CC BY
111
БУРЕНИЕ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ СКВАЖИН
УДК 622.245.4 © Толкачев Г.М., Козлов А.С., Девяткин Д.А., 2013
К ВОПРОСУ О СПОСОБЕ СНИЖЕНИЯ ХИМИЧЕСКОЙ АКТИВНОСТИ
МАГНЕЗИАЛЬНЫХ ЦЕМЕНТОВ ДЛЯ ОБЕСПЕЧЕНИЯ БЕЗОПАСНОГО ПРИМЕНЕНИЯ ИХ ПРИ ЦЕМЕНТИРОВАНИИ ОБСАДНЫХ КОЛОНН В НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ СКВАЖИНАХ
Г.М. Толкачев, А.С. Козлов, Д.А. Девяткин
Пермский национальный исследовательский политехнический университет, Пермь, Россия
Магнезиальный цемент представляет собой тонкодисперсный порошок (ПМК - порошок магнезитовый каустический), после затворения которого водным раствором бишофита формируется прочный цементный камень (цемент Сореля). Основной особенностью применения магнезиальных тампонажных материалов является сложность регулирования времени загустевания их растворов при температуре 25 °С. Короткое время загусте-вания обусловлено высокой химической активностью магнезитового порошка. Технологически необходимое время загустевания находится в пределах 140-200 мин.
Исследование показало, что известные реагенты-замедлители не позволяют достигнуть технологически необходимого времени загустевания магнезиального тампонажного раствора. Наиболее перспективным решением снижения химической активности товарного ПМК следует считать дополнительный обжиг его при оптимальной температуре. Было установлено, что оптимальная температура обжига 800 °С, поскольку получаемый тампонажный раствор обладает достаточно длинным временем загустевания, а формирующийся цементный камень - хорошими прочностными характеристиками. Именно такой магнезиальный раствор-камень может быть успешно использован в скважинах, температура на забое которых находится в диапазоне от 25 до 60 °С.
Ключевые слова: магнезиальный цемент, время загустевания, цементный камень, химические добавки, дополнительный обжиг, крепление, скважина, бишофит, порошок магнезитовый каустический ПМК, тампонаж-ный материал, химическая активность, температура.
A METHOD TO REDUCE CHEMICAL ACTIVITY OF MAGNESITE CEMENTS TO ENSURE SAFETY IN CASING CEMENTING IN OIL AND GAS WELLS
G.M. Tolkachev, A.S. Kozlov, D.A. Deviatkin
Perm National Research Polytechnic University, Perm, Russian Federation
Magnesite cement is a fine powder (MCP - magnesite caustic powder), that forms a solid cement stone (Sorel cement) after mixing with an aqueous solution of bischofite. A major feature of magnesite oil-well cements is a challenging regulation of their mortar thickening time at 25 A short thickening time is determined by high chemical activity of magnesite powder. Technologically, the required thickening time is 140-200 min.
The study showed that the known cement hardening retarders are not capable to ensure technological requirements for thickening time of magnesite cements. The best solution to reduce chemical activity of commercial MCP is extra sintering at optimum temperature. It was found that the optimum sintering temperature is 800 since the cement mortar produced is characterized by an extended thickening time while the resulting cement stone possesses good strength properties. Exactly this magnesite cement stone may successfully be applied in oil wells with bottom hole temperature of 25 to 60
Keywords: magnesite cement, thickening time, cement stone, chemical additives, extra sintering, casing, well, bischofite, magnesite caustic powder (MCP), grouting mortar, chemical activity, temperature.
Крепление скважин - завершающий и наиболее ответственный этап, от качества выполнения которого в значительной степени зависит успешность строительства и последующего долговременного функционирования скважин. При качественном креплении скважин в них за обсадными колоннами формируется многофункциональный элемент крепи - цементный камень, образующийся в результате схватывания и затвердевания тампонажного раствора. Его наличием обеспечивается закрепление стенок скважины в интервалах неустойчивых пород, изоляция зон поглощения промывочной жидкости и зон возможных перетоков пластовой жидкости по заколонному пространству, разобщение несовместимых по условиям бурения интервалов, защита обсадных труб от коррозионно-активных пород и флюидов вскрытого скважиной разреза.
Качество цементирования обсадных колонн в скважинах во многом определяется правильностью выбора типа и подбора для конкретных условий строительства скважин оптимального состава там-понажного материала [1].
При освоении месторождений нефти на площадях залегания водорастворимых солей для повышения качества разобщения соляной толщи от флюидосодержа-щих над- и подсолевых отложений при цементировании обсадных колонн рекомендуется использовать тампонажные материалы на основе порошка магнезитового каустического1. Активной основой магнезиального вяжущего является оксид магния - тонкодисперсный порошок, продукт обжига природного магнезита. Магнезиальный цемент получают путем обжига природного магнезита (MgCOз), относящегося к группе карбонатов. В результате обжига магнезит теряет большую часть углекислоты и пре-
1 ПБ 07-436-02. Правила промышленной безопасности при освоении месторождений нефти на площадях залегания калийных солей (утв. Постановлением Госгортехнадзора России от 04.02.2002 № 8).
вращается в химически активный порошкообразный продукт - каустический магнезит (MgO), являющийся вяжущей основой магнезиальных цементов. При затворении водой оксид магния гидрати-руется очень медленно с образованием гидроксида магния Mg(OH)2, проявляющего слабые вяжущие свойства [2]. Однако при затворении оксида магния водными растворами некоторых солей образуется прочный цементный камень. В частности, при затворении оксида магния водным раствором хлористого магния (бишофита MgCl2•6H2O) получается цементный камень, именуемый цементом Сореля (магнезиальным цементом).
Применение магнезиальных цементов в условиях забойной температуры не выше 30 °С для крепления скважин, в разрезе которых присутствуют водорастворимые соли, обеспечивает высокое качество крепи за счет формирования надежной кристаллохимической связи цементного камня с горной породой и металлом обсадных труб.
В скважинах на месторождениях углеводородов Волгоградской и Иркутской областей, в районах Прикаспийской низменности, забойная температура которых более 25 °С, использование тампонажно-го материала на основе магнезиального вяжущего проблематично в связи с тем, что сложно обеспечить получение технологически необходимого времени загус-тевания тампонажного раствора для выполнения операций по креплению ствола скважины. Эта проблема возникает из-за высокой активности ПМК, а также неоднородности товарной продукции ОАО «Комбинат "Магнезит"», которая является пылеуносом вращающихся печей и состоит в основном из окиси магния различной степени обжига и активности.
Получаемые на основе ПМК магнезиальные растворы являются быстросхва-тывающимися материалами, особенно это свойство проявляется в условиях повышенной температуры окружающей
среды и реакционной массы самого материала. Известные тампонажные материалы, приготовленные на основе ПМК, применяются в скважинах, забойная температура которых не превышает 25 °С.
С учетом горно-геологических, термобарических и технико-технологических условий строительства и ремонта скважин время загустевания цементного раствора должно составлять 140-200 мин. Стоит отметить, что при решении задачи обеспечения требуемого времени загус-тевания магнезиального раствора при повышенной температуре необходимым условием является также сохранение других технологических характеристик раствора-камня (реология, стабильность, фильтратоотдача, расширение, прочность, проницаемость) [3-8]. Было предложено два пути решения данной задачи:
1) использование различных химических добавок-замедлителей, как отдельно, так и в комплексе, которые (по данным литературных источников) позволяют увеличить время загустевания цементных растворов;
2) применение магнезиального вяжущего, характеризующегося пониженной химической активностью (поиск оксида магния повышенной степени обжига (в сравнении с ПМК), выпускаемого промышленностью, и установление оптимальной температуры для дополнительного обжига промышленно выпускаемого каустического магнезита).
При оценке влияния химических добавок на процесс формирования цементного камня в условиях повышенных температур были исследованы составы, имеющие в качестве добавок следующие химические реагенты: суперфосфат, три-полифосфат натрия, концентрированную сульфит-спиртовую барду, лимонную кислоту (ЛК), борную кислоту, нитро-триметилфосфоновую кислоту (НТФ), эфиры целлюлозы (КМЦ, ОЭЦ) [10-14]. Цементный раствор, в который вводили указанные реагенты, готовили при температуре окружающей среды 20 °С с
применением лабораторной мешалки путем смешивания ПМК и жидкости затво-рения - водного раствора хлористого магния плотностью 1280 кг/м3. Производился замер условной вязкости (УВюо) при помощи воронки ВБР-1 и плотности цементного раствора на рычажных весах ВРП-1. После приготовления тампонаж-ный раствор помещали в атмосферный консистометр, где температуру раствора до требуемого значения поднимали в течение 30 мин. Некоторые результаты выполненных исследований представлены в табл. 1, 2.
Стоит отметить, что использование большого числа компонентов в составе тампонажного материала в конечном счете отрицательно сказывается на прочностных характеристиках цементного камня.
В связи с тем, что исследовательские работы по получению магнезиального тампонажного материала на основе ПМК не дали положительного результата, была сделана попытка поиска продукта, содержащего оксид магния, обладающего пониженной химической (вяжущей) активностью и промышленно выпускаемого (реализуемого) на территории РФ.
На этом этапе нами были исследованы мелкодисперсные порошки оксида магния, получаемые на разных технологических комплексах и стадиях производства огнеупоров. По результатам выполненных исследований продукт, обладающий необходимой вяжущей активностью, не был найден.
Таким образом, дальнейшие исследования были направлены на установление температуры, при которой полученный в результате обжига порошок оксида магния будет обладать требуемой вяжущей активностью. Для этого в лабораторных условиях был произведен дополнительный обжиг порошка магнезиального каустического. Опытным путем было установлено, что оптимальная температура обжига составляет +800 °С.
Таблица 1
Результаты оценки влияния реагентов-замедлителей на процессы структурообразования и схватывания магнезиального цемента
№ п/п Реагент-замедлитель Время загустевания цементного раствора, через, ч-мин Сроки схватывания цементного раствора, через, ч-мин Прочность цементного камня при изгибе через 3 сут хранения при Т = 60 °С, МПа
Наименование Содержание, % (к массе ПМК) Начало Конец
1 Лимонная кислота (ЛК) 0,5 0-42 0-53 0-56 19,04
2 То же 1,0 0-43 0-53 0-56 15,02
3 ЛК (ввод в СТС) 0,5 0-37 0-51 0-55 22,94
4 КССБ* 0,3 0-25 0-31 0-37 16,42
5 То же 0,7 0-19 0-29 0-35 13,21
6 НТФ** (производство РФ) 1,0 1-16 1-29 1-47 19,75
7 НТФ (Китай) 1,0 1-18 1-58 2-05 16,64
8 То же 3,0 0-56 1-15 1-20 3,92
9 То же 0,3 0-36 0-51 1-00 23,07
10 То же 0,5 0-49 0-57 1-05 24,01
11 НТФ + ЛК 1,0 + 0,5 1-00 1-22 1-29 23,70
12 НТФ + ЛК + КССБ 1,0 + 0,5 + 0,3 0-57 1-26 1-29 16,21
13 Борная кислота 2,0 0-56 1-15 1-22 21,50
14 То же 1,0 0-41 0-54 1-02 19,13
Примечания: * - концентрированная сульфит-спиртовая барда; ** - нитротриметилфосфоновая кислота.
Таблица 2
Результаты исследований магнезиальных составов с добавками комплекса химических реагентов и инертного наполнителя
№ п/п Состав Отношение ж/т Плотность жидкости затворе- ния рзатв, г/см3 УВю0, с Плотность цементного раствора, г/см3 Время загустева-ния цементного раствора, через, ч-мин Сроки схватывания цементного раствора, через, ч-мин Прочность цементного камня при изгибе, кг/см2 Прочность сцепления цементного камня, кг/см2
Начало Конец
1 ПМК СПФН ТПФН МК НТФ 0,85 1,28 40 1,755 1-15 1-27 1-35 78,0 12,1
2 ПМК СПФН ТПФН МК НТФ ЛК 0,85 1,28 37 1,737 0-52 1-11 1-22 52,4 20,2
3 ПМК СПФН ТПФН НТФ ЛК 0,90 1,28 27 1,733 0-36 0-55 1-07 102,4 11,5
Для получения магнезиального вяжущего с пониженной химической активностью товарный продукт ПМК-83 по СТО 72664728-003-2008 подвергали обжигу в муфельной печи в течение 2 ч. Результаты исследований, характеризующих степень обжига и снижения вяжущей активности полученного порошка, представлены в табл. 3, 4.
После охлаждения до температуры окружающей среды в эксикаторе полученный порошок из каждого тигля смешивали для получения объединенной пробы каустического магнезита, на основе которой был приготовлен и исследован оптимизированный состав магнезиального тампонажного материала.
Оптимизированный состав магнезиального тампонажного материала включает магнезиальную вяжущую основу с пониженной химической активностью, облегчающую добавку, расширяющую добавку, реагент - понизитель фильт-ратоотдачи, реагенты, повышающие водостойкость цементного камня, затворитель.
Исследование оптимизированного состава магнезиального тампонажного материала выполнялись в научно-исследовательской лаборатории «Технологические жидкости для бурения и крепления скважин» ПНИПУ с использованием лабораторного оборудования, позволяющего тестировать тампонажные материалы в соответствии как с отечественными,
так и с международными стандартами. Результаты представлены в табл. 5.
Анализ результатов свидетельствует о том, что оптимизированный состав, полученный на основе порошка каустического магнезитового с пониженной химической активностью (путем обжига), отвечает условиям крепления скважин при забойной температуре до 60 °С, обладая технологически необходимым временем загустевания и достаточными прочностными характеристиками.
Именно поэтому данный состав можно использовать для обеспечения высокого качества цементирования эксплуатационных колонн и проведения РИР, связанных с восстановлением герметичности затрубного пространства и ограничением водопритока в добывающих скважинах.
1. Состав тампонажного материала:
сухая тампонажная смесь на основе 100,0 масс. ч.
ПМК вяжущая ос-
нова
расширяющая добавка 3,0
понизитель фильтратоотдачи 2,5
облегчающая добавка 7,0
водный раствор бишофита плотно-
стью 1,28 г/см3 75,0 об.ч.
отношение ж/т 0,75
2. Условия затворения:
температура окружающего воздуха 20,0 °С
температура жидкости затворения 20,0 °С
относительная влажность окружаю-
его воздуха 62 %
Таблица 3 Изменение массы порошка при обжиге
Номер обжига Температура и время обжига Номер тигля Масса тигля Масса тигля с ПМК до обжига, г Масса тигля с ПМК после обжига, г Потери массы, % Средние значения потерь, %
1 800 °С, 2 ч 1 155,88 375,88 363,33 5,70 5,72
2 165,88 385,68 373,10 5,72
3 177,82 397,82 385,16 5,75
2 1 155,87 375,87 363,80 5,64 5,66
2 161,51 381,51 369,05 5,67
3 165,68 385,68 373,24 5,65
3 1 165,68 385,68 373,10 5,72 5,72
2 161,49 381,49 368,90 5,72
3 155,88 375,88 363,30 5,72
Таблица 4
Результаты экспресс-анализа тампонажного раствора на основе исходного и дополнительно обожженного ПМК
Тип вяжущего Температура испытания, °С УВ100, с р, г/см3 Время загустевания, через, ч-мин Сроки схватывания, начало/конец, через, ч-мин
ПМК-83 20 50 1,825 1-10 1-40/1-45
ПМК-83, дополнительно обожженный при Т = 800 °С 20 102 1,860 6-30 7-15/21-45
60 1-30 2-00/2-30
Примечание: жидкость затворения - раствор бишофита плотностью 1,28 г/см3, ж/т = 0,8.
Таблица 5
Результаты испытаний магнезиального тампонажного материала с пониженной химической активностью
Показатели свойств Режим испытания Значение
Ар, МПа Т, °С Время, мин
По КО 10426-2
Плотность ТР под давлением, кг/м3 атм 20 ± 1 - 1759
Исходная консистенция ТР, Вс 35 55 ± 1 - 16
Водоотделение ТР, % атм 30 0
Динамическое напряжение сдвига ТР, дПа атм 10,7
Пластическая вязкость ТР, мПа-с 120,7
Статическое напряжение сдвига ТР через 10 с/10 мин, дПа 12,7/25,5
Водоотделение (свободный флюид) ТР за 2 ч, % атм 0
Показатель фильтрации ТР, см3, за 30 мин 6,9 19
Время загустевания ТР до 50 Вс, ч-мин 35 2-22
до 70 Вс, ч-мин 2-25
до 100 Вс, ч-мин 2-30
Время набора прочности ЦК при сжатии до 0,34 МПа, ч-мин 3-30
до 3,4 МПа, ч-мин 7-40
Прочность ЦК при сжатии через 24 ч, МПа 18,0
По методикам, принятым в РФ
Условная вязкость ТР (УВщо), с атм 20 ± 1 - 32
Седиментационная стабильность ТР, кг/м3 55 ± 1 30 0
Сроки схватывания ТР, начало, ч-мин конец, ч-мин 3-45 3-55
Прочность ЦК при изгибе через 24 ч (1 сут), МПа 8,76
Прочность ЦК при изгибе через 192 ч (8 сут), МПа 18,55
Прочность сцепления ЦК с металлической огибающей поверхностью через 24 (1 сут) ч, МПа 5,0
Прочность сцепления ЦК с металлической огибающей поверхностью через 192 ч (8 сут), МПа 5,87
Увеличение объема ЦК через 192 ч (8 сут), % 4,89
Прочность ЦК при сжатии через 24 ч, МПа 19,67
Список литературы
1. Булатов А.И., Макаренко П.П., Проселков Ю.М. Буровые промывочные и тампонажные растворы: учеб. пособие для вузов. - М.: Недра, 1999. - 424 с
2. Толкачев Г.М., Шилов А.М., Козлов А.С. Порошок бруситовый каустический для приготовления магнезиальных тампонажных материалов при цементировании обсадных колонн в отложениях легкорастворимых солей // Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений. - 2005. -№ 9, 10. - С. 68-71.
3. Tomilina E.M., Chougnet-Sirapian A., Aboutourkia W. New thermally responsive cement for heavy oil wells // Society of Petroleum Engineers. SPE Heavy Oil Conference. - 2012. - № 2. - Р. 12491260.
4. Experiences in geothermal deep well drilling of TPIC in Turkey / T. Kaya, F. Ulgun, H. Bitlis, C. Daskin, U. Korkmaz, A. Ersoy, M. Hosbas, F. Simsek // Transactions - Geothermal Resources Council. -2011. - Р. 173-179.
5. Wan X., Zhang H., Li Y., Yang Y., Shan H., Xiao Z. Laboratory development and field application of novel cement system for cementing high-temperature oil wells // Society of Petroleum Engineers - Canadian Unconventional Resources and International Petroleum Conference. - 2010. - Р. 35-41.
6. Zhou Y.-J., Jia J.-H. A new type cement slurry system for deep and high temperature wells // Electronic Journal of Geotechnical Engineering. - 2010. - Р. 1989-1995.
7. 2Mg(OH)2-MgCl2-2H2O and 2Mg(OH)2-MgCh'4H2O, two high temperature phases of the magnesia cement system / R.E. Dinnebier, M. Oestreich, S. Bette, D. Freyer // Zeitschrift fur Anorganische und Allgemeine Chemie. - 2012. - Р. 628-633.
8. Кравцов В.М., Кузнецов Ю.С., Есенков М.Г. Тампонажный материал для крепления высокотемпературных скважин // Технология бурения нефтяных и газовых скважин: межвуз. науч.-техн. сб. - Уфа, 1979. - № 6. - С. 21-25.
9. Шарафутдинов З.З., Агзамов Ф.А., Мавлтов М.Р. Теоретические предпосылки создания тер-мокоррозионностойкого вяжущего // Технология бурения нефтяных и газовых скважин. - Уфа, 1985. - С. 121-129.
10. Данилов В.В. О механизме гидратации в цементном тесте // Междунар. конгресс по химии цемента. - М., 1976. - Т. 2, кн. 2. - С. 73-76.
11. Сычев М.М. Закономерности проявления вяжущих свойств // Междунар. конгресс по химии цемента. - М., 1976. - Т. 2, кн. 2. - С. 42-57.
12. Мчедлов-Петросян О.П., Бабушкин В.И. Термодинамика и термохимия цемента // Междунар. конгресс по химии цемента. - М., 1976. - Т. 2, кн. 2. - С. 6-16.
13. Использование магнезиальных цементов в бурении скважин и добыче нефти / Г.М. Толкачев, Ю.А. Дулепов, А.М. Шилов, В.А. Мордвинов. - М., 1987. - 45 с.
References
1. Bulatov A.I., Makarenko P.P., Proselkov Iu.M. Burovye promyvochnye i tamponazhnye rastvory [Drilling muds and grouting mortars]. Moscow: Nedra, 1999. 424 p.
2. Tolkachev G.M., Shilov A.M., Kozlov A.S. Poroshok brusitovyi kausticheskii dlia prigotovleniia magnezial'nykh tamponazhnykh materialov pri tsementirovanii obsadnykh kolonn v otlozheniiakh leg-korastvorimykh solei [Brucite caustic powder for producing magnesite grouting mortars for well casing in the sediments of easily soluble salts]. Geologiia, geofizika i razrabotka neftianykh mestorozhdenii, 2005, no. 9, 10, pp. 68-71.
3. Tomilina E.M., Chougnet-Sirapian A., Aboutourkia W. New thermally responsive cement for heavy oil wells. Society of Petroleum Engineers. SPE Heavy Oil Conference, 2012, no. 2, рр. 1249-1260.
4. Kaya T., Ulgun F., Bitlis H., Daskin C., Korkmaz U., Ersoy A., Hosbas M., Simsek F. Experiences in geothermal deep well drilling of TPIC in Turkey. Transactions - Geothermal Resources Council, 2011, pp. 173-179.
5. Wan X., Zhang H., Li Y., Yang Y., Shan H., Xiao Z. Laboratory development and field application of novel cement system for cementing high-temperature oil wells. Society of Petroleum Engineers. Canadian Unconventional Resources and International Petroleum Conference, 2010, pp. 35-41.
6. Zhou Y.-J., Jia J.-H. A new type cement slurry system for deep and high temperature wells. Electronic Journal of Geotechnical Engineering, 2010, pp. 1989-1995.
7. Dinnebier R.E., Oestreich M., Bette S., Freyer D. 2Mg(OH)rMgCl2-2H2O and 2Mg(OH)2-MgCb-4H2O; two high temperature phases of the magnesia cement system. Zeitschrift fur Anorganische undAllgemeine Chemie, 2012, pp. 628-633.
8. Kravtsov V.M., Kuznetsov Iu.S., Esenkov M.G. Tamponazhnyi material dlia krepleniia vysoko-temperaturnykh skvazhin [Grouting mortar for casing the high temperature wells]. Mezhvuzovskii nauchno-tekhnicheskii sbornik "Tekhnologiia bureniia neftianykh i gazovykh .skvazhin", Ufa, 1979, no. 6, pp. 21-25.
9. Sharafutdinov Z.Z., Agzamov F.A., Mavltov M.R. Teoreticheskie predposylki sozdaniia termokor-rozionnostoikogo viazhushchego [Background of producing corrosion-resistant oil-well cements]. Tekhnologiia bureniia neftianykh i gazovykh skvazhin. Ufa, 1985, pp. 121-129.
10. Danilov V.V. O mekhanizme gidratatsii v tsementnom teste [Hydration mechanics in cement grout]. Mezhdunarodnyi kongresspo khimii tsementa. Moscow, 1976, vol. 2, book 2, pp. 73-76.
11. Sychev M.M. Zakonomernosti proiavleniia viazhushchikh svoistv [Regularities in cementing properties demonstration]. Mezhdunarodnyi kongress po khimii tsementa. Moscow, 1976, vol. 2, book 2, pp. 42-57.
12. Mchedlov-Petrosian O.P., Babushkin V.I. Termodinamika i termokhimiia tsementa [Thermodynamics and thermochemistry of cement]. Mezhdunarodnyi kongress po khimii tsementa. Moscow, 1976, vol. 2, book 2, pp. 6-16.
13. Tolkachev G.M., Dulepov Iu.A., Shilov A.M., Mordvinov V.A. Ispol'zovanie magnezial'nykh tse-mentov v burenii skvazhin i dobyche nefti [Application of magnesite cements in well drilling and oil extraction]. Moscow, 1987. 45 p.
Об авторах
Толкачев Георгий Михайлович (Пермь, Россия) - кандидат технических наук, профессор кафедры нефтегазовых технологий Пермского национального исследовательского политехнического университета, научный руководитель научно-исследовательской лаборатории «Технологические жидкости для бурения и крепления скважин» (614990, г. Пермь, Комсомольский пр., 29; e-mail: [email protected]).
Козлов Александр Сергеевич (Пермь, Россия) - кандидат технических наук, доцент кафедры нефтегазовых технологий Пермского национального исследовательского политехнического университета (614990, г. Пермь, Комсомольский пр., 29; e-mail: [email protected]).
Девяткин Дмитрий Александрович (Пермь, Россия) - инженер научно-исследовательской лаборатории «Технологические жидкости для бурения и крепления скважин» Пермского национального исследовательского политехнического университета (614990, г. Пермь, Комсомольский пр., 29; e-mail: [email protected]).
About the authors
Georgii M. Tolkachev (Perm, Russian Federation) - Ph.D. in Technical Sciences, Professor, Department of Oil and Gas Technologies, Perm National Research Polytechnic University, Scientific Director of Scientific and Research Laboratory "Technological Fluids for Drilling and Casing" (614990, Perm, Komsomolsky av., 29; e-mail: [email protected]).
Aleksandr S. Kozlov (Perm, Russian Federation) - Ph.D. in Technical Sciences, Associate Professor, Department of Oil and Gas Technology, Perm National Research Polytechnical University (614990, Perm, Komsomolsky av., 29; e-mail: [email protected]).
Dmitrii A. Deviatkin (Perm, Russian Federation) - Engineer, Scientific and Research Laboratory "Technological Fluids for Drilling and Casing", Perm National Research Polytechnical University (614990, Perm, Komsomolsky av., 29; e-mail: [email protected]).
Получено 6.11.2013
