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

Разработка технологии и материалов для ремонтно — изоляционных работ при расконсервации скважин

Диссертация: Разработка технологии и материалов для ремонтно — изоляционных работ при расконсервации скважин
ДиссертацияПомощь в написанииУзнать стоимостьмоей работы

В этот фонд сегодня относят не только скважины, законсервированные на длительный срок в соответствии с действующими ПБ 08−624−03 (их реальная цифра порядка 16% всего фонда скважин), но и остановленные как нерентабельные, чаще обводнившиеся, иногда просто «брошенные» еще в период распада бывшего СССР (7,5 тыс. по данным Госкомфонда). В таких условиях требуется серьезная специализация и решить… Читать ещё >

Содержание

  • 1. АНАЛИЗ СОСТОЯНИЯ СЕРВИСНОГО ОБСЛУЖИВАНИЯ ПРИ 8 КАПИТАЛЬНОМ РЕМОНТЕ СКВАЖИН
    • 1. 1. Основы сервиса и перспективы его развития
    • 1. 2. Роль нефтегазового сервиса в ТЭК России
    • 1. 3. Анализ состояния буровых работ
    • 1. 4. Анализ ремонтно — изоляционных работ
  • 2. ВЫБОР МЕТОДИК ИССЛЕДОВАНИЙ СВОЙСТВ РАСТВОРА И 38 КАМНЯ И ПЛАНИРОВАНИЕ ЭКСПЕРИМЕНТОВ
    • 2. 1. Стандартные методы
    • 2. 2. Специальные методы
    • 2. 3. Основы методического подхода к планированию экспериментов
      • 2. 3. 1. Классификация видов анализа
      • 2. 3. 2. Дисперсионный анализ
      • 2. 3. 3. Регрессионный анализ
      • 2. 3. 4. Исследования физико-механических свойств камня системой «МаШсаё»
  • 3. ХАРАКТЕРИСТИКА ОБЛЕГЧЕННЫХ ТАМПОНАЖНЫХ 62 РАСТВОРОВ И ИСХОДНЫХ КОМПОНЕНТОВ
    • 3. 1. Методы проектирования составов цементных растворов ^ пониженной плотности
      • 3. 1. 1. Методы расчета плотности облегченных тампонажных растворов
      • 3. 1. 2. Выбор вида облегчающей добавки
      • 3. 1. 3. Свойства облегчающих добавок и содержащих их тампонажных5 цементов и растворов
      • 3. 1. 4. Бентонитовые и глиноцементные растворы для тампонирования горных пород
    • 3. 2. Исследование тампонажных составов с облегчающими исследуемыми добавками, регулирующими их свойства
      • 3. 2. 1. Результаты исследований свойств тампонажных составов 59 стандартными методами (ГОСТ 1581−96)
      • 3. 2. 2. Результаты исследования прочности рецептур тампонажного 75 камня
      • 3. 2. 3. Результаты рентгенофазового анализа образцов камня
      • 3. 2. 4. Результаты исследования рецептуры облегченного тампонажного gg раствора, содержащий алюмосиликатные микросферы (рецептура № 2)
      • 3. 2. 5. Результаты исследования добавки диатомита на свойства раствора 93 и камня
      • 3. 2. 6. Определение физико — механических свойств тампонажного камня02 из исследуемых рецептур
  • 4. РАЗРАБОТКА СПОСОБА РАСКОНСЕРВАЦИИ СКВАЖИНЫ г 14 ПУТЕМ БУРЕНИЯ БОКОВОГО СТВОЛА
    • 4. 1. Выбор конструкции забоя боковых стволов
    • 4. 2. Разработка способа расконсервации скважины 120 ОСНОВНЫЕ
  • ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ
  • СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ
  • ПРИЛОЖЕНИЕ 1
  • ПРИЛОЖЕНИЕ 2
  • ПРИЛОЖЕНИЕ 3
  • ПРИЛОЖЕНИЕ

Разработка технологии и материалов для ремонтно — изоляционных работ при расконсервации скважин (реферат, курсовая, диплом, контрольная)

Актуальность работы.

Энергетической стратегией России на период до 2030 года предусматривается довести добычу нефти в России до 530−535 млн. тонн и газа до 885 — 940 млрд. куб.м. Здесь ведущая роль принадлежит Тюменской области, на долю которой приходится 291 — 292 млн. тонн нефти и 608 — 625 млрд. куб.м. газа. При этом на развитие нефтяного комплекса России в 2009 — 2030 годах потребуется капитальных вложений в объеме 609 — 625 млрд долл. США, а на развитие газовой промышленности 565 — 590 млрд долл. США.

Большинство месторождений нефти и газа Тюменской области находятся либо вступили в позднюю стадию разработки, для которой характерна падающая добыча углеводородного сырья. Для данной стадии характерным является изношенность основных фондов — это прежде всего стареющий фонд более 160 тысяч пробуренных скважин, высокая обводненность нефтяной продукции (75 — 90%), падение пластовых давлений и выработанность запасов газов крупнейших газовых месторождений (сеноманские отложения Уренгойского, Медвежьего, Заполярного ГКМ) и др. Вместе с тем поставлены амбициозные задачи в «Программе развития до 2020 года», которые должны решаться за счет прироста запасов нефти на больших глубинах, а газа — в Надым-Пур-Тазовском районе Тюменской области, включая месторождения п-ва Ямал и шельфовую зону Карского моря (Штокмановское месторождение), где нужны новые технологии ГРР и добычи углеводородов в условиях суровой ледовой обстановки Заполярья.

Роль нефтегазового сервиса при выполнении поставленных задач трудно переоценить. Объективно эффективность освоения недр и функционирования добывающих компаний напрямую зависит от технического и технологического обновления отраслей ТЭК. Производным синонимом этого обновления является сервисное обслуживание, включающее бурение, эксплуатацию и ремонт скважин. При этом в рамках сервисного рынка быстрее растут потребности в высокотехнологичных услугах (геофизика, горизонтальное бурение, гидроразрыв пластов, ремонтно-изоляционные работы, сооружение боковых и горизонтальных дополнительных стволов, применение технологий гибких безмуфтовых труб, вторичные и третичные методы увеличения нефтеотдачи пластов и многие другие). Особого подхода требует проблема интенсивно растущего бездействующего фонда скважин, который составляет сегодня около 40% всего пробуренного фонда (при нормируемом проектами разработки в 10%).

В этот фонд сегодня относят не только скважины, законсервированные на длительный срок в соответствии с действующими ПБ 08−624−03 (их реальная цифра порядка 16% всего фонда скважин), но и остановленные как нерентабельные, чаще обводнившиеся, иногда просто «брошенные» еще в период распада бывшего СССР (7,5 тыс. по данным Госкомфонда). В таких условиях требуется серьезная специализация и решить проблему можно через сервисный подход через создание специализированных самостоятельных сервисных организаций, которые сами будут заботиться об уровне своей эффективности. Таким компаниям для развития не нужны директивные указания: через них модернизация с инновациями сами потянутся в нефтегазовый сектор. Кроме того, через сервис становится возможным инвестировать углеводородные доходы в другие отрасли экономики, чтобы Россия могла зарабатывать не только и не столько на нефтегазодобыче, но и на технологиях, оборудовании и материалах.

Мировые тенденции таковы, что носителями новых идей для нефтегазовой промышленности давно стали сервисные компании, а сам нефтегазовый сервис является одним из важнейших «локомотивов» для развития высоких технологий в нефтегазовом комплексе и именно качество и надежность являются составляющими настоящего сервиса.

По экспертным оценкам в России нефтегазовым сервисом занимаются более 200 компаний и их сфера обслуживания постоянного расширяется как по спектру предлагаемых технологий, так и по качеству договорных услуг. При этом, приход западных компаний со своими высокими технологиями и многолетним мировым опытом работы послужил стимулом для разработки альтернативных отечественных технологий, техники и материалов, хотя многие из зарубежных «новинок» имеют российское происхождение.

Цель работы — дополнительная добыча углеводородов за счет разработки и внедрения технологии и материалов для крепления боковых стволов при расконсервации обводнившихся нефтяных и газовых скважин.

Основные задачи исследований.

1. Анализ состояния нефтегазового сервиса в России и обоснование сервисного подхода к выбору перспективных технологий и материалов.

2. Разработка рецептур облегченных тампонажных растворов, современный уровень исследований которых позволяет рекомендовать их к применению в составе сервисных технологий ремонта нефтяных и газовых скважин.

3. Разработка способа расконсервации обводнившихся нефтяных и газовых скважин, включающего технологию крепления дополнительных боковых стволов.

4. Апробация разработанных материалов в сервисных организациях по ремонту обводнившихся нефтяных и газовых скважин.

Научная новизна.

1. Обоснован сервисный подход к выбору технологий и материалов для РИР в нефтяных и газовых скважинах, базирующийся на их адекватности современным требованиям производства и востребованности на рынке сервисных услуг в ТЭК России.

2. Изучен механизм и доказана возможность формирования низкопроницаемого тампонажного камня на основе портландцемента ПЦТ 1−100 и диатомита Камышловского месторождения. Получены аналитические зависимости, описывающие физико-химические процессы в формирующемся во времени камне оптимизируемой рецептуры.

3. Установлена целесообразность применения капиллярной пропитки водой исследуемых образцов как экспрес — метода оценки водоизолирующих свойств, структуры формирующегося низкопроницаемого тампонажного камня.

Практическая ценность и реализация.

1. Предложена методика исследования свойств облегченного тампонажного раствора и камня, включающая комплекс стандартных и специальных методов исследований, применение которых позволяет повысить надежность и качество полученных результатов, а значит и уровень сервиса технологии, в которой рекомендуется применение диатомито — содержащего тампонажного материала.

2. Для повышения качества крепления основных и боковых стволов в проблемных зонах водоперетоков, аномально низкого пластового давления (АНПД) и интервалах поступления высокообводненной продукции скважин предложен облегченный цементно — диатомитовый раствор, содержащий тампонажный портландцемент (70%), диатомит (30%), армирующую уплотняющую структуру камня (волокно Ф-1) и водоотталкивающую органическую добавку (керосин).

3. Разработан способ расконсервации скважины путем сооружения и крепления бокового наклонного ствола в обводнившихся нефтяных и газовых скважинах (патент РФ № 2 349 733), применение которого позволяет дополнительно добывать безводную нефть и конденсат (газ).

4. Разработанный облегченный тампонажный цементнодиатомитовый раствор применен при РИР в двух обводнившихся скважинах ООО «Ноябрьский КРС — Сервис» и в 2-х скважинах сервисной компании ООО «Газпром подземремонт Уренгой», что позволило только за три месяца 2010 года дополнительно добыть 1700 тонн безводной нефти.

ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ.

1. На основе анализа и обобщения разработан сервисный подход к выбору технологий и материалов для ремонта нефтяных и газовых скважин, заключающийся в обосновании их востребованности и учета необходимости технологической адекватности современным требованиям производства. Показано, что наиболее востребованными сервисными технологиями на рынке услуг в нефтегазовом комплексе для условий Западной Сибири являются: РИР, ГРП, бурение боковых стволов, расконсервация скважин (доля которых составляет от 10 до 16%).

2. Для обеспечения сервисного проведения работ по РИР предложен и детально исследован состав облегченного цементно — диатомитового тампонажного раствора (ПЦТ 1−100 — 69,96%, диатомит — 30%) с добавками (керосин в воде затворения 1%, волокно Ф-1 — 0,04%), регулирующими основные технологические свойства формируемого низкопроницаемого камня.

3. Установлена возможность и объяснены особенности твердения камня из вяжущего материала, получаемого введением в портландцемент (ПЦТ1−100) 30% диатомита Камышловского месторождения, содержащего, по сравнению с известными месторождениями, повышенное количество (не менее 82%) мелкокристаллического органического кремнезема и глинозема (около 7%).

4. Получены аналитические зависимости в виде уравнений регрессии, описывающие закономерности формирования прочности камня на изгиб в 2-х суточном возрасте (показатель ГОСТ 1581–96), а также функциональные зависимости изменения основных физико — механических свойств камня в процессе твердения в течение 28 суток (прочности на изгиб и на сжатие, прочности сцепления с металлом, водопроницаемости, времени капиллярной пропитки камня водой), полученные с применением системы Ма1сЬаё, которые позволяют оценивать поведение во времени камня из рекомендуемого диатомито-содержащего (30%) тампонажного состава (рецептура № 5) во времени.

5. Разработан с участием автора способ расконсервации обводнившихся скважин сооружением бокового ствола (патент № 2 349 733), траектория которого пересекает ухудшенную в процессе эксплуатации призабойную зону, а также интервалы водонасыщенной части продуктивного нефтяного пласта, изолировать которые предлагается разработанным тампонажным материалом.

6. Разработанный тампонажный материал реализован в сервисных компаниях нефтяной (ООО Ноябрьский «КРС — Сервис») и газовой (ООО «Северподземремонт Уренгой») отраслях ТЭК Западной Сибири, где из 4 отремонтированных обводнившихся скважин в течение трех месяцев 2010 года было получено дополнительно 1700 тонн безводной нефти.

Показать весь текст

Список литературы

  1. В.В. Маркетинг: Сервисная деятельность: Учебное пособие. СПб.: Питер, 2000. — 240 с.
  2. Ю. Катализатор модернизации // Нефть России. 2010. -№ 10. — С.78−81.
  3. К. Сервис на продажу// Нефтяной сервис. 2010. № 1(7). С.2−3.
  4. К. Мы должны быть готовы к окончанию кризиса. // Нефтяной сервис. 2009. -№ 5(6). С.20−21.
  5. Г. Колорит нефтесервиса. Необходима преемственность // Нефтесервис. 2009. — № 5(6). С.2−3.
  6. К. Бурная работа // Нефтяной сервис. 2010. — № 1(7). С. 16−23.
  7. Сервис после кризиса // Нефтесервис. 2009. — № 1(5). С.3−5.
  8. Ю.Сомов А. Сервис разбитый вдребезги // Нефтяной сервис. 2005. — № 10. С.2−5.
  9. П.Новиков B.C. Повышение эффективности управления строительством скважин / B.C. Новиков, Л. В. Родимов, A.C. Новиков // Нефтяное хозяйство.-2010. № 5. С. 108−111.
  10. Д. Сервис «просел» // Нефтяной сервис. 2009. № 5(6). С.4−9. 13. Энергетическая стратегия России на период до 2030 года. Перспективы и стратегические инициативы развития топливно-энергетического комплекса // Москва, 2008.
  11. Р. Нефтегазовый комплекс РФ. URL: http://roman.by/r-97 684.html
  12. В. Новая стратегия требует объединения усилий / В. Акатьев // Нефть и капитал. 1997. — № 9. С.76−80.
  13. H.A. Обеспечение качества и рентабельности скважин в комплексе их создания и применения / Н. А. Бадовский, Е. И. Королько, Ю. Н. Щепилло // Нефтяное хозяйство. -1998. № 5. С. 10−14.
  14. В.И. Новое в технике контроля параметров траектории ствола скважины / В. И. Миракян, В. И. Грайфер, В. П. Иванов, А. В. Мнацаканов, В. Р. Иоанесян, В. И. Зубарев // Нефтяное хозяйство. -1998. № 5. С.15−18.
  15. A.B. Причины выбросов в скважине и обнаружение газонефтеводопроявлений на ранней стадии их возникновения / А. В. Мнацаканов, Р. В. Аветов, П. В. Куцын, О. А. Блохин // Нефтяное хозяйство. 1998. — № 5. С.25−29.
  16. А.Г. Новая техника для бурения и капитального ремонта скважин /
  17. A.Г.Мессер, Л. А. Райхерт // Нефтяное хозяйство. 1998. — № 5. С.30−31.
  18. О.Шайхутдинов Р. Т. Бурение горизонтальных скважин из эксплуатационных колонн диаметром 146 мм / Р. Т. Шайхутдинов.
  19. B.Е.Бирюков, В. Г. Тимошин, Ю. И. Спиваковский, Е. М. Курнев // Нефтяное хозяйство. 1999. — № 6. С. 19−20.
  20. В.Ф. Технология сохранения естественной продуктивности пласта при первичном и вторичном вскрытиях // Нефтяное хозяйство. -2003.-6. С.38−39.
  21. Я.В. Комплексный сервис эффективное решение задач бурения с отбором керна / Я. В. Кунцяк, Я. С. Гаврилов, Ю. В. Дубленич, Р. Х. Муслимов, P.C. Хисамов, А. К. Назипов, С. Ю. Ненароков // Нефтяное хозяйство.-2003.- 11. С.34−35.
  22. К.Н. Прогнозирование повреждения пласта на основе оценки отрицательного влияния буровых растворов на его проницаемость / К. Н. Харламов, Т. В. Трошева, Е. А. Усачева // Нефтяное хозяйство. 2003. — 11. С.36−37.
  23. P.P. Разработка и внедрение новых технологий при строительстве скважин на месторождениях ООО «ЛУКОЙЛ Западная Сибирь» // Нефтяное хозяйство. — 2006. — 11. С. 16−18.
  24. Д.А. Восстановление обводненной газовой скважины бурением бокового ствола / Д. А. Кустышев, В. Н. Никифоров, И. В. Чижов, М. Г. Гейхман, Д. А. Шаталов // Известия высших учебных заведений. Нефть и газ. 2010. — № 3. С.48−51.
  25. В трехмерном пространстве // Нефть России. 2010. — № 10. — С.76−77.
  26. Т.С. Снижение рисков при проведении ремонтно-изоляционных работ / Т. С. Усманов, И. Ф. Хатмуллин и др. // Нефтяное хозяйство. 2004. -8. С.86−89.
  27. Д.А. Оценка успешности колтюбинговых технологий при ремонте скважин на Уренгойском месторождении / Д. А. Кряквин, A.B. Кустышев, Н. В. Рахимов, В. Н. Хозяинов, Д. А. Шаталов // «Время Колтюбинга» («Coiled Tubing Times»). 2007. — 9. С.43−45.
  28. П.А. Перспективы развития нанотехнологий в Западной Сибири / П. А. Шмидберский, A.A. Шмидберская, Г. П. Зозуля, Д. А. Шаталов, A.B. Кустышев, В. Н. Никифоров / Наука и техника в газовой промышленности. -2010. № 3. С. 19−22.
  29. А.Н. Разработка условий и рекомендаций для осуществления успешного гидравлического разрыва пласта / А. Н. Коротченко, А. В. Кустышев, Д. А. Шаталов // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. 2010. — № 7. С.48−50.
  30. С.Р. Опыт интенсификации притока сеноманских газовых скважин методом гидравлического разрыва пласта / С. Р. Маслимов, Р. В. Ткаченко, Д. А. Кустышев, Д. А. Шаталов // Наука и техника в газовой промышленности. 2010. — № 4. С. 18−20.
  31. Пат. № 2 349 733. Способ расконсервации скважины (варианты) / A.B. Кустышев, И. А. Кустышев, Ю. В. Ваганов, В. М. Шенбергер, Д. А. Кряквин, A.B. Немков, Д. А. Шаталов, А. Г. Лесниченко, С. Г. Кочетов. Заявка: 2 007 114 427/03, 16.04.2007. Заявлено 27.10.2008.
  32. Н.В. Разработка технологии водоизоляционных работ с использованием колтюбинговых установок на месторождениях ООО «Уренгойгазпром»: автореф. дис. на соискание уч. ст. канд. тех. наук: 2006. / Рахимов Николай Васильевич. Краснодар, 2006. — 24 с.
  33. Мировой флот колтюбинговых установок продолжает расти // Coiled tubing times. -2010. -№ 31.-С.12
  34. В.М., Зозуля Г. П., Гейхман М. Г., Матиешин И. С., Кустышев A.B. Техника и технология строительства боковых стволов в нефтяных и газовых скважинах: Учебное пособие. Тюмень: ТюмГНГУ, 2007. — 594с.
  35. К.В. Ремонтно-изоляционные работы в скважинах: Теория и практика. СПб.: «Недра», 2010. — 560 с.
  36. М.Д., Подольский Ю. В. Нефтегазовый потенциал России и возможности его реализации (оценки и прогнозы на основе имитационных технологий). СПб.: Недра, 2006. — 376 с.
  37. Долгосрочная государственная программа изучения недр и воспроизводства МСБ России на основе баланса потребления и воспроизводства потребления сырья. М.: МПР РФ, 2005. — 144 с.
  38. А. Чем богаты? Нефть России, № 10, 2006. — С. 12 — 15.
  39. В.В., Кульпин Л. Г., Мурзин P.P., Симонов Ю. А. Шельф России: прогноз добычи углеводородов до 2030 г. и инфраструктура технико-технологического обеспечения. Нефтяное хоз-во, № 6, 2006. С. 76 — 78.
  40. Недропользование в Ханты-Мансийском АО в 2004 году. Гос. Проедприятие ХМАО «Научно-аналитический центр рационального недропользования им. В.И.Шпильмана», Тюмень — Ханты-Мансийск, 2005.- 116 с.
  41. В.В. Развитие нефтегазового сервиса России. Нефтяное хоз-во, № 6, 2006. С. 71−75.
  42. К.В. Прогресс с затянутым поясом. // Нефть России. 2005. — С. 6−7.
  43. РД 08−492−02 «Инструкция о порядке ликвидации, консервации скважин и оборудования их устьев и стволов». М.: Госгортехнадзор, 2002. — С.24−26
  44. P.M. Бурение нефтяных скважин с боковыми стволами.-М.: «Недра-Бизнесцентр», 2002.-255с.
  45. A.A. Латуфуллин Основные методы увеличения охвата пластов воздействием в России. «Бурение и нефть» № 1.2009 г.-С. 6−9.
  46. К. Снова на подъеме // Нефть России. 2011. — № 3. — С.64−67.
  47. 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.
  48. Прибор ультразвуковой «Бетон 32». Руководство по эксплуатации: ООО Инженерно — технический центр средств контроля качества «КОНТРОС». — Солнечногорск, 2003 г.
  49. Методические указания по определению прочности бетона ультразвуковым методом по ГОСТ 17 624–87: ООО Инженерно -технический центр средств контроля качества «КОНТРОС». -Солнечногорск, 2004 г.
  50. Определение времени загустевания (консистенции) тампонажных растворов. Паспорт и инструкция по эксплуатации прибора «Консистометр ZM 1002».
  51. Определение расширения тампонажного раствора и камня. Паспорт иинструкция по эксплуатации прибора «ПР-50». 65. Проницаемость цемента. Инструкция по эксплуатации: «Модель 2030»
  52. Определение расширения или усадки цемента. Паспорт и инструкция по эксплуатации прибора Chandler Engineering 4268ES.
  53. B.C., Алиев P.M., Толстых И. Ф. Справочное руководство по тампонажным материалам. 2-е изд., перераб. и доп.- М.: Недра, 1987, — 373 с.
  54. Л.Н. Рентгенофазовый анализ: методические указания к лабораторной работе по дисциплине «Физико-химические методы исследования» / Л. Н. Пименова. Томск: Изд-во ТГАСУ, 2005. — 14 с.
  55. X. Теория инженерного эксперимента / X. Шенк. М.: ИЗДАТЕЛЬСТВО «МИР», 1972. — 386 е., С.5−19.
  56. Н.Ш. Теория вероятности и математическая статистика. М.: Юнити Дана, 2002. — 343с.
  57. Профессиональный информационно-аналитический ресурс, посвященный машинному обучению, распознаванию образов и интеллектуальному анализу данных. MachineLearning.ru
  58. H.A. Методы планирования и обработки результатов инженерного эксперимента: Конспект лекций (отдельные главы из учебника для вузов) / Н. А. Спирин, В. В. Лавров. Под общ. ред. Н. А. Спирина. Екатеринбург: ГОУ ВПО УГТУ-УПИ, 2004. 257 с.
  59. ГОСТ 310.4−81. Цементы. Методы определения предела прочности при изгибе и сжатии. М.: ИПК Изд-во стандартов, 1981. — 11 с.
  60. Техническое описание волокон Ф-1&trade-
  61. А.И. Тампонажные материалы и технология цементирования скважин. М.: Недра, 325 с.
  62. Ю.М., Сычев М. М., Тимашев В. В. Химическая технология вяжущих материалов: учебное пособие для вузов/ Под ред. Тимашева B.B. М.: Высш. Школа, 1980. — 412 е.,
  63. А.Х. Мирзанжанзаде, В. И. Мищевич, Н. И. Титков и др. Повышение качества цементирования нефтяных и газовых скважин / М., «Недра», 1975.-232 с.
  64. Д.Ф., Нижник А. Е. Особенности приготовления и применения сверхоблегченных тампонажных растворов на основе микросфер. М.: ВНИИОЭНГ, НТЖ «Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. 2010, № 2. — С. 45+49.
  65. В.М., Овчинников В. П. Исследование технологических свойств газированных тампонажных суспензий. М.: ООО «Бурнефть" — РНТЖ «Бурение и нефть», 2009, № 5. — С.22−24.
  66. Формирование структуры цементного камня и его разрушение в зависимости от условий бурения и эксплуатации скважин // Г. П. Зозуля., Ю. В. Пахаруков, Е. Г. Казаков и др. М.: РНТЖ «Бурение и нефть" — 2008, № 1. — с. 23−26.
  67. З.М., Никитина JI.B., Герамин В.Р» Фазовый состав, микроструктура и прочность цементного камня и бетона. М.: Стройиздат, 1977. — 264с.
  68. Химия и технология специальных цементов / Кравченко И. В., Кузнецов Т. В. и др. -М.: Стройиздат, 1979, 208с., ил
  69. А.П. Эффективность применения активированных диатомитов в сухих строительных смесях. М.: РНТЖ, Строительные материалы, № 10, 2006.
  70. Описание программы Mathcad Web: http://cae.tsogu.ru/Programs/Mathcad/mathcad about. htm
  71. А.И., Сидоров Н. А. Осложнения при креплении глубоких скважин. М., «Недра», 1966. 204 с.
  72. Сеид Рза М. К., Шерстнев Н. М., Агаев М. Х. К вопросу исследования некоторых явлений, происходящих при твердении цементного раствора. «Азербайджанское нефтяное хозяйство», 1968, № 2. 196 с
  73. А.Ю. Методика оценки возможности и целесообразности восстановления бездействующих скважин бурением из них дополнительных стволов / А. Ю. Дмитриев, П. С. Чубик, Л. Б. Абакумов // Нефтегазопромысловое дело. 2000. — № 10. — С. 13−17.
  74. Справочная книга по текущему и капитальному ремонту нефтяных и газовых скважин / А. Д. Амиров и др. М.: Недра, 1979. — С.353−361.
  75. В. В. Методы индуктивного порождения регрессионных моделей. М.: ВЦ РАН. 2008. 55 с.
  76. Химия тампонажных и промывочных растворов: учеб. пособие / Ф.А.
  77. , Б.С. Измухамбетов, Э.Ф. Токунова.- СПб.: ООО «Недра», 2011.-268 с.
Заполнить форму текущей работой

Пора сдавать?