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

Разработка комплексных реагентов-компаундов для цементирования продуктивных пластов

Диссертация: Разработка комплексных реагентов-компаундов для цементирования продуктивных пластов
ДиссертацияПомощь в написанииУзнать стоимостьмоей работы

Анализом литературных источников и промысловых данных установлено, что для обеспечения высокого качества цементирования тампонажный раствор должен обладать низкой водоотдачей, седиментационно-суффозионной устойчивостью, хорошей адгезией к породе и металлу труб и низкой контрак-ционной усадкой камня. Наиболее рациональным и наиболее перспективным способом придания тампонаж! юму раствору и камню… Читать ещё >

Содержание

  • 1. АНАЛИЗ ЛИТЕРАТУРНЫХ И ПАТЕНТНЫХ ИСТОЧНИКОВ. ВЫБОР И ОБОСНОВАНИЕ НАПРАВЛЕНИЯ ИССЛЕДОВАНИЙ
    • 1. 1. Влияние фильтрата буровых и тампонажных растворов и глубины проникновения в пласт на его свойства и продуктивность
    • 1. 2. Вопросы седиментации и стабилизации дисперсных систем применительно к цементным растворам. Современное состояние применения химических реагентов для обработки тампонажных растворов
    • 1. 3. Разработка требований к тампонажным растворам для цементирования продуктивных пластов. Выбор направления исследований
    • 1. 4. Выводы по главе 1
  • 2. ИССЛЕДОВАНИЕ И ВЫБОР ХИМИЧЕСКИХ РЕАГЕНТОВ ДЛЯ ОБРАБОТКИ ТАМПОНАЖНЫХ РАСТВОРОВ
    • 2. 1. Методика проведения исследований
    • 2. 2. Оценка эффективности и выбор понизителей водоотдачи и пластификаторов
    • 2. 3. Исследование свойств цементных растворов, обработанных С-3 и ОЭЦ и выбор оптимального соотношения реагентов
    • 2. 4. Изучение механизма синергетического эффекта в композиции «С-З-ОЭЦ»
    • 2. 5. Исследование, оценка эффективности и выбор пеногасителей
    • 2. 6. Выводы по главе 2
  • 3. РАЗРАБОТКА РЕЦЕПТУР ТАМПОНАЖНЫХ РАСТВОРОВ С ПРИМЕНЕНИЕМ КОМПЛЕКСНЫХ РЕАГЕНТОВ-КОМПАУНДОВ ДЛЯ РАЗЛИЧНЫХ УСЛОВИЙ ПРИМЕНЕНИЯ
    • 3. 1. Рецептуры тампонажных растворов для условий повышенных температур
    • 3. 2. Рецептуры тампонажных растворов для условий высоких температур
    • 3. 3. Рецептуры тампонажных растворов для условий умеренных и нормальных температур
    • 3. 4. Рецептуры тампонажных растворов, отвечающих требованию по степени релаксации напряжений
    • 3. 5. Исследование реологических свойств тампонажных растворов, обработанных комплексными реагентами-компаундами КРК
    • 3. 6. Выводы по главе 3
  • 4. ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКОЕ ОБОСНОВАНИЕ И ОПЫТ ПРИМЕНЕНИЯ КОМПЛЕКСНЫХ РЕАГЕНТОВ-КОМПАУНДОВ ПРИ ЦЕМЕНТИРОВАНИИ СКВАЖИН
    • 4. 1. Сопоставление комплексных реагентов-понизителей водоотдачи КРК с импортными реагентами
    • 4. 2. Опыт применения тампонажных растворов с низкой водоотдачей при цементировании скважин
    • 4. 3. Экономическая эффективность применения комплексных реагентов-компаундов
    • 4. 4. Выводы по главе 4

Разработка комплексных реагентов-компаундов для цементирования продуктивных пластов (реферат, курсовая, диплом, контрольная)

Цементирование является завершающим и наиболее ответственным этапом строительства скважин, от успешности и качества которого в значительной степени зависят продолжительность и результативность последующих работ по освоению скважин и их эксплуатационные характеристики.

Понятие высокого качества цементирования включает два аспекта: минимальное отрицательное воздействие тампонажного раствора на коллекторские свойства продуктивного пласта и надежная герметизация заколонного пространства скважины.

Некачественное цементирование скважин нередко становится причиной таких осложнений, как проникновение фильтрата в продуктивные пласты, прорывы подошвенных вод, межпластовые перетоки, грифонообразование и др., требующие значительных затрат времени, материалов и денежных средств на ремонтно-исправительные работы и приводящие к снижению объемов добычи.

Проблема качественного цементирования скважин усугубляется сложностью и многообразием горно-геологических условий проводки скважин и соответствующих требований к тампонажным составам. Наибольшую остроту она приобретает при разработке месторождений со сложным строением продуктивных горизонтов, характеризующихся наличием близкорасположенных разнона-порных нефте-, газои водоносных пластов.

Ассортимент серийно выпускаемых промышленностью тампонажных цементов невелик, и в силу своей химической природы они не удовлетворяют и не могут удовлетворять всем необходимым требованиям по условиям строительства скважин. В связи с этим регулирование параметров тампонажных растворов и придание им необходимых свойств осуществляется введением химических реагентов и их комбинаций. Сложность и трудоемкость этой операции обусловливается тем, что свойства тампонажного раствора и образующегося камня описываются 14 параметрами, и изменение одного параметра в требуемом направлении может сопровождаться нежелательным изменением других параметров.

Решение задачи эффективного управления свойствами тампонажных растворов сводится к двум основным направлениям:

— разработка оптимальных рецептур тампонажных растворов для различных условий применения при использовании минимума наиболее эффективных реагентов;

— создание новых специальных и комплексных реагентов, обеспечивающих высокое качество крепления за счет улучшения максимально большего числа параметров.

Целью диссертационной работы является исследование и разработка комплексных реагентов-понизителей водоотдачи и тампонажных составов на их основе для повышения качества крепления скважин, в т. ч. продуктивной зоны, для различных условий применения.

Научная новизна работы заключается в следующем:

— теоретически обоснована и экспериментально подтверждена возможность создания комплексных реагентов, сочетающих в себе свойства понизителя водоотдачи, пластификатора и стабилизатора тампонажных растворов;

— экспериментально установлена природа синергетического эффекта, возникающего при совместном применении оксиэтилцеллюлозы (ОЭЦ) и оксинафталинсульфокислото-формальдегидной смолы (суперпластификатор С-3);

— разработана методика определения эффективности реагентов-пено-гасителей в среде цементного раствора;

— теоретически обоснована и экспериментально подтверждена возможность стабилизации метилцеллюлозы (МЦ) в цементных растворах при температурах выше точки гелеобразования с помощью ОЭЦ.

— разработаны рецептуры комплексных реагентов-компаундов для различных температур, доказана целесообразность их применения в качестве понизителей водоотдачи и стабилизаторов для цементных растворов.

Основные результаты проведенных исследований заключаются в следующем.

Разработаны, прошли промысловые испытания и внедрены в производство:

— комплексный реагент-компаунд КРК-75 и тампонажные растворы на его основе для температур 50−90 «С;

— комплексный реагент-компаунд КРК-100 и тампонажные растворы на его основе для температур 90−120 «С;

— комплексный реагент-компаунд КРК-40 и тампонажные растворы на его основе для температур 30−50 °С;

— усовершенствованные рецептуры тампонажных растворов, содержащие комплексные реагенты-компаунды КРК в сочетании с расширяющими добавками.

Основные технические решения — составы комплексных реагентовкомпаундов КРК и усовершенствованных тампонажных растворов — защищены патентами РФ.

Основные выводы и рекомендации.

1. Анализом литературных источников и промысловых данных установлено, что для обеспечения высокого качества цементирования тампонажный раствор должен обладать низкой водоотдачей, седиментационно-суффозионной устойчивостью, хорошей адгезией к породе и металлу труб и низкой контрак-ционной усадкой камня. Наиболее рациональным и наиболее перспективным способом придания тампонаж! юму раствору и камню необходимых свойств является создание комплексных реагентов многофункционального действия.

2. Теоретически обоснована и экспериментально подтверждена возможность создания комплексных реагентов-компаундов многофункционального действия, сочетающих в себе свойства понизителя водоотдачи, пластификатора и стабилизатора тампонажных растворов.

3. Разработаны комплексные реагенты-компаунды КРК для различных условиях применения, которые являются реагентами многофункционального действия, придающими цементным растворам свойства, необходимые для обеспечения качества цементирования.

4. Тампонажные растворы, обработанные реагентами КРК, полностью отвечают требованиям к тампонажным составам, предназначенным для цемен-ти-рования продуктивной зоны скважин. Промысловые испытания подтверждают технологичность применения комплексных реагантов-компаундов КРК и повышение качества цементирования при применении растворов на их основе.

5. Комплексные реагенты-компаунды КРК нетоксичны, экологически безвредны и соответствуют IV классу опасности по ГОСТ 21.1.776, что подтверждено токсикологическим паспортом и санитарно-эпидемиологическим заключением.

6. Применение комплексных реагентов-компаундов КРК на Прибрежной и Сладковско-Морозовской площадях Краснодарского края и на Приобской площади Тюменской области позволило получить экономический эффект в размере более 2 млн. рублей.

Показать весь текст

Список литературы

  1. И.Т., Назаренко Ю. П., Некряч Е. Ф. Краткий справочник по химии.//Киев, Наукова думка, 1974.
  2. В.И. Краткий справочник химика.//М., Химия, 1964.
  3. В.А., Хавин З. Я. Краткий химический справочник.//Л., Химия, 1991.
  4. Химические реакции полимеров. Под ред. Е. Феттеса, пер. с англ. под ред. акад. АН СССР В. А. Кабанова. //М., Мир, 1977.
  5. К.А., Пирсон Д. Е. Органические синтезы. В 2 частях. 4.1. Пер. с англ. проф. Платэ А. Ф. и Тетериной М. П. // М., Мир, 1973.
  6. Р.К., Смит Д. М. Путеводитель по органическому синтезу. Пер. с англ. Ивойловой Е. В. под ред. проф. В. М. Потапова. //М., Мир, 1985.
  7. В.К. Пены. Теория и практика их получения и уничтожения. // М., Химия, 1983.
  8. Ю.В. Реагенты-пеногасители для цементных растворов. // Импортзамещающие технические средства и материалы. Тр. ОАО НПО «Бурение», вып. 9, Краснодар, 2003, с. 135−139.
  9. А.И., Рябченко В. И., Сухарев С. С. Основы физико-химии промывочных жидкостей и тампонажных растворов. // М., Недра, 1968. 174 с.
  10. А.И. Управление физико-механическими свойствами тампонажных систем. // М., Недра, 1976, 249 с.
  11. Д.Х. Стабилизация коллоидных систем полимерами. // М., 1. Мир, 1986,487 с.
  12. Энциклопедия полимеров. В 5 т. // М., Советская энциклопедия, 1974//т.2, стр. 211−215.
  13. 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.
  14. А.Е., Куксов А. К., Лебедев О. А. К вопросу о влиянии цементирования на продуктивность скважин. //Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. 2001. — № 5−6. — С. 27−29.
  15. Р.Х., Вакула Я. В., Поваляев А. И. Опыт строительства наклонно-горизонтальных скважин на месторождениях Татарстана. // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. 1995. — № 10−11. — С. 49−50.
  16. Справочник химика. Изд. 2. В 6-и томах. // М.-Л., Химия, 1964.
  17. P.C. 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.
  18. 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.
  19. 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.
  20. Патент № 2 055 156, РФ, МПК Е21 В 7/06. Способ заканчивания горизонтальной скважины. // И. Ф. Афридонов и др., БашНИПИнефть. Опубликован 27.02.1996.
  21. Патент № 4 977 961, США, МПК Е21 В 7/06. Способ создания параллельных вертикальных трещин в наклонных пробуренных скважинах. // Опубликован 12.12.1992.
  22. Патент № 5 249 628, США, МПК Е21 В 7/06. Способ заканчивают горизонтальных скважин. // J. В. Suijaatmagia, Halliburton Со. Опубликован 21.03.1993.
  23. А.И. Технология цементирования нефтяных и газовых скважин. // М., Недра, 1973, 296 с.
  24. 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.
  25. A.A. Разработка нового облегченного полимерцементного материала // Тезисы докладов к IV конференции-дискуссии «формирование и работа тампонажного камня в скважине» 11−15 мая 1987 г. Краснодар, 1987, с. 79−80.
  26. A.c. № 1 305 308, СССР, МПК Е21 В 33/138. Тампонажный раствор. // Ахрименко В. Е., Гень О. П., Камалов O.P., Куксов А. К., Левин Е. М., Катеев И. С., Фаткуллин Р. Х. Опубликован 23.04.87 г.
  27. A.c. № 1 328 481, СССР, МПК Е21 В 33/138. Тампонажный состав. // Катенев Е. П., Остапенко A.A., Алексеенко Т. Н., Никифорова В. Н. Опубликован 07.08.87 г.
  28. Заявка ЕПВ /ЕР/ № 201 355, МПК Е21 В 33/138, 43/25, 21/00.- Способ и состав для снижения водоотдачи. // R.E. Bizley, Ethyl Corp., US. Опубликован 12.11.86, РЖ Изобретения стран мира, 1987, № 18, с. 57.
  29. А.с. № 1 719 618, СССР, МПК Е21 В 33/138.- Комплексный реагент для тампонажных растворов. // Куксов А. К., Крезуб А. П., Рябова Л. И., Лышко Г. Н., Лоскутов Д. А., Жмуркевич Е. И. Опубликован 15.03.92 г.
  30. Патент № 2 132 447, РФ, МПК Е21 В 33/138.- Тампонажный состав. // Паненко И. А., Григулецкий В. Г., Рябова Л. И., Елизаров Н. И. Опубликован 27.06.99 г.
  31. Патент № 2 179 231, РФ, МПК Е21 В 33/138.- Комплексный реагент для тампонажных растворов. // Казаков ВА., Куксов А. К., Новохатский Д. Ф., Рябова Л. И. Опубликован 10.02.2002 г.
  32. М.О. Технология разобщения пластов в осложненных условиях. //М., Недра, 1989. 230 с.
  33. В.Д., Булатов А. И., Крылов В. И. Крепление и цементирование наклонных скважин. //М., Недра, 1986. 272 с.
  34. А.И., Данюшевский B.C. Тампонажные материалы. // М., Недра, 1987. 280 с.
  35. B.C., Алиев P.M., Толстых И. Ф. Справочное руководство по тампонажным материалам. // М., Недра, 1987. 373 с.
  36. В.И. Тампонажные материалы и химреагенты. Справочное пособие. //М., Недра, 1989. 143 с.
  37. В.М., Кузнецов Ю. С., Мавлютов М. Р. и др. Крепление скважин в коррозионно-активных средах. // М., Недра, 1987, 190 с.
  38. Davis R.H., Acrivos A. Sedimentation of non-colloidal partides at low Reynods numbers. Ann. Rev. Fluid Mech. — 1985. — P. 91 — 118.
  39. Hanson P., Trigg Т., Rachal G., Zamora M. Investigation of barite sag in weighted drilling fluids in highly deviated wells. SPE paper 20 423, presented at the SPE Annual Conference and Exhibition. — New Orlean, 1990, September. — P. 23 — 26.
  40. Краткая химическая энциклопедия. В 5 т. //М., Советская энциклопедия, 1961.//Т. 1, с. 720.
  41. Н.А., Рябова Л. И., Безрукова Е. С., Комнатный В.Ю.
  42. Комбинированный реагент на основе фосфорорганических комплексонов и акриловых полимеров. // Тр. ВНИИКРнефть, 1988, вып.8, с. 48−53.
  43. A.c. № 1 451 257, СССР, МПК Е21 В 33/138. Комплексный реагент для тампонажных растворов. // Мариампольский H.A., Рябова Л. И., Аракелян A.A., Безрукова Е. С., Новохатская И. Д., Комнатный В. Ю. Опубликован 15.01.89 г.
  44. A.c. № 1 432 213, СССР, МПК Е21 В 33/138. Тампонажный раствор. I
  45. З.И., Исакова Е. Ф. Опубликован 07.06.89 г.
  46. A.c. № 1 305 307, СССР, МПК Е21 В 33/138. Тампонажный состав. // Зельцер П. Я., Коновалов Е. А. Опубликован 23.04.87 г.
  47. P.P., Лукманова Р. З. Состав для регулирования свойств тампонажного камня. // Тезисы докладов к IV конференции-дискуссии «формирование и работа тампонажного камня в скважине» 11−15 мая 1987 г. Краснодар, 1987, с. 95.
  48. A.c. № 991 025, СССР, МПК Е21 В 33/138. Тампонажный раствор. // Рогоза З. И., Исакова Е. Ф., Федорова В. В., Булда Ю. А. Опубликован 23.01.83 г.
  49. A.c. № 1 484 818, СССР, МПК Е21 В 33/138. Тампонажная смесь для изоляции проницаемых пластов. // Прасолов В. А., Алгина С. И. Опубликован 07.06.89 г.
  50. A.c. № 1 583 381, СССР, МПК Е21 В 33/138. Добавка к тампонажным растворам. // Рябова Л. И., Безрукова Е. С., Дейкин В. В., Тросько У. В., Белобородое В. В., Стопский B.C., Смирнов Г. Я., Арутюнян А. Н., Казарян Р. В., Кор-нена Е. П. Опубликован 07.08.90 г.
  51. Заявка ЕПВ /ЕР/ № 145 151, МПК Е21 В 33/138, С04 В 24/40, С08К5/00.- Тиксотропный цемент, предназначенный для цементирования буровых скважин. // P.O. Drawer, Halliburton Со, US, опубликован 19.06.85, РЖ Изобретения стран мира, 1986, № 1, с. 30.
  52. А.И., Мариампольский H.A. Регулирование технологических показателей тампонажных растворов.// М., Недра, 1988, 224 с.
  53. Г. А. Совершенствование рецептур тампонажных растворов для цементирования скважин в сложных условиях. Диссертация на соискание ученой степени кандидата технических наук. // Краснодар, 2001,131 с.
  54. Е.С., Новохатская И. Д. Модифицированный реагент для тампонажных растворов. // Тезисы докладов к IV конференции-дискуссии «формирование и работа тампонажного камня в скважине» 11−15 мая 1987 г. Краснодар, 1987, с. 91−92.
  55. A.c. № 1 484 017, СССР, МПК Е21 В 33/138. Тампонажный раствор. // Белов В. П., Живаева В. В., Ротпггейн O.JI. Опубликован 07.06.89 г.
  56. Патент № 4 448 281, США, МПК С04 В 7/35.- Твердые полиаминовые добавки для регулирования пластичности. // Опубликован 04.06.86 г.
  57. A.c. № 1 420 136, СССР, МПК Е21 В 33/138. Тампонажный состав для «холодных» скважин. // Мариампольский H.A., Рябова Л. И., Новохатская И. Д., Рогожина М. В. Опубликован 30.06.86 г.
  58. Г. Р. Формирование структур в силикатных дисперсиях. // Киев, Наукова думка, 1989. 181 с.
  59. А.К., Черненко A.B. Заколонные проявления при строительстве скважин. // Обз. инф. сер. Техника и технология бурения скважин. Вып. 9. //М., ВНИИОЭНГ, 1988. 68 с.
  60. A.B. Герметичность затрубного пространства и требования к тампонажному раствору (камню). // Тампонажные растворы и технология крепления скважин. Труды ВНИИКРнефть, вып. 13. // Краснодар, 1977, с. 142−149.
  61. Дон Н.С., Титков Н. И., Гайворонский A.A. Разобщение пластов в нефтяных и газовых скважинах. // М., Недра, 1973. 272 с.
  62. М.М. Оценка глубины проникновения фильтрата промывочной жидкости по данным испытателей пластов. // там же, с. 99−105.
  63. Ф.Г., Булатов А. И., Бондарев В. И. Регулирование реологических свойств тампонажных растворов и снижение гидравлических потерь при цементировании скважин. // Обз. инф. сер. Бурение. // М., ВНИИОЭНГ, 1978. 85 с.
  64. A.A. Крепление нефтяных и газовых скважин в США. М., Гостоптехиздат, 1962. 176 с.
  65. А.И., Куксов А. К., Бабаян Э. В. Предупреждение и ликвидация газонефтеводопроявлений при бурении. // Обз. инф. сер. Бурение, вып. З (122). // М., ВНИИОЭНГ, 1987. 50 с.
  66. А.К., Бабаян Э. В., Шевцов В. Д. Предупреждение и ликвидация газонефтеводопроявлений при бурении. // М., Недра, 1992. 251 с.
  67. В.И., Софронов В. Д. Строительство нефтяных скважин в Западной Сибири. // Обз. инф. сер. Бурение. // М, ВНИИОЭНГ, 1987. 65 с.
  68. А.И. Цементирование глубоких скважин. // М., Недра, 1964. 290 с.
  69. .Г. Труды НИИЦемента. // Промстройиздат, № 3,1960.
  70. Е.Т. Предупреждение глубокого проникновения фильтрата бурового раствора. // Тр. ВНИГРИ,
  71. Н.Р. Инженерные задачи механики сплошной среды в бурении. //М., Недра, 1989. 270 с.
  72. Н.Ф., Карнаухов M.JL, Белов А. Е. Испытание скважин в процессе бурения. //М., Недра, 1982. 310 с.
  73. П.К. Пути повышения эффективности нефтегазопромысло-вых работ на больших глубинах. // Геология нефти и газа, 1978, № 4, с. 20−23.
  74. Н.С. Изучение физических свойств пористых сред. // М., Недра, 1970. 280 с.
  75. Ф.Ф. Разработка нефтяных месторождений при заводнении. // М., Недра, 1974. 192 с.
  76. А.А. Остаточная вода в коллекторах нефти и газа. М., Гостоп-техиздат, 1963. 208 с.
  77. В.И., Шурыгин М. Н. Экспериментальная оценка влияния процесса цементирования скважин на их относительную продуктивность. // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море, 1999, № 7−8, с. 44−46.
  78. Ю.В., Храпова Е. И. Комплексная технология вторичного вскрытия пласта. // Бурение и нефть, 2003, июль-август. С. 40−43.
  79. И.Р., Губайдуллин Ф. А., Уваров С. Г., Фирсов С. В., Кру-пин С.В. Модифицирование свойств призабойной зоны добывающих скважин для увеличения добычи нефти. // Бурение и нефть, 2003, июль-август. С. 45−48.
  80. Н.Р., Смирнова Н. В., Тевзадзе Н. Р. Оценка качества вскрытия пластов и освоения скважин. // Обз. инф. сер. Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. // М., ВНИИОЭНГ, 1990. 44 с.
  81. Е.М. Заканчивание скважин. М., Недра, 1979. 303 с.
  82. A.A. Физикохимия полимеров. Изд. 3.//М., Химия, 1978, 544 с.
  83. B.C., Фельдман Р. Ф., Коллепарди М. И др. Добавки в бетон. Справочное пособие. //М., Стройиздат, 1988, 575 с.
  84. Иванов Ф. М, Батраков В. Г., Лагойда A.B. Основные направления применения химических добавок к бетону. // Бетон и железобетон, 1981, № 9, с. 3−5.
  85. П.А. Поверхностно-активные вещества, их назначение и применение в нефтяной промышленности. //М., Недра, 1978, 25 с.
  86. Buster J.L. Plan turbulance into your cement jobs. 1962. 34. № 5. Petroleum Engineer.
  87. A.A., Новохатский Д. Ф., Паринов П. Ф. и др. Тампонажные растворы повышенной плотности. // Бурение, 1982, № 3, с. 17−18.
  88. П.Н. Пластификация тампонажных цементных растворов для условий Восточной Сибири и Якутии. — Бурение газовых и морских нефтяных скважин. // М., 1983, № 2, с. 17−19.
  89. Патент № 2 194 149, РФ, МПК Е21 В 33/138.- Комплексный реагент для тампонажных растворов. // Ашрафьян М. О., Куксов А. К., Меденцев В. М., Гринько Ю. В., Нижник А. Е., Рябова Л. И. Опубликован 10.12.2002 г.
  90. В.Ю., Мариампольский H.A. Об осмотической природе ка-налообразования в цементном камне. // Тезисы докладов к конференции-дискуссии «Формирование и работа тампонажного камня в скважине» 14−18 мая 1984 г. //Краснодар, 1984, с. 19−20.
  91. A.A. Контракция тампонажного раствора-камня в термобарических условиях. // Тезисы докладов к конференции-дискуссии «Формирование и работа тампонажного камня в скважине» 14−18 мая 1984 г. // Краснодар, 1984, с. 67.
  92. В.И., Каримов Н. Х., Запорожец Л. С. Расширяющиеся напрягающие тампонажные цементы. // Тезисы докладов к конференции-дискуссии «Формирование и работа тампонажного камня в скважине» 14−18 мая 1984 г. // Краснодар, 1984, с.80−87.
  93. .В., Осмолова Р. В. Состав и свойства тампонажных растворов на основе золы горючих сланцев. // Тезисы докладов к IV конференции-дискуссии «Формирование и работа тампонажного камня в скважине» 11−15 мая 1987 г. //Краснодар, 1987, с.54−56.
  94. Д.И. Термодинамика структурообразования водно-сили-катных дисперсных материалов. // Рига, Зинатне, 1984.
  95. М.П., Ломоносов В. В., Чжао П. Х. Совершенствование крепления скважин на подземных хранилищах газа. // Обз. инф. сер. Бурение газовых и газоконденсатных скважин, вып. 5. //М., ВНИИЭГазпром, 1982. 38 с.
  96. М.П., Соловьев Е. М. Оценка тампонирующей способности цементных растворов. //Газовая промышленность, 1972, № 2, с. 4−7.
  97. М.П. Перетоки газа в скважинах через цементный раствор. // Обз. инф. сер. Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. //М., ВНИИЭГазпром, 1977. 52 с.
  98. В.В., Малеванский В. Д. Повышение суффозионной устойчивости цементных растворов. // РНТС Бурение газовых и морских нефтяных скважин, № 2, с. 11−16. // М., ВНИИЭГазпром, 1980.
  99. A.B., Куксов A.K. Влияние фильтрационных разрушений на проницаемость тампонажного камня. // Нефтяное хозяйство, 1972, № 10, с. 21−24.
  100. A.B., Горлов А. Е. О седиментационной устойчивости там-понажныхрастворов. //Нефтяное хозяйство, 1977, № 7, с. 21−23.
  101. РД 39−147 009−510−85. Руководство по предупреждению загрязнения нефтенасыщенных пластов.
  102. Дж., Дарли Г. Состав и свойства буровых агентов (промывочных жидкостей). //
  103. Г. А. Некоторые особенности распределения фильтрата бурового раствора в призабойной зоне скважин. // В кн. Вопросы вскрытия и разобщения продуктивных пластов на месторождениях Западной Сибири. Труды СИБНИИНП. //Тюмень, 1983. с. 27−31.
  104. ИЗ. Варламов Н. С. Испытатели пластов с опорой на забой. М., Недра, 1976. 118 с.
  105. М.С., Муратов В. К., Петрова С. Н. Влияние свойств бурового раствора на состояние призабойной зоны. // Нефтяное хозяйство, 1977, № 6, с.23−27.
  106. В.Х. Особенности образования зоны проникновения и ее влияние на характеристику коллекторов в терригенном разрезе ЗападноСибирской равнины. //Труды ЗапСибНИГНИ, 1975, вып.106, с. 151−161.
  107. Н.Р., Яковенко В. И., Дерновой В. П. Оценка качества вскрытия пластов по данным лабораторных исследований. // Нефтяное хозяйство, 1992, № 3, с.6−9.
  108. Н.Р., Тевзадзе Н. Р. Априорная оценка качества вскрытияпластов и качества освоения скважин. // Труды ВНИИКРнефть, вып. 7, 1988, с. 139−144.
  109. В.Г., Сухоносов Г. Д. Оценка проницаемости пласта-коллектора при испытании его с помощью испытателя пластов, спускаемого на трубах. //РЖ сер. Бурение, 1983, вып. 5, с. 21−22.
  110. В.И., Пешалов Ю. А., Калугин М. В. Повышение эффективности и качества крепления газовых скважин. // Обз. инф. сер. Бурение газовых и газоконденсатных скважин. // М., ВНИИЭГазпром, 1981. 72 с.
  111. А.И., Обозин О. Н., Куксов А. К. Возникновение каналов в затрубном пространстве скважины после цементирования. // Газовая промышленность, 1970, Ко 2, с. 3−6.
  112. 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.
  113. В.А., Новохатский Д. Ф., Ягоденко В. В. Облегченные це-менто-полимерные растворы. // Тезисы докладов к конференции-дискуссии «Формирование и работа тампонажного камня в скважине» 14−18 мая 1984 г. // Краснодар, 1984, с. 116−118.
  114. P.M., Поляков В. Н., Новохатский Д. Ф., Лимановский В.М.,
  115. В. А. Коррозионная стойкость тампонажных цементов, обработанных понизителями фильтрации. // Тезисы докладов к конференции-дискуссии «Формирование и работа тампонажного камня в скважине» 14−18 мая 1984 г. // Краснодар, 1984, с. 155−157.
  116. Патент № 2 013 524, РФ, МПК Е21 В 33/138.- Комплексный реагент для тампонажных растворов. // Перейма A.A., Перцева JI.B. Опубл. 30.05.94 г.
  117. Патент № 2 021 487, РФ, МПК Е21 В 33/138.- Тампонажный состав для изоляции зон поглощения. // Курочкин Б. М., Алексеев М. В., Прусова H.JI. и др. Опубл. 15.10.94 г.
  118. Патент № 2 074 310, РФ, МПК Е21 В 33/138.- Комплексная добавка в тампонажный раствор на основе портландцемента. // Моисеенко В. Г., Петраков Ю. И., Нагорнова В. Ф., Никифорова В. Н. Опубл. 27.02.97 г.
  119. A.c. № 2 013 524, СССР, МПК Е21 В 33/138.- Тампонажный раствор. // Рябова Л. И., Дейкин В. В., Рогожина М. В., Безрукова Е. С. Опубл. 30.10.84 г.
  120. Патент № 2 013 524, РФ, МПК Е21 В 33/138.- Способ приготовления тампонажного раствора. // Татауров В. Г., Кузнецова О. Г., Чугаев O.A. и др. Опубл. 10.08.2002 г.
  121. A.c. № 560 970 и № 765 498, СССР, МПК Е21 В 33/138.- Способ и устройство для определения седиментанионной устойчивости тампонажных растворов. // Черненко A.B., Голов А. Е. Опубл. 02.08.77 г. и 06.10.80 г.
  122. А.И., Швачкин Ю. А., Федосов Р. И. Влияние температуры на водоотдачу буровых растворов. // Нефтяное хозяйство, 1977, № 7, с. 18−20.
  123. А.И., Зельцер П. Я., Муха А. Г. Электрические и механические методы воздействия при цементировании скважин. М., Недра, 1976. 186 с.
  124. А.И. К вопросу формирования герметичного цементногокольца в затрубном пространстве скважин. // Труды УкрНИИГаз, вып. I (5). // М., Недра, 1966, с. 7−15.
  125. А.И. К анализу форм движения материи в системе «цементный раствор вмещающая среда». // Изв. ВУЗов. Нефть и газ, 1967, № 12, с. 40−43.
  126. А.И. Теоретические предпосылки совершенствования техники и технологии цементирования газовых скважин. // Труды УкрНИИГаз, вып. IV (8). //М, Недра, 1970, с. 3−12.
  127. А.И. О факторах, влияющих на герметичность скважин, зацементированных тампонажным цементным раствором. // Труды УкрНИИГаз, вып. Ш (7). //М., Недра, 1969, с. 33−40.
  128. А.И. Вопросы теории герметичности зацементированного затрубного пространства и рекомендации по предотвращению газопроявлений на скважинах. // Труды УкрНИИГаз, вып. П (6). // М., Недра, 1965, с. 54−64.
  129. В.В. Изменение объема системы при твердении гидравлических вяжущих. // Изв. АН СССР, ОТН, 1958, № 6.
  130. A.A. Полимерсодержащие дисперсные системы. // Киев, Нау-кова думка, 1986. 204 с.
  131. Щавелев H. JL, Карпов A.B., Сысоев B.C. и др. Влияние ступенчатого цементирования скважин на их продуктивность. // Нефтяное хозяйство, 1998, № 5, с. 20−21.
  132. Ф.Г., Нижник А. Е. О влиянии цементирования на фильтрационную характеристику продуктивных пластов. // Нефтяное хозяйство, 1978, № 10, с. 26−28.
  133. В.Н., Пеньков А. И., Вахрушев Л. П. и др. Полиалкилглико-левые растворы (ПАГРы) новое поколение растворов для бурения и заканчи-вания скважин. //Труды ОАО НПО «Бурение», 2001, вып. 6, с. 10−18.
  134. В.И., Павлов Н. Е., Кувшинов A.C., Телшцев А. Г. Важнейшие задачи эффективной разработки месторождений Западной Сибири. // Нефтяное хозяйство, 1986, № 11, с. 4−7.
  135. И.Ф., Асфандияров Р. Т., Овцын И. О. и др. Применение комплексной технологии заканчивания скважин в АНК «Башнефть». // Нефтяное хозяйство, 1998, № 8, с. 9−11.
  136. В.И., Соловьев В. Н. Анализ эксплуатации скважин с различными конструкциями забоя при АНПД. // Нефтяное хозяйство, 1986, № 10, с. 43−45.
  137. Рахимкулов P. U1., Афридонов И. Ф., Асфандияров Р. Т. и др. Крепление скважин эксплуатационными колоннами без цементирования нефтеносной части пластов. //Нефтяное хозяйство, 1996, № 6, с. 10−13.
  138. О.Б., Медведев Н. Я., Бабец М. А. Влияние давления при цементировании на продуктивность скважин в условиях Западной Сибири. // Техника и технология бурения скважин, 1988, вып. 2, с.
  139. О.Б., Ким С.Д., Коробовкин Р. В. Устойчивость во времени эффекта снижения продуктивности при гидроразрыве пласта в процессе цементирования. // Научно-производственные достижения в новых условиях хозяйствования, 1989, № 1, с. 11.
  140. A.B. О необходимости регламентирования технологических параметров тампонажного раствора для цементирования продуктивных пластов. // Тезисы докладов VIH научно-технической конференции молодых ученых и специалистов. // Пермь, 1982, с. 62−63.
  141. A.B. Герметичность затрубного пространства и требования к тампонажному раствору. //Труды ВНИИКРнефть, 1977, вып. 13, с. 146−149.
  142. A.B. Разработать технологию цементирования скважин, обеспечивающую герметичность цементного кольца в заколонном пространстве. //Гос. регистрация № 1 850 022 261, ВНИИКРнефть, Краснодар, 1986.
  143. 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.
  144. Н.Р., Смирнов Н. Т., Тевзадзе Н. Р. Оценка качествавскрытия пластов и освоения скважин. // Обз. инф. сер. Бурение. // М., ВНИИОЭНГ, 1987. 48 с.
  145. А.И., Кошелев В. Н. Основные факторы, влияющие на изменение нефтепроницаемосги коллекторов при воздействии буровых растворов. // Тр. ОАО НПО «Бурение», вып. 5. //Краснодар, 1998, с. 102−103.
Заполнить форму текущей работой

Пора сдавать?