Помощь в написании студенческих работ
Антистрессовый сервис

Разработка и исследование «легких» тампонажных растворов для разобщения пластов с аномально низкими пластовыми давлениями

Диссертация: Разработка и исследование «легких» тампонажных растворов для разобщения пластов с аномально низкими пластовыми давлениями
ДиссертацияПомощь в написанииУзнать стоимостьмоей работы

Апробация работы. Материалы диссертационной работы докладывались на: первой научно-практической конференции «Проблемы нефтегазового комплекса западной Сибири и пути повышения его эффективности» (Когалым, 2001 г.) — IV и V научно-технических конференциях молодых специалистов организаций, осуществляющих виды деятельности, связанной с пользованием участками недр на территории ХМАО (Когалым… Читать ещё >

Разработка и исследование «легких» тампонажных растворов для разобщения пластов с аномально низкими пластовыми давлениями (реферат, курсовая, диплом, контрольная)

Содержание

  • 1. АНАЛИЗ СОВРЕМЕННЫХ ТЕХНОЛОГИЙ КРЕПЛЕНИЯ СКВАЖИН И РАЗОБЩЕНИЯ ПЛАСТОВ
    • 1. 1. Геолого-технические условия, технология, качество крепления скважин и разобщения пластов в Западной Сибири на примере Когалымского региона
    • 1. 2. Анализ отечественного и зарубежного опыта крепления скважин, предупреждения поглощений и надежного разобщения пластов
    • 1. 3. Анализ основных свойств известных облегченных и расширяющихся тампонажных композиций и растворов
  • 4. Г
  • ВЫВОДЫ ПО РАЗДЕЛУ
  • 2. ОБОСНОВАНИЕ ВОЗМОЖНОСТИ СНИЖЕНИЯ РЕПРЕССИЙ НА ПОГЛОЩАЮЩИЕ И ПРОДУКТИВНЫЕ ПЛАСТЫ, ПОВЫШЕНИЯ КАЧЕСТВА ОДНОСТУПЕНЧАТОГО ЦЕМЕНТИРОВАНИЯ ГЛУБОКИХ СКВАЖИН
    • 2. 1. Исследование влияния способа цементирования на качество крепления скважин и разобщения пластов
    • 2. 2. Определение давлений начала поглощений и допустимой плотности тампонажных растворов при цементировании скважин
    • 2. 3. Обоснование возможности снижения репрессий на поглощающие и продуктивные пласты, предупреждения поглощений при цементировании скважин
  • ВЫВОДЫ ПО РАЗДЕЛУ
  • 3. ИССЛЕДОВАНИЕ И РАЗРАБОТКА ЛЕГКИХ И РАСШИРЯЮЩИХСЯ ТАМПОНАЖНЫХ КОМПОЗИЦИЙ И РАСТВОРОВ
    • 3. 1. Методика и методы проведения исследований тампонажных цементов и растворов
    • 3. 2. Исследование и разработка легкого тампонажного раствора с добавкой полиоксихлорида алюминия
    • 3. 3. Исследование и разработка легких тампонажных смесей и растворов, облегченных микросферами
    • 3. 4. Разработка методики прогноза изменения плотности тампонажного раствора с алюмосиликатными микросферами в процессе цементирования скважин
    • 3. 5. Исследование и разработка рецептур расширяющихся тампонажных композиций для цементирования продуктивного интервала скважин
  • ВЫВОДЫ ПО РАЗДЕЛУ
  • 4. РАЗРАБОТКА МЕТОДОВ ПРИГОТОВЛЕНИЯ ТАМПОНАЖНЫХ СМЕСЕЙ И РАСТВОРОВ. ИСПЫТАНИЕ, ВНЕДРЕНИЕ И ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЭФФЕКТИВНОСТЬ РАЗРАБОТОК
    • 4. 1. Технология приготовления тампонажных смесей и растворов
    • 4. 2. Промысловые испытания и внедрение легких тампонажных смесей и растворов
    • 4. 3. Промысловые испытания и внедрение расширяющихся тампонажных композиций
    • 4. 4. Технико-экономическая эффективность разработок
  • ВЫВОДЫ ПО РАЗДЕЛУ

Актуальность темы

исследований. Практика строительства нефтяных скважин в Западной Сибири показывает, что применение существующих технологических приемов, тампонажных материалов в таких сложных геологических условиях, как чередование интервалов с различными пластовыми давлениями, близкое расположение друг от друга водоносных и нефтеносных горизонтов, низкие градиенты давлений гидроразрыва пластов, бурение скважин с большими отходами от вертикали и повышении требований к охране недр не всегда позволяет обеспечить необходимый уровень качества. Основными проблемами при креплении скважин в таких условиях являются поглощения тампонажных растворов, недоподъем цементного раствора до проектной высоты, недостаточно качественное разобщение пластов и возникновение вследствие этого межпластовых перетоков.

Недостаточная эффективность технологии крепления скважин потребовала исследования геолого-технических условий, разработки новых расширяющихся и облегченных тампонажных композиций с улучшенными тампонажно — технологическими свойствами, методов их приготовления, регулирования свойств и применения в конкретных термобарических условиях скважин. Актуальность проблемы требует обоснования и практического решения вопросов снижения репрессии на продуктивные и поглощающие пласты, повышения полноты вытеснения бурового раствора тампонажным, снижения фильтрации, определенной кинетики твердения и расширения раствора, повышенной прочности тампонажного камня.

Цель работы. Повышение технико-экономических показателей и качества крепления скважин разработкой и внедрением легких и расширяющихся тампонажных композиций, методов их применения в сложных горно-геологических условиях.

Основные задачи исследований.

1. Анализ влияния геолого-технических условий, технологии цементирования, применяемых тампонажных материалов на качество крепления скважин и разобщения пластов.

2. Анализ поглощений тампонажных растворов при цементировании скважин и обоснование методов их предупреждения.

3. Разработка легких тампонажных растворов плотностью менее 1270 л.

4 кг/м .

4. Разработка расширяющихся тампонажных композиций с сокращенным периодом структурообразования и регулируемой кинетикой расширения.

5. Проведение опытно-промысловых испытаний разработанных тампонажных материалов.

6. Оценка технико-экономической эффективности внедрения разработок.

Научная новизна.

1. Установлены основные факторы, влияющие на качество крепления скважин при одно и двухступенчатом цементировании. Показано, что для повышения качества крепления скважин и разобщения пластов предпочтительно одноступенчатое цементирование при условии снижения репрессии на продуктивные и поглощающие пласты.

2. Разработана методика определения давления начала поглощения и допустимой плотности тампонажного раствора при цементировании скважин на основе данных станций контроля цементирования. Установлены фактические градиенты давлений начала поглощений в интервалах продуктивных (0,0152 — 0,0156 МПа/м) и вышележащих пластов Алымской свиты (0,0145 МПа/м) на примере Вать-Еганского нефтяного месторождения.

3. Показано, что кинетику и период расширения тампонажного раствора-^ камня можно регулировать добавками полимеров и дисперсантов.

Практическая ценность и реализация работы в промышленности. По результатам проведенных исследований разработаны:

— легкий тампонажный раствор с микросферами плотностью в пределах 1220- 1270 кг/м3;

— легкий тампонажный раствор на основе ПЦТ III 06−5-50 и полиоксихлорида алюминия плотностью 1370 — 1380 кг/м3 (патент РФ № 2 230 883);

— расширяющиеся композиция на основе портландцемента и оксида кальция, содержащая понизитель водоотдачи Hallad — 23, дисперсант CFR — 3 и пеногаситель D-Air 3000 с регулируемым временем начала расширения;

— способ приготовления облегченного тампонажного раствора с микросферами (патент РФ № 2 239 050);

— разделительная буферная жидкость (патент РФ № 2 268 350).

Показано, что при использовании легких тампонажных растворов плотностью 1270 кг/м3 вместо гельцемента репрессия на продуктивные пласты при цементировании скважин глубиной 1900 — 3000 м может быть снижена на 3,1 — 6,4 МПа (градиент давления соответственно на 0,0021 — 0,0024 МПа/м), при этом может возрасти коэффициент продуктивности скважин.

Разработан метод прогноза изменения плотности, водосмесевого отношения и объема тампонажного раствора с микросферами в зависимости от давления при цементировании скважин.

Результаты исследований вошли в нормативные документы (регламенты, индивидуальные и групповые проекты на строительство скважин) и реализованы при цементировании скважин на месторождениях ТПП «Когалымнефтегаз», ТПП «Лангепаснефтегаз», ТПП «Покачевнефтегаз», ТПП «Ямалнефтегаз» и ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз».

Апробация работы. Материалы диссертационной работы докладывались на: первой научно-практической конференции «Проблемы нефтегазового комплекса западной Сибири и пути повышения его эффективности» (Когалым, 2001 г.) — IV и V научно-технических конференциях молодых специалистов организаций, осуществляющих виды деятельности, связанной с пользованием участками недр на территории ХМАО (Когалым, 2003 г. и Ханты-Мансийск, 2005 г.) — V научно-технической конференции молодых специалистов и ученых организаций группы ОАО «ЛУКОЙЛ» (Москва, 2005 г.) — научно-технических конференциях молодых специалистов ООО «КогалымНИПИнефть» (2003, 2005 и 2006 гг.).

Публикации. По материалам исследований опубликовано 12 научных работ, в том числе 3 патента на изобретения.

Объем и структура работы. Диссертационная работа изложена на 119 страницах машинописного текста, содержит 30 таблиц, 19 рисунков. Состоит из введения, 4-х разделов, основных выводов и рекомендаций.

Список использованных источников

включает 104 наименования.

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ.

1. Установлено на примере строительства скважин на месторождениях Когалымского региона, характеризующихся низкими градиентами гидроразрыва пластов, малыми толщинами перемычек между нефтеводоносными пластами, поглощениями буровых и тампонажных растворов, что одноступенчатое цементирование предпочтительно по сравнению с двухступенчатым при условии снижения репрессии на продуктивные и поглощающие пласты за счет снижения плотности тампонажных растворов.

2. Разработана методика, определены давления начала поглощения и допустимая плотность тампонажных растворов при цементировании скважин на основе данных станций контроля цементирования.

3. Показано, что при использовании легких тампонажных растворов плотностью 1270 кг/м3 вместо гельцемента репрессия на продуктивные пласты при цементировании скважин глубиной 1900 — 3000 м может быть снижена на 3,1 — 6,4 МПа (градиент давления на 0,0021 — 0,0024 МПа/м соответственно), при этом коэффициент продуктивности скважин может возрасти.

4. Разработаны легкие тампонажные растворы плотностью 1220 -1270 кг/м3 с пониженной водоотдачей и повышенной седиментационной устойчивостью, методы приготовления и прогноза изменения их плотности, водосмесевого отношения, объема и давления при цементировании скважин.

5. Разработан легкий тампонажный раствор на основе цемента ПЦТ III 06−5-50 и полиоксихлорида алюминия плотностью 1370 — 1380 кг/м3, меньшей, чем у гельцемента (1500 кг/м3).

6. Разработана расширяющаяся тампонажная композиция на основе портландцемента и оксида кальция с регулируемой кинетикой расширения, пониженным водоцементным отношением и водоотдачей, с высокой адгезией к ограничивающим поверхностям, сокращенным периодом структурообразования.

7. При креплении более чем 300 скважин с использованием разработанных тампонажных растворов, методов приготовления и регулирования их свойств, цемент поднят на проектную высоту, отсутствуют межпластовые перетоки.

8. По результатам проведенных работ разработаны и внедрены в производство:

— «Инструкция по приготовлению и применению легких тампонажных растворов на основе микросфер» для ООО «ЛУКОЙЛ — Западная Сибирь» и ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз»;

— «Временный технологический регламент по применению облегченных и расширяющихся цементов при креплении скважин в условиях Т1111 «Когалымнефтегаз»;

— ТУ 5712−001−49 558 624−2003 на микросферы марки МС-400 предназначенные для крепления скважин на месторождениях Среднего Приобья.

9. Объем промышленных испытаний и внедрения разработок в 2003 -2005 гг. по ООО «ЛУКОЙЛ — Западная Сибирь» и ОАО «СлавнефтьМегионнефтегаз» составил более 300 скважин с экономическим эффектом около 46 млн. рублей.

Показать весь текст

Список литературы

  1. М.С. Полые неорганические микросферы / М. С. Асланова. В. Я. Стеценко, А. Ф. Шустров // Обзорная информ. Сер. Химическая промышленность за рубежом. 1981. — Вып. 9. — С. 14−65.
  2. Р.Г. Химия промывочных и тампонажных жидкостей: Учебник для вузов / Р. Г. Ахмадеев, В. С. Данюшевский. -М.: Недра, 1981. 152 с.
  3. З.Ш. Совершенствование технологии и результаты применения заколонных пакеров на месторождениях Тюменской области // Нефтяное хозяйство. — 1986. — № 3. С. 12−16.
  4. A.c. 927 968 СССР, МКИ3 Е 21 В 33/138. Тампонажный состав / В. Е. Ахрименко, В. А. Антонов, А. И. Булатов, Г. И. Гагай, В. А. Левшин (СССР). № 2 731 222/22−03- Заявлено 16.01.89- Опубл. 15.05.82, Бюл. № 18.
  5. Д.М. и др. Цементно-бентонитовые растворы для низкотемпературных скважин // Тр. ЗапСибНИИ. 1984. — С. 56−62.
  6. Баш С. М. Действие пластификаторов в тампонажном растворе при твердении цементного камня // Техника и технология строительства скважин на суше и на море. 1989.-№ 12. — С. 9−12
  7. А.И. Совершенствование гидравлических методов цементирования скважин / А. И. Булатов, Р. Ф. Уханов. -М.: Недра, 1978.-240 с.
  8. А.И. Технология цементирования нефтяных и газовых скважин: 2-е. изд., перераб. и доп. -М.: Недра, 1983.-255 с.
  9. А.И. Буровые промывочные и тампонажные растворы: Учеб. пособие для вузов / А. И. Булатов, П. П. Макаренко, Ю. М. Проселков М.: Недра, 1999.-424 с.
  10. Ю.Булатов А. И. Тампонажные материалы: Учебн. пособие для вузов / А. И. Булатов, B.C. Данюшевский. М.: Недра, 1987. — 280 с.
  11. Пат. 2 230 883 РФ, МГЖ 6 Е 21 В 33/138. Облегченный тампонажный раствор / В. А. Бурдыга, Д. Л. Бакиров, Н. Х. Каримов (Россия). № 2 002 109 342- Заявлено 10.04.2002- Опубл. 20.06.2004, Бюл. № 17.
  12. A.JI. Напряжения в цементном камне глубоких скважин /
  13. A.Л. Видовский, А. И. Булатов. М.: Недра, 1977. — 175 с.
  14. В.А. Облегченный тампонажный цемент для холодных скважин (ОЦХ) / В. А. Волошин, В. В. Жорин // Тр. ВНИИКРнефть. -Краснодар, 1975. Вып. 9. — С. 109−115.
  15. A.c. 646 032 СССР, МКИ3 Е 21 В 33/138. Тампонажный раствор / В. А. Волошин, А. И. Булатов, В. В. Жорин, В. И. Крылов (СССР). № 2 095 316/22−03- Заявлено 07.01.75- Опубл. 05.02.89, Бюл. № 5.
  16. В.И. Облегчающая добавка к тампонажным растворам / В. И. Вяхирев, Е. Т. Леонов, И. И. Белей, A.A. Фролов // Газовая промышленность. -1997.-№ 6.-С. 21−24.
  17. A.A. Совершенствование технических средств и технологий для цементирования газовых скважин месторождений крайнего севера. -Тюмень: Изд-во ТюмГНГУ, 2000. 164 с.
  18. В.И. Повышение качества вскрытия и разобщения газовых пластов месторождений севера Тюменской области / В. И. Вяхирев, В. П. Овчинников, Ю. С. Кузнецов. М.: ИРЦ Газпром, 1993. — 42 с.
  19. В.И. и др. Облегчающая добавка к тампонажным растворам // Газовая промышленность. 1997. — № 6. — С. 21−24.
  20. В.И. Облегченные тампонажные растворы для крепления газовых скважин / В. И. Вяхирев, В. П. Овчинников, П. В. Овчинников и др. М.: Недра-Бизнесцентр, 2000. — 134 с.
  21. В.И. Облегченные и сверхлегкие тампонажные растворы /
  22. B.И. Вяхирев, В. В. Ипполитов, Д. В. Орешкин и др. М.: Недра, 1999. — 178 с.
  23. С.И. Цементные растворы с повышенной сопротивляемостью суффозии // Разработка газоконденсатных месторождений. Вскрытие и крепление газоконденсатных скважин: Междунар. конф. Краснодар, 1990. -С. 32−34.
  24. B.C. Справочное руководство по тампонажным материалам: 2-е изд., перераб. и доп. / B.C. Данюшевский, P.M. Алиев, И. Ф. Толстых. М.: Недра, 1987. — 250 с.
  25. B.C. и др. Справочное руководство по тампонажным материалам. М.: Недра, 1973. — 77 с.
  26. B.C. Проектирование оптимальных составов тампонажных цементов. М: Недра, 1978. — 293 с.
  27. B.C. О возможности нормирования свойств расширяющихся тампонажных цементов // Разработка газоконденсатных месторождений. Вскрытие и крепление газоконденсатных скважин: Междунар. конф. Краснодар, 1990. — С. 29−31.
  28. П.Я. Ресурсосберегающие технологии и материалы в креплении скважин / П. Я. Зельцер, М. Р. Мавлютов, Ф. А. Агзамов. М.: ВИМС, 1989.-С. 65 -70.
  29. П.Я. Тампонажные материалы для бурения скважин на нефть при низких пластовых давлениях. М.: Недра, 1996. — 39 с.
  30. В.А. Особенности применения облегченных вермикулитоцементных растворов для крепления скважин Уренгойского месторождения // Нефтяное хозяйство. 1991. — № 3. — С. 41−41.
  31. A.c. 1 254 139 СССР, МКИ3 Е 21 В 33/138. Тампонажная смесь / Н. Х. Каримов, М. А. Танкибаев, В. И. Петров (СССР). № 3 871 777/22−03- Заявлено 31.01.85- Опубл. 30.08.86, Бюл. № 32.
  32. A.c. 1 133 379 СССР, МКИ3 Е 21 В 33/138. Тампонажная смесь / Н. Х. Каримов, В. И. Петере и др. (СССР). № 3 616 755/22−03- Заявлено 21.04.83- Опубл. 07.01.85, Бюл. № 1.
  33. A.c. 956 754 СССР, МКИ3 Е 21 В 33/138. Облегченная тампонажная смесь/ Н. Х. Каримов, Т. К. Рахматулин, В. Б. Иванов (СССР). Заявлено 03.11.80- Опубл. 07.09.82, Бюл. № 33.
  34. Н.Х. Разработка материалов и технологии применения расширяющихся тампонажных материалов для цементирования глубоких скважин в сложных геологических условиях: Дис.. д-ра техн. наук. — Уфа, УНИ, 1986.-398 с.
  35. Наполнители для полимерных композиционны материалов: Справ, пособие / Под ред. Г. С. Каца, Д. В. Милевски, C.B. Бабаевского. М.: Химия, 1981.-45 с.
  36. Тампонажные цементы для Сибири и Дальнего Востока /A.B. Киселев, JI.A. Гречко и др. // Цемент. 1983. -№ 12. — С. 11−12.
  37. И.И. Китайгородский и др. Технология стекла. М.: Стройиздат, 1967.- 104 с.
  38. A.A. К эффективности использования тампонажных растворов пониженной плотности // Геология, бурение и разработка газовых и морских нефтяных месторождений. 1985. — Вып. 10. — С. 9−11.
  39. Исследование гидротации двухкальциевого силиката при пониженных температурах / A.A. Клюсов, Э. Н. Лепнев, В. Н. Никитин и др. // Неорганические материалы. 1977. — Т. 13 — № 10 — С. 1876−1879.
  40. В.И. Тампонажные материалы и химреагенты: Справочное пособие для рабочих. М.: Недра, 1989. — 144 с.
  41. М., Сокол С., Константинеску А., Увеличение продуктивности и приемистости скважин. -М.: Недра, 1985. 170 с.
  42. H.H. и др. Физико-химическая механика тампонажных растворов. Киев: Наукова думка, 1974.-С. 151 -154.
  43. Т.В. Алюминатные и сульфоалюминатные цементы. М: Стройиздат, 1986.-208 с.
  44. А.К. Заколонные проявления при строительстве скважин / А. К. Куксов, A.B. Черненко. М.: ВНИИОЭНГ, 1988. — 68 с.
  45. Япония, заявка N 3 177 348, МКИ5 СО 4 28/04 «Добавка к цементу» Н. К. Кураре.
  46. Япония, заявка N 3−27 503, МКИ С04 В 24/26 «Добавка к цементу» Н. К. Кураре.
  47. A.c. № 1 051 231, МКИ Е 21 В 33/138. Тампонажный раствор / P.P. Лукманов, В. Н. Поляков, Ф. М. Казырбаев (СССР). Опубл. 30.10.83, Бюл. № 40.
  48. Пат. 2 239 050 РФ, МПК 6 Е 21 В 33/138. Способ приготовления облегченного тампонажного раствора / P.P. Лукманов, Д. Л. Бакиров, И. Я. Дорошенко, В. А. Бурдыга, В. Н. Попов (Россия). № 2 003 125 406- Заявлено 18.08.2003- Опубл. 27.10.2004, Бюл. № 30.
  49. H.A. Тампонажные растворы пониженной плотности / H.A. Луценко, О. И. Образцов. М.: Недра, 1972. — 144 с.
  50. В.М. Практика цементирования нефтяных и газовых скважин за рубежом // Обзорная информ. Сер. Бурение. 1986. — С. 5 — 12.
  51. Ю.П. Исследование поведения системы бишофит -тампонажный раствор в условиях повышенного давления/ Ю. П. Новеньков,
  52. В.Ю. Близнюков, И. С. Серебряков, Т. Н. Самолаева // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. 1999. — № 3. — С. 25−27.
  53. Опыт применения микросфер при цементировании скважин / А. Б. Новиков и др. // Информ. листки, № 67−71. Астрахань, 1971.
  54. В.П. Солевая композиция для регулирования процессов твердения тампонажных растворов / В. П. Овчинников, А. А. Шатов, Н. Ю. Шульгина, П. В. Овчинников // Нефтепромысловое дело. 1995. — № 11−12 — С. 32−33.
  55. В.Н. Технология и техника борьбы с поглощениями при строительстве скважин / В. Н. Поляков, М. Р. Мавлютов, JI.A. Алексеев, В. А. Колодкин. Уфа: Китап, 1998. — 192 с.
  56. В.Н. Технология заканчивания нефтяных и газовых скважин / В. Н. Поляков, Р. К. Ишкаев, P.P. Лукманов. Уфа: «ТАУ», 1999. — 408 с.
  57. B.C. Исследование факторов, влияющих на качество крепления наклонных скважин на площади Одопту // Геология и разработка нефтяных месторождений Сахалина: Сб. науч. тр. СахалинНИПИнефть. М.: ВНИИОЭНГ, 1977.-С. 67−75.
  58. B.C. К вопросу о седиментационной устойчивости тампонажных растворов // Геология и разработка нефтяных месторождений Сахалина: Сб. науч. тр. СахалинНИПИнефть. М.: ВНИИОЭНГ, 1977. — С. 82−85.
  59. B.C. и др. Пути повышения седиментационной устойчивости растворов в наклонных скважинах // Сер. Геология, бурение и разработка газовых морских нефтяных месторождений. ЭВНИИЭгазпром, 1985. — С. 1316.
  60. A.c. 635 221 СССР, МКИ3 Е 21 В 33/138. Тампонажный состав / В. Н. Розов, М. П. Геранин, В. И. Рябов (СССР). № 1 908 068/22−03- Заявлено. 23.04.73- Опубл. 30.11.78, Бюл. № 44.
  61. С.М. Специальные цементы / С. М. Рояк, Г. С. Рояк. М.: Стройиздат, 1979.-250 с.
  62. С.М. Специальные цементы: Учеб. пособие для вузов, 2-е изд., перераб. и доп. / С. М. Рояк, Г. С. Рояк. М.: Стройиздат, 1983. — 279 с.
  63. В.И. Тампонажный материал для цементирования низкотемпературных скважин / В. И. Самсоненко, Е. В. Бабушкина // Респ. конф. по физикохимии технол. получ. и применения промывоч. жидкостей: Тез. докл. Наукова думка, 1983. — С. 24−25.
  64. В.П. Тампонажные материалы для арктических районов / В. П. Трутко, А. Е. Корнилов // Бурение газовых и морских нефтяных скважин. -1982.-№ 3.-С. 23−24.
  65. A.c. 883 338 СССР, МКИ3 Е 21 В 33/138. Облегченный тампонажный раствор / Л. Т. Федорова (СССР). № 2 900 183/22−03- Заявлено 26.03.80- Опубл. 23.11.81, Бюл. № 43.
  66. Л.А. Исследование проникновения частиц в пористые слои при разделении суспензий фильтрованием / Л. А. Федотов, Е. Е. Буже, В. А. Жущков, М. С. Рейдах, В. Д. Крылов // Химическая промышленность. 1972. — № 6, 7.-С. 11−16.
  67. A.A. Облегченный расширяющийся тампонажный раствор / A.A. Фролов, В. Ф. Янкевич, В. П. Овчинников и др. // Известия вузов. Нефть и газ. 1997. — № 5. — С. 77−79.
  68. A.A. Безусадочные тампонажные композиции на карбоалюминатной основе / A.A. Фролов, В. Ф. Янкевич и др. // Научнотехнические проблемы Западно-Сибирского нефтегазового комплекса: Межвуз. сб. тр. Тюмень: ТюмГНГУ, 1997. — Т. 2. — С. 5−8.
  69. A.A. К вопросу разработки облегченных тампонажных растворов / A.A. Фролов, В. Ф. Янкевич, П. В. Овчинников // Известия вузов. Нефть и газ. 1997. -№ 6. — 37 с.
  70. A.A. Специальные тампонажные материалы для разобщения газосодержащих горизонтов месторождений крайнего севера // Известия вузов. Нефть и газ. 2000. — № 5. — С. 23−29.
  71. Г. Б. Совершенствование технологии подготовки ствола скважины к тампонированию, регулирование процессов, структурообразование тампонажных растворов: Автореф. дис.. канд. техн. наук. Уфа, 1977. — 24 с.
  72. В.Г. Причина затрубных газопроявлений после цементирования обсадных колонн в газовых скважинах и методы предотвращения // Бурение. 1964. — № 2. — С. 12−16.
  73. Ю.З., Ванифатьев В. И., Дудаладов А. Г. и др. Заколонный пакер, регулируемый при освоении и эксплуатации скважины // Нефтяное хозяйство. 1990. — №.7. — С. 21 — 23.
  74. JT.H. Регулирование свойств тампонажных растворов при цементировании скважин. -М.: Недра, 1969.-240 с.
  75. Я.Б. Негашеная известь как компонент напрягающих цементов // Цемент. 1999. — № 7−8. — С. 31−33.
  76. Long-term behavior selica fiime concrete/M. Lessard, S.L. Sarkar, D.W. Krinsik, P.C. Aitein. Concr.int.: Des and Constr. — 1992, 14, № 4.
  77. Parker P.N. Basic cementing. Pt.2: Speciality cements can solve special problems. Oil and Gas Jurnal, 1977, v.75, № 9 pp. 128 -131.
  78. Parker P.N. Clement C. Basic cementing.Pt.3: Additive teilor cement to individual wells. Oil and Gas J., 1977, v.75, № 11 pp. 54−58.
  79. Puri A., Georgrescu M., Ciment cu continut de silice ultrafina. Mater. Constr. — 1992, 22, № 1.
  80. Smith R.S., Powers C.A., Dobkins T.A. A new ultra-light cement with super strength. Jurnal of Petroleum Technology. 1980, Vol. 32 № 8.
  81. Holland T. Prolonged service life key to popularity. Concrete. 1987, № 5.
  82. Активированные облегченные тампонажные растворы из ОЦГ-Нефтегазовая геология, геофизика и бурение. 1984. -№ 12. — С. 35−37.
  83. А.с.1 035 195 СССР, МКИ3 Е 21 В 33/138. Вяжущее для приготовления тампонажных растворов / Уфимский нефтяной институт (СССР). № 3 381 823/22−03- Заявлено 14.01.82- Опубл. 15.08.83, Бюл. № 30.
  84. Инструкция по креплению газовых скважин для месторождений РАО Газпром. Краснодар: НПО «Бурение», 2000. — 396 с.
  85. Использование облегченных тампонажных смесей, содержащих фильтоперлит // Обзорная информ. Сер. Бурение. 1981. — Вып. 14.-23 с.
  86. Использование газонаполненных кремнеземсодержащих материалов в качестве облегчающих добавок // Науч.-техн. проблемы Западно-Сибирского нефтегазового комплекса: Межвуз. сб. науч. тр. Тюмень: ТюмГНГУ, 1997. -Т. 2.-С. 3−5.
  87. Композиция облегченного цементного раствора для цементирования скважин. Parrevaux Fhilippe SauftFatrick Dowell Shlumberger. 4 721 160 / США. Заявлено 19.08.85. № 767 002 Опубл. 26.01.88. МКИ С-04. В 2/35 НКИ 166/239.
  88. Д.С. и др. Облегченный тампонажный цемент ПЦТП 22 100 / Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. 1995. — № 6.-С. 35−37.
  89. Клюсов А. А. Облегченные тампонажные растворы, содержащие шлам-лигнин / Газовая промышленность. 1989. — № 10. — С. 46−47.
  90. Облегченные тампонажные растворы на основе газонаполненных стеклянных микросфер // Технология и материалы для бурения и ремонта нефтяных и газовых скважин: Сб. науч. тр. Краснодар: НПО «Бурение», 1999. -Вып. 2.-С. 110−114.
  91. Регулирование свойств тампонажных растворов за рубежом // Науч.-техн. обзор. Сер. Бурение. ВНИИОЭНГ, 1978. — 85 с.
  92. СТП 5 804 465−127−2000. Терминология, характеризующая качество цементирования скважин. -Когалым: КогалымНИПИнефть, 2000. -15 с.
  93. Пат. 3 030 215. США, Кл.106−40. 1962.
  94. Пат. 3 129 086 США, Кл.65−142 1964.
  95. Пат. 3 902 911. США Кл. С 04 В 7/02 1975.
  96. Пат. 4 370 166. США, Кл С 04 В 7/02. 1982.
  97. P.P. Оценка влияния способа цементирования на качество крепления и продуктивность скважин / P.P. Лукманов, Д. Л. Бакиров, Д. С. Насифуллин // Бурение и нефть. 2005. — № 12. — С 17 — 20.
  98. Пат. 2 268 350 РФ, МПК 6 Е 21 В 33/138. Буферная жидкость / P.P. Лукманов, Д. Л. Бакиров, В. А. Бурдыга (Россия). № 20 041 211 595- Заявлено 16.07.2004- Опубл. 20.01.2006, Бюл. № 2.
  99. В.А. Разработка новых составов буферных жидкостей для крепления нефтяных скважин на месторождениях Среднего Приобья // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. 2005. — № 9 -С. 59−60.
Заполнить форму текущей работой

Сессия? Спокойно!