Диплом, курсовая, контрольная работа
Помощь в написании студенческих работ

Совершенствование составов, технология получения и применения утяжеленных тампонажных растворов на базе местного сырья: На примере Уренгойского ГКМ

Диссертация: Совершенствование составов, технология получения и применения утяжеленных тампонажных растворов на базе местного сырья: На примере Уренгойского ГКМ
ДиссертацияПомощь в написанииУзнать стоимостьмоей работы

Добавки НТФ повышают коррозионную устойчивость утяжеленного тампонажного камня, твердевшего в сеноманской воде и магнезиально сульфатной среде. Повышение коррозионной стойкости обеспечивается формированием мелкокристаллической плотной структуры камня, снижением его проницаемости и предотвращением деструктивных процессов в камне. Показано, что добавки НТФ не влияют на фазовый состав утяжеленного… Читать ещё >

Содержание

  • ГЛАВА 1. АНАЛИЗ КРЕПЛЕНИЯ СКВАЖИН В УСЛОВИЯХ АВПД И ПРИМЕНЯЕМЫХ УТЯЖЕЛЕННЫХ ТАМПОНАЖНЫХ СОСТАВОВ
    • 1. 1. Анализ влияния АВПД на качество цементирования скважин
    • 1. 2. Утяжеленные тампонажные составы
      • 1. 2. 1. Утяжеленные тампонажные цементы заводского приготовления
      • 1. 2. 2. Утяжеленные тампонажные смеси дезинтеграторного приготовления
      • 1. 2. 3. Утяжеленные тампонажные растворы, применяемые в США
    • 1. 3. Показатели утяжелителя и требования к утяжеленным там-понажным растворам
    • 1. 4. Цель и задачи исследований
  • ГЛАВА 2. РАЗРАБОТКА УТЯЖЕЛЕННЫХ ТАМПОНАЖНЫХ РАСТВОРОВ НА ОСНОВЕ ЖЕЛЕЗИСТОРУДНОГО КОНЦЕНТРАТА ЖРК
    • 2. 1. Экспериментальные исследования тампонажного состава це-мент:ЖРК
    • 2. 2. Разработка оптимального состава утяжеленного раствора
    • 2. 3. Методика определения содержания портландцемента и
  • ЖРК-1 в утяжеленном цементе в весовых частях
    • 2. 4. Выводы
  • ГЛАВА 3. ИССЛЕДОВАНИЕ ВЛИЯНИЯ РЕАГЕНТОВ ПЛАСТИФИКАТОРОВ — ЗАМЕДЛИТЕЛЕЙ НА ФИЗИКО-МЕХАНИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА УТЯЖЕЛЕННОГО ТАМПОНАЖНОГО РАСТВОРА И КАМНЯ
    • 3. 1. Основные химические реагенты, используемые для пластификации и замедления схватывания тампонажных растворов
    • 3. 2. Фосфоновые комплексоны и механизм их действия
    • 3. 3. Экспериментальные исследования свойств утяжеленных тампонажных растворов с добавками реагентов пластификаторов — замедлителей
      • 3. 3. 1. Влияние С-3 на технологические свойства тампонажного раствора-камня на основе ЖРК
      • 3. 3. 2. Влияние ФХЛС на физико-механические характеристики тампонажного раствора — камня на основе ЖРК
      • 3. 3. 3. Исследования по выявлению влияния НТФ на технологические и физико-химические характеристики утяжеленного тампонажного раствора-камня
      • 3. 3. 4. Коррозионная стойкость утяжеленного тампонажного камня
    • 3. 4. Выводы
  • ГЛАВА 4. РАЗРАБОТКА РАСШИРЯЮЩИХСЯ УТЯЖЕЛЕННЫХ ТАМПОНАЖНЫХ РАСТВОРОВ
    • 4. 1. Теоретические предпосылки разработки утяжеленных там-понажных растворов
    • 4. 2. Разработка утяжеленного расширяющегося тампонажного состава и исследование его физико-механических свойств
    • 4. 3. Перспективные расширяющиеся утяжеленные тампонажные растворы и их свойства
    • 4. 4. Выводы
  • ГЛАВА 5. РЕЗУЛЬТАТЫ ОПЫТНО-ПРОМЫСЛОВЫХ ИСПЫТАНИЙ
    • 5. 1. Опытно-промысловые испытания утяжеленного цементного раствора на основе железорудного концентрата (ЖРК)
      • 5. 1. 1. Цементирование скважины Р-180 Ямбургского месторождения
      • 5. 1. 2. Цементирование скважины Р-728 Уренгойского месторождения
      • 5. 1. 3. Цементирование скважины № 208 Песцовского месторождения
    • 5. 2. Технология приготовления утяжеленных тампонажных растворов
    • 5. 3. Состав и свойства утяжеленного тампонажного раствора

Совершенствование составов, технология получения и применения утяжеленных тампонажных растворов на базе местного сырья: На примере Уренгойского ГКМ (реферат, курсовая, диплом, контрольная)

В 1999 г. суммарная проходка буровых предприятий подразделений ОАО «Газпром» составила 258,4 тыс.м., в т. ч. 70,2 тыс. м — разведочных скважин. Строительство разведочных скважин в регионах со сложными горно-геологическими условиями требует решения целого ряда проблем.

Большие глубины залегания продуктивных отложений, аномально высокие пластовые давления и температуры до 150−160°С, высокое содержание кислых газов в пластовых флюидах обуславливают особые требования к технологии бурения и крепления скважин с целью предотвращения загрязнения окружающей среды.

Строительство эксплуатационных, поисковых и разведочных газовых скважин в сложных горно-геологических условиях Крайнего Севера Тюменской области характеризуется многообразием термобарических условий. Осложнены они и аномально высокими пластовыми давлениями (АВПД) и температурами свыше 100 °C.

Учитывая высокие пластовые давления продуктивных отложений, в частности при разбуривании Ачимовской и Юрской свит Уренгойского газоконден-сатного месторождения, необходимо для крепления скважин применять специальные утяжеленные тампонажные растворы.

Известные утяжеленные добавки к портландцементу или шлаковому вяжущему барита, не всегда отвечают требованиям качественного крепления скважин. Они усадочны, проницаемы, седиментационно неустойчивы, поэтому не во всех случаях достигается требуемая плотность раствора из-за увеличения водопотребности. Это может вызвать затрубные газопроявления и межпластовые перетоки, приводящие к смешению пластовых флюидов, потере пластовой энергии и загрязнению окружающей среды и недр.

Утяжеленные добавки (барит и железистые) в основном производят в ближнем и дальнем зарубежье, а для доставки в Западную Сибирь требуются большие затраты. Необходим поиск утяжелителей и разработка тампонажных составов на базе местного сырья.

Для успешного качества работ по креплению глубоких скважин необходимо совершенствовать утяжеленные тампонажные растворы с целью улучшения термои коррозионной стойкости, адгезии, реологических свойств, технологичности приготовления и применения утяжеленных тампонажных растворов.

Необходимость разработки составов, технологииполучения и применения утяжеленных тампонажных растворов с регулируемыми технологическими свойствами для крепления скважин и разобщения продуктивных горизонтов на нефтяных и газовых месторождениях является весьма актуальной задачей.

На различных этапах выполнения работы большую помощь оказывали кандидаты технических наук Фролов А. А., Щербич Н. Е., Белей И. И., Овчинников П. В. Ряд практических результатов получен автором совместно с опытными производственниками Вяловым В. В., Коноваловым B.C., Кочетовым В. П. и другими, которым автор глубоко благодарен.

Особую признательность и искреннюю благодарность автор выражает научным руководителям Новохатскому Д. Ф. и Янкевичу В.Ф.

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ.

1. На основе анализа геолого-технических условий, существующих технологий и применяемых утяжеленных тампонажных растворов при креплении скважин с АВПД разработаны требования к утяжелителям и утяжеленным тампонажным растворам и определены направления исследований для условий Уренгойского газоконденсатного месторождения.

2. Для крепления эксплуатационных, поисковых и разведочных газовых скважин в сложных горно-геологических условиях Крайнего Севера Тюменской области, характеризующихся многообразием термобарических условий, предложены модификации утяжеленных тампонажных растворов с утяжелением на основе местного сырья.

2.1 .Обоснована и доказана возможность получения утяжеленного тампонажного раствора на основе портландцемента и утяжеляющей добавки железистого концентрата ЖРК-1 Качканарского горно-обогатительного комбината.

2.2. Установлено, что удельная поверхность утяжелителя ЖРК практически не влияет на прочность камня, сформированного из цементного раствора с равной растекаемостью. С увеличением тонкости помола ЖРК газопроницаемость камня имеет незначительную тенденцию к повышению. Плотность раствора зависит от количества и удельной поверхности ЖРК в смеси.

2.3. Экспериментально подтверждено, что сроки схватывания утяжелен.

-^о цемента определяются сроками схватывания самого цемента и мало отличаются от введенного количества ЖРК.

2.4. Предложен химико-аналитический способ контроля утяжелителя ЖРК в тампонажной смеси цемент: утяжелитель.

3. Теоретически обоснована и экспериментально доказана возможность повышения эффективности утяжеленных тампонажных растворов с ЖРК путем направленного модифицирования с помощью химических реагентов: замедлителей-пластификаторов.

3.1. Пластификатор С-3 рекомендуется применять для обработки утяжеленных тампонажных растворов до 75−90°С, т.к. является слабым замедлителем схватывания. Оптимальная дозировка 0,2−0,5% к массе вяжущего обеспечивает пластифицирующий, эффект, пониженное В/Ц. Водоцементное отношение подбирается по начальной консистенции тампонажного раствора, а не по его растекаемости.

3.2. При температурах до 90 °C для химической обработки утяжеленных тампонажных растворов рекомендуется применять реагенты из класса лигно-сульфонатов —ФХЛС в количествах 0,2−0,3% к массе вяжущего.

3.3. Наиболее эффективными и термостойкими пластификаторами — замедлителями схватывания утяжеленных тампонажных растворов на основе ЖРК являются фосфоновые комплексоны. Оптимальные дозировки для утяжеленных тампонажных растворов в условиях Уренгойского газоконденсатного месторождения рекомендованы в дозировках 0,15−0,2% НТФ.

3.4. Добавки реагентов пластификаторов снижают структурную вязкость и динамическое напряжение сдвига тампонажных утяжеленных растворов на основе ЖРК. По степени снижения структурной вязкости и динамического напряжения сдвига тампонажного раствора исследованные реагенты располагаются в ряд НТФ>ФХЛС>С-3.

3.5. Добавки НТФ повышают коррозионную устойчивость утяжеленного тампонажного камня, твердевшего в сеноманской воде и магнезиально сульфатной среде. Повышение коррозионной стойкости обеспечивается формированием мелкокристаллической плотной структуры камня, снижением его проницаемости и предотвращением деструктивных процессов в камне. Показано, что добавки НТФ не влияют на фазовый состав утяжеленного тампонажного камня, но улучшают его структуру.

4. Разработаны и внедрены утяжеленные тампонажные растворы плотностью до 2200−2300 кг/м на основе ЖРК железорудного концентрата, позволяющего осуществлять цементирование скважин с залеганием продуктивных горизонтов на нефть и газ на большой глубине с аномально высокими пластовыми давлениями (коэффициент аномальности 1,9 и 2,2) и температурами до 120−150°С и кислых агрессивных пластовых флюидов и установлена качественная взаимосвязь между физико-химическими свойствами и изменениями тампонажного раствора.

5. Научно обобщены и углублены представления о процессах структуро-и фазообразований в расширяющемся утяжеленном тампонажном растворе-камне в присутствии железистофосфатной добавки и оксида магния .

5.1. Разработан расширяющийся утяжеленный тампонажный состав и изучены его свойства.

5.2. Экспериментально доказано, что утяжеленные тампонажные растворы и камень на их основе обладают необходимыми свойствами для качественного крепления скважин: адгезией, технологичностью, прочностными характеристиками.

6. Разработки и рекомендации прошли апробацию и внедряются при бурении глубоких скважин в условиях АВПД и температур на разрабатываемых газоконденсатных месторождения Уренгоя.

7. Результаты внедрения подтвердили эффективность предложенных разработок, обеспечивающих качество крепления в условиях АВПД. Получен экологический эффект более 25 т.р. на скважину.

Показать весь текст

Список литературы

  1. Рахимбаев Ш. М./Временное руководство по цементированию скважин в сложных условиях. Ташкент, 1974, 8 с.
  2. Тампонажные смеси для скважин с аномальными давлениями//Н.Х.Ка-римов, Б. Н. Хахаев, С. С. Запорожец, Т. К. Рахматуллин, Н.А.Губкин/М., «Недра», 1977, 192 с.
  3. Сеид-Рза М. К. Технология бурения глубоких скважин в осложненных условиях. Баку, Азернешр, 1963, 338 с.
  4. К.А. Некоторые вопросы качества цементирования скважин в условиях многопластовых залежей.// Нефтяное хозяйство, № 9, 1974, с. 17−20.
  5. Газопроявление в скважинах и борьба с ними/А.И.Булатов, В.И.Ряб-ченко и др. М., «Недра»: 1969, 175 с.
  6. П.Н., Уол В.В. Применение расширяющихся цементов для цементирования скважин. Экспресс-информация нефтегазодобывающей промышленности, № 34, 1966. С.8−12.
  7. Г. Г. Цементирование скважин в Узбекистане в сложных условиях. «Бурение», № 6, 1971, С. 19−22.
  8. В.П., Полынова Г. А. О возможности фильтрации газа из пласта < -v — «тяное хозяйство», № 5, М, 1970 г. С. 31−35.
  9. Г. К., Кулиев М. Б. К вопросу о причинах смятия и сломов обсадных колонн при эксплуатации скважин. «Азербайджанское нефтяное хозяйство», № 9, 1974, с. 10−12.
  10. Н.Х., Губкин Н.А./Особенности крепления скважин в соле-носных отложениях. М., «Недра», 1974, 114 с.
  11. В.И., Серебряков В.А.//Прогнозирование зон повышенного пластового давления флюидов в элизионных водонапорных системах./ «Геология нефти и газа», № 9, 1974 г., С.55−61.
  12. B.C., Бакшутов B.C., Чжао-Пиль-Хуан. Тампонажный цемент с большой величиной расширения на основе окиси кальция. «Цементы» № 1,М., 1972, с. 14.
  13. С.И., Лиогоньская Р. И., Судакас Л. Г. Расширяющийся тампонажный цемент для «холодных» и горячих скважин./ «Нефтяное хозяйство» № 7, 1971, с.13−17.
  14. Баш С. М. Утяжеленные тампонажные цементы из свинцового шла-ка./"Цемент" № 1, 1969, с. 12−14.
  15. А.И. Цементы для цементирования глубоких скважин. М., Гостоптехиздат, 1962, 202 с.
  16. B.C., Толстых И. Ф., Мильштейн В. М. Справочное руководство по тампонажным материалам. М., «Недра», 1973, 311 с.
  17. Д.Ф. Специальные тампонажные материалы. «Бурение» № 6, М., 1972, с.
  18. .Н., Ткачев В. И. Опыт получения и применения утяжеленных цементов в Западном Казахстане./Тезисы докладов Всероссийской научной конференции «Проблемы нефтегазового комплекса России». Уфа, 1995 г. с.38−40.
  19. .Н., Ткачев В. И., Запорожец Л.С./Утяжеленные термостойкие растворы плотностью 2300 кг/м ./Тезисы докладов Всероссийской научно-технической конференции «Проблемы нефтегазового комплекса России». Уфа, 1995, с.34−40.
  20. Утяжеленные тампонажные растворы на основе шлака.//Булатов А.И., Рахимбаев Ш. М., Новохатский Д. Ф., Ганиев Г. Г., НТС «Бурение», М., ВНИИОЭНГ, 1971, с.14−17.
  21. Новые утяжеленные тампонажные растворы.//Булатов А.И., Рахимбаев Ш. М., Новохатский Д. Ф., Ганиев Г. Г.//Труды КФ ВНИИнефть, вып.23, «Крепление скважин, буровые растворы и предупреждение осложнений», 1970, с.298−303.
  22. Утяжеленные тампонажные цементно-баритовые и шлако-баритовые растворы.//Новохатский Д.Ф., Куксов А. К., Шишов В. А., Батеев Д. Е. и др./НТС «Бурение», № 5, М., ВНИИОЭНГ, 1971, с. 16−17.
  23. Цементы и тампонажные смеси применяемые за рубежом.//Булатов А.И., Крылов В. И., Новохатский Д. Ф., Сиренко И.А./Обзорная информация. М., ВНИИОЭНГ, 1977, с. 70.
  24. Регулирование свойств тампонажных растворов за рубежом.//Серенко И.А., Булатов А. И., Крылов В. И., Новохатский Д.Ф./Обзор по основным направлениям развития отрасли, сер."Бурение", М., ВНИИОЭНГ, 1978, с. 78.
  25. Перспективные направления утяжеленного цемента типа ЦТУК-120/Дзетль Б.Г., Трусов С. Б., Мариампольский Н. А., Лоскутов Д.А.//4-я Конференция-дискуссия «Формирование и работа тампонажного камня в скважине»: Тез.док. Краснодар, 1987. — С.224−225.
  26. Н.А. Химия цементов. М., Промстройиздат, 1956, с. 360.
  27. Утяжеленные тампонажные растворы./ЛЦербич Н.Е., Каргопольцев JI.M., Баталов Д. М., Фролов А. А., Янкевич В.Ф./В сб.тр. Проводка скважин в условиях АВПД, Тюмень, 1997. с. 54−55.
  28. Утяжеленный тампонажный раствор.//Щербич Н.Е., Баталов Д. М., Кармацких С. А., Каргопольцева J1.M., Полубабкин В. А., Сандаков А. В., Ипполитов В. В., Янкевич В. Ф. Патент № 2 109 924, от 23.07.1966 г.
  29. Н.С. Быстрый метод определения железа в цементах. «Заводская лаборатория», 1959, т. ХХУ, № 2, с. 23.
  30. В.Д., Жихарева В. И. Комплексометрический анализ. Киев, «Техника», 1964, с. 34.
  31. А.А., Якимец Е. И. О трилонометрическом определении железа. «Заводская лаборатория», 1959, т. ХХУ, № 2, с. 60.
  32. В.В., Иванов Ф. М. Химия в строительстве. М.: Стройиздат, 1969. — с.90−122.
  33. П.А. Физико химические представления о механизме схватывания и твердения минеральных вяжущих веществ.//Тр. совещания по химии цемента. М., 1965. — с.20.
  34. Регулирование свойств тампонажных растворов за рубежом./ А. И. Булатов, В. И. Крылов и др. —М., ВНИИОЭНГ, 1978. — с.41−42. Обзорная информация бурение.
  35. М.А., Шуров А. Ф., Урьев М. Б. Изучение процессов гидратации минералов, составляющих цемент в присутствии ПАВ .//Ко лл о ид и ый журнал. 1972. -1. XXXIV, № 4, с.1401−1405.
  36. Влияние ПАВ на формирование коагуляционных структур в суспензиях сырьевого цементного шлама./Круглицкий Н.Н. и др.//Укр.хим.журнал. — 1982.-№ 1.-С.13−15.
  37. Влияние химического строения лигносульфонатов на гидратацию и прочность цемента./Т.М.Тарнаруцкий, Г. И. Анисимов, В. К. Карпенко и др.//Тр. НИИцемент. М., 1960. — с.9.
  38. Инструкция по регулированию свойств тампонажных растворов модифицированным лигносульфонатом для условий бурения на площадях ПО «Краснодарнефтегаз»: РД 39−147 009−716−88. Лышко Г. Н., Мариампольский Н. А., Рябова Л. И. и др. Краснодар, 1988, 8 с.
  39. Методические указания по применению серийно выпускаемых реагентов для тампонажных растворов: РД 39−147 009−6.021−86. /Мариампольский Н.А., Рябова Л. И. и др. Краснодар, 1986. — 52 с.
  40. Инструкция по технологии применении термостойких химреагентов для тампонажных растворов: РД 39−147 009−711−86/Лышко Г. Н., Мариампольский Н. А., Рябова Л. И. и др. Краснодар, 1987. — 12 с.
  41. Утяжеленные тампонажные растворы для крепления скважин с АВПД. В. Ф. Янкевич, Н. М. Бредихин, А. А. Фролов и др. Труды ОАО НПО «Бурение», вып.2 «Технология и материалы для ремонта нефтяных и газовых скважин». Краснодар, 1999 г., стр. 105−109.
  42. А.И., Мариампольский Н. А. Регулирование технологических показателей тампонажных растворов. М.: Недра, 1988. — с.34.
  43. А.И. Управление физико-механическими свойствами тампонажных систем. М.: Недра, 1976. — С. 193−227.
  44. Ф.М., Рулева В. В. Высокоподвижные бетонные смеси.//Бетон и железобетон, 1976, — № 8, с. 40−41.
  45. Добавки для бетонных смесей суперпластификатор С-З/Ф.М.Иванов, В. М. Москин, В. Т. Батраков и др.//Бетон и железобетон. — 1978. — № 10. — с. 13−16.
  46. Состояние и перспективы химизации технологии бетона./Ф.М.Иванов и др.//Бетон и железобетон. 1977. — № 7. — с.2−4.
  47. Эффективные разжижители бетонных смесей./Ф.М.Иванов, В. А. Саввина, В. М. Горбунова и др.// Бетон и железобетон. 1977. — № 7. — с. 11.
  48. В.Ф., Новохатский Д. Ф., Новохатская И. Д. Влияние суперпластификатора на свойства цементного теста и камня.//Цементы. 1982. — № 4.- с.14−15.
  49. Ф.М. Добавки в бетон и перспективы применения суперпластификаторов. Сб. тр. Бетоны с эффективными суперпластификаторами, М., НИИЖБ, ОНТИ, 1979.
  50. И.И., Сигачева Т. А. Определение содержания суперпластификатора С-3 в жидких фазах гидратирующихся цементов.
  51. И.Д. Механизм действия фосфорорганических комплек-сонов на гидратацию тампонажных цементов.//Труды ВНИИКРнефти «Крепление и ремонт скважин». — 1990. — С.65.
  52. Н.А., Рябова Л. И., Новохатская И. Д. Теория и практика химических обработок тампонажных растворов фосфоновыми комплексо-нами.//Строительство нефтяных и газовых скважин: Тез.док., Краснодар, 1989.- с. 45.
  53. Л.И., Рудомино Н. В., Новохатская И. Д. Совершенствование методов получения фосфорорганических соединений.//Тр. ВНИИКРнефти.
  54. Теория и практика крепления скважин. — 199. с. 65 -69.
  55. Н.М., Темкина В. Я., Колпакова Н. Д. Комплексоны. М.: Химия, 1970.-416 с.
  56. Инструкция по технологии применения и термостойких химреагентов для тампонажных растворов: РД 39−147 009−716−88/Лышко Г. Н., Мариампольский Н. А., Рябова Л. И., Новохатская И. Д. Краснодар, 1988. — 8 с.
  57. О.П., Рябова Л. И., Новохатская И. Д. Тампонажный раствор для температур 20−200°С/Тр. ВНИИКРнефти. 1984, с.34−36.
  58. Патент № 1 451 257, МКИ4 Е 21 В 33/138. Комплексный реагент для тампонажных растворов./Н.А.Мариампольский, Л. И. Рябова, А. А. Аракелян, И. Д. Новохатская. Б.И. № 2, 1989.
  59. А.Н., Курбанов М. Т., Баш СМ. Опыт применения реагента НТФ при цементировании скважин в Средней Азии.//Э.И. Бурение. 1986. -№ 1. — с.14−17.
  60. Применение комплексонов в нефтедобывающей промышленно-сти./Н.М.Дятлова, Л. Т. Дытюк, Р. Х. Самохаев и др. М., 1983. — С.60 (обзорная информация. Серия: Реактивы и особочистые вещества).
  61. Патент № 1 128 112, МКИ4 Е 21 В 33/138. Тампонажный матери-ал./О.П.Гень, Л. И. Рябова, С. Е. Додонова и др. ИСЗР, № 41, 1984.
  62. Патент № 1 071 735, МКИ4 Е 21 В 33/138. Тампонажный раствор для цементирования нефтяных и газовых скважин./В.С.Петров, Р. Х. Ишманов, А. К. Селиханович, Б.И. № 5, 1984.
  63. Патент № 1 127 961, МКИ4 Е 21 В 33/138. Тампонажный раствор. /А.П.Тарнавский, В. С. Данюшевский, П. Ф. Цымушкин. Б.И., № 45, 1984. с. 91.
  64. Патент 3 804 770 США, МКИ С02 В 5/06 Edfa organophosp ponate composition for contraling scale/nalter Fhorenc, Roland F Berner (США) Nalco Chemicl Company (США), опубл. 16.04.74.
  65. Патент 3 666 664 США, МКИ С02 В 5/06. Compositions and methods for cjntrolling scale/Walter F. horenc, rolamd F Berner (США) Nalco chemical Com-p-A) X- 142 822. Заявл. 12.05.71, опубл. 2.05.90.
  66. Пат. 4 500 356 США, МКИ3 С04 В 7/35 Methylenephos phonic acid deri-uat S of bis (aminoalkyl) pipenasines as cement set retapding ogents /Drice К Grump, Lake Jacp Son, Jaune.
  67. Simon, David F Wilson (США), № 583 527, заявл. 24.02.84, опубл. 19.02.85, НКИ 106−90.
  68. Н.А. Физико-химические представления о механизме схватывания и твердения минеральных вяжущих веществ.//Тр. совещания по химии цемента. М., 1965. — с.20.
  69. Hansen W.C. detions of calcium sulfate and admitures in portland cement pasts. Symposium on effekt water reducing admi[tures and set retarding on properties of concrete//ASTM Special technical publication — № 266. — p. 1015.
  70. Steinor MM Discussion Proceeding of the International Symposium on the cemistry of ctment London, 1952, — p.201.
  71. Taplon L.M. Procledings of the forrh International symposium of cements vol.2. — Naspington, 1962.
  72. H.A. Снижение водоотдачи и повышение текучести цементных растворов с помощью химических реагентов.//Бурение 1966.- 8. -с.16−18.
  73. Н.А., Пеньков А. И., Швачкин Ю. А. Исследование механизма действия реагентов-замедлителей схватывания тампонажных рас-творов.//Нефтяное хозяйство. 1974. — № 10, — с.27−30.
  74. А.И., Рябченко В. И., Сухарев С. С. Основы физико-химии промывочных жидкостей и тампонажных растворов. М., Недра, 1968. — 167 с.
  75. А.И. Формирование о работе цементного камня в скважине. -М.: Недра, 1990.-с.368−373.
  76. С.А. Термическая усталость тампонажного камня и механизм ее проявления в условиях скважин./Нефтегазовая геология, геофизика и бурение. 1984.-№ 3. — с.48−49.
  77. Авилов Б. И, Данюшевский B.C., Тарнавский А. П. Сероводородная коррозия цементного камня в затрубном пространстве газовых скважин.// Газовая промышленность. № 1. — 1981. — с.43.
  78. Ф.А. К вопросу углекислотной коррозии тампонажного камня нефтяных и газовых скважин.//Технология бурения нефтяных и газовых скважин. Уфа. — 1983. — с.103−109.
  79. А.Н. Выщелачивание цементного камня под действием мягких вод.//Коррозия бетона и меры борьбы с ней. М.: АН СССР. — 1954. -с.23−35.
  80. С.И., Розенталь П. К. Об особенностях коррозионного воздействия кислых газов на железобетонные конструкции.//Сб. трудов НИИЖБ. -М.: вып. 6. — Стройиздат. — 1972.
  81. Аспекты долговечности цементного камня./Полак А.Ф., Комохов П. Г. и др./Цемент. 1988. — № 3. — С. 14−16.
  82. Л.И., Гень О. П. Термостойкий тампонажный раствор-камень на основе портландцемента./Тез. докл. Всес. конф. «Формирование и работа тампонажного камня». Краснодар. — 1984. — С.114.
  83. А.И., Рябова Л. И., Мариампольский Н. А. Лигносульфонаты-регуляторы свойств тампонажных растворов./Тез.докл. 7-я Всес. конференции по химии и использованию лигнина. Рига. — 1987. — С. 191−192.
  84. А.И., Рябова Л. И. Тампонажные растворы с комплексным применением акриловых и фосфоновых реагентов./Тез. докл. III Всес. конф. «Водорастворимые полимеры и их применение». Иркутск. — 1987. — С. 150.
  85. Л.И. Влияние химических реагентов на долговечность кре-пи.//М.: ВНИИОЭНГ. —1988. 48 с.
  86. Н.А., Рябова Л. И. Регулирование свойств тампонажных растворов с помощью многофункциональных ло^явок химпеаген-тов.//О.И. сер. Техника и технология бурения скважин. —М.: ВНИИОЭНГ. -1988.-64 с.
  87. А.И., Рахимбаев Ш. Р., Рябова Л. И. Коррозия тампонажного камня./СКО ИА РФ. 1993. — 380 с.
  88. А.И., Мариампольский Н. А., Рябова Л. И. Реагенты комплек-соны-регуляторы свойств тампонажных растворов./Доклады по геохимическим и физико-химическим вопросам разведки и добычи нефти и газа: Т.2. Бурение-Сольнок (ВНР). — 1988. — С.148−151.
  89. Л.И. Коррозионная стойкость тампонажного камня в скважинах Западной Сибири./Тез. докл. Регион, конф. Тюмень. — 1990. — С.20−21.
  90. О корроизионной устойчивости тампонажного камня из дисперсноар-мированного спеццемента./В.Е.Ахрименко, П. Ф. Паринов, ЛИ. Рябова и др./Тр. ВНИИКРнефти. 1986. — С.62−71.
  91. Применение комплексонов в качестве ингибиторов коррозии./ Н. А. Мариампольский, Л. И. Рябова, И. Д. Новохатская и др./ Нефтяное хозяйство. 1988.-№ 6.-С.21−24.
  92. Прогнозирование долговечности тампонажного камня в коррозионно-активных средах./Ш.Р.Рахимбаев, Л. И. Рябова, Ф. А. Агзамов, Н.М.Аверши-на/ЭИ. Серия Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. -1991. -М.: вып.8. -С.25−30.
  93. Л.И. Исследование коррозионной стойкости тампонажного камня в условиях скважин./Тез.докл.Всес.конф. «Совершенствование техники, технологии, промывки и крепления нефтяных и газовых скважин». М.: — 1980. -с. 35.
  94. О.П., Рябова Л. И. Влияние химических реагентов на коррозионную стойкость тампонажных материалов./Тез.докл. Всес. НТК «Защита металлических и железобетонных конструкций от коррозии»: Ростов-на-Дону. -1983.-С.28.
  95. Особенности крепления скважин в неустойчивых солевых отложени-ях./А.И.Булатов, Л. Б. Измайлов, А. К. Куксов, Л. И. Рябова и др./ «Повышениеэффективности бурения глубоких скважин в аномальных геологических условиях. Оренбург. — 1983. — с.З.
  96. Ю.И., Перейма А. А., Дибров Г.Д./Метод исследования коррозионной стойкости тампонажных материалов при повышенных температурах и давлениях.//М.: Н.Х. 1984. — № 1. — С. 18−20.
  97. Рекомендации по выбору тампонажного раствора применительно к агрессивно среде./Булатов А. И. Новохатский Д.Ф., Рябова Л. И. и др. Краснодар: ВНИИКРнефть. — 1983. — 16 с.
  98. Руководство по определению скорости коррозии цементного камня, раствора и бетона в жидких агрессивных средах./8НИИЖБ. М.: — Стройиздат. — 1975.-24 с.
  99. Л.И., Гень О. П. Влияние химических реагентов на долговременную прочность цементного камня.//Тр. ВНИИКРнефть. Качество крепления и управление свойствами тампонажного камня. — 1985. -С.91−96.
  100. Slatonoff W, Djabaroff, gpanirbeton duch Magnesiatzeiben bei Autoklau-behandlung. Silikattechmih, 1959, B. 10., H.2.
  101. П.П., Косырева З. С. Расширяющийся портландцемент без образования гидросульфоалюмината. «Цемент», 1952, № 4, стр. 1.
  102. Blondian L. De Fexpfnsion Les cimtnts mesuree par Fessal a Fautoclaix. Revue des Materiak Paris, № 394, p.205.
  103. BudnikowP, Kossyrewa S, Silikattet chnik, 1953, В. ч. S. 128.
  104. О.П.Мчедлов-Петросян, Л. Г. Филатов. Расширяющиеся составы на основе портландцемента. М., 1965., с. 140.
  105. П.Н., Уол В.В. Применение расширяющихся цементов для цементирования скважин. Экспресс-информация нефтедобывающей промышленности. № 34, 1966, с.8−12.
  106. B.C. Тампонажные цементы с большой величиной расширения на основе окиси кальция. М., Цемент, № 1, 1972, с. 14−15.123
  107. Изучение продуктов твердения водостойкого оксихлоридного це мента на основе каустического доломита и алюмо- и железофосфатных добавок./Ведь Е.И., Бочкаров В. К., Жаров Е. Ф. ЖГЖ, № 12, 1975., т. XLVIII *
Заполнить форму текущей работой

На отлично!