Научная статья на тему 'Модифицирование изоляционных тампонажных материалов под современные условия бурения на месторождениях урало-поволжья'

Модифицирование изоляционных тампонажных материалов под современные условия бурения на месторождениях урало-поволжья Текст научной статьи по специальности «Технологии материалов»

CC BY
80
25
i Надоели баннеры? Вы всегда можете отключить рекламу.
Журнал
Территория Нефтегаз
ВАК
Ключевые слова
ПОГЛОЩЕНИЕ / ИЗОЛЯЦИЯ / ПЕНОЦЕМЕНТ / СКВАЖИНА

Аннотация научной статьи по технологиям материалов, автор научной работы — Ярмухаметов И. И., Агзамов Ф. А., Самсыкин А. В., Галиев А. Ф.

Проведен анализ тампонажных материалов, применяющихся для изоляции зон поглощений, выявлены их недостатки и пути дальнейшего совершенствования. Представлены результаты лабораторных исследований облегченного пеноцементного состава.

i Надоели баннеры? Вы всегда можете отключить рекламу.

Похожие темы научных работ по технологиям материалов , автор научной работы — Ярмухаметов И. И., Агзамов Ф. А., Самсыкин А. В., Галиев А. Ф.

iНе можете найти то, что вам нужно? Попробуйте сервис подбора литературы.
i Надоели баннеры? Вы всегда можете отключить рекламу.

Текст научной работы на тему «Модифицирование изоляционных тампонажных материалов под современные условия бурения на месторождениях урало-поволжья»

бурение

УдК 622.245

И.И. ярмухаметов, аспирант; ф.А. Агзамов, д.т.н., профессор, e-mail: faritag@yandex.ru, кафедра БнГС, ФГБоУ впо «УГнтУ»; А.в. самсыкин, к.т.н., ведущий инженер, e-mail: SamsykinAV@bashneft.ru;

А.ф. галиев, инженер, ооо «башнипинефть», Уфа, россия

модифицирование изоляционных тампонажных материалов под современные условия бурения на месторождениях урало-поволжья

Проведен анализ тампонажных материалов, применяющихся для изоляции зон поглощений, выявлены их недостатки и пути дальнейшего совершенствования. Представлены результаты лабораторных исследований облегченного пеноцементного состава.

Ключевые слова: поглощение, изоляция, пеноцемент, скважина.

Опыт борьбы с поглощениями на месторождениях Урало-Поволжья показывает, что с точки зрения стратиграфического подразделения основные зоны поглощений и ухода бурового и тампонажного растворов сосредоточены в пермских, верхне- и нижнекаменноугольных, а также в верхнедевонских отложениях, представленных в основном карбонатными породами. Размеры раскрытия трещин в трещиновато-кавернозных участках вышеназванных отложений могут достигать 20-25 см, а размеры каверн - до

1 м [1]. Очевидно, что в таких условиях применение каких-либо наполнителей - малоэффективное мероприятие, а наиболее подходящий способ - это тампонирование поглощающих каналов изоляционными составами.

Анализ тампонажных материалов для изоляции поглощающих горизонтов показал наличие значительного количества различных тампонажных смесей. Однако большинство из существующих и применяющихся в настоящее время составов имеют весьма существенный недостаток - они подвержены разбавлению пластовыми водами, что отрицательно сказывается на требуемых структурно-механических свойствах материала. Для поддержания данных свойств у изоляционных составов зачастую требуется дополнительная обработка, которая, к сожалению, не всегда возможна.

По нашему мнению, модифицирование существующих изоляционных составов на основе портландцемента, применяющихся в современных условиях бурения месторождений Урало-Поволжья и Республики Башкортостан в частности, должно быть связано со снижением их плотности.

Идея использования тампонажных составов пониженной плотности далеко не нова. Ярким примером является применение в осложненных скважинах гельцементных растворов с добавкой бентонитовых глин на территории «Краснодарнефтегаза» [2]. Однако несмотря на широкое применение, гель-цементные облегченные составы имеют ряд серьезных недостатков:

• отсутствие возможности получения легких тампонажных растворов;

• увеличенные сроки схватывания растворов плотностью менее 1500 кг/м3;

• незначительная прочность камня при температурах ниже 50-75 °С;

• высокая гигроскопичность глин, резко снижающая срок хранения гельце-ментов.

Автором работы [2] детально изучены свойства тампонажного раствора с добавкой диатомита. С.Б. Трусов отмечает, что при содержании диатомита до 50% в смеси и В/Ц = 1,8 возможно получение легкого тампонажного раствора плотностью 1300 кг/м3. Однако у данного тампонажного состава тоже имеются недостат-

ки - низкая устойчивость к агрессивным средам, в частности к магнезиальным и сероводородсодержащим водам.

В работе [3] отмечаются легкие тампо-нажные растворы, содержащие газонаполненные микробаллоны (пламилон). Применение данных тампонажных составов имело место на месторождении Узень, но серьезные недостатки, а именно удлиненные сроки схватывания, малая прочность камня и разрушение микробаллонов под давлением (от 10 МПа и выше), ограничили их широкое применение.

По результатам анализа существующие облегчающие добавки можно разделить на три группы [4]:

1 - добавки, облегчающие раствор за счет своей низкой плотности;

2 - добавки, удерживающие в растворе значительное количество воды;

3 - добавки, вовлекающие в систему пузырьки воздуха или газа.

Как видно из приведенного выше анализа, первая и вторая группы облегчающих добавок не всегда способны обеспечить нужную плотность и физико-химические характеристики тампонажному составу, их содержащему. Перспективным с точки зрения разработки требуемого тампонажного состава, на наш взгляд, выглядит изучение третьей группы облегчающих добавок. Из анализа литературных источников [4, 5, 6, 7] известно, что воздухововлекающие и

газогенерирующие добавки эффективно снижают плотность цементных растворов, образующих при твердении легкий высокопоризованный цементный камень с системой замкнутых пор. Получение высокопоризованной структуры цементного камня за счет газообразования является результатом протекания химической реакции и физико-химического процесса схватывания цементного теста. При этом процесс газообразования в цементном растворе может осуществляться тремя основными способами [6, 7]:

• введением в цементный раствор двух веществ, реагирующих друг с другом с образованием газообразных продуктов реакции;

• введением в цементный раствор одного вещества, реагирующего с образовавшейся гидроокисью кальция цементного раствора и вызывающего газообразование;

• введением в цементный раствор веществ, выделяющих газ под влиянием теплоты гидратации вяжущего.

Однако известные из литературы газообразующие или газогенерирующие системы

1) 2А1 + 3Са(0Н)2 ^ Са3(АЮ3)2 + 3Н2Т;

2) CaOCL2 + H2O2 ^ CaCl2 + H2O + O2;

3) 3CaOCL2 + (NH2)2CO ч» CaCL2 + N2 + CO2 + 2H2O

обладают рядом недостатков. В реакции (1) выделяющийся водород требует строгого соблюдения мер безопасности. Кроме того, неравномерное распределение частиц алюминиевой пудры по всему объему цементного раствора приводит к образованию многочисленных центров выделения газа, что способствует повышению поризации и, как следствие, увеличению проницаемости цементного камня. В реакциях (2) и (3) хлорная известь является токсичной, и при работе с ней также необходимы дополнительные меры безопасности.

По нашему мнению, решение задачи разработки рецептуры облегченного тампонажного состава необходимо искать в изучении воздухововлекающих облегчающих добавок на основе различных пенообразователей.

Для исследований были выбраны следующие виды пенообразователей:

• «Микропор» (ООО «Ижсинтез», г. Ижевск, Россия);

• Foamcem (Laston SPA, Италия);

• «РАН» (РАН, г. Уфа, Россия). Исследования по определению устойчивости пенных систем на основе этих

пенообразователей проводились согласно ГОСТ Р 50588-93 и ГОСТ 4.99. Часть результатов исследований приведена в таблице 1 и на рисунках 1-2. Из таблицы и графиков наглядно видно, что наилучшие результаты - как кратность, так и устойчивость - демонстрируются пенной системой на основе пенообразователя «Микропор». Однако несмотря на полученные результаты, все три марки пенообразователя были применены для получения пеноцементного материала. При этом исследовались следующие параметры тампонажного раствора и камня:

• плотность;

• растекаемость;

• сроки схватывания и структурообра-зования;

• прочностные характеристики. Исследования по определению структурно-реологических и прочностных характеристик стандартных образцов тампонажного раствора и камня проводились по ГОСТ 1581-96 в лаборатории буровых и тампонажных растворов ООО «БашНИ-ПИнефть» на соответствующих приборах, прошедших официальную поверку.

В качестве вяжущей основы использовался портландцемент бездобавочный

АРМ ГАРАНТ

1993-2013

Электроприводы ЭВИМТА

для задвижек ДУ 50 -1200 мм

Пневмоприводы ПСДС

.для шаровых кранов ДУ 300 ООО мм

Монтажные, пусконаладочные, ремонтные работы

на объектах нефтегазового комплека

г. Уфа, ул. Р. Зорге.. 19/5 телефакс: (347) 223-74-15, 22374-17 e-mgik arrngarani@glamgil.ru

www.armgarant.ru

на правах рекламы

БУРЕНИЕ

Таблица 1. Результаты исследований пенных систем на основе различных пенообразователей

Пенообразователь (ПО) Плотность ПО, г/см3 Плотность пены, г/см3 Кратность пены Устойчивость пены, с

Концентрация,%

«Микропор» 0,987 0,045 0,063 19,8 20,6 420 440

0,1 0,2

Foamcem 1,06 0,146 0,152 12,0 13,5 180 360

0,1 0,2

«РАН» 0,96 0,08 0,091 8,0 10,0 150 220

0,1 0,2

Микропор

FoAMCEM

Концентрация 0,2%

РАН

500

450

400

0 350 £ 300

и

1 250 | 200 £ 150

100

50

0

Микропор

FoAMCEM

Концентрация 0,2%

РАН

Рис. 1. Значения кратности пены на основе различных пено- Рис. 2. Значения устойчивости пены на основе различных образователей пенообразователей

Таблица 2. Результаты исследований пеноцементного тампонажного состава и различных пенообразователей

Пенообразователь Плотность цементного раствора, г/см3 Растекаемость пеноцемента, мм Плотность пеноцемента, г/см3 Сроки структурообра-зования пеноцемента, ч:мин. Плотность пеноцемента под давлением, г/см3 Изменение плотности пеноцемента, г/см3

Концентрация,% нач. кон. нач. кон.

«Микропор» 1,85 190 210 0,78 0,90 2:00 6:00 2:20 6:30 0,93 1,10 0,15 0,20

0,10 0,20

Роашсеш 185 200 1,02 1,08 3:00 8:00 3:30 10:00 1,30 1,43 0,28 0,35

0,10 0,20

«РАН» 160 180 0,72 0,83 2:10 6:00 2:15 6:20 1,34 1,54 0,62 0,71

0,10 0,20

Таблица 3. Результаты применения реагентов - ускорителей сроков схватывания в пеноцементном тампонажном составе

Ускоритель Концентрация

0,5% 1% 2% 3% 4% 5%

Сроки стр уктурообразования,ч:мин.

начало конец начало конец начало конец начало конец начало конец начало конец

хлорид кальция 2:15 5:50 2:03 5:46 1:55 4:45 1:50 4:40 1:26 4:14 1:07 3:55

гипс 2:17 5:53 2:08 5:50 2:05 5:40 2:03 5:35 2:00 4:45 1:55 4:42

без ускорителя начало конец

2:20 6:30

iНе можете найти то, что вам нужно? Попробуйте сервис подбора литературы.

для низких и нормальных температур ПТЦ-1-50. Подготовка пеноцементного раствора проводилась по следующей схеме: затворялся цементный раствор плотностью 1,84-1,85 г/см3, одновременно с этим в отдельной емкости готовилась пена. Затем эти компоненты смешивались между собой, после чего получен-

ная пеноцементная смесь подвергалась исследованиям. Далее смесь переливалась в соответствующие формы и выдерживалась согласно ГОСТ до наступления ОЗЦ (ОЗС). Испытания по определению прочностных характеристик у образцов пеноцементного камня проводились в возрасте твердения 2 и 7 суток. В про-

цессе исследований выбранные марки пенообразователей не смешивались. Часть результатов исследований приведена в таблицах 2-7.

Перед началом лабораторных испытаний было предположено, что во избежание различных аварийных ситуаций в процессе закачки пеноцементного

№ 5 \\ май \ 2013 Таблица 4. Изменение плотности образцов пеноцемента при атмосферном давлении

Ускоритель Концентрация,% Начальная плотность, г/см3 Плотность через 1 сут., г/см3 Изменение плотности, г/см3 Примечание

хлорид кальция 2 0,84 1,005 0,165 хрупкий

3 0,86 1,002 0,142 хрупкий

гипс 3 0,79 1,241 0,451 хрупкий

4 0,84 1,176 0,336 хрупкий

5 0,88 1,063 0,183 хрупкий

изоляционного состава, а также для успешной изоляции зоны поглощения сроки начала структурообразования пеноцементного раствора должны быть в диапазоне 1,5-2 часов, а время твердения и образования пеноцементного камня - 4-6 часов.

Анализ полученных результатов показал следующее. Срок схватывания пеноцементного состава, содержащего «Микропор», наступает в среднем в 1,5 раза быстрее, чем у состава, содержащего пенообразователь Foamcem. Отсутствует изменение первоначальной плотности пеноцемента под давлением независимо от марки пенообразователя. При сравнении образцов пеноцементного камня с одинаковыми концентрациями раз-

0,5

0,45

и 0,4

"Ї/ 0,35

К 0,3

I 0,15 то

Е 0,2

е

І 0,15 е

не 0,1

S

«

== 0,05

2% хлорид кальция

3% хлорид кальция

3% гипса

4% гипса

5% гипса

Концентрация ускорителя сроков схватывания

Рис. 3. Изменение плотности образцов пеноцемента с различными ускорителями сроков схватывания при атмосферном давлении

Производственная компания «Химоервис» имени А,А, Зорина

ЗАЩИТА ОТ КОРРОЗИИ НАН ВИД ИСКУССТВА

Анодные заземли тел и «Менделеевец»

■ продукция включена в Реестры оборудования, разрешенного н использованию в ОАО «Газпром» и ОАО «АК «Транснефть»; .1 ^ * м а лора етеори мые сплавы в совокупности с применением

| с п е ци а л ьн ых матер и а л оа и ком п л е кту ющи х о бесп еч и аают .1________1 работоспособность заземли гелей в течение 35 лет и более

Приборы и оборудование для диагностики

| * п ре дн взн вч е ны для ко нтрол я п а раметров ЭХЗ и д и а г н ост и к и состояний систем противокоррозионной защиты трубопроводов;

‘ ■' ‘многофункциональность, н а дежи ост ь и удобство а экс п лу ата ци и;

* оборудование внесено в Единый Государственный реестр средств измерений

Услуги по диагностике трубопроводов

Ш, * вьтол н ен и е ра бот по д и а г н ост и ке о бъе ктов т ра нспо рта г аза } ОАО «Газпром» в соответствии с СТО Газпром 2-2.3-310-2009,

ч * а пестован н а я лзборато р ия неразру ш ающе го ко нтрол я;

• испытательная лаборатория ЭХЗ;

I ■ электротехническая лаборатория, зарегистриро ва н ная в Ростехнадзоре

г. Новомосковск ул. Свободы, 9 тел.: +7 (48762) 2-14-77 e-mail: adm@ch-s.ru

0

на правах рекламы

бурение

Таблица 5. Реологические параметры образцов пеноцементного раствора

Концентрация Плотность пеноцементного раствора, г/см3 В/Ц Растекаемость, мм

гипс, 5% хлорид кальция, 3% гипс, 5% хлорид кальция, 3%

асбест, 0,1% 0,88 0,86 0,5 200 200

асбест, 0,5% 0,89 0,86 198 199

асбест, 1,0% 0,90 0,88 197 198

стеклонит, 0,1% 0,88 0,86 200 200

стеклонит, 0,5% 0,89 0,87 197 197

стеклонит, 1,0% 0,89 0,87 196 197

0% наполнителя 0.88 0,86 200 200

Таблица 6. Результаты исследований прочностных характеристик образцов пеноцемента

Концентрация 2 сут. 7 сут.

гипс 5% хлорид кальция, 3% гипс 5% хлорид кальция, 3%

Предел прочности, а, МПа на:

изгиб сжатие растяж. изгиб сжатие растяж. изгиб сжатие растяж. изгиб сжатие растяж.

асбест, 0,1% 2,71 5,02 1,60 2,83 5,24 1,67 3,61 6,69 2,14 3,69 6,83 2,18

асбест, 0,5% 3,05 5,65 1,81 3,15 5,83 1,86 4,79 8,87 2,83 4,84 8,96 2,86

асбест, 1,0% 3,16 5,85 1,87 3,45 6,39 2,04 5,19 9,61 3,07 5,23 9,69 3,10

стеклонит, 0,1% 2,73 5,06 1,62 2,87 5,31 1,70 3,75 6,94 2,22 3,81 7,06 2,26

стеклонит, 0,5% 3,08 5,70 1,82 3,76 6,96 2,22 4,26 7,89 2,52 4,33 8,02 2,56

стеклонит, 1,0% 3,87 7,17 2,29 4,21 7,80 2,49 5,29 9,80 3,13 5,33 9,87 3,15

0% наполнителя 2,61 4,83 1,54 2,76 5,11 1,63 3,38 6,26 2,01 3,43 6,35 2,03

if 4

а3

С 2--

о1

асбест.0,1% асбест.0,5% асбест.1,0% стеклонит. стеклонит. стеклонит.

0,1% 0,5% 1,0%

Вид и концентрация наполнителя

наполнителя

□ 2 сут. □ 7 сут.

6

5

0

if 4т

а ин3

о 21“

5 1 —

асбест.0,1% асбест.0,5% асбест.1,0% стеклонит. стеклонит. стеклонит. 0%

0,1% 0,5% 1,0% наполнителя

Вид и концентрация наполнителя

Г □ 2 сут^ □ 7 сут.

6

5

0

Рис. 4. Изменение механической прочности образцов пеноце- Рис. 5. Изменение механической прочности образцов пеноцемента с 5% гипса мента с 3% хлорида кальция

личных пенообразователей отмечено, что давление влияет значительнее на изменение плотности у пеноцемента с пенообразователем Foamcem, чем с «Микропором». У всех исследуемых образцов независимо от марки пенообразователя зафиксированы увеличенные сроки структурообразования, выходящие за рамки положенных: не менее 2 часов - начало и не более 6 часов - окончание твердения состава. Анализ результатов испытаний пеноцементного состава на основе пенообразователя «РАН» показал его непригодность по всем основным ха-

рактеристикам. В дальнейшей работе этот состав не исследовался.

iНе можете найти то, что вам нужно? Попробуйте сервис подбора литературы.

Таким образом, по результатам анализа к последующим исследованиям выбрана рецептура пеноцементного состава, содержащая «Микропор» в концентрации 0,2%. В качестве регуляторов сроков схватывания образцов пеноцементного состава рассмотрены реагенты хлорид кальция и гипс. Результаты применения этих реагентов приведены в таблице 3. Из данной таблицы видно, что наиболее удовлетворительные результаты по ускорению сроков схватывания и структурообразования образцов пеноцементных смесей обеспечивает хлорид

кальция в концентрации 2-3% и гипс - в концентрации 3-5%.

Дальнейшими исследованиями проверялось влияние данных реагентов на плотность образцов пеноцементных растворов, а также на ее изменение под воздействием давления в процессе ОЗС. Результаты исследований представлены в таблице 4 и на рисунке 3.

Из таблицы 4 и рисунка 3 видно, что образцы пеноцемента, содержащие хлорид кальция в концентрации 3% и гипс в концентрации 5%, претерпели наименьшее изменение плотности при атмосферном давлении. Однако у всех образцов в той

Таблица 7. Результаты исследований изменения плотности у образцов пеноцемента при различных значениях давления

Рецептура пеноцемента* Начальная плотность, г/см3 Плотность через Ісут., г/см3 Изменение плотности, г/см3

атмосфер. давление 10 МПа атмосфер. давление 10 МПа

А 0,90 1,07 1,33 0,17 0,43

B 0,88 1,06 1,27 0,18 0,39

C 0,89 1,05 1,19 0,16 0,30

D 0,87 1,03 1,17 0,16 0,30

*Варианты рецептур пеноцемента скрыты по причине оформления патента

или иной степени отмечается недостаток механической прочности.

Для повышения механической прочности в выбранные образцы пеноцемента раздельно добавлялись волокнистые наполнители - асбест и стеклонит в концентрации 0,1-1% для каждого вида. Часть результатов испытаний приведена в таблицах 5-6 и на рисунках 4-5.

Как видно из таблицы 6 и рисунков 4-5, добавление волокнистых наполнителей приводит к повышению механической прочности образцов пеноцемента. Причем повышение механической прочности у образцов пеноцемента с асбестом, содержащих гипс, над образцами пеноце-мента без наполнителей в возрасте

2 суток составляет 13,8%, а в возрасте 7 суток - 34,0%. Образцы же пеноцемента со стеклонитом, содержащие гипс, в возрасте 2 суток превосходят бездобавочные образцы пеноцемента на 23,8%, а в возрасте 7 суток твердения - на 31,1%.Превышение механической прочности у образцов пеноцемента с асбестом, содержащих хлористый кальций, как и у образцов пеноцемента, содержащих гипс, над образцами пеноцемента без наполнителей в возрасте

2 суток составляет 13,8%, а в возрасте 7 суток - 33,8%. Наибольшее повышение механической прочности проявляется у образцов пеноцемента, содержащих асбест и стеклонит в концентрации 1% независимо от добавок - ускорителей сроков схватывания. Таким образом, в рецептуру пеноцемента рекомендуется добавление асбеста в концентрации 1% или стеклонита в концентрации 1%.

Следующим этапом исследований было определение изменения плотности выбранных образцов пеноцемента под воздействием давления, превышающего атмосферное. Пеноцементный раствор одновременно разливался в две одинаковые формы, одна из которых помещалась в условия повышенного давления, созданного посредством фильтр-пресса Fann (10 МПа), а вторая оставалась твердеть при атмосферном давлении сроком на сутки. Спустя сутки у всех пар затвердевших односуточных образцов пеноцемента определялась их плотность. Результаты замеров плотности и ее изменения приведены в таблице 7.

Как видно из таблицы 7, наименее подверженными к изменению плотности

как в условиях атмосферного давления, так и при повышенном давлении являются рецептуры под условными обозначениями С и D. Эти варианты рецептур пеноцементного изоляционного состава положены в основу дальнейших исследований.

ЛИТЕРАТУРА

1. Басарыгин Ю.М., Будников В.Ф., Булатов А.И. Теория и практика предупреждения осложнений и ремонта скважин при их строительстве и эксплуатации. - М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2000.

2. Трусов С.Б. Легкие и облегченные тампонаж-ные цементы. - М.: ВНИИОЭНГ, 1990.

3. Семенов Н.Я. Исследование и изоляция поглощающих и водопроявляющих пластов. -Уфа: Изд-во ООО «БашНИПИнефть», 2010.

4. Мариампольский Н.А., Савенок О.В., Саве-нок Н.Б. Разработка облегченных цементов для работы с поглощениями тампонажного раствора // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. - 1997. -№ 10-11.

5. Ахрименко В.Е., Белый В.С., Широкородюк Т.В. Ячеистые бетоны на основе пеноцементных растворов. - Краснодар: КГАУ, 2001.

6. Формирование структуры газобетона / С.Г. Васюкевич, В.А. Матвиенко и др. // Прогрессивные строительные материалы и изделия на основе природного и техногенного сырья: Тез. докл. науч.-техн. конф. - СПб.: Знание, 1992.

7. Ахрименко В.Е., Дьяченко П.А. Химические газообразователи для получения легких цементных растворов // Строительство нефтяных и газовых скважин на суши и на море. - 2007. - № 12.

Drilling

Updating isolation cement slurry to present-day drilling conditions on Volga-Ural fields

I.I. Yarmykhametov, graduate; F.A. Agzamov, doctor of engineering, professor, FSBEI Ufa state oil technical university, e-mail: faritag@yandex.ru; A.V. Samsykin, ph. d., lead engineer, e-mail: SamsykinAV@bashneft.ru; A.F. Galiev, engineer, BashNIPIneft LLC

Various cement slurries used to isolate thief zones are analyzed, their disadvantages are detected and the ways for further development are outlined.

The laboratory analysis results of lightened foam cement composition are presented.

Keywords: lost circulation, isolation, foam cement, well.

References:

1. Basarygin Yu.M., Budnikov V.F., Bulatov A.I. Teoriya i praktika preduprezhdeniya osLozhneniy i remonta skvazhin pri ikh stroiteL'stve i expLuatacii (Theory and practice of trouble prevention and wells repair during their construction and operation). - Moscow: Nedra-Biznestsentr LLC, 2000.

2. Trusov S.B. Legkie i obLegchennye tamponazhnye tsementy (Light and lightened oil-well cement). - Moscow: VNIIOENG, 1990.

3. Semenov N.Ya. IssLedovanie i izoLyacia pogLotshayutshikh i vodoproyavLyayutshikh pLastov (Research and insulation of absorbing and water inflow layers). - Ufa: PubL. of BashNIPIneft LLC, 2010.

4. MariampoLsky N.A., Savenok O.V., Savenok N.B. Razrabotka obLegchennykh tsementov dLya raboty s pogLotsheniyami tamponazhnogo rastvora (Development of lightened cement for use with absorption of cement slurry) // StroiteL'stvo neftyanykh i gazovykh skvazhin na sushe i na more (Construction of oil and gas wells on land and sea). - 1997. - № 10-11.

5. Akhrimenko V.E., Belyi V.S., Shirokorodyuk T.V. Yacheistye betony na osnove penotsementnykh rastvorov (Foamed cement slurry based cellular concrete). - Krasnodar: KGAU, 2001.

6. Formirovanie struktury gazobetona (Aerated concrete structure formation) / S.G. Vasyukevich, V.A. Matvienko et aL. // Progressivnye stroiteL'nye materiaLy i izdeLiya na osnove prirodnogo i tekhnogennogo syr'ya (Advanced building materials and products based on natural and man-made raw materials): Theses of scientific and technical conference. - St. Petersburg: Znanie, 1992.

7. Akhrimenko V.E., D'yachenko P.A. Khimicheskie gazoobrazovateLi dLya poLucheniya Legkikh tsementnykh rastvorov (Chemical gas developing agents for production of Light cement slurries) // StroiteL'stvo neftyanykh i gazovykh skvazhin na sushe i na more (Construction of oil and gas weLLs on Land and sea). - 2007. - № 12.

WWW.NEFTEGAS.INFO

\\ БУРЕНИЕ \\ 31

i Надоели баннеры? Вы всегда можете отключить рекламу.