Помощь в учёбе, очень быстро...
Работаем вместе до победы

Фильтрационные нарушения процесса структурообразования тампонажных суспензий и разработка способов повышения их суффозионной устойчивости

Диссертация: Фильтрационные нарушения процесса структурообразования тампонажных суспензий и разработка способов повышения их суффозионной устойчивости
ДиссертацияПомощь в написанииУзнать стоимостьмоей работы

Уже теперь по расчетам американских специалистов в штате Техас ущерб от негерметичности заколонного пространства составляет от 20 до 350 тыс. долларов на скважину. Трудность решения данной проблемы усугубляется недоступностью изоляционного комплекса скважины для наблюдения как в процессе ее сооружения, так и в процессе эксплуатации, а также сложностью адекватного моделирования процессов… Читать ещё >

Содержание

  • ОСНОВНЫЕ ОБОЗНАЧЕНИЯ, ПРИНЯТЫЕ В ДИССЕРТАЦИИ
  • I. СОВРЕМЕННОЕ СОСТОЯНИЕ ИЗУЧЕННОСТИ ПРОБЛЕМЫ СОЗДАНИЯ ГЕРМЕТИЧНОГО ИЗОЛЯЦИОННОГО КОМПЛЕКСА СКВАЖИН
  • I. I.Обзор существующих представлений о црироде межпластовых перетоков и флюидопроявлений через зацементированное заколонное пространство
    • 1. 2. Поровое давление тампонажной суспензии
    • 1. 3. Процесс коагуляции в дисперсных системах
    • 1. 4. Современные взгляды на процессы структурообразования в цементных суспензиях
    • 1. 5. Анализ существующих методов регулирования фильтрационных процессов в тампонажной суспензии
    • 1. 6. Выводы из изучения состояния вопроса и обоснование направления исследования
  • II. МЕТОДИКА ИССЛЕДОВАНИЯ И ПРИМЕНЯЕМЫЕ МАТЕРИАЛЫ
  • III. ИССЛЕДОВАНИЕ ПРОЦЕССОВ ФОРМИРОВАНИЯ СТРУКТУРЫ ТАМПОНАЖНОЙ СУСПЕНЗИИ ПРИ ТВЕРДЕНИИ В ФИЛЬТРАЦИОННОМ ПОТОКЕ
    • 3. 1. Влияние неравномерности структуры твердеющей тампонажной суспензии на её проницаемость
    • 3. 2. Деструктивные процессы на стадии агрегации
    • 3. 3. Деструктивные процессы на переходной стадии
    • 3. 4. Деструктивные цроцессы на стадии твердения
  • ВЫВОДЫ ПО Ш ГЛАВЕ
  • 1. У. РАЗРАБОТКА КОМПЛЕКСА ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ПРИЕМОВ, УМЕНЬШАЮЩИХ ОПАСНОСТЬ КАНАЛ00БРА30ВАНИЯ
    • 4. 1. Выбор продолжительности и интенсивности перемешивания при использовании осреднительной емкости
    • 4. 2. Приведение в соответствие продолжительности цементирования с продолжительностью первой и второй стадий
    • 4. 3. Гомогенизация тампонажной суспензии в затрубном пространстве на второй стадии
    • 4. 4. Заполнение порового пространства и образующихся каналов фильтрации тонкодисперсной коагуляцион-ной структурой
    • 4. 5. Локальное упрочнение слабых участков образовавшейся структуры частицами, связанными кристаллизационными контактами
    • 4. 6. Выбор оптимального для данных условий состава вяжущего вещества
  • ВЫВОДЫ ПО 1У ГЛАВЕ
  • V. ПРОВЕРКА И ПРАКТИЧЕСКАЯ РЕАЛИЗАЦИЯ РЕКОМЕНДОВАННЫХ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ПРИЕМОВ И РЕКОМЕНДАЦИЙ
    • 5. 1. Проведение промысловых испытаний суффозионно устойчивых тампонажных растворов
    • 5. 2. Экономическая эффективность рекомендаций
  • ВЫВОДЫ ПО У ГЛАВЕ

Фильтрационные нарушения процесса структурообразования тампонажных суспензий и разработка способов повышения их суффозионной устойчивости (реферат, курсовая, диплом, контрольная)

Несмотря на ограниченность мировых ресурсов жидких и газообразных углеводородов нефть и газ в нашей стране в перспективе до 2000 года, возможно и на первое столетие следующего тысячелетия останутся важнейшим источником энергии.

Решениями ХХУ1 съезда КПСС предусмотрено значительно увеличивать добычу газа при продолжении роста добычи нефти.

В условиях снижения продуктивности действующих и вновь сооружаемых скважин для поддержания уровня добычи нефти, а тем более для его повышения необходимо сооружение все большего числа скважин. Эффективность их эксплуатации, а следовательно, и эффективность использования затраченных на их сооружение финансовых, материальных и трудовых ресурсов в значительной степени определяется надежностью изоляционного комплекса скважин, включающего обсадные колонны, тампонажные материалы, приствольную зону и контактные области между этими элементами.

Недостаточная надежность изоляционного комплекса может привести к разрушению крепи скважины, обводнению месторождений и к другим нежелательным последствиям — межпластовым перетокам, неконтролируемому поступлению пластовых флюидов на поверхность.

Повышение надежности изоляционного комплекса скважин необходимо для повышения нефтеи газоотдачи пластов, увеличения долговечности скважин, сокращения потерь углеводородов, ценность которых будет во все большей степени возрастать.

Уже теперь по расчетам американских специалистов в штате Техас ущерб от негерметичности заколонного пространства составляет от 20 до 350 тыс. долларов на скважину. Трудность решения данной проблемы усугубляется недоступностью изоляционного комплекса скважины для наблюдения как в процессе ее сооружения, так и в процессе эксплуатации, а также сложностью адекватного моделирования процессов цементирования и поведения изоляционного комплекса в процессе его службы.

Развитие научных представлений в этой области технологии прошло через признание главенствующей роли языков невытесненного бурового раствора, затем глинистой корки на стенках скважины, а также негерметичности резьб, в нарушении изоляции скважины. Цементное кольцо в затрубном и межтрубном пространстве казалось значительно более надежным элементом, чем упомянутые выше.

Однако в последние годы в результате проведения экспериментальных работ и успешного вскрытия заколонного пространства в исследовательских целях было обнаружено, что само цементное кольцо имеет в своем сечении флюидопроводящие каналы. В сочетании с данными о многочисленных газопроявлениях, наблюдаемых в период ОЗЦ, это обстоятельство привело к экспериментально подтвержденному и общепризнанному теперь мнению, что цементное кольцо в затрубном пространстве разрушается, и это разрушение происходит зачастую на ранней стадии его формирования в результате фильтрации пластовых флюидов. Фильтрация становится возможной в результате падения противодавления на пласты в процессе затвердевания тампонаж-ного раствора, причем это падение происходит на той стадии, когда проницаемость тампонажной суспензии еще велика.

К настоящему времени уже предложен ряд мероприятий, призванных противодействовать этому явлению. Эти мероприятия носят в значительной степени фрагментарный характер, так как предложены без учета природы процессов фильтрационного нарушения твердеющей тампонажной суспензии. Природа этих процессов, их микромеханизм оставались неизученными, что не позволяло целенаправленно работать над повышением изоляционных свойств тампонажных суспензий.

Поэтому настоящая работа была посвящена изучению процессов.

— 3 формирования и разрушения структуры тампонажных суспензий на о надмолекулярном уровне дисперсности (10 — 10 мкм) и изысканию физико-химических методов предотвращения фильтрационных нарушений на основе новых научных представлений об этих процессах.

Для достижения указанной цели в диссертационной работе были поставлены и решены следующие основные задачи:

— разработана методика комплексного исследования структуры, формирующейся в тампонажной суспензии;

— исследованы физико-химические процессы, протекающие в структуре твердеющей тампонажной суспензии в условиях фильтрационного потока;

— выявлены закономерности формирования противофильтрационных свойств твердеющей тампонажной суспензии;

— изучен механизм формирования каналов фильтрации на надмолекур лярном уровне дисперсности (10 — 10 мкм);

— разработаны пути повышения устойчивости структуры тампонажной суспензии фильтрационному нарушению на ранних стадиях ее формирования ;

— рекомендован ряд технологических приемов и материалов для повышения изолирующей способности цементных суспензий;

— проведены промысловые испытания ряда рекомендаций.

Диссертационная работа выполнена на кафедре «Бурение нефтяных и газовых скважин» МИНХ и ГП им. И. М. Губкина в 1979;1984 г. г.

Диссертация относится к циклу работ, выполненных сотрудниками лаборатории цементирования скважин кафедры бурения нефтяных и газовых скважин МИНХ и ГП им. И. М. Губкина под научным руководством профессора B.C. Данюшевского, в направлении исследования связи «структура — свойства» для тампонажных суспензий на минеральной основе. Как и в ранее выполненных работах И. А. Ведищева.

20/, К. А. Джабарова /45/ и ряда других сотрудников, в основу данной работы положен детерминированный подход, позволяющий глубже раскрыть природу процессов, протекающих в тампонажной суспензии.

Автор сердечно благодарит научного руководителя доктора технических наук, профессора Виктора Соломоновича Данюшевского.

Автор выражает признательность сотрудникам кафедры, принявшим участие в обсуждении работы.

Эти выводы и предложенные для практического использования рекомендации позволяют регулировать процесс фильтрации и связанное о ним фильтрационное. нарушение в процессе формирования структуры твердеющей тампонажной суспензии, уменьшить опасность межпластовых перетоков и проявлений пластовых флюидов, повысить надежность и долговечность скважины.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

.

Изучение процессов формирования структуры тампонажной суспензии в условиях непрерывного фильтрационного потока позволяет обнаружить следующие неизвестные ранее явления:

1. Первичной причиной фильтрационных нарушений структуры твердеющей тампонажной суспензии, которые в конечном итоге приводят к каналообразованию, является дисперсия размеров расстояний между частицами. В хорошо гомогенизированной при приготовлении суспензии дисперсия возникает в результате процессов коагуляции и коалесценции. Превалируют коагуляционный процесс по ван-дер-ваальсовому механизму (для дисперсионной фазы) и процесс коалесценции по гравитационному механизму (для дисперсионной среды).

2. Существуют различные механизмы фильтрационного нарушения структуры твердеющей тампонажной суспензии:

— раздвижка элементов коагуляционной структуры;

— слом кристаллов в конденсационно-кристаллизационной структуре — 1.

— растворение и вымыв частиц новообразований;

— изменение условий кристаллизации новообразований, приводящее к неблагоприятному изменению их морфологии.

Изучение путей и средств для предотвращения и ослабления разрушающего действия фильтрационного потока в тампонажной суспензии позволило сделать ряд выводов:

1. Новообразования в тампонажных суспензиях по сопротивляемости фильтрационному нарушению при равной объемной концентрации располагаются в ряд (в сторону уменьшения): гидросиликаты кальция, гидроалкминаты кальция, гидросульфоалюминаты кальция, дву-водный гипс, гидроксид кальция.

2. Присутствие в качестве микроармирующих элементов в коагуляционной структуре кристаллы новообразований по эффективности действия могут быть расположены в следующий ряд (в сторону уменьшения): гидросульфоалюминаты кальция, гидроалюминаты кальция, двуводный сульфат кальция, гидроксид кальция.

3. Стабилизирующее действие солевых гелеобразующих добавок, содержащих катионы поливалентных металлов, и их влияние на свойства тампонажных растворов в большой степени зависят от вида аниона.

4. На стабилизирующее действие солей поливалентных металлов и реологические свойства содержащих их тампонажных суспензий существенное и, как правило, положительное влияние оказывает одновременное присутствие солей щелочных металлов.

Показать весь текст

Список литературы

  1. М.Х. и др. К вопросу исследования некоторых явлений, происходящих при твердении цементного раствора. — А.Н.Х., 1968, № 2, с. 16−18.
  2. А.П. Межпластовые перетоки газа при разработке газовых месторождений. М.: Недра, 1966. — 203 с.
  3. P.M. К вопросу о суффозионной устойчивости цементных суспензий. Труды МИНХ и ГП им. И. М. Губкина, вып. 162, 1982, с. 64−72.
  4. P.M., Тейман И. А. Исследование изменения фильтрационных параметров цементной суспензии в процессе её твердения. В кн.: Тезисы докладов 9-й научно-технической конференции молодых ученых и специалистов, Пермь, 1983, с. 62.
  5. Р.Г., Данюшевский B.C. Химия промывочных и тампонаж-ных жидкостей. М.: Недра, 1981. — 152 с.
  6. А.И. К анализу форм движения материи в системе цементной раствор вмещающая среда. — Нефть и газ, 1967, № 12, с. 40−42.
  7. В.М. О методике исследования коллекторских свойств трещиноватых пород по керну. Геология нефти и газа, 1961,1. II, с. 43−46.
  8. А.И. Технология цементирования нефтяных и газовых скважин. 2-ое изд., перераб и доп. — М.: Недра, 1983.-255 с.
  9. А.И. Технология цементирования нефтяных и газовых скважин. М.: Недра, 1973. — 296 с.
  10. Ю.Булатов А. И. Управление физико-механическими свойствами тампо-нажных систем. -М.: Недра, 1976. 248 с.
  11. П.Булатов А. И., Куксов А. К., Обозин О. Н. О необходимости учета седиментационной устойчивости тампонажных растворов. Бурение1971, В 2, с. 19−22.
  12. А.И., Обозин О. Н., Черненко А. В. Седиментация тампонажных растворов. В кн.: Буровые растворы и крепления скважин. Труды ВШИКРнефти, Краснодар, 1971, с. 103−107.
  13. А.И., Рябченко В. И., Сибирко И. А., Сидоров Н. А. Газоводощюявление в скважинах и борьба с ними. М.: Недра, I960. — 280 с.
  14. А.И. 0 природе межтрубных газоводо и нефтепроявлений. Газовая промышленность, 1963, № 12, с. 6−9.
  15. А.И., Сибирко И. А. 0 причинах возникновения газопроявлений при креплении скважин. Газовая промышленность, 1968, В 3, с. 5−9.
  16. А.И., Обозин О. В., Буксов А. К. Возникновение каналов в затрубном пространстве скважин после цементирования. Газовая промышленность, 1970, J5 2, с. 3−6.
  17. А.И., Обозин О. Н. Об изменении гидростатического давления при твердении тампонажных растворов. В кн.: Технология бурения и крепления глубоких скважин. Труды КФ ВНИИнефти, вып. 20, М., Недра, 1970, с. 207−214.
  18. А.И., Обозин О. Н. К вопросу об устойчивости тампонажных растворов. В кн.: Крепление скважин и буровые растворы. Труды К. Ф. ВНИИнефти, вып. 23, Краснодар, 1970, с.256−267.
  19. Ю.М. Практикум по технологии вяжущих веществ и изделий из них. М.: 1953. — 467, с.
  20. И.А. Исследование процессов структурообразования суспензий тампонажных материалов для глубоких нефтяных и газовых скважин в статических и динамических условиях: Автореф. дисс. канд. техн. наук Москва, 1969. — 18 с.
  21. И.Г., Кильдтцев Г. С. Основы математической статистики. М.: Госстатиздат, 1963. — 306 с.
  22. А.Л. и др. Изменение давления столба тампонажного раствора в заколонном пространстве скважины в период схватывания и твердения. Бурение, 1971, № 9, с. 27−29.
  23. А.Л. и др. Измерение давления и температуры в зацементированной части заколонного пространства скважины. Бурение, 1974, № 7, с. 36−40.
  24. В.М., Седунов Ю. С. Процессы коагуляции в дисперсныхсистемах. М.: Гидрометеоиздат, 1975. — 295 с.
  25. А.А., 1ульга Г.П. Исследование активного гидростатического давления, создаваемого цементными растворами.- В кн.: Крепление скважин. Труды ВНИИБТ, вып. 23, М., 1968, с. 91−98.
  26. А.А., Фарукшин JT.X. Гидростатическое давление
  27. Цементного раствора. Нефтяник, 1963, № 10, с. 30−32.
  28. Г. Г., Рахимбаев III.М., Обозин О. Н. Опыт повышения седиментационной устойчивости тампонажных растворов. В кн:
  29. Промывка и цементирование скважин. М., Недра, 1973, с. 102 105.
  30. М.П., Соловьев Е. М. Об одном проявлении седиментации в цементных растворах. Разработка и эксплуатация газовыхи газоконденсантных месторождений, Р.Э. ВНИИЭ Газпрома, 1970, В 4, с. 32−40.
  31. М.П. Перетоки газа в скважинах через цементный раствор. НТО сер. Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсантных месторождений. М.: 1977. — 52 с.
  32. М.П. Поровое давление цементных растворов в газовых скважинах большого диаметра, Э.И. ВНИИЭГазпрома 1970,10, с. 31−34.
  33. М.П., Соловьев Е. М. Об измерении порового давленияв суспензиях, находящихся в покое. М.: 1970. № 2, с. 26−31.
  34. М.П., Соловьев Е. М., Дюков A.M. Влияние ускорителей схватывания на интенсивность падения порового давления. И. С. Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. М.: 1970. № 6, с. 33−36.
  35. А.Е. Седиментация фактор регламентирующий жидкость тампонажных растворов. — Труды ЕНИИКРнефти, вып. 19, Краснодар, 1980, с. 44−49.
  36. В.Д. Изменение объема набухших бентонитов под действием минерализованных сред. Нефтяное хозяйство, 1966, № 8, с. 15−17.
  37. А.Т., Баталов Д. М. Седиментационные явления в тампонажных растворах при наличии фильтрации.-Вкн.: Проблемы нефти и газа Тюмени. Тюмень, 1982, J& 55, с. 24−26.
  38. В.В. Исследование и разработка методов повышения герметичности заколонного пространства скважин: Автореф. дисс. канд. техн. наук Москва, 1981 — 18 с.
  39. В.В., Леонов Е. Г. Исследование порового и скелетного давления столба цементного раствора в период схватывания. НТС, Бурение, 1969, J& 3, с. 17−21.
  40. В.В., Леонов Е. Г., Малеванский В. Д. Проницаемость скелета столба цементного раствора в период ОЗЦ. Р. С. Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. М., ВНИИЭГазпром, 1970, .№ 7, с. 9−17.
  41. В.В., Малеванский В. Д. Устойчивость цементных растворов в период схватывания. Газовая промышленность, 1975,7, с. 42−44.
  42. Н.А. К созданию состава буферной жидкости, предупреждающей некоторые газоводонефтепроявления. Тезисы докладов и сообщений Всесоюзного семинара: «Повышение эффективности буферных жидкостей». Краснодар, 1973, с. 11−12.
  43. B.C. Проектирование оптимальных составов тампо-нажных цементов. М.: Недра, 1979. — 293 с.
  44. B.C., Толстых И. Ф., Мильштейн В. М. Справочное руководство по тампонажным материалам. М.: Недра, 1973. — 312с.
  45. Д&абаров К. А. Исследование поровой структуры камня из тампо-нажных цементов: Автореф. дисс. канд. техн. наук. Москва, 1974 — 23 с.
  46. Р.Х., Катеев И. С., Загидуллин Р. Г. Исследование градиента давления гидропрорыва тампонажных растворов. Труды ТатНШИнефть, 1980, № 13, с. 30−34.
  47. Л.Б. Условия образования каналов в цементном камне и затрубном пространстве скважин. М.: ВНИИОЭНГ, 1970, с.78−86.
  48. Р. Течение жидкостей через пористые среды. ГЛир, 1964. — 343 с.
  49. В.К. О природе межтрубных газоводонефтепроявлений.- Газовая промышленность, 1966 № 7, с. 10−15.
  50. В.К. Зависимость качества и успешности цементированияот способа приготовления тампонажной суспензии. Нефтяное хозяйство, 1967, В 6, с. 20−22.
  51. В.К. Опыт измерения гидростатического давления на забое скважины после окончания цементщювания. НТС. Бурение, 1970, Ш 4, с. 11−13.
  52. Л.Л., Кузнецова Н. П. Оценка степени насыщения пород коллекторов различными смолами. Б кн.: Методы исследования пород коллекторов нефти и газа и аппаратура для этих целей. Труды ВНИГНИ, 1974, вып. 156, с. 86−89.
  53. Л.Л. Методы насыщения пород коллекторов окрашенными смолами. М.: Недра, 1977, — 96 с.
  54. И.Г. Изучение структуры порового пространства карбонатных коллекторов. Нефтегазовая геология и геофизика, 1966. № 7, с. 34−36.
  55. А.К., Черненко А. В. О поровом давлении в зацементированном затрубном пространстве скважины. Азербайджанское нефтяное хозяйство, 1972, № 7, с. 19−21.
  56. А.К. и др. Экспериментальная оценка изолирующей способности тампонажных растворов. В кн.: Тампонажные материалы и технология крепления скважин. Труды ВНИИКРнефть, 1981, с. 3−6.
  57. А.К., Черненко А. В. Агрегативная неустойчивость тампонажных растворов. В кн.: Промывка и цементирование скважин. М., Недра, 1973, с. 95−102.
  58. В.Г. Физико-химическая гидродинамика. М.: Физматгиз, 1959. — 669 с.
  59. Е.Г. Исследование некоторых осложнений цри бурении скважин и разработка методов борьбы с ними: Автореф. дисс. докт. техн. наук Москва, 1975 — 38 с.
  60. В.К. Затрубные выбросы после цементирования обсадных колонн. Азербайджанское нефтяное хозяйство, 1954, № 8, с. 18−20.
  61. Ли М. Ф. Химия цемента и бетона. М.: Госстройиздат, 1961.—644 с.
  62. А.А. К вопросу борьбы с обводнением скважин. -Азербайджанское нефтяное хозяйство, 1940, № 4, с. 12−18.
  63. М.Р. и др. Новый тампонажный материал с повышенной седиментационной устойчивостью. РНТС, Бурение, 1979, № I, с. 28−30.
  64. В.Д. Открытые газовые фонтаны и борьба с ними.- Гостоптехиздат, 1963. 211 с.
  65. У.Д. Фильтрация промывочных и цементных растворов.- Ташкент, Фан, 1964. 102 с.
  66. У.Д., Салахутдинов Н. Х. Вопросы межтрубных газопроявлений и межпластовых перетоков. В сб.: Геология, разведка и разработка газовых и газоконденсантных месторождений. М., 1970, с. 38−40.
  67. Методика определения экономической эффективности использования при строительстве нефтяных и газовых скважин новой техники, изобретений и рационализаторских предложений: РД 39−3-7978. Москва, 1978.- 490 с.
  68. А.Х. и др. Экспериментальное исследование тик-сотропных вязко-пластичных жидкостей. Азербайджанское нефтяное хозяйство, 1965, № 2, с. 10−13.
  69. Н.А. Цричины, способствующие поступлению флюидов из высоконапорных горизонтов в кольцевое пространство заполненное цементным раствором. Р. С. Бурение газовых и газоконден-сатных скважин. М., ВШИЭгазцром, 1976, № 5, с. 9−16.
  70. С.Н., Кучкарев Л. К., Парматова А. П. О цементированиинизкотемпературных скважин. Нефтяное хозяйство, 1964, № 7, с. 26−29.
  71. Р. Физические свойства цементной пасты.-В кн.: Четвертый международный конгресс по химии цемента. М., Строй-издат, 1964, с. 402−438.
  72. Т.Г., Трейвус Е. Б., Пунин Ю. О., Касаткин А. П. Выращивание кристаллов из растворов. 2-ое изд. перераб. и доп. — Л., Недра, 1983. — 200 с.
  73. Повышение качества цементирования нефтяных и газовых скважин./ А. Х. Мирзаджанзаде, В. И. Мищевич, Н. И. Титков, А. И. Булатов, Н. М. Шерстнев. М.: Недра, 1975. — 232 с.
  74. Полубаринова-Кочина П. Я. Теория движения грунтовых вод. М.: Наука, 1977. — 662 с.
  75. Г. А., Удовиченко Н. А. Регулирование свойств суффо-зионно-устойчивых цементных растворов. В кн.: Геология, разведка и разработка и эксплуатация газовых и газоконден-сатных месторождений Тимано-Печерской провинции. М., 1980, с. 54−60.
  76. Е.Е., Соловьева Е. С., Ребиндер П. А. Кристаллизационное структурообразование в суспензиях трехкальциевого алюмината. ДАН., СССР, т. ИЗ, № I, с. 134−137.
  77. Е.Е., Соловьева Е. С., Ребиндер П. А. Влияние температуры на процессы кристаллизационного структурообразова-ния в суспензиях трехкальциевого алюмината . Коллоидный журнал, 1961, т. 23, № 2, с. 24−28.
  78. Е.Е., Саркисьянц P.P., Ребиндер П. А. Исследованиеструктурообразования в цементной суспензии. Коллоидный журнал, 1958, т. 20 № I, с. 75−78.
  79. А.И. Исследование некоторых причин возникновения газопроявлений после цементирования скважин: Автореф. дисс. канд. техн. наук. Москва, 1973. — 17 с.
  80. Н.А., Ковтунов Г. А. Осложнения при бурении скважин.- Гостоптехиздат, 1959. 199 с.
  81. Сейд-Рза М. К. Технология бурения глубоких скважин в осложненных условиях. Баку, Азернещр, 1963. — 199 с.
  82. М.Л. Опыт математической теории кинетики коагуляции коллоидных растворов. Коагуляция коллоидов, ОНТИ, М., 1936, с. 7.
  83. Е.М., Гранин М. П. О терминологии при изучении поведения цементного раствора в покое. Нефть и газ, 1971,7, с. II2-II3.
  84. Е.М. Заканчивание скважин. М.: Недра, 1979. — 298с.
  85. В.Т. Состояние и пути улучшения качества цементирования эксплуатационных колонн на Ромашкинском месторождении.- В сб.: Вопросы производства тампонажных цементов и технологии цементирования нефтяных скважин. М., Госинти, 1961, с. 32−44.
  86. В.Т. Лабораторные и промышленные методы исследования причин обводнения скважин подошвенной водой. В кн.: Опыт изоляции пластовых вод. М., ВДИИТЭнефтегаз, 1963, с. 169−188.
  87. А.И. Об источниках и характере межколонных газопроявлений при бурении скважин на ПХГ. Р. С. Бурение газовых и газоконденсатных скважин. М., ВШШЭгазцром, 1978, № 6,с. 23−29.
  88. Н.А. Седиментометрический анализ. М.: А.Н.1. СССР, 1948. 332 с.
  89. Д., Бреннер Г. Гидродинамика цри малых числах Рей-нольдса. Мир, 1976. — 630 с.
  90. М.А. Лабораторное изучение некоторых физических свойств осадочных пород. В кн.: Методы изучения осадочных пород. М., Госгеолиздат, 1956, т. I, с. 298−304.
  91. В.Г. Причины затрубных газопроявлений после цементирования обсадных колонн и методы их щзедуцреждения. Бурение, 1964, № 2, с. 16−19.
  92. Н.А. Механика грунтов. М.: Высш. ж., 1983. — 228с.
  93. А.В., Горлов А. Е., Куксов А. К. О месте возникновения каналов в зацементированном затрубном пространстве. В кн.: Тампонажные растворы и технология крепления скважины. Труды ВШИКРнефть, вып. 13, Краснодар, 1977, с. 156−159.
  94. А.В., Горлов А. Е. О седиментационной устойчивости тампонажных растворов. Нефтяное хозяйство, 1977, № 7, с. 21−23.
  95. В. Некоторые нерешенные проблемы гидратации цемента.- В кн.: Четвертый международный конгресс по химии цемента. М., Стройиздат, 1984, с. 458−473.
  96. А.Е. Физика течения жидкостей через пористые среды.- М.: ГТТИ, I960. 249 с.
  97. Р.И. Изучение природы газопроявлений после цементирования обсадных колонн. Газовая цромыишенность. 1965, № 9, с. 7−1I.
  98. Е. Д. Перцов А.В., Амелина Е. А. Коллоидная химия. М.: Из-во. Моск. ун-та, 1982. — 348 с.
  99. Bardie WJ.^Cournay L.S. frechertz P.P. Pore sUc distri&ition cfa petroleum reservoir rocks. -Trans.
  100. AIME, Vol 189, pp 195−203.
  101. Carter L. G S laj1e K.A. A Study of com-ple tion practices to mi"um, ize gas cotnmucation Г Dour. of Pet. Tech,., 1972 f Vol 24 — Л/0, ^ 1170−117Q,
  102. Corrtpfac к R Beecroft W. H. Studies, of annularflow io11owb.(^ j>rim.ary ceme v, cj, r^ouv. of Canadian. Pet .Tech.19S0, Vol, pp 57−62.
  103. C.C., Си nruh,^ kam, W.C. Filtrate con,"tro1-a, key iw successfaf cementing practices г Dour, of Pet.Tech., 1977, Vol 29, U8, pp 951−956.
  104. Cooke c.E.y Muck M.P., Meolraixod. Ffeld measure meats of annular pressure during prinxary сепъепДИгъ^тЭоиг. of Pet .Tec к, 1983, Vol 35, ISfe, |>p 1Ц29-Й58.
  105. Den.rLiS A.W., R. a1pk C., Morman, Robert W.Jr. Angular gas rrugratioKi can. be cont ro He d.~ 0t1 and Gas
  106. Сtour., ШЗ>Vol3fJ^i f>f> m, m,15l.
  107. Press, 4972, Vof Part 2, f>p 1064
  108. Ha&rat S. Porowatosc I przepusz czairtosc Wia-zacecjo zaczynu cemcntowego. Л/crfta f/oi 34, KI6.S.192M97.
  109. Ha&rat S. Prze plyw gazu przez wiazasy -zaczyk cetnentowy.-fi/aUa,^ f/01 34, А/ 9 — s. ъо9-з15.
  110. Hauft &.CvCrook Laboratory ivivesti gafcion ofwei i 4ow-viscosity cementspacer fluids.~ Эоиг. о* Pet. Teclx, 1982, Vol 34 — tf 8 — ppл
  111. KIll^i vJ-, Tom-iska CJ. SecH mervtace cem.en.to vych, Sasреуъ^И. Ppace ustavu
  112. SaSjns brovrufccj. L.Pk. Cement compressi-Sility evaluatedrDriU bit, 1983, Vd 31, ЛЛ2, />/> 67−69.
  113. Safeivts F.L., T
  114. Skalny J. j haycock h/.З. Scartnlntj election micho -scopy of Industrial cement clinkers.
  115. Am, er. Ceram. Soc.-f374, Vo1&7, fs/e (pp 253−256.
  116. Spielman LA., Fit^partrick J.A. Theory particle collection, awdcf atxd aravitjj -forces. -Dour. СоИ .tJn-terf Science | 1973 — Vol 42- N 3 ^ pp 607−623 .
  117. Tinsley 3.M., Miller E.C., Sa&ins F.L., Sutton, O.h.
  118. Study of factors causing angular (jas How •foMowih.^ prinrvary ccrrveixt-j r Dour. 0f p^t. Tech,., 1980, Vol 32, MS, f>p № 27-^37.
  119. We&stst* W-V/., Eikerts T.V. Flow after cemeatiacjfieid study ari/di 4afcohatory model ~ Pa per (SPE 8259- presented at tke SPG 54tK Angular Foil conference aad extaGntiori, (iS A (1979, September*
  120. I 3 2 — — I — I — — — — — ~40 7 — — — — — — — — — I I I8 — — — — I I — — — I — — —9 I I 3 — — I — — — — — —
Заполнить форму текущей работой

Пора сдавать?