Помощь в написании студенческих работ
Антистрессовый сервис

Исследование аэрированных суспензий применительно к цементированию скважин в условиях АНПД

Диссертация: Исследование аэрированных суспензий применительно к цементированию скважин в условиях АНПД
ДиссертацияПомощь в написанииУзнать стоимостьмоей работы

Разработанная технологическая схема и обвязка тампонажной техники учитывает особенности цементирования скважин в условиях отрицательных и низких положительных температур. Механическое воздействие на тампонажную суспензию в конце первой стадии структурообразования позволяет исключить применение хлористого кальция, негативно воздействующего на ММП, снизить тепловыделение в затрубном пространстве… Читать ещё >

Исследование аэрированных суспензий применительно к цементированию скважин в условиях АНПД (реферат, курсовая, диплом, контрольная)

Содержание

  • 1. Анализ причин обводненности нефтяных и газовых скважин
    • 1. 1. Геолого-технические и эксплуатационные особенности цементирования скважин в сложных условиях
    • 1. 2. Анализ работ по разобщению пластов в условиях АНПД
  • Цель работы
  • Задачи исследований
  • 2. Исследование процесса вытеснения бурового раствора при цементировании скважин
    • 2. 1. Характеристика вытесняемой и вытесняющей жидкостей
    • 2. 2. Исследования контактных зон вытесняющей и вытесняемой суспензий с буферной жидкостью
    • 2. 3. Аналитическое представление эффективности аэрированной буферной жидкости
    • 2. 4. Расчет необходимого объема буферной жидкости
  • 3. Теоретические и экспериментальные исследования механизма аэрации тампонажных суспензий
    • 3. 1. Оценка давления за счет сил поверхностного натяжения аэрированного раствора
    • 3. 2. Расчет плотности и степени сжимаемости аэрированного тампо-нажного раствора с учетом температуры и давления
    • 3. 3. Экспериментальные исследования состояния газовой фазы в аэрированной суспензии
  • 4. Технологические и технические решения при цементировании скважин
    • 4. 1. Обоснование разработки состава тампонажной суспензии
    • 4. 2. Гомогенизация тампонажных суспензий
    • 4. 3. Разработка технологии цементирования обсадных колонн в условиях ММП
    • 4. 4. Технологические особенности применения аэрированных тампонажных суспензий
  • 5. Реализация технологических и технических разработок при цементировании скважин и оценка экономической эффективности
    • 5. 1. Передача разработок буровым организациям Краснодарского края и Сибири
    • 5. 2. Оценка экономической эффективности

В последние годы при вторичном вскрытии пластов нередко поступает обводненная продукция, а межколонные проявления и межпластовые перетоки стали привычным явлением. Обводненность по месторождениям Ханты-Мансийского автономного округа приблизилась к 90%. Высокая и постоянно увеличивающаяся обводненность отмечена на нефтегазовых месторождениях Краснодарского и Ставропольского краев.

Многочисленные публикации свидетельствуют о прорыве сторонних вод в начальные периоды эксплуатации скважин по причине низкого качества цементирования обсадных колонн.

Проблема замещения бурового раствора тампонажным при цементировании давно привлекала внимание многих исследователей, как в нашей стране, так и за рубежом, и остается актуальной и в настоящее время.

Серьезной причиной низкого качества разобщения продуктивных горил> зонтов является применение чистых портландцементов. Согласно стехиометрии — представления о количественных соотношениях между массами веществ, вступающих в химическую реакцию, основанного на законах Авогад-ро, Гей-Люссака, кратных отношений, сохранения массы, эквивалентов, — в результате реакции гидратации из трехкальциевого силиката выделяется гидрооксид кальция Са (ОН)2 по уравнению:

3Ca0-Si02 + ЗН20 = Са (ОН)2 + Ca0Si02 -2Н20.

Образование этого вещества до 23% в массиве неминуемо влечет за собой снижение механической прочности цементного кольца вплоть до его разрушения. Становится очевидным, что флюиды беспрепятственно могут перетекать между пластами.

Основными видами осложнений при креплении скважины на месторождениях Крайнего Севера являются поглощения тампонажных растворов, недоподъемы их до требуемых высот. Особенно проблематично цементирование скважин с высокой льдистостью многолетнемерзлых пород (ММП), большим набором кривизны и отклонением от вертикали, низкопроницаемыми коллекторами. При паротепловом воздействии, выделении тепла при твердении цемента горные породы растепляются, обваливаются в околоствольной зоне, что приводит к потере устойчивости крепи, проявлениям газа и трудно ликвидируемым авариям в случаях нарушений целостности обсадных колонн.

Решение этих проблем диссертант видит в использовании законов физико-химической механики дисперсных систем, поверхностных явлений, последних достижений в области физико-химии цементов, аналитико-математических исследований.

Анализ многочисленных публикаций отечественных и зарубежных исследователей по аэрированным суспензиям для бурения, цементирования и эксплуатации скважин позволяет отметить их высокую эффективность, надежность и экономичность. В то же время аэрированные суспензии для цементирования скважин мало изучены. До сих пор отсутствуют единые взгляды на механизм эффекта аэрации, нет объяснений значительного расхождения теоретических и экспериментальных кривых зависимости плотности аэрированного цементного раствора от давления. Недостаточно изучено взаимодействие газовых пузырьков с твердой фазой и жидкостью. Эффект ликвидации поглощений приписывается снижению плотности суспензии за счет ввода газовой фазы. Низкая растекаемость, обусловленная тиксотроп-ными свойствами, оценивается отрицательно. Недостаточно исследован флотационный эффект. Существует проблема получения гомогенных систем, устойчивость которых обеспечивала бы высокое качество раствора и камня. Имеются противоречивые сведения и о растворимости газа (воздуха) в суспензии.

Проблеме повышения качества крепи при строительстве скважин посвящены исследования Аветисова А. Г., Ангелопуло O.K., Ашрафьяна М. О., Булатова А. И., Вартумяна Г. Т., Вяхирева В. И., Гайворонского А. А., Гноевых.

А.Н., Грязнова Г. С., Деткова В. П., Дона B.C., Клюсова А. А., Кошелева А. Т., 4.

Крылова В.И., Куксова А. К., Лукьянова В. Т., Новохатского Д. Ф., Овчинникова В. П., Рахимбаева Ш. М., Рябовой Л. И., Рябоконя С. А., Фролова А. А., Шищенко Р. И., и др. Благодаря достижениям многих ученых в этой области имеются значительные успехи.

В развитие теории твердения вяжущих веществ большой вклад внесли ученые Белов Н. В., Будников П. П., Дибров Г. Д., Ли Ф. М., Полак А. Ф., Ре-биндер П.А., Рябченко В. И., Тимашев В. В., и др. Благодаря работам Ребин-дера П.А., Овчаренко Ф. Д., Гранковского И. Г., Вагнер Г. Р., Круглицкого Н. Н., Рябовой Л. И., — появилась возможность получения тампонажных материалов с заданными свойствами и решения технологических задач для условий Крайнего Севера. Значительный вклад в теорию разрушения и вытеснения пластических масс из скважин внесли Мительман Б. И. и Гусман A.M.

В своих исследованиях диссертант использовал фундаментальные труды Coy С., Фортье А., Левича В. Г. в области механики суспензии и физико-химической гидродинамики, Кутателадзе С. С., Стыриковича М. А. — в области гидродинамики газожидкостных систем. Большой вклад в теорию и практику аэрированных суспензий внесли Амиян А. В., Гукасов Н. А., Детков В. П., Куксов А. К., Леонов Е. Г., Макаров Л. В., Межлумов А. О., Плотников В.М.

6. ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ.

1. Эффект аэрации при ликвидации зон поглощения в процессе цементирования скважин обусловлен не пониженной плотностью аэрированных суспензий, а способностью адсорбированных пузырьков газа кольматировать (закупоривать) очаги нарушения целостности горных пород.

Эффект аэрации в период твердения цементного камня заключается в уплотнении его контактов с горными породами и стенками скважины за счет расширения пузырьков газа при снижении давления в процессе гидратации цемента.

Важнейшим условием эффективности применения аэрированных суспензий является устойчивость и однородность системы, которая зависит от образования и сохранения в потоке мельчайших пузырьков газа, раздробленных в присутствии ПАВ при приготовлении смеси.

2. Кольматация пор происходит за счет того, что пузырьки газа, попадая в зону поглощающего пласта с низким давлением и адсорбируясь на поверхности горной породы, расширяются и образуют массивный блок, препятствующий движению жидкости в пласт.

3. Лабораторные и теоретические исследования пористости аэрированного камня подтвердили промысловые наблюдения, что в период гидратации цемента за счет сил поверхностного натяжения на границе жидкости и газового пузырька развивается давление, превышающее гидростатическое, и происходит расширение системы.

4. Расчет плотности аэрированного тампонажного раствора подтвердил, что для теоретического описания поведения газовой фазы в потоке вяз-копластичной жидкости и формирующемся камне необходимо учесть сопротивление каркаса цементного раствора, в котором заключены пузырьки воздуха под давлением.

5. Аэрация тампонажного раствора, придавая суспензии тиксотропные свойства, повышает ее седиментационную устойчивость. Сформированный камень обладает высокой деформативной способностью и способен выдерживать высокие нагрузки, развивающиеся при циклических воздействиях перфорации, гидравлического разрыва пластов и температуры.

6. Анализ процесса замещения бурового раствора тампонажным в за-трубном пространстве скважины показал, что аэрированная эрозионная буферная жидкость является наиболее эффективной среди известных вытесняющей суспензией.

7. Ввод кремнеорганических соединений способен предотвратить деструкцию цементного камня, связанную с накоплением свободной извести в процессе гидратации. Об этом свидетельствует рост поздней прочности це-ментно-песчаных и цементно-цеолитовых камней, а также интенсивность поглощения извести из раствора высокодисперсными окислами кремния.

8. Разработанная технологическая схема и обвязка тампонажной техники учитывает особенности цементирования скважин в условиях отрицательных и низких положительных температур. Механическое воздействие на тампонажную суспензию в конце первой стадии структурообразования позволяет исключить применение хлористого кальция, негативно воздействующего на ММП, снизить тепловыделение в затрубном пространстве при гидратации цемента, улучшить структурно-механические и реологические показатели суспензии и камня.

9. Для получения гомогенной, устойчивой и эффективной аэрированной системы необходимо включать в схему обвязки тампонажной техники гидравлические активаторы. Экспериментальные исследования гидравлической и механической активации свидетельствуют о повышении качественных характеристик активированного раствора и камня.

Показать весь текст

Список литературы

  1. Г. Н. Теория турбулентных струй//М.: Физматгиз, I960, 715 с.
  2. АкуновВИ Струйные мельницы //М.: Готехиздат, 2 изд., 1967.
  3. Архангельский В А. Движение газированных нефтей в системе скважина пласт //М: Изд-во АН СССР, 1958, 92 с.
  4. Ашрафьян М. О Технология разобщения пластов в осложненных условиях //М., Недра, 1989.
  5. А.В., Тимовский В П. Быстротвердеющий низкотемпературный тампо-нажный цемент // Гипотезы, поиск, прогнозы // Сб научных трудов СКО Рос. инженер акад Краснодар-1998.-№ 4.-с 89−92
  6. Басарыгин Ю. М, Булатов А. И, Проселков ЮМ. Заканчивание скважин // М• Недра, 2000
  7. Басарыгин Ю. М, Булатов А. И., Проселков Ю М. Осложнения и аварии при бурении нефтяных и газовых скважин // М.: Недра, 2000.
  8. Богдасаров В Г. Теория, расчет и практика эргазлифта // М.: Гостоптехиздат, 1947, 243 с.
  9. П.П., Рояк С.М, Дмитриев А. М К вопросу о составе вяжущего, твердеющего при высоких температурах и давлениях//ДАН СССР. -1961. -№ 2. -т 137.
  10. А.И. Цементирование глубоких скважин. М.: Недра, 1964.
  11. БуттЮ.М., Тимашев В. В Портландцемент -М.: Стройиздат, 1974.
  12. Буферные жидкости в цементировании скважин / В. П. Детков, В В Затлукал, Н. Г. Коваленко, Л. В. Макаров // Татарское книжное издательство, 1975 -122 с
  13. В.Г. Экспериментальное изучение физико-химических закономерностей формирования кристаллизационных контактов при срастании отдельных кристаллов // Автореф. кандид. дисс. М, 1975.
  14. И.Р., Баишев АБ, Спицын ВЮ. Технологш повышения надежности крепи эксплуатационных колонн //Бурение и нефть 2003. -№ 1
  15. М.С., Гончаренко НМ. Применение аэрированных жидкостей при бурении скважин в поглощающих горизонтах//М.: Недра, 1969, 121 с.
  16. .И., Чучелин Л Д. Влияние воды как разделительной жидкости на замещение в скважине глинистого раствора тампонажным // Известия ВУЗов, сер. «Геология и разведка», 1972, № 11.
  17. Гайворонский, А А Крепление нефтяных и газовых скважин в США. М.: Гос-топтехиздат, 1962
  18. Гайдуков Д Т. Применение буферной жидкости при цементировании скважин II НТС, сер. «Бурение», 1969, № 9, с. 15−21.
  19. МА., Мусинов В. И. Турбинное бурение на аэрированной промывочной жидкости //М.: Недра, 1965 280 с.
  20. МА., Клявин P.M. К вопросу о водоотдаче цементных растворов // Нефтяное хозяйство. -1963 -№ 8.
  21. Гноевых, А Н Повышение надежности технологических процессов и качества заканчивания скважин: Автореф. дисс. на соиск. уч степ доктора технических наук. -М, 2000.
  22. В.И., Лысенко В Д. Газовое заводнение радикальное средство значительного увеличения нефтеотдачи пластов / Нефтепромысловое дело -2003. -№ 7.
  23. И.Г. Образование и структурные превращения цементных минералов//Материалы конференции. -Л.: Гипроцемент, 1971.
  24. Г. С. Цементирование нефтяных и газовых скважин в многолетнемерз-лых породах//Газовая промышленность -1965. -№ 7.
  25. B.C., Алиев В. М., Толстых И. Ф. Справочное руководство по тампонажным материалам. М.: Недра, 1987.
  26. М., Овчинников В, Будько А., Газгиреев Ю. Цементирование скважин на Варьеганском месторождении Бурение и нефть. 2004, май, с 18−20
  27. Детков В П. Аэрированные суспензии для цементирования скважин // М.: Недра, 1991.
  28. Детков В. И Цементирование наклонных скважин. М.: Недра, 1978, 247 с.
  29. Детков В П., Козодеров В. В, Сабирзянов А. К. Гидравлический способ улучшения вяжущих свойств тампонажного цемента // НТС, М.: ВНИИОЭНГ, сер. Бурение, 1974, № 5, с. 14−16.
  30. Детков В П., Макаров JI.B. О применении аэрированных цементных растворов при креплении скважин на нефть и газ. НТС, сер «Нефть и газ Тюмени», вып. 15, 1972, с. 21−26.
  31. В.П., Макаров JI В. Пути упрочнения контакта цементного камня с глинистыми породами, слагающими стенки скважин / РНТС, сер. «Бурение», 1968, вып 12, с 18−22.
  32. Детков В П., Сабирзянов А. К Применение аэрированных тампонажных суспензий для цементирования скважин // Нефтяное хозяйство. 1978. -№ 5.
  33. Э., Джунаиди Г., Аббас Р., Малик БЗ Волокна в цементе образуют сетевую структуру, которая помогает в борьбе с поглощениями World Oil, № 6, 2003.
  34. С.В. Разработка методов проведения ремонтных работ и освоение скважин с использованием пен и газообразных агентов. Дисс. докт техн. наук. Ставрополь, 2002.
  35. Дон ВС., Титков Н. И., Гайворонский, А А. Разобщение пластов в нефтяных и газовых скважинах М: Недра, 1973.
  36. Зайцев Г. С, Толстолыткин И П., Мухарлямова Н. В, Сутормин С. Е. Особенности разработки нефтяных месторождений Ханты-Мансийского автономного округа на современном этапе // Нефтяное хозяйство. 2003. — № 9.- С. 48−51.
  37. Значение температурного фактора в твердении цемента с минеральными добавками / Мчедлов-Петросян О.П., Ольгинский А. Г., УгинчусДА. и др.//Цемент -1969. -Кз 8.
  38. Ильин Г А., Соловьев ЕМ, Воздвиженский В. В Влияние минеральных добавок на реологические свойства цементных растворов// Нефтяное хозяйство -1970. -№ 9.
  39. Инструкция по креплению нефтяных и газовых скважин. РД 39−147 001−7 672 000.
  40. Использование дисперсных газонаполненных полимерных материалов для цементирования скважин. Нефтяное хозяйство, 1971, № 10, с. 31−33. Авт: А. И Бережной, BJ1. Назаренко, EJ1. Рысовский, В. П. Детков.
  41. Исследование и разработка расширяющихся тампонажных растворов для цементирования скважин в криолитозоне: Автореф. дис. на соиск уч степ канд. техн. наук. Газгиреев Ю. О. Тюменский государственный нефтегазовый университет, Тюмень, 2004, с. 22.
  42. Исследование и разработка составов тампонажных растворов с добавкой природных цеолитов. Вагнер Г. Р., Детков В. П., Круглицкий Н. Н., Овчаренко Ф. Д., Прийма Е. И., Тарасевич Ю. И. //Бурение. -1979. № 2.
  43. Исследование процессов коагуляции бурового раствора в скважине. Журавлев Г. И., Горбунов А. Н., Камилов О. Р., Сигаватов JI.A., Земцова ГН. Сб Строительство газовых и газоконденсатных скважин. М&bdquo- Изд-во ВНИИгаз, 1997, с. 9−13.
  44. Катенев Е П. Крепление скважин при высоких температурах и давлениях. М.: Недра, 1966.
  45. Котляков Н. Н, Глинер ЭБ, Смирнов ММ Уравнения в частных производных математической физики//М.: «Высшая школа», 1970.
  46. Кремнеземистые активные добавки для тампонажных цементов / Белей ИИ, Щербич Н. Е., Коновалов Е. А., Ноздря В. И, Саморуков ДВ, Соколович А. В // Бурение и нефть. 2004. — Март. — С. 12−14.
  47. А.К. Повышение качества крепления скважин //Диссерт в виде научного доклада на соискание уч. степени доктора техн наук. Краснодар. — 1995.
  48. Я.М., Хахаев Б. Н., Ангелопуло O.K. Актуальные проблемы создания крепи глубоких и сверхглубоких скважин. ФГУП НПЦ «Недра», г. Ярославль, ГУНГ им ИМ Губкина, Москва НТЖ «Нефтегазовые технологии» стр 6−9.
  49. С.С., Стырикович МА. Гидродинамика газожидкостных систем // М: Госэнергоиздат, 1958
  50. Левич В Г. Физико-химическая гидродинамика//М.: Изд-во АН СССР, 1952.
  51. А.И., Соловьев Е. М. Влияние давления и температуры на водоотдачу цементных растворов Известия ВУЗ, № 3, 1963.
  52. ЕГ., Исаев В.И Гидроаэромеханика в бурении. Учебник для ВУЗов//М: Недра, 1987, 304 с.
  53. Ли Ф. М. Химия цемента и бетона (пер. с англ)//М: Госстойиздат, 1961.
  54. Лысенков ЕА, Паукер JI. B, Смирнов В И., Аносов Э. В Резервы экономии материальных и энергетических затрат при эксплуатации обводняющихся нефтяных залежей //Нефтяное хозяйство. 2003. -№ 9. — С. 55−58.
  55. Т.Ю., Кудрявцева Н.Л, Мелентьева Г. Г. Кинетика образования и свойства кристаллизационных структур, возникающих при твердении цементов в присутствии тонкоизмельченного кварца //ДАН СССР. -1972 № 2.
  56. Макаров Л. В Промывочные жидкости в колонковом бурении//М: Недра, 1965 -180 с.
  57. А. У., Коле Ф. У. Технология бурения нефтяных и газовых сквжин. Перевод с англ. Наука, М., 1963.
  58. Мачинский ЕК, Зобе В Ю&bdquo- Волошко Г. Н. О деформационной способности тампонажных растворов, затвердевших при повышенной температуре // Тр СевКавНИИ. -1967. вып 1.
  59. Межлумов А. О Использование аэрированной жидкости при проводке скважин // М.: Недра, 1976, с. 143.
  60. Мельников В. М, Сакоев P.M. Влияние качества крепления скважин на эффективность гидроразрыва пластов Сб трудов Оренб. нефт. акцион. комп «ОНАКО», № 3, 2001, с. 332−333.
  61. Мильштейн В М Цементирование буровых скважин ОАО НПО «Бурение», ти-погр. «Просвещение Юг».
  62. Мировой рекорд перфорирования Что происходит в нефтяной и газовой промышленности//Нефть мира 2003. -№ 3. — С. 5.
  63. Мительман Б И., Гусман А. М Гидромеханическое и эрозионное бурение // Сер. «Бурение». -М: ВНИИОЭНГ, 1971.
  64. В.Г., Гасумов Р. А., Нерсесов С. В., Климанов, А В. Расширяющийся там-понажный цемент Сборник научных трудов СевКавНИПИгаза, 2002, № 37, с. 203−207.
  65. Р.А., Мавлютов М. Р. Расчет циркуляционной системы при бурении с очисткой забоя скважины аэрированной жидкостью//Нефть и газ, 1965, № 4, с. 10−13
  66. Назаретов М. Б, Мушин А. З. Изоляция обводненных пластов в нефтяных скважинах // Нефтепромысловое дело -1969. -№ 4. С. 5−9.
  67. А.Ю. Растворимость газов в воде (справочное пособие) // М. Недра, 1991, 171с.
  68. С.П. Физико-химическая механика и технология строительной керамики -Киев, НауковаДумка, 1969.
  69. Новохатский Д Ф., Жадан Ю. Г. Повышение качества крепления боковых стволов//Сб. науч. трудов ОАО «НПО «Бурение" — Краснодар, 2003. — Вып 10 — с. 53−57.
  70. Д.Ф., Паринов П. Ф. Исследование динамической прочности тампонажного камня // Формирование и работа тампонаэ/сного камня в скважине. Тезисы докл. ксовещ (14−18мая 1984 г.) Краснодар, 1984, с. 37−38.
  71. Орешкин Д В., Белоусов Г. А. Коррозия стеклянных микросфер в цементном камне / Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. ~ 2002. № 12.
  72. Орешкин Д. В, Янкевич В. Ф., Первушин Г. Н. Проблемы крепления стенок при строительстве нефтяных и газовых скважин // Стр-во нефт. и газ. скв. на суше и на море. -2002. № 7-С. 43−46.
  73. Особенности освоения запасов нефти каменноугольной залежи Возейского месторождения / Муляк В. В., Чертенков MB, Зазирный Д. В, Ладин П. А. и др. // Нефтяное хозяйство. 2003. — № 9.- С. 60.
  74. А. А., Сербии В П. Армирование цементного камня минеральным волокном.- Киев: КИСИ, 1970.
  75. А. В. Методика расчета оттаивания многолетнемерзлых пород на буровой площадке с учетом термического сопротивления отсыпки // Стр-во нефт. и газ скв. на суше и на море. 2002. -№ 1.- С. 7−11.
  76. В.Н., Ишкаев Р.К, Лукманов P.P. Технология заканчивания нефтяных и газовых скважин // Уфа, «ТАУ», 1999, 408 с.
  77. Пористость аэрированного цементного камня / Тезисы докладов VI Всесоюзной конференции по поверхностно-активным веществам и сырью для их производства // г. Волгодонск, 1984. Детков В. П., Вахрушев Л. П., Линчевский Ф. В, Маташкин В.И.
  78. Применение вспененных растворов низкой плотности. Монтман Р., Саттон Д, Хармс У., Моди Б Нефть, газ и нефтехимия за рубежом, 1984, № 8, с. 9−19.
  79. Применение для крепления скважин аэрированных тампонажных растворов с добавлением ПАВ и стабилизаторов / В А. Амиян, С. С. Джангиров, В И. Крылов, НА Сидоров // Обзорная информация Сер Бурение -1978 — ВНИИОЭНГ.
  80. Проблема обеспечения промышленной и экологической безопасности при строительстве и эксплуатации нефтегазовых скважин. Г. Калмыков, А. Росляков, П. Суслов, В. Раевский. Бурение и нефть, сент, 2004.
  81. Расширяющийся тампонажный материал. Пат 216 026 Россия МПК7 Е21 B33/138 ОАО Удмуртнефть Богомольский Е. И, Каменщикова Ф. А., Борисов А. И, Малюгин В. М., Черных Н. Л., Соколов В С. № 2 000 123 406/03, заяв 11.09.200- опубл. 27.06.2001.
  82. П.А. Физико-химическая механика М.: Знание, 1958.
  83. П.А., Поспелова К А. Вступительная статья к книге В. Клейтона «Эмульсии». М.-Л., ИЛ, 1950, с 1−3.
  84. Рид Р., Праусниц Дж., Шервуд Т. Свойства газов и жидкостей Изд 3 Л.: Химия. 1982. 952 с.
  85. С.А. Основные направления буровых работ в Восточной Сибири // Нефт. хоз-во № 6 — 2005, с. 66−71.
  86. С.А., Бартов А.В, Нижник А. Е. Технические средства и технология, обеспечивающие сохранение коллекторских свойств продуктивных пластов при цементировании скважин// Сб. науч. трудов ОАО «НПО «Бурение» Краснодар, — 2001. -Вып 6. — с. 56−66.
  87. Саталкин А. В, Солнцева В А, Попова О. С. Цементно-полимерные бетоны -J1.: Стройиздат, 1971.
  88. Седов JI. K Механика сплошной среды т. П/-М.: «Наука», 1970
  89. Н.И. Выносные свойства пены. // В кн.: Вопросы промывки и крепления скважин и охрана окружающей среды. Л., ВИТР, 1988, с. 34−40.
  90. Слюсарев Н. И, Козловский А. Е, Лоскутов Ю. Н Технология и техника бурения геологоразведочных скважин с промывкой пеной//СПб: Недра, 1996,179 с.
  91. Coy С. Гидродинамика многофазных систем// М.: «Мир», 1971.
  92. Технология цементирования скважин аэрированными суспензиями РД 39−21 232−84. Краснодар, ВНИШРнефть, 1985. Авт: В П. Детков, В И. Петреску, В Л. Богданов, В. М. Шенбергер и др.
  93. Н.И., Назаров И. В. Применение обсадных труб со смоло-песчаным покрытием// Нефтяное хозяйство. -1969. -№ 1.-С. 61−63.
  94. Урьев Н. Б, Михайлов Н. В. Коллоидный цементный клей и его применение в строительстве. М.: Госстройиздат, 1967.
  95. Физико-химическая механика почв, грунтов и строительных материалов // Сб. тр. Всесоюзной конфер. Ташкент. ФАН, 1966.
  96. Физико-химические основы гидратационного твердения вяжущих веществ. Доклад на Шестом Международном конгрессе по химии цементов М.: ВНИИЭСМ, 1974. Авт. Ребиндер П. А., Сегалова Е Е., Амелина Е, А и др.
  97. А. Механика суспензий//М.: Мир, 1971, 167 с.
  98. А.А. Совершенствование технических средств и технологий для цементирования газовых скважин Крайнего Севера Тюмень: Изд-во ТюмГНГУ, 2000.
  99. Цементирование скважин тампонажными растворами с высокими изолирующими свойствами. М. О. Ашрафьян, Ю. В. Гринько, А. Е. Нижник, ЮГ. Жадан // Нефтяное хозяйство. 2002. -№ 3.
  100. П.Ф., Горонович С. Н., Хайрулин С. Р., Цыцымушкин А. П. Тампо-нажный пеноцементный состав: Пат 2 186 308 Россш МПК7 Е 221 В 33/138 ООО «Вол-го-Урал. н -и. и прокт. ин-т нефти и газа», № 2000, 109 409/03 заявл. 14.04.2000, опубл. 27.11.2001.
  101. Что происходит в нефтяной промышленности World Oil, № 3, 2003, с. 5.
  102. А.У., Хафизова Э.Н Обожженная глина как компонент тампонажных растворов// Стр-во нефт и газ. скв на суше и на море 2001. -№ 8.-С. 22−24
  103. И. И, Твердохлебов В П., Фомова НА. Повышение эффективности процесса разрушения нефтяных и водомасляных эмульсий // Нефтепереработка и нефтехимия -2001.-No 8.
  104. Н.М. Исследование адгезии цементного камня с поверхностью обсадных колонн//Краснодар, Просвещение, 1998, 214 с.
  105. Щавелев H. J1., Лушпеева О. А., Лосева Н. Т., Рябцев А. Г, Денисов В С. Облегченный тампонажный состав. Пат. 2 204 691, Россия, МПК7 Е21 B33/138 № 20 021 5 076/03- заявл. 21.02.2001, опубл. 20.05.2003.
  106. Экспериментальные и промышленные испытания по созданию прочного контакта в системе цементное кольцо обсадная труба — РНТС, сер. Бурение, вып 7, 1972, с 15−19. Авт. В. П. Детков, НТ. Печенкин, XЖ Узбекгалиев, Л. В Макаров
  107. David R. Davies, Jan J. Martog, James SCobbett «Foamed cement a cement with many applications «. Presented at the Middle — East Oil Technical Conference of the Society of Petroleum Engineers held in Manama, Bahrain, March 9−12, 1981.
  108. Faul R» Reddy В., Griffith. Next generation cementing systems to control shallow water flow. OTCpaper 11 977, presented at the Offshore Technology Conference, Houston, May, 14, 2000.
  109. Fleckenstein, W. W., A W Eustes III and M. G. Miller, «Burst-induced stresses in cemented wellbores», SPE Drilling and Completion, June 2001.
  110. Handbook of Chemistry and Physics/ Ed 33. Ed In cheaf Ch D. Hodgman / Chemical Rubber Publishing Co /Cleveland. Ohio. USA, 1952, 2894p.
  111. Ocnbing P.R., Sifferman T.R. Flare design. are cirrent methods too conservative -«Hydrocarbon Processing», 1985, n. 5, p 124−129.
  112. Onan L High temperature, fluid induced casing collapse. Internal Halliburton laboratory report CCM B008−94, Nov, 16, 1996.
  113. Ostroor G. W., Walker W.A. Improved compositions cementing wells with extreme temperatures. J. Petrol Technology, vol. 13, № 13,1961.
  114. Patchen F.D., Burdyn R.F., Dunlap T.R. Water in oil emulsion cements. Petrol technology, vol. 11, Ns 10, X, 1959.
  115. Poettmann F.H., Beegman W.E. Density of drilling muds reduced by air injection World Oil 8, V, 141, № 2,1955.
  116. R. Crook, D. Kulakofsky, J. Griffith. Tailor light weight slurry designs to well conditions and production plans World Oil Magazine, № 10, 2003.
  117. Ravi, К., M. Bosma and 0. Gastebled, «Improve the economics of oil and gas wells by reducing the risk of cement failure», SPE paper 74 497, presented at the 1ADC/SPE Drilling Conference, Dallas, Texas, Feb. 26 28, 2002.
  118. Ravi, К., M. Bosma and 0. Gastebled, «Safe and economic gas wells through cement design for life of the well,» SPE paper 74 700, presented at the SPE Gas Technology Symposium, Calgary, Alberta, Canada, April 30 May 2, 2002.
  119. Tragesser Art, Porker P.N. Using improved technology to obtain better cement jobs on deep, not liners-J. «Petrol Technol.» 1972. -№ 2.-p 24−31.
Заполнить форму текущей работой

Сессия? Спокойно!