Диплом, курсовая, контрольная работа
Помощь в написании студенческих работ

Управление тиксотропными свойствами тампонажных растворов с помощью реагентов, способствующих предотвращению заколонных проявлений

Диссертация: Управление тиксотропными свойствами тампонажных растворов с помощью реагентов, способствующих предотвращению заколонных проявлений
ДиссертацияПомощь в написанииУзнать стоимостьмоей работы

По результатам экспериментов с известными реагентами на соответствие условию седиментационной устойчивости удовлетворяют и являются пригодными для разработки ТТР составы на основе ксантановой смолы (Шюс1оро1 23р) и составы на основе оксиэтилированной целлюлозы (средне-и высокомолекулярных марок). Высокостабильную тиксотропную структуру, устойчивую к релаксации напряжений, способны образовывать… Читать ещё >

Содержание

  • Глава 1. Анализ состояния изученности вопроса по причинам и факто- 6 рам возникновения флюидопроявлений и заколонных перетоков при цементировании скважин
    • 1. 1. Причины возникновения флюидопроявлений и межколонных пере- 6 токов
    • 1. 2. Анализ состава и свойств тампонажных растворов, влияющих на их 18 изолирующую способность
    • 1. 3. Реагенты-понизители водоотдачи тампонажных растворов
  • Выводы по 1-й главе
  • Глава 2. Теоретические основы выбора эффективных реагентов- 27 регуляторов тампонажных растворов, повышающих герметичность цементного кольца скважины
    • 2. 1. Способы механизмов стабилизации дисперсных систем в жидкой 27 дисперсионной среде
    • 2. 2. Совмещение способов механизма стабилизации с целью объедине- 32 ния их достоинств
    • 2. 3. Структурообразователи для тампонажных растворов
    • 2. 4. Требования к тампонажным растворам и реагентам для герметично- 38 го цементирования скважин
  • Выводы по 2-й главе
  • Глава 3. Разработка рецептур тиксотропных тампонажных растворов 43 (ТТР) на основе комплексных реагентов
    • 3. 1. Методика проведения исследований
    • 3. 2. Исследование и оценка эффективности композиций химреагентов 45 как основы для ТТР
    • 3. 3. Разработка рецептур ТТР для условий умеренных и повышенных температур
    • 3. 4. Разработка рецептур ТТР для условий высоких температур
  • Выводы по 3-й главе
  • Глава 4. Технологические приемы, обеспечивающие герметичность це- 73 ментного кольца
    • 4. 1. Определение взаимосвязи между параметрами противодавления и 74 объемом тампонажного раствора
  • Выводы по 4-й главе
  • Глава 5. Промысловые испытания и внедрение предложенных разрабо- 79 ток
    • 5. 1. Опыт цементирования экплуатационной колонны на скважине № 259 79 куст 19 Северо-Островного месторождения
    • 5. 2. Опыт внедрения высокотемпературных тиксотропных составов на 83 основе спеццементов в скважинах с АВПД на Прибрежной группе месторождений
    • 5. 3. Выявление возможности и информативность акустических методов 89 контроля качества цементирования скважин
  • Выводы по 5-й главе

Управление тиксотропными свойствами тампонажных растворов с помощью реагентов, способствующих предотвращению заколонных проявлений (реферат, курсовая, диплом, контрольная)

Анализ проблемы повышения качества крепления скважин крупнейших месторождений России, стран СНГ и дальнего зарубежья показывает, что качественное разобщение пластов остается одной из важнейших и сложнейших проблем.

В Западной Сибири из-за нарушения герметичности крепи вышли из строя тысячи скважин, которые сегодня требуют капитального ремонта вследствие межпластовых перетоков и обводнения. Многие из них ликвидированы.

Особое значение в проблеме цементирования скважин имеет создание надежной крепи, которая отвечала бы поставленным требованиям применительно к конкретным условиям и исключала бы возникновение осложнений, ставящих под сомнение целесообразность проведенных работ.

Об актуальности задачи получения герметичного заколонного пространства после цементирования свидетельствуют многочисленные публикации отечественных и зарубежных авторов, как по изучению отдельных процессов, так и по созданию новых технологий и технологических средств. В последние годы достигнуты успехи в совершенствовании технологических процессов, создании программ цементирования, тампонажных растворов и реагентов.

Данной проблеме посвящены исследования ведущих ученых страны: Данюшевского B.C., Гайворонского В. А., Куксова А. К., Черненко A.B., Но-вохатского Д.Ф., Ашрафьяна М. О., Агзамова Ф. А., Соловьева Е. М., Рябовой Л. И., Булатова А. И. и др

Предлагаемые различными исследователями пути решения проблемы предотвращения заколонных проявлений носят в основном частный характер. Огромное влияние на формирование надежной и герметичной крепи в заколонном пространстве оказывает полнота вытеснения бурового раствора тампонажным. Эксцентричное расположение колонны, наличие каверн приводят к образованию в заколонном пространстве застойных зон, вытеснение бурового раствора из которых затруднено.

Многие исследователи отмечают, что существующие методики испытания тампонажных растворов не обеспечивают воспроизведения основных физико-химических процессов, протекающих в условиях скважин, и поэтому не могут полностью адекватно характеризовать способность испытываемого тампонажного раствора выполнять свои основные функции в заколонном пространстве.

Поэтому необходим поиск общих закономерностей возникновения и развития заколонных проявлений как физического процесса, то есть исследование всего комплекса действующих в заколонном пространстве факторов, как способствующих развитию заколонных проявлений, так и препятствующих ему. Это позволит установить обоснованные требования к технологическим процессам и тампонажным растворам в конкретных геолого-технических условиях.

Основные выводы и рекомендации.

1. Обобщены причины возникновения газонефтеводопроявлений, межпластовых перетоков, дополнены мероприятий по их предотвращению, сформулированы основные направления исследований. Доказано влияние технологии цементирования и применяемых материалов на миграцию пластовых флюидов по межколонному и заколонному пространствам.

2. Сделан теоретический анализ механизма действия химических реагентов и выбор компонентов для создания тиксотропных тампонажных растворов, повышающих их релаксационные свойства в условиях цементирования с АВПДиАНПД.

3. Дополнены требования к тампонажным растворам, обеспечивающим герметичность заколонного пространства и отсутствие межколонных проявлений, а именно — обеспечение тиксотропных свойств тампонажных растворов с целью достижения нулевой релаксации, при сохранении всех требований определенных ранее. Подтверждена природа синергетического эффекта, возникающего при применении реагентов комплексного действия.

4. Исследованы тиксотропные свойства известных тампонажных растворов и разработаны новые тиксотропные растворы, защищенные патентом, разработаны рекомендации по их применению:

— по результатам экспериментов с известными реагентами на соответствие условию седиментационной устойчивости удовлетворяют и являются пригодными для разработки ТТР составы на основе ксантановой смолы (Шюс1оро1 23р) и составы на основе оксиэтилированной целлюлозы (средне-и высокомолекулярных марок). Высокостабильную тиксотропную структуру, устойчивую к релаксации напряжений, способны образовывать только составы, содержащие дополнительно к полимерному компоненту реагент-стабилизатор серии «Крепь», что является подтверждением возможности получения синергетического эффекта при совмещении в ТТР двух механизмов стабилизации дисперсных систем — усиленного вытеснительного и электростатического;

— ТТР на основе реагентов Сульфацелл и КРК, стабилизированные только по механизму усиленному вытеснительному механизму, удовлетворяют требованию соответствия условию седиментационной устойчивости и пригодны для цементирования пологих и горизонтальных стволов скважин в диапазоне температур 40−90°С, а при использовании в качестве вяжущего высокотемпературных спеццементов — до 120 «С. Недостатком этих ТТР является то, что при температурах 75 °C и выше время существования устойчивой тиксотропной структуры (СР < 79,5%) ограничено вследствие химической и термической деструкции полимерных компонентов, в связи с чем в каждом конкретном случае необходима проверка рабочей рецептуры на соответствие времени существования устойчивой тиксотропной структуры и сроков схватывания. Положительный эффект при применении таких ТТР может быть достигнут только в том случае, если сроки схватывания не превышают времени существования устойчивой тиксотропной структуры;

— ТТР на основе сочетания реагентов Сульфацелл и КРК с реагентом Крепь-1, благодаря синергетическому эффекту за счет совмещения усиленной вытеснительной и электростатической стабилизации, обладают значительно большим запасом устойчивости тиксотропной структуры, в связи с чем эти ТТР способны обеспечить герметичность кольцевого пространства скважины и предотвращение каналообразования и развития заколонных флюидопроявлений при большой продолжительности процесса цементирования (4 ч и более). В большинстве случаев их можно применять без проверки рабочей рецептуры на соответствие времени существования устойчивой тиксотропной структуры и сроков схватывания, в т. ч. в тех случаях, когда программа процесса цементирования предусматривает длительные остановки (цементирование хвостовиков, цементирование колонн при секционном спуске и др.), а также при необходимости приготовления составов ТТР пониженной плотности (1,70−1,80 г/см3) и облегченных. Однако для этих ТТР необходимо применение сильного замедлителя (НТФ) при подборе рецептур для условий температур выше 75 °C, что неизбежно приводит к снижению прочности камня 2-х суточного твердения на 5−20% по сравнению с ТТР на основе реагентов Сульфацелл и КРК.

— для условий нормальных и умеренных температур вследствие значительного (до 2−2,5 раза) увеличения времени загустевания и сроков схватывания необходима замена Сульфацелла и КРК в составе ТТР на аналогичные реагенты, обладающие меньшим замедляющим действием.

— ТТР на основе реагента Крепь-В могут быть рекомендованы для применения в условиях температур выше 120 °C, в которых другие виды ТТР неработоспособны вследствие быстрой деструкции и потери тиксотропных свойств. В условиях высоких температур эти ТТР, благодаря описанному выше синергетическому эффекту сохраняют стабильную тиксотропную структуру и способны обеспечить герметичность кольцевого пространства скважины и предотвращение каналообразования и развития заколонных флюидопроявлений. Относительными недостатками этих ТТР являются: необходимость использования более высокого В/Ц (на 0,03−0,09 выше по сравнению с ТТР на основе реагентов КРК) для обеспечения соответствия расте-каемости раствора требованиям ГОСТ 26 798.1−96, а также значительное (в 1,5−2,5 раза по сравнению с ТТР на основе реагентов КРК) снижение прочности камня при температуре 120 °C и ниже, в связи с чем применение этого реагента в условиях указаных температур нежелательно, в этом случае предпочтительнее применять ТТР на основе реагентов КРК.

5. Определены эффективные способы способы растворения реагентов-структурообразователей, обеспечивающих стабильность ТТР, надежную герметичность заколонного пространства скважин и предотвращение зако-лонных флюидопроявлений.

6. Предложена методика расчета противодавления, определяющая взаимосвязь между основными параметрами процесса создания противодавления. Её использование позволяет определять значения ряда важных параметров, таких как объем фильтрации технологических жидкостей, объем и интенсивность поглощения или флюидопроявления, рассчитать объем закачки, необходимый для предотвращения заколонных флюидопроявлений, и в конечном итоге обеспечить повышение качества крепления скважин.

7. Суммарный годовой экономический от применения новых технологий, растворов и реагентов на месторождениях ОАО «Славнефть-Мегион-нефтегаз» составил более 2,5 млн. рублей.

Показать весь текст

Список литературы

  1. А.А. К вопросу борьбы с обводнением скважин. АНХ, № 4 Баку, 1940, стр. 34−37.
  2. В.К. Затрубные выбросы после цементирования обсадных колонн. АНХ -№ 8, Баку, 1954, стр -40−42.
  3. А.Б., Рустамбеков А. Ф. Об истинных причинах затрубных выбросов после цементирования обсадных колонн, АНХ, № 2, Баку, 1955, с 28−30.
  4. В.Г. Причины затрубных газопроявлений после цементирования обсадных колонн в газовых скважинах и методы их предотвращения. НТС «Бурение», № 2, М. 1964, стр.24−27
  5. В.Д. Открытые газовые фонтаны и борьба с ними, Гос-топтехиздат, М. 1969, Стр. 124.
  6. В.Д. Основные вопросы высококачественного цементирования скважин газовых и газоконденсатных месторождений. Сб. «Крепление скважин и разобщение пластов, Недра. М. 1964, стр. 24 -26.
  7. Н., Петерсон Г. Сцепление цементного камня с обсаднымитрубами и стенками скважин. VI
  8. . В.Т. Лабораторные и промысловые методы исследования причин обводнения скважин подошвенной водой. Сб. „Опыт изоляции пластовых вод“, научно аналитический и тематический обзор, ЦНИИТЭнефте-газ, М.1963.
  9. A.A. Исследование причин возникновения затрубных газопроявлений в период ожидания затвердевания цемента. Тр. ВНИИБТ, вып. 23, М., 1968
  10. А.И. и др. Газопроявления в скважинах и борьба с ними. Недра, М., 1969.
  11. А.И., Обозин О. Н. Об изменении гидростатического давления при твердении тампонажных растворов. Тр. КФВНИИнефть, вып.20, Недра, М., 1970.
  12. А.И., Обозин О. Н. К вопросу о седиментационной устойчивости тампонажных растворов, Тр. КФВНИИнефть, вып.23, Недрам., 1970.
  13. A.B., Куксов А. К. Влияние фильтрационных разрушений на проницаемость тампонажного камня. „Нефтяное хозяйство“, 1972, № 10, с.21−24.
  14. A.B., Горлов А. Е. О седиментационной устойчивости тампонажных растворов. „Нефтяное хозяйство“, 1977, № 7, 01−22 с.
  15. А.И., Обозин О. Н. К вопросу о седиментационной устойчивости тампонажных растворов. В сб.: „Крепление скважин, буровые растворы и предупреждение осложнений“, вып. 23. Краснодар, 1970, 324 с.
  16. А.И., Обозин О. Н., Черненко A.B. Седиментация тампонажных растворов. В сб. „Буровые растворы и крепление скважин“. Краснодар, 1971,225 с.
  17. A.B., Горлов А. Е. О седиментационной устойчивости тампонажных растворов. „Нефтяное хозяйство“, 1977, № 7, 01−22 с.
  18. A.A., Фарукшин JI.X. Гидростатическое давление цементного раствора. „Нефтяник“, № 10, 1963, с.11−13.
  19. A.K. „Установление и исследование некоторых проявлений, предотвращающих заколонные проявления в начальный период ОЗЦ“. Дис-сер-тация на соискание ученой степени к.т.н., Грозный, 1972, 145 с.
  20. A.B. О необходимости регламентирования технологических параметров тампонажного раствора для цементирования продуктивных пластов//Тезисы докладов VII научно-технической конференции молодых ученых и специалистов, Пермь, 1982. С.62−673.
  21. A.B. Герметичность затрубного пространства и требования к тампонажному раствору//Труды ВНИИКРнефть, 1977. вып. 13. -С.146−149.
  22. А.К., Черненко A.B. Заколонные проявления при строительстве скважин//ОИ. Техника и технология скважин. 1988. М.: — ВНИИОЭНГ
  23. Оценка научно-технического уровня и состояния работ по креплению скважин на Карачаганакском месторождении и выбор направлений по их совершенствованию./ Горлов А. Е., Луничкин В. А. отч., Аксай-Красно-дар, 1992 г.
  24. Технология цементирования скважин, обеспечивающая герметичность цементного кольца вы заколонном пространстве//РД 39−147 009−70 887, 66 с.
  25. А.К., Черненко A.B., Горлов А. Е., Комнатный Ю. Д. Природа флюидопроявлений после цементирования обсадных колонн и пути их предупреждения//Нефтегазовая геология, геофизика и бурение», 1985. № 9.
  26. А.И. Технология цементирования нефтяных и газовых скважин. М., «Недра», 1973, 296 с.
  27. A.A., Гайвороонский A.A. Повышение качеств" разобщения пластов при креплении скважин в сложных геологических условиях. М, 1983, — 44 с. (Обзор, информ. ВНИИОЭНГ. Сер, «Бурение», вып. 21.
  28. А.П., Абасов A.A., Акопян Э. Г. Опыт предотвращения проявлений в затрубном пространстве после цементирования обсадных колонн, — Бурение, 1979, № 2, с.16−17.
  29. W.W. Webster, T.V. Eikerts. Flow After Cementins a. Field and Laboratory Study& Paper& SPE 8259, 1980.
  30. Field Measurements of Annular Pressure and Temperature durins Primary Cementins. S.P.E. 11 203, 198 229.
  31. О качестве цементирования скважин в условиях Арланского место-рождения./ГабдрахмановА.Г., Асмоловский B.C., Плотников И. Г. // Нефт. хоз-во, — 1984, № 10. — С. 53−58.
  32. У.Д., Салахутдинов Н. Х. Вопросы затрубных газопроявлений и межпластовых перетоков. Сб. «Геология, разведка и разработка газовых и газоконденсатных месторождений». М., 1970.
  33. С.Н., Кучкарев JI.K., Карматов А. П. О цементировании низкотемпературных скважин. «Нефтяное хозяйство», № 7, 1969, с.15−16.
  34. К.В. Предотвращение грифонообразований на газовых месторождениях. Сб. «Нефтяная и газовая промышленность», № 3, ИТИ, Киев, 1971.
  35. Дюков JI.M./Причины образования грифонов и методы их ликвида-ции,/ГОСИНТИ, 1959, 241 с.
  36. В.И. Руководство по технологии цементировании нефтяных скважин в районах Среднего Приобья Тюменской области, Тюмень, 1969,154 с.
  37. Р.Т. К определению гидравлических сопротивлений при движении глинистых растворов в трубе с проницаемой сеткой./Гидравлика промывочных и цементных растворов. М., ВНИИБТ, 1969, с.31−34.
  38. Л.Б. Условия образования каналов в цементном камне в затрубном пространстве. Тр. конференции по вопросам технологии цементирования скважин. ВНИИОЭНГ, М&bdquo- 1970, с. 14−20.
  39. В.К. Зависимость качества и успешности цементирования от способа приготовления тампонажной суспензии. Нефтяное хозяйство, № 6, 1967. С.34−37.
  40. B.K. Опыт измерения гидростатического давления на забое скважины после окончания цементирования. НТС «Бурение», № 4, ВНИИОЭНГ, 21 970, С.28−30.
  41. A.A. Исследование причин возникновения затруб-ных газопроявлений в период ожидания затвердевания цемента. «Крепление скважин», тр. ВНИИБТ, вып.23, М., 1968, С.40−45.
  42. А.Х. Экспериментальное исследование тиксотроп-ных вязко-пластических жидкостей. «Азерб.нефтяное хозяйство№», № 2, 1965.
  43. А.И. О природе межструйных газоводонефтепроявлений. «Газовая промышленность», № 2, 1963.
  44. A.B., Дерновой В. П. Некоторые вопросы качественного крепления нефтяных и газовых скважин//Строительство нефтяных и газовых скважин и суше и на море 1998. — № 10. — С. 22−24.
  45. И.Г. К методике расчета цементирования обсадных колонн, — «Нефтегазовая геология, геофизика и бурение». М.: ВНИИОЭНГ, 1984, № 1, с.42−45.
  46. А.К., Бабаян Э. В., Шевцов В. Д. Предупреждение и ликвидация газонефтеводопроявлений при бурении. // М., Недра, 1992. 251 с.
  47. М.П. Перетоки газа в скважинах через цементный раствор. // Обз. инф. сер. Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. // М., ВНИИЭГазпром, 1977. 52 с.
  48. В.В., Малеванский В. Д. Повышение суффозионной устойчивости цементных растворов. // РНТС Бурение газовых и морских нефтяных скважин, № 2, с. 11−16. // М., ВНИИЭГазпром, 1980.
  49. A.B. О необходимости регламентирования технологических параметров тампонажного раствора для цементирования продуктивных пластов. // Тезисы докладов VIII научно-технической конференции молодых ученых и специалистов. // Пермь, 1982, с. 62−63.
  50. A.B. Разработать технологию цементирования скважин, обеспечивающую герметичность цементного кольца в заколонном пространстве. // Гос. регистрация № 1 850 022 261, ВНИИКРнефть, Краснодар, 1986.
  51. А.К., Черненко A.B., Горлов А. Е. Причины растрескивания глинистых корок при контактировании с тампонажным раствором (камнем). // Труды ВНИИКРнефть, 1977, вып. 13, с. 150−155.
  52. Рекомендации по предупреждению межколонных давлений при креплении скважин //р Газпром 2−3.2−349−2009, — M .-2009. С.-19.
  53. И.Т., Назаренко Ю. П., Некряч Е. Ф. Краткий справочник по химии.//Киев, Наукова думка, 1974
  54. Ю.В. Реагенты-пеногасители для цементных растворов. // Импортзамещающие технические средства и материалы. Тр. ОАО НПО «Бурение», вып. 9, Краснодар, 2003, с. 135−139.
  55. Д.Х. Стабилизация коллоидных систем полимерами. // М., Мир, 1986,487 с.
  56. Р.С. Технология бурения боковых стволов из обсаженных скважин с целью их реанимации. // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. 1995. — № 10−11. — С. 51−53.
  57. А.с. № 1 305 308, СССР, МПК Е21 В 33/138. Тампонажный раствор. // Ахрименко В. Е., Гень О. П., Камалов О. Р., Куксов А. К., Левин Е. М., Катеев И. С., Фаткуллин Р. Х. Опубликован 23.04.87 г.
  58. В.К. Пены. Теория и практика их получения и уничтожения. //М., Химия, 1983.
  59. Р.К., Смит Д. М. Путеводитель по органическому синтезу. Пер. с англ. Ивойловой Е. В. под ред. проф. В. М. Потапова. // М., Мир, 1985.
  60. А.И. Управление физико-механическими свойствами там-понажных систем. // М., Недра, 1976, 249 с.
  61. Патент № 5 301 760, США, МПК Е21 В 7/06. Способ заканчивания горизонтального коллектора из вертикальной скважины. // S.A.Graham, Natural Reserves Group Incorporated. Опубликован 21.03.1993.
  62. Патент № 4 977 961, США, МПК Е21 В 7/06. Способ создания параллельных вертикальных трещин в наклонных пробуренных скважинах. // Опубликован 12.12.1992.
  63. В.А., Хавин З. Я. Краткий химический справочник.//Л., 1. Химия, 1991.
  64. Энциклопедия полимеров. В 5 т. // М., Советская энциклопедия, 1974//т.2, стр. 211−215.
  65. Патент № 4 838 353, США, МПК Е21 В 43/12, 43/24. Устройство для заканчивания и обслуживания скважин с отклоненным и горизонтальным стволом. // E.O.Anders, Anders Energy Corporation. Опубликован 13.06.1989.
  66. Химические реакции полимеров. Под ред. Е. Феттеса, пер. с англ. под ред. акад. АН СССР В. А. Кабанова. // М., Мир, 1977.
  67. А.И., Мариампольский H.A. Регулирование технологических показателей тампонажных растворов.// М., Недра, 1988, 224 с.
  68. Дон Н.С., Титков Н. И., Гайворонский A.A. Разобщение пластов в нефтяных и газовых скважинах. // М., Недра, 1973. 272 с.
  69. Н.Е., Соколова Л. И. Исследование влияния полимерных добавок на свойства тампонажных растворов. // Тезисы докладов к конференции-дискуссии «Формирование и работа тампонажного камня в скважине» 14−18 мая 1984 г. //Краснодар, 1984, с. 28.
  70. В.А., Новохатский Д. Ф., Ягоденко В. В. Облегченные цементо-полимерные растворы. // Тезисы докладов к конференции-дискуссии
  71. Формирование и работа тампонажного камня в скважине" 14−18 мая 1984 г. //Краснодар, 1984, с. 116−118.
  72. В.И. Краткий справочник химика.//М., Химия, 1964.
  73. Патент № 2 129 649, РФ, МПК Е21 В 33/138, — Комплексный реагент для тампонажных систем. // Гноевых А. Н., Куксов А. К., Новохатский Д. Ф., Рябоконь A.A., Рябова Л. И. Опубликован 27.04.99 г.
  74. Патент № 2 132 447, РФ, МПК Е21 В 33/138, — Тампонажный состав. // Паненко H.A., Григулецкий В. Г., Рябова Л. И., Елизаров Н. И. Опубликован 27.06.99 г.
  75. Рябова Л. И Тампонажные растворы повышенного качества -Бурение и нефть. М.-- 2003.
  76. Л.И. Кривошей А.В, Романов В.Г.Седиментационно-устойчивые облегченные тампонажные растворы. //Труды ОАО НПО «Бурение». /Техника и технология заканчивания и ремонта скважин в условиях АНПД, вып.8, 2002, с.
  77. Л.И. Тиксотропные тампонажные растворы повышенной изолирующей способности// Строительство нефтяных скважин на суше и на море. № 1, — ВНИИОЭНГ. — 2004-с.
  78. Л. И. Шляховой Д.С., Тимофеева Е. В. Объемные изменения цементного раствора и камня, влияющие на качество цементирования скважин //Нефтяное хозяйство- М, — ВНИИОЭНГ- № 2.-2008 с. 40−42.
  79. Л.И. Повышение изолирующей способности тампонажных растворов, — //Человек, наука, техника -/Сборник научных статей ростовский Гос. Университет, — 2002 С.
  80. С. А. Ашрафьян М.О. Гринько Ю. В. Седиментационно устойчивые тампонажные составы для цементирования горизонтальных и пологих скважин.// «Нефтяное хозяйство», М., Недра, 2003, № 4, с. 98- -101.
  81. Ю. В ., Рябова Л. И., Мягкий Я. Б. Управление тиксотропны-ми свойствами тампонажных растворов с помощью реагентов// НТЖ «Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море», М, ВНИИОЭНГ, 2010, № 1, с. 36−39.
  82. Комплексные реагенты для обработки тампонажных растворов // Ашрафьян М. О. Куксов А.К. ГринькоЮ.В. и др. //"Нефтяное хозяйство", М., Недра, 1997, № 7. С
  83. А.И., Рябоконь С. А. Требования к свойствам и критерии оценки качества буровых растворов, обеспечивающих надлежащую подготовку ствола к креплению скважин. Труды ОАО НПО «Бурение». — 2000. -вып. 5.-С. 18−26.100. Автореферат Гринько Ю.В.
  84. С. Ф. Каримов И.Н. Способ получения тампонажных материалов с пониженной водоотдачей//Наука и технология углеводородных дисперсных систем: материалы второго международного симпозиума.-Уфа, 2000 .-Т. 1 -С.92−93.
  85. Черненко A.B./ К вопросу о регламентации водоотдачи тампонаж-ных растворов.// Труды ОАО НПО «Бурение», — Вып. 14 -Разведочное бурение на суше и континентальном шельфе России-Краснодар-2005г.-с. 144−153.
  86. Е.П., Колесников П. И., Муняев В. М., Остапенко A.A. Тампонажные растворы с пониженной водоотдачей для цементирования глубоких скважин. М.: РНТС Бурение, 1976, № 2. (44).
  87. Современные технологии и технические средства для крепления газовых и нефтяных скважин. Монография под редакцией Рябоконя С. А. Краснодар, 2003: Изд-во «Просвещение Юг» — 368 с.
  88. Технология цементирования скважин, обеспечивающая герметичность цементного кольца в заколонном пространстве. РД 39−147 009−87.
  89. Инструкция по цементированию эксплуатационных колонн в скважинах Прибрежной группы месторождений. Кубаньбургаз. Краснодар, 2005.
  90. Е.Г. Леонов, В. И. Исаев. Гидроаэромеханика в бурении: Учебник для ВУЗов. М.: Недра, 1987. — 304 с.
  91. Н.Р. Рабинович. Инженерные задачи механики сплошной среды в бурении.. М.: Недра, 1989. — 270 с.
  92. Ю7.Шахмаев З. М. Особенности технологии цементирования скважин при наличии проницаемых пластов с различными градиентами давле-ния//НТИС. Сер. «Нефтегазовая геология, геофизика и бурение»,-М.:ВНИИОЭНГ, 1984, — Вып, 3.-С.43−45
  93. ГОСТ 17 624–87 «Бетоны. Ультразвуковой метод определения прочности».
  94. Определение прочности бетона монолитных конструкций ультразвуковым методом способом поверхностного прозвучивания. Методические указания ГУЛ «НИИЖБ». // www.interpribor.ru/ /primmethod.php.
  95. В.Ф., Булатов А. И., Петерсон А. Я., Шаманов С. А. Контроль и пути улучшения технического состояния скважин // М., ООО «Недра-Бизнесцентр», 2001. 305 с.
  96. В.Ф., Белоконь Д. В., Козяр Н. В., Смирнов H.A. Акустические исследования в нефтегазовых скважинах. Состояние и направления развития (Обзор отечественных и зарубежных источников информации). // Тверь, ассоциация АИС, НТВ «Каротажник», № 063, с. 3.
  97. М.Г. К теории акустического мультипольного каротажа обсаженных скважин. // http://petrogloss.narod.ru/Markov.htm
  98. А.Е. Особенности крепления сеноманских скважин на Песцовом и Заполярном месторождениях. // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. М., ВНИИОЭНГ, 2008, № 5, с. 50−52.
  99. H.A., Варыхалов A.C., Рыбаков В. В., Пивоварова Н. Е. Технико-технологические особенности оценки качества цементирования обсадных колонн методом акустического сканирования. // http: //www. karotazh. г u/pdf/ arti с 1 е/akust i с .pdf
  100. M.O. Оценка пропускной способности канала (щели) между обсадной колонной и цементным камнем, возникающего при опрес-совке колонны. // «Нефтяное хозяйство», 2009, № 12, с. 77−79.
  101. Н.В. Оценка качества цементирования колонн и разрезов скважин по результатам акустических исследований. // «Нефтяное хозяйство», 2008, № 9, с. 24−27.
Заполнить форму текущей работой

На отлично!