные проявления в обсаженных скважинах могут быть обусловлены либо нарушением герметичности обсадной колонны или ее устьевого оборудования, либо негерметичностью зацементированного затрубного пространства, при наличие флюидопроводящих каналов в формирующемся там-понажном камне.

Рекомендации по предупреждению межколонные проявлений могут быть подразделены на две группы: а) мероприятия по обеспечению качественного разобщения пластов в кольцевом пространстве скважиныб) меры по обеспечению герметичности всех участков обсадной колонны.

В последние годы одним из наиболее перспективных направлений ликвидации МКД является применение герметизирующих жидкостей. Достоинством герметизирующих жидкостей является возможность их использования для ликвидации межколонных давлений путем заполнения межтрубного и зацементрированного межколонного пространства скважины.

При этом актуальной задачей является разработка гелеобразующих композиций, обладающих способностью кольматировать флюидопроводя-щие каналы и сохраняющих при этом свои технологические свойства на весь срок их нахождения в месте нарушения герметичности крепи.

Цель работы.

Ликвидация или ограничение межколонных давлений при капитальном ремонте скважин путем использования новых герметизирующих гелеобразующих композиций.

Задачи исследований.

1. Теоретическое обоснование требований к свойствам и составу гелеобразующих композиций.

2. Исследование возможности получения упрочняющегося гелеобра-зующего состава на основе доменного шлака и различных наполнителей.

3. Изучение кинетики гелеобразования разработанных композиций в зависимости от концентрации исходных компонентов, температуры, минерализации пластовых вод.

4. Экспериментальное изучение герметизирующей способности гелеобразующих составов и разработка экспериментального стенда.

5. Исследование причин возникновения МКД и разработка методики их диагностики по месторождению Белый Тигр (Вьетнам).

Методы исследования.

Поставленные задачи решались в лабораторных условиях с использованием стандартных методик, приборов, статистической обработки полученных данных с применением ПЭВМ.

Научная новизна.

1. Установлена возможность использования доменного шлака для получения термостойкой гелеобразующей композиции с высокой агрегативной устойчивостью и оптимальными реологическими свойствами для восстановления герметичности крепи скважин.

2. Установлена возможность герметизации каналов размером от 1,0 до 5,0 мм гелеобразующими герметизирующими композициями, содержащими полидисперсные или волокнистые наполнители для кольматирования каналов.

3. Выявлены закономерности изменения пластической прочности геле-образующих композиций на основе доменного шлака и соляной кислоты от термодинамических условий гелеобразования и компонентного состава ингредиентов.

Практическая ценность.

1. Разработан герметизирующий состав на основе доменного шлака, соляной кислоты и наполнителей, обладающий высокой проникающей способностью и позволяющий эффективно кольматировать нарушения герметичности крепи при ликвидации межколонных давлений.

2. По месторождению Белый Тигр предложены методика диагностики межколонных давлений и классификация скважин, учитывающая соотношение величин МКД и прочность внешней колонны на внутреннее давление.

3. Разработана новая лабораторная работа по исследованию газоизолирующей способности гелеобразующих составов на основе неорганических материалов, внедренная в учебный процесс при обучении студентов, обучающихся по направлению 650 700 — «Нефтегазовое дело», специальность 90 080 «Бурение нефтяных и газовых скважин».

Основные защищаемые положения.

— результаты исследования причин межколонных давлений по месторождению Белый Тигр (Вьетнам);

— результаты исследований по получению гелеобразующих композиций, содержащих наполнители, обладающих необходимыми реологическими свойствами;

— результаты экспериментальных исследований новых рецептур герметизирующих композиций, технологии их приготовления и применения для ликвидации МКД.

Апробация работы.

Результаты диссертационной работы и основные положения докладывались:

— на 55-й, 56-й и 57-й научно-технических конференциях студентов, аспирантов и молодых ученых (г. Уфа, 2004;2006гг.);

— на II межотраслевой научно-практической конференции «Проблемы совершенствования дополнительного профессионального и социогуманитар-ного образования специалистов товливно-энергетического комплекса» (г. Уфа, 2005 г.);

— на международной научно-технической конференции «Повышение качества строительства скважин» (г. Уфа, 2005 г.).

Публикации.

Основные научные положения и результаты диссертационной работы освещены в 8 печатных работах, в том числе 3 статьях и тезисах 5-ти докладов.

Структура и объем работы.

Диссертационная работа состоит из введения, четырех глав, основных выводов, заключения, списка литературы из 127 наименованийизложена на 155 страницах машинописного текста, включая 26 рисунков, 30 таблиц.

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ.

1. Предложена методика диагностики причин возникновения межколонных давлений по месторождению Белый тигр, учитывающая вид флюида, выходящего из межколонного пространства, темп роста давления и его падения при стравливании из межколонного пространства, соотношения затрубного и межколонного давлений и позволяющая определить источники МКД, пути миграции межколонного флюида, оценить размер каналов.

2. Разработаны требования к герметизирующим составам для восстановления герметичности заколонного пространства и обоснован ввод наполнителей в гелеобразующие составы, позволяющих кольматировать и герметизировать каналы размером от 1,0 до 5,0 мм.

3. Разработан и изготовлен экспериментальный стенд для исследования герметизирующих свойств гелеобразующих составов при восстановлении герметичности цементного камня и его контактных зон.

4. Разработан гелеобразующий герметизирующий состав на основе доменного шлака и соляной кислоты с необходимыми свойствами, адаптированными к месторождению Белый Тигр.

5. Экспериментально доказана эффективность применения разработанной упрочняющей гелеобразующей композиции на основе доменного шлака в качестве герметизирующего состава для восстановления герметичности заколонного пространства скважины.

6. По месторождению Белый Тигр предложена классификация скважин, учитывающая соотношение величин МКД и прочность внешней колонны на внутреннее давление, и предложены мероприятия по обеспечению работы скважин.

Показать весь текст

Список литературы

  1. А.Т. Пути повышения эффективности ремонтно-изоляционных работ при строительстве скважин/ А. Т. Аветисов, С. В. Усов, А. Т. Кошелев и др.-М., 1984.- (Сер.БурениеЮбзор.информ./ ВНИИОЭНГ- Вып. 21 (83).-
  2. Ф.А. Надпакерная жидкость для ликвидации межколонных давлений в скважинах подземных хранилищ газа/Ф.А.Агзамов, А. Г. Латыпов, А.С.Аль-Самави, И.А.Саид// Изв. вузов. Нефть и газ.-2001.- № 6.-С. 18−22.
  3. Ф.А. О некоторых проблемах строительства скважин на нефтяном месторождении Белый Тигр (Вьетнам)/ Ф. А. Агзамов, Т.З. Фан// Материалы 55-й научно-технической конференции студентов, аспирантов и молодых ученых.- Уфа, 2004, — С. 24.
  4. Ф.А. Состав для восстановления герметичности заколонного пространства скважин/ Ф. А. Агзамов, И. А. Саид, А.С.Аль-Самави, Н.С. Сабдыков// НТЖ «Интервал». — Самара. Изд-во ООО «Саар-Волга"-2002, № 4(39).-С. 6−8-
  5. Р. Химия кременезема— М.: Мир, 1982.- 810с.
  6. Т.О., Матюшин П. Н., Аглиуллин А. Х. К расчету режимов струйной кольматации стенок скважины. Экспресс-информация. Сер Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море //ВНИИОЭНГ, 1982.-Вып. 12.
  7. Р.Х. Технология применения вязкоупругих осадкообразующих химреагентов/ Р. Х. Алмаев, В.В.Девятов// Нефтепромысловое дело 1994.- № 5 -С .7−10.-
  8. А.Д. и др. Капитальный ремонт скважин. -М.Недра, 1975, с. 193−198.
  9. Анализ качества цементирования эксплуатационных скважин по обсадным колоннам, 244,5 мм 177,8 мм с анализом причин межколонных давлений на АГКМ / Отчет о НИР/ АстраханьНИПИгаз Астрахань, 1988.- 127 с.
  10. Анализ причин межколонных давлений на скважинах Астраханского ГКМ и рекомендации по предупреждению их возникновения / Отчет о НИР/ Ставрополь, 1988.-21 с.
  11. А.А. Капитальный ремонт скважин на Уренгойском месторождении: Проблемы и решения.- Уфа: УГНТУ, 2000.- 219с.-
  12. А. А. Повышение эффективности и экологический безопасности эксплуатации и капитального ремонта газовых скважин. Дисс. д-ра техн. наук.- Уфа, 2001.- 327с .
  13. И.М. Применение композиционных систем в технологических операциях эксплуатации скважин/ И. М. Ахметов,
  14. Н.М.Шерстнев М.: Недра, 1989.- 254с.
  15. Ю.М., Макаренко П. П., Мавромати В. Д. Ремонт газовых скважин. — М: Недра, 1998.
  16. Ю.М. Теория и практика предупреждения осложнений и ремонта скважин при их строительстве и эксплуатации/ Ю. М. Басарыгин, В. Ф. Будников, А. И. Булатов.-М.: Недра, 2000- 2002.- Том № 1, 2, 3-
  17. В.А. Гидродинамическая обстановка в скважинах при проведении в них ремонтно-изоляционных работ/ В. А. Блажевич, В.А.Стрижнев// Тр. БашНИПИнефти.- Уфа, 1979.- Вып. 56.-С. 265.-
  18. В.А. Исследования перетока закачиваемой воды в непродуктивные пласты/ В. А. Блажевич, В. Г. Уметбаев, В.А.Стрижнев// Тр. БашНИПИнефти, — Уфа, 1977.- Вып. 50.- С. 105−110-
  19. В.А. Ремонтно изоляционные работы при эксплуатации нефтяных месторождений/ В. А. Блажевич, В. Г. Уметбаев, В. А. Стрижнев, — М.: Недра, 1981.-232с.
  20. В.Ф. Диагностика и капитальный ремонт обсадных колонн в нефтяных и газовых скважинах / В. Ф. Будников, П. П. Макренко, В. А. Юрьев.- М.: Недра, 1997.-226 с.
  21. В.Ф. Перспективы развития вязкоупругих составов// Тр. ВНИИКРнефти.- М., 1995.-С. 55−61.
  22. А.И., Рябченко В. И., Сибирко И. А., Сидоров Н. А. Газопроявления в скважинах и борьба сними. М.: Недра, 1969. — С. 63−144.
  23. А.И. Доменные шлаки тампонажные вяжущие для крепления глубоких скважин/ А. И. Булатов, Д. Ф. Новохатский.- Киев: Наукова думка, 1981.-187с.
  24. А.И., Куксов А. К., Обозин О. Н., Новохатский Д. Ф., Головенко Н. Г. О необходимости учета седиментационной устойчивости тампонажных цементов. НТС, сер. «Бурение», № 2. -1971.
  25. А.И., Обозин О. Н. К вопросу о седиментационной устойчивости тампонажных растворов. «Крепление скважин, буровыерастворы и предупреждение осложнений». Тр. КФ ВНИИнефть, вып. 6. 23, 1970.-с. 256−267.
  26. А.И. О природе межтрубных газо-, водо- и нефтепроявлений//Газовая промышленность. № 12. — С. 24 — 27.
  27. А.И. Предупреждение и ликвидация газонефтепроявлений при бурении скважин / А. И. Булатов, А. Ф. Озеренко, А. Н. Куксов, И. А. Сибирко и др. М.: Недра, 1979
  28. Булатов А. И. Формирование и работа цементного камня в скважине. -М.: Недра, 1990, с. 131−149.
  29. А. Т. Пути совершенствования метода изоляции водопритоков с применением кремнийорганических соединений и гидрогелей// Состояние и пути совершенствования водоизоляционных работ на месторождениях Западной Сибири.- М.: ВНИИОЭНГ, 1992.-С. 34−42.-
  30. В.М., Гончаров А. Е., Максименко Н. Н. Предупреждение и ликвидация осложнений и аварий при бурении разведочных скважин.-М:Недра, 1991.
  31. В.А. Влияние полимерных добавок на изолирующую способность тампонажных растворов/ В. А. Волошин, А. В. Черненко, Ю. Д. Комнатный, С.С. Гусев// Нефтяное хозяйство.- 1983.- № 9. -С. 36−39.
  32. Выбор тампонирующих смесей в зависимости от величины раскрытия поглощающих каналов, определяемой по результатам механического каратажа /Г.Ф.горшков, Л. П. Поляков, Б. М. Курочкин и др. -НТС «Бурение», 1974, № 1, с. 16−20.
  33. В.И., Овчинников В. П., Кузнецов Ю. С. Повышениекачества вскрытия и разобщения газовых пластов месторождений севера Тюменской области. М.: ИРЦ Газпрома, — 1993. — 43 с.
  34. А.Ш. Повышение эффективности разработки нефтяных месторождений на основе ограничения движения вод в пластах/ А. Ш. Газизов, А. А. Газизов.- М.: Недра, 1999.- 285с.-
  35. А.А., Цыбин А. А. Крепление скважин и разобщение пластов. Л.: Техническая книга, 1980. — 367 с.
  36. P.P. Гелеобразующие составы на основе побочных продуктов катализаторных производств для снижения обводненности добываемой продукции/ Р. Р .Ганиев, Р. С. Мухметзянова, Л.Е.Ленченкова// Тр. БашНИПИнефть.- Уфа, 1996.-С. 26.-
  37. Ш. С. Гелеобразующие технологии на основе алюмохлорида/ Ш. С. Гарифуллин, И. М. Галлямов, И. Г. Плотников, А.В.Шувалов// Нефтяное хозяйство.- 1996, — № 2.-С. 32−35.-
  38. Н.Г. Эффективность вскрытия пласта перфорацией в зависимости от типа бурового раствора // Нефтяное хозяйство. 1983. -11.-С. 23−25.
  39. B.C. Справочное руководство по тампонажным материалам/ B.C.Данюшевский, Р. М. Алиев, И. Ф. Толстых.- М.: Недра, 1987.-372с.
  40. В.В. Применение водоизолирующих химреагентов на обводненных месторождениях Шаимского района/ В. В. Девятов, Р. Х. Алмаев, П. И. Пастух и др.- М.: ВНИИОЭНГ, 1995.-100 е.-
  41. Н.И. Совершенствование технологических решений исистем, способствующих проведению качественного ремонта скважин// Нефтяное хозяйство.- 1996.- № 7.-С. 20−21.-
  42. Г. А. Особенности применение фенолоспиртов для изоляционных работ/ Г. А. Еремин, В. И. Крылов, С. В. Усов // Нефтяное хозяйство.- 1979.- № 1.-С. 24−28.-
  43. П.Я., Мавлютов М.Р., Агзамов Ф.А.- М., 1989.- 43с.-(Техника и технология геол.-развед. работ: Обзор.информ./ ВИЭМС- Вып.2.) —
  44. В.Г. Промысловые испытания гелевой технологии на Арланском месторождении/ В. Г. Зюрин, А. М. Хатмуллин, В. С. Асмоловский, JI.E. Ленченкова// Тр. БашНИПИнефть.-Уфа: Башкнигоиздат, 1995.- Вып. 91.-С. 66−74.-
  45. В.Г. Совершенствование техники и технологии применения жидкого стекла в композиции с соляной кислотой для снижения обводненности скважин/ В. Г. Зюрин, Ф. Х. Сайфутдинов, Л. Е. Ленченкова // Тр. БашНИПИнефть.-Уфа, 1995.- Вып. 91.-С. 75−81.-
  46. Л.М. Борьба с поглощениями промывочной жидкости при бурении геологоразведочных скважин. М.: Недра, 1982. -292 с.
  47. Игревский В. И, Мангушев К. И. Предупреждение и ликвидация нефтяных и газовых фонтанов. М: Недра, 1974.
  48. Известково -кремнеземистые тампонажные материалы для крепления скважин в условиях высоких температур и коррозионно-активных сред.
  49. . С. Технологии получения и применения порошкообразных материалов из промышленных отходов для строительства скважин на казахстанской части Прикаспийской впадины: Дисс. д-ра. техн. наук: 05.15.10/КазНИГРИ.- Уфа, 1998.- 299с.
  50. .С., Агзамов Ф. А., Акбулатов Т. О., Сакаев P.M. Повреждение продуктивных пластов в процессе проводки скважины. Методы предупреждения и устранения. Изд-во УГНТУ, Уфа. -2004.).
  51. Ф.Я. Составы для изоляции пластовых вод/ Ф. Я. Каназафаров, А. С. Васильев, С.Г.Канзафаров// Нефтяное хозяйство.1991,-№ 2. -С. 20−22.-
  52. В.К. О природе межтрубных газо-, водо-, и нефтепроявлений //Газовая промышленность. 1966. — № 7. — С. 17−19.
  53. Н.Х. Герметизация заколонного пространства скважин/ Н. Х. Каримов, В. М. Петерс, Н.В.Губкин// Нефтяное хозяйство, — 1980.- № 2 С. 51−52.
  54. Н.Х. Применение многокомпонентных смесей, приготовленных с помощью дезинтегратора, при строительстве скважин/ Н. Х. Каримов, Б. Н. Хахаев, И. А. Серенко и др.- М.: ВНИИОЭНГ, 1989.- (Сер. Бурение: Обзор, информ.- Вып.З.).-
  55. . И. Возможность исследований в период ликвидации заколонных перетоков/ Б. И. Кирпиченко, А.А.Сержантов// Нефтяное хозяйство.-1983.- № 5.-С. 24−26.
  56. А.И. Прочностные свойства тампонажных материалов для восстановления герметичности резьбовых соединений обсадных колонн/ Киселев А. И., Рябоконь С.А.// Строительство скважин на суше и на море.-№ 9, 1989.-С. 5−8.-
  57. И.И. Водоизоляционные работы при разведке нефтяных месторождений западной Сибири/ И. И. Клещенко, А. К. Ягафаров, А. У. Шарипов, А. П. Телков.- М.: ВНИИОЭНГ, 1994.- 59 с-
  58. И.И. Изоляционные работы при заканчивании и эксплуатации нефтяных скважин/ И. И. Клещенко, А. В. Григорьев, А. П. Телков.-М.: Недра, 1998.- 269с.-
  59. А.И. Изучение возможности ограничения притока газа по высокопроницаемым пропласткам в добывающие скважины месторождения Гойт-Корт/ А. И. Комиссаров, В.С.Хаджиев// Тр. СевКавНИПИнефть- 1988.- Вып.48.-С. 5.
  60. Краткий справочник физико-химических величин. Под редакцией К. П. Мищенко и А. А. Равеля. -Изд-во «Химия», Ленинградское отделение, 1967.
  61. В.И. Изоляция поглощающих пластов в глубоких скважинах. -М: Недра, 1980.
  62. В.А. Кинематика гелеобразования в системе соль алюминия- карбамид- вода/ В. А. Кувшинов, Л. К. Алтунина, Л. А. Стасьев //Физико-химические свойства растворов и дисперсий.- Новосибирск, 1992,-С. 18−24.-
  63. .Б., Яковлев AM. Бурение скважин в осложненных условиях: Учеб. пособие для вузов. М: Недра, 1987.
  64. .М. Изоляционные работы в обсаженных скважинах с использованием составов с каучуковой крошкой/ Б. М. Курочкин, С. Н. Хананов, Р. З. Саитгареев, С.А.Кашапов// Нефтяное хозяйство.- 1997.1.с. 18−20.-
  65. В.Д. Изучение влияния перфорации на колонну и цементное кольцо//Бурение: Науч.техн.сб./ВНИИОЭНГ.- 1970.-№ 10.-С. 12.
  66. Е.И. Определение момента гелеобразования полимерных композиций//Нефтяное хозяйство.- 1995.-№ 9.-С. 19.
  67. Л.Е. Повышение нефтеотдачи пластов физико-химическими методами-М.: Недра, 1998.- 394с.
  68. Л.Е. Экспериментальные обоснования новых технологий ограничения водопритока с использованием гелевых составов на основе побочных продуктов нефтехимических производств/ Л. Е. Ленченкова,
  69. B.Н.Хлебников, Г. Г.Ганиев// Актуальные проблемы состояния и развития нефтегазового комплекса России: Тез.докл.2-ой научн.-техн.конф.-М.: 1997.1. C. 43.-
  70. Е.Г. Гидроаэромеханика в бурении/ Е. Г. Леонов, В. И. Исаев.-М.: Недра, 1987.- 303с.
  71. В.К. Затрубные вопросы после цементирования обсадных колонн // Азербайджанское нефтяное хозяйство. 1954. — № 8. — С. 28−30.
  72. Е.В. Разработка и внедрение осадкогелеобразующих технологий /Е.В.Лозин, О.Г.Гафуров// Нефтяное хозяйство.- 1996.-№ 2.-С.
  73. А.Б. Физическая и коллоидная химия. М., «Химия», 1980.-223с.
  74. М.Р. Методы исправления неудачных цементирований при бурении скважин/М.Р. Мавлютов, М. Я. Беркович.-М.: Недра, 1965.- 108с.-
  75. М.Р., Полканова А. А., Нигматуллина А. Г. и др. Физико-химическая кольматация истинными растворами в бурении. Техника, технология и организация геологоразведочных работ. Обзорная информация. М.: ВИЭМС, 1990).
  76. А.С. Применение ассоциативного анализа для оценки сравнительной эффективности тампонажных систем при ремонтно-изоляционных работах/ А. С. Макарян, А. Т. Кошелев, С.В.Усов// Матер. Ш Всесоюз. науч. конф. (2−4 декабря 1980).- Баку, 1981.-С. 50−51.
  77. В. Д. Основные требования по обеспечению высококачественного цементирования скважин газовых и газоконденсатных месторождений. М.: Недра, 1964. — 64 с.
  78. В.Д. Открытые газовые фонтаны и борьба с ними. М.: Гостоптехиздат, 1963.212 с.
  79. А.В. Методы селективной изоляции водопритоков в нефтяных скважинах и перспективы их применения на месторождениях Западной Сибири./ Маляоенко А. В., Земцов Ю.В.// Нефтепромысловое дело: Обзор. Информ. ВНИИОЭНГ- М, 1987.- вып.1 (130) -34с.
  80. У.Д., Халфин В. Е. Затрубные проявления газа // Нефтяное хозяйство. 1963. № 1. — С. 22−24.
  81. И.И. Повышение эффективности водоизолирующих реагентов на основе кремнийорганических соединений/ И. И. Маслов,
  82. Ю.Н.Янковский// Азерб. нефт. хоз-во.- 1983.- № 9.-С. 22−25.-
  83. Д.В. О некоторых причинах межколонных давлений на месторождении Амангельды/ Д. В. Морозов, А. Р. Турумтаев, Т.З. Фан// Материалы 55-й научно-технической конференции студентов, аспирантов и молодых ученых.- Уфа, 2004.- С.32−33.
  84. Р.Х. Ремонтно-изоляционные работы при добыче нефти/ Р. Х. Муслимов, В. А. Шумилов -Казань.: Таткнигоиздат, 1975.- 120с.
  85. Р.Н. Разработка гелеобразующего состава/ Р. Н. Мухаметзянов, С. Г. Сафин, Л. Х. Каюмов и др. //Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений.- 1994, — № 7 8.-С. 37−38.
  86. Нефтегазовая научно-техническая конференция, посвящающая 20 лет со дня создания Совместного предприятия Вьетсопетро и добыче до 100 млн тонн нефти, г. Вунг Тау 11.2001г.-156 с.
  87. А.В. Исследование водоизолирующих свойствгелеобразующих композиций на основе цеолитсодержащего компонента/ А. В. Овсюков, Т. Н. Максимова, Блинов С. А. и др.// Нефтепромысловое дело.-1997.- № 2.-С. 5−7.
  88. А.В. Способ ликвидации газопритоков в газонефтяных скважинах// Вопросы вскрытия и разобщения продуктивных пластов на месторождениях Западной Сибири/ Тр. СибНИИНП.- Тюмень.-1983.-С. 4952.
  89. А.В. Гелеобразующие композиции для выравнивания профиля приемистости и селективной изоляции водопритока/ А. В. Парасюк, И. Н. Галанцев, В. Н. Суханов и др.// Нефтяное хозяйство, — 1994.- № 2.- С. 6468.
  90. О.А. Эффективность применения водоизолирующих материалов в нефтяных скважинах- М., 1985.- 38с.- (Нефтепромысловое дело: Обзор.информ./ ВНИИОЭНГ).
  91. В. А. Разобщение пластов в скважинах с помощью пакеров типа ПФМ// Бурении: Реф.науч.-техн.сб./ ВНИИОЭНГ. М., 1974.-Вып.З.-С. 16−19.- РД 39−147 009−532−87.
  92. Предотвращение миграции газа в затрубном пространстве цементируемой скважины/ Д. К. Левайн, Э. У. Томас, Х. П. Безнер, Д. К. Толпе // Нефть, газ и нефтехимия за рубежом, — 1980.- № 10.- С. 8 -17.
  93. Предотвращение каналообразований и заколонных проявлений при цементировании скважин / П. П. Макаренко, Ю. М. Басарыгин, В. Ф. Шипица, А. Я. Петерсон, СП. Бабарыкин // Газовая промышленность. 1995. — № 10. — С. 9−10.
  94. Причины и характер межколонных проявлений на скважинах АГКМ /Отчет о НИР/ АОП ВНТО НГП. Астрахань, 1989. — 156 с.
  95. РД 39−147 009−505−87. Технология изоляции пропластковых, подошвенных и заколонных перетоков в нефтедобывающих скважинах Западной Сибири составом АКОР-Краснодар:ВНИИКРнефть, 1987.- 44с.
  96. РД 39−147 009−532−87. Выбор технологии и тампонажныхматериалов при проведении ремонтно-изоляционных работ. Краснодар: ВНИИКР- нефть, 1987.-89с.
  97. РД 39 7/ 1 — 0001 — 89 — Инструкция по расчету обсадных колонн для нефтяных и газовых скважин.
  98. Ш. М. Регулирование технических свойств тампонажных растворов. Ташкент, Фан, 1976. 165 с.
  99. Я.А. Справочник по буровым раствора. М., Недра, 1979. -215с.
  100. Сеид-Рза М. К. Технология бурения глубоких скважин в осложненных условиях. Баку: Азернефть, 1963. — 337 с.
  101. И. А. Материалы, используемые при вторичном цементировании скважин/ И. А. Серенко, А. И. Булатов, Н. Х. Каримов и др-М., 1981.-82с.-(Бурение: Обзор.информ./ ВНИИОЭНГ- Вып.9).-
  102. И. А. Повторное цементирование при строительстве и эксплуатации скважин. -М.: Недра, 1988.- 263с.-
  103. JI.A. Ограничение притока вод составами АКОР/ Л. А. Скородиевская, Д. В. Хосоров, А. М. Строганов и др.// Нефтепромысловое дело.- 1992.-№ 6. -С. 32−34.
  104. О.Б. Применение композиций углеводородов и ПАВ для ограничения водопритока добывающих скважин/ О. Б. Собанова, Г. Б. Фридман, Ю. Н. Арефьев и др.// Нефтепромысловое дело.- 1996.- № З.-С. 4.-
  105. В.И. О фильтрации вязко-пластичных жидкостей в пористой среде// Изв. АН АзССР.- 1960.- № 5.-С. 123−125.
  106. Г. И. Методы снижения притока воды в нефтяные скважины. Зарубежный опыт/ Нефтепромысловое дело: Экспресс-информ. ВНИИОЭНГ- М, 1992.- Вып. 9.-С. 18−23.
  107. В.Г. Капитальный ремонт как средств экологического оздоровления фонда скважин/ В. Г. Уметбаев, В.Ф.Мерзлякова- БашНИПИнефть.- Уфа, 1995.-252с.,
  108. В.Г., Мерзляков В. Ф., Волочков Н. С. Капитальный ремонт скважин. Изоляционные работы Уфа: РИЦ АНК «Башнефть 2000».-424с.
  109. С.В. Изоляция каналов перетока с низкой пропускной способностью для восстановления герметичности крепи скважин/ С. В. Усов, А. В. Павельчак, И. А. Серенко, А.Т.Кошелев// Бурение: Реф.науч.-техн.сб./ ВНИИОЭНГ,-М., 1981.-Вып.4.-С. 19−23.
  110. Учебно-методическое пособие. УГНТУ. -2003.
  111. Д.Н. Диагностика межколонных газопроявлений на Уренгойском НГКМ/ Наука и технология углеводородных дисперсных систем: тез.докл. материалы второго международного симпозиума.-Уфа: Реактив, 2000.-С. 118−119.:
  112. Н.Ш. Осадкогелеобразующие технологии увеличения нефтеотдачи пластов и снижения обводненности продукции/ Н. Ш. Хайрединов, В. Е. Андреев, Ю. А. Котенев.- Уфа, 2000.- 149с.
  113. А.В., Куксов А. К. Влияние фильтрационных разрушений напроницаемость тампонажного камня. Нефт. хоз-во. № 10. 1972.
  114. Чан Суан Дао. Синергетические принципы совершенствования и повышения эффективности технологического комплекса бурения скважин на шельфе Юга Вьетнама./Автореферат, г. Баку 2000 г. -50с.
  115. Чан Т. Т. Повышение эффективности изоляционных работ путем использования гелеобразующего состава/ Т. Т. Чан, Т.З. Фан// Материалы 56-й научно-технической конференции студентов, аспирантов и молодых ученых.- Уфа, 2005.- С. 204.
  116. Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования
  117. Regression Analysis Multiplicative model: Y = a*XAb
  118. Dependent variable: Pmk6x9 Independent variable: C6
  119. Parameter Standard Estimate Error T Statistic P-Value1.tercept Slope 2,70 835' 0,261 932 -0,190 791 0,478 799 10,3399 -3,98 479 0,0019 0,2 831. NOTE: intercept = In (a) 1. Analysis of Variance
  120. Source Sum of Squares Df Mean Square F-Ratio P-Value
  121. Model Residual 0,602 419 1 0,113 818 3 0,602 419 0,379 392 15,88 0,2 831. Total (Corr.) 0,716 236 4
  122. Correlation Coefficient = -0,917 109 R-squared = 84,1089 percent Standard Error of Est. = 0,194 781. The StatAdvisor
  123. The output shows the results of fitting a multiplicative model to describe the relationship between Pmk6x9 and C6. The equation of the fitted model is
  124. Pmk6x9 = 15,0045*С6л-0,190 791
  125. Since the P-value in the ANOVA table is less than 0.05, there is a statistically significant relationship between Pmk6x9 and C6 at the 95% confidence level.
Заполнить форму текущей работой

Сессия? Спокойно!