Теория и практика разобщения пластов в глубоких и сверхглубоких скважинах тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 25.00.15, доктор технических наук Курбанов, Яраги Маммаевич

• Курбанов, Яраги Маммаевич
• доктор технических наук
• 2002

Оглавление диссертации доктор технических наук Курбанов, Яраги Маммаевич

Введение.

1. Анализ проблемы создания качественного изоляционного комплекса скважины.

1.1. Причины нарушения герметичности крепи; технологические мероприятия, направленные на повышение качества крепления глубоких скважин.

1.2. Особенности вытеснения бурового раствора тампонажным в процессе цементирования.

1.3. Особенности процесса структурообразования дисперсных систем и регулирование изоляционных характеристик тампонажных материалов.

1.4. Выводы из анализа состояния проблемы.

2. Исходные материалы, приборы и методики исследований.

3. Разработка научных основ получения тампонажных систем с конденсированными в поровом пространстве гелями гидроксидов поливалентных металлов и принципы управления технологическими характеристиками тампонажных растворов.

3.1. Исследование неорганических коллоидных гидрогелевых новообразований, конденсированных в поровом пространстве тампонажных суспензий.

3.2. Исследование влияния гидрогелевых систем на основе солей поливалентных металлов на свойства суспензий основных минералов тампонажных цементов.

3.2.1. Влияние солей поливалентных металлов на свойства суспензий трехкальциевого алюмината

3.2.2. Суспензии четырехкальциевого алюмоферрита с добавками солей поливалентных металлов.

3.2.3. Влияние солевой обработки на суспензии трехкальциевого силиката.

Исследование влияния солей поливалентных металлов на

1зии Р-, у-двухкальциевого силиката.

Выводы по изучению влияния солей поливалентных юв на свойства суспензий клинкерных минералов. следование влияния солей поливалентных металлов на югические свойства тампонажных растворов следование тампонажных растворов, полученных ь-технологии.

Реологическое поведение тампонажных растворов САТРА.

Исследование вытесняющей способности тампонажных ров САТРА.

Фильтрационные характеристики и тампонирующая

5ность цементных растворов САТРА. следование цементного камня. езультаты РФА гидратированных образцов. езультаты ДТА и термогравиметрии. езультаты анализа химического состава образцов. езультаты исследования образцов методом ектроскопии. лектронно-микроскопические исследования выводы по исследованию цементного камня. аботка тампонажных составов и технологии крепления эйчивых обвалообразующих зон на больших глубинах рении сверхглубоких скважин в кристаллических ах. аботка научных основ создания и управления югическими характеристиками нетвердеющих 1ажных материалов для разобщения пластов эких скважинах, эксплуатируемых в условиях ия на коепь аномальных теомомеханических нагпузок.

6. Промысловый опыт использования тампонажных материалов и технологий.

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Теория и практика разобщения пластов в глубоких и сверхглубоких скважинах»

Актуальность темы

Перед топливно-энергетическим комплексом страны поставлена цель наращивания и стабилизации добычи углеводородов на уровне, обеспечивающем энергетическую безопасность России. Реализация этой цели в значительной степени связана с объемом разведочного и эксплуатационного бурения, качеством и долговечностью изоляционного комплекса скважин.

Важнейшей задачей достижения надежности и долговечности скважины является создание герметичной крепи, обеспечивающей изоляцию пластов друг от друга в разрезе скважины, а также сохранение целостности обсадной колонны под действием наружных и внутрискважинных нагрузок.

В большинстве случаев причинами, приводящими к некачественному креплению скважин, являются: неполное вытеснение бурового раствора там-понажным, суффозионные процессы в тампонажном растворе в период ОЗЦ, разрушение цементного камня под действием механических нагрузок и агрессивных пластовых флюидов. Кроме того, нарушение герметичности затрубно-го пространства обусловлено усадочными деформациями твердеющего цементного камня и образованием флюидопроводящих каналов в системе "обсадная колонна - цементный камень - стенка скважины".

Широко распространенная в настоящее время технология разобщения пластов, основанная на заполнении затрубного пространства тампонажным раствором на основе силикатных вяжущих, приводит к разгерметизации зако-лонного пространства после проведения опрессовки колонны, гидроразрыва и перфорации, освоения и испытания скважин. Следствием вышеуказанных недостатков и причин являются многочисленные факты межколонных давлений и межпластовых перетоков на нефтегазовых месторождениях Поволжья, Западной Сибири, Прикаспийской впадины и др, приводящие к загрязнению продукции скважин, нарушению гидрологической обстановки и другим серьезным техногенным последствиям.

Рассматриваемая проблема особенно актуальна при строительстве и эксплуатации сверхглубоких скважин, значимость которых в настоящее время высока для сохранения и обеспечения дальнейшего роста минерально-сырьевого потенциала России.

Работа выполнена в соответствии с общесоюзной научно-технической программой 0.50.01 и в рамках Государственной программы развития минерально-сырьевой базы и геологической службы России в 1993-1995 гг. и до 2000 года.

Диссертация является продолжением работ, начатых автором в середине 80-х годов на кафедре бурения нефтяных и газовых скважин РГУНГ им. И.М. Губкина, и завершена в ФГУП НПЦ "Недра".

Автор выражает глубокую признательность научному консультанту профессору, д-ру техн. наук O.K. Ангелопуло, профессору, д-ру техн. наук B.C. Данюшевскому, д-ру техн. наук Б.Н. Хахаеву, д-ру геол.-минерал, наук JI.A. Певзнеру, горному инженеру Е.Я. Оксенойду, а также всем коллегам из ФГУП НПЦ "Недра" и геологоразведочных экспедиций сверхглубокого бурения за оказанную помощь при выполнении работы и проведении промысловых испытаний.

Цель работы

Создать новые и усовершенствовать традиционные технологии разобщения пластов в глубоких и сверхглубоких скважинах.

Основные задачи исследований

1. Выявить причины некачественного разобщения пластов на различных этапах строительства и эксплуатации глубоких и сверхглубоких скважин и обосновать пути повышения качества крепи.

2. Углубить теоретические представления о процессах, происходящих в цементных растворах при введении солей поливалентных металлов для управления изоляционными и реологическими характеристиками тампонаж-ных суспензий.

3. Исследовать влияние солей поливалентных металлов на технологические свойства тампонажных растворов и цементного камня.

4. Обосновать целесообразность создания нетвердеющих герметизирующих материалов для разобщения пластов глубоких и сверхглубоких скважин и разработать принципы проектирования их составов.

5. Разработать технологию крепления неустойчивых обвалообразующих зон при бурении в кристаллических породах.

6. Разработать нормативно-техническую документацию, выполнить промысловые испытания тампонажных материалов и технологий.

Научная новизна

• Научно обоснован механизм образования в тампонажном растворе дополнительной гелеобразной структуры на базе химически конденсированных дисперсий гидроксидов металлов. Теоретически доказано и экспериментально подтверждено, что при конденсировании в поровом пространстве тампонажных суспензий гелевых новообразований происходит физико-химическая интерференция двух структур, одна из которых образована клинкерными минералами цемента, находящимися на стадии гидролиза и гидратации, другая -частицами гидроксидов на стадии "растущего кристалла".

• Экспериментально установлено, что гидрогелевая структура не образует самостоятельных фаз в затвердевшем цементном камне, а связывается с его устойчивыми новообразованиями и частицы утрачивают способность к вымыванию в окружающую среду.

• Установлены закономерности влияния солей поливалентных металлов на технологические характеристики тампонажных растворов, разработаны принципы управления технологическими характеристиками и составы специальных цементных растворов (А.с. 1558077, 1789665, 1795083; пат. 2082871 РФ).

• Разработаны научно обоснованные принципы получения нетвердеющих герметизирующих составов (пластамов) с целью реализации мультираствор-ной технологии цементирования скважин (пат. 2178060 РФ, 2179230 РФ).

Практическая значимость

1. На основе гель-технологии разработаны высокоэффективные тампо-нажные составы, обеспечивающие качественное вытеснение бурового раствора при низких скоростях замещения и герметизацию заколонного пространства.

2. С целью реализации в промышленных масштабах предложенной муль-тирастворной технологии разобщения пластов разработаны составы пластамов на базе недефицитных природных материалов.

3. Предложены технология очистки кавернозного ствола скважины и составы тампонажных растворов для крепления неустойчивых обвалообразую-щих зон в кристаллических породах сверхглубоких скважин путем установки специальных разбуриваемых цементных мостов.

4. Разработаны составы тампонажных материалов, твердеющие в условиях высоких температур, обладающие улучшенными технологическими и эксплуатационными характеристиками.

5. Составы тампонажных растворов и мультирастворная технология обеспечили ФГУП НПЦ "Недра" успешное строительство уникальных глубоких и сверхглубоких скважин в различных горно-геологических условиях, как в осадочных, так и в кристаллических горных породах (Т=10-223°С, Р=20-115 МПа), что содействовало успешной реализации Государственной программы развития минерально-сырьевой базы и геологической службы России.

6. Разработаны ведомственный РД 41-014306-98 "Инструкция по повышению надежности и долговечности крепи глубоких и сверхглубоких скважин", СТП 014306-001-99 "Растворы тампонажные стабилизированные для аномальных пластовых условий. Получение и применение", а также более 20 нормативно-технических документов, нашедших применение при установке цементных мостов, креплении, консервации нефтегазовых и специальных глубоких и сверхглубоких скважин в различных регионах страны.

Апробация работы

Основные положения диссертационной работы докладывались и обсуждались на научно-технических конференциях, форумах и совещаниях, в частности: на Всесоюзной конференции "Комплексное освоение нефтегазовых ресурсов континентального шельфа" (Москва, 1986 г.); конференции "Крепление геотермальных скважин" (Киев, 1987 г.); Всесоюзной конференции "Гидравлика буровых и тампонажных систем" (Ивано-Франковск, 1988 г.); Всесоюзном совещании "Основные направления развития техники, технологии крепления газовых и газоконденсатных скважин" (Москва, 1989 г.); V Международном симпозиуме по изучению континентальной коры посредством бурения (ФРГ, г. Регенсбург, 1990 г.); совещании руководящих работников буровых предприятий Роскомнедра (Саратов, 1992 г.); Всероссийском совещании "Результаты бурения и исследования Тюменской сверхглубокой скважины" (Пермь, 1995 г.); II Международном семинаре "Горизонтальные скважины" (Москва, 1997 г.); Всероссийской научно-практической конференции "Экологические проблемы и пути решения задач по длительной сохранности недр и окружающей среды на период более 500 лет. " (Тюмень, 1997 г.); VI Международной конференции "Нефтегазэкспо СНГ" (Санкт-Петербург, 1998 г.); Всероссийской научно-практической конференции "Критерии оценки нефтегазо-носности ниже промышленно-освоенных глубин и определение приоритетных направлений геологоразведочных работ" (Пермь, 2000 г.); IV научно-практической конференции "Пути реализации нефтегазового потенциала ХМАО" (Ханты-Мансийск, 2000 г.); Всероссийском совещании "Бурение сверхглубоких и глубоких параметрических скважин" (Ярославль, 2001 г.).

Заключение диссертации по теме «Технология бурения и освоения скважин», Курбанов, Яраги Маммаевич

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

1. В результате обобщения причин некачественного разобщения пластов в сложных геолого-технических условиях при строительстве глубоких и сверхглубоких скважин, научного анализа теории твердения вяжущих на минеральной основе в различных термобарических условиях предложены и разработаны эффективные технологии, основанные на индивидуальном подходе к выбору состава и свойств тампонажных материалов для крепления и разобщения пластов с последовательной закачкой их в заданные интервалы скважины, что является перспективным направлением коренного улучшения реологических, изоляционных свойств растворов и, следовательно, повышения качества цементирования. Технология названа мулыпирастворной.

2. Углублены теоретические представления о кристаллохимических процессах, происходящих в цементных растворах при введении солей поливалентных металлов, основными постулатами которых являются: конденсирование труднорастворимых гидроксидов (гидрогелей) или солей (солегелей); создание вторичной коагуляционно-кристаллизационной структуры, как дополнительного фактора воздействия на собственную структуру клинкерных дисперсий, что позволяет обеспечить регулирование технологических свойств тампонажного раствора и цементного камня {гель-технология тампонажных растворов).

3. Экспериментально изучено влияние состава и концентрации солей поливалентных металлов на изменения реологических свойств во время перемешивания (прокачивания), вытесняющую способность, водоотдачу суспензий основных клинкерных минералов и традиционных цементных растворов. Доказано, что эти параметры имеют тенденцию к улучшению.

4. Проведены исследования физико-механических свойств цементного камня, полученного по гель-технологии. Он характеризуется (по сравнению с базовыми цементами) упруго-пластичными и расширяющими свойствами, более высоким пределом прочности и повышенной адгезией с вмещающей средой. Несмотря на присутствие в камне соединений поливалентных металлов, опасности для окружающей среды не отмечено, поскольку соединения не вымываются.

5. Разработаны принципы получения нетвердеющих, загустевающих суспензий на водной и углеводородной основах, превращающихся в эффективный изоляционный материал для "нежесткого" крепления обсадных колонн, разобщающих пласты-коллекторы и отличающихся устойчивостью к агрессивным жидкостям и долговечностью. Тампонажные материалы названы пла-стамами (пат. 2178060 РФ, 2179230 РФ).

6. Разработаны составы и технология получения основного компонента пластамов - медленногидратирующих набухающих гранул на основе глин с добавками связующих и ингибиторов.

7. Разработаны составы многофункциональных буферных жидкостей, тампонажных растворов и промысловые технологии крепления неустойчивых обвалообразующих зон в сверхглубоких скважинах (пат. 2102591 РФ).

8. Промышленное использование разработанных технологий и тампонажных композиций с улучшенными свойствами проведено в Прикаспии, Западной Сибири, Украине, Центральных районах России, на Северном Кавказе. Особое место занимают тампонажные системы САТРА и технология цементирования на низких скоростях в НПЦ «Недра» при креплении уникальных глубоких и сверхглубоких скважин, где большинство технических решений реализовано впервые в мире. Всего за 15 лет выполнено более 100 уникальных технологических операций по цементированию в различных геолого-технических условиях: глубины - от 812 до 6200 м; температура - от + 10 до

223°С; пластовые давления - от 20 до 115 МПа, скважин различного назначения (эксплуатационные, нагнетательные, геотермальные, опорно-параметрические, научные и др.) в осадочных и кристаллических породах.

9. Успешно зацементированы скважины - высокотемпературные геотермальные, для складирования агрессивных химических отходов; отработана технология установки цементных мостов в кавернозных участках ствола в зонах дробления кристаллических пород, осуществлены консервация и ликвидация сверхглубокой скважины.

10. Разработано более 20 нормативно-технических документов, в том числе ведомственный РД 41-014306-98, "Инструкция по повышению надежности и долговечности крепи глубоких и сверхглубоких скважин", СТП 014306-001-99 "Растворы тампонажные стабилизированные для аномальных пластовых условий. Получение и применение".

11. Мультирастворная технология цементирования и разработанные тампонажные материалы, кроме названных областей применения, могут использоваться при бурении горизонтальных и горизонтально-разветвленных газовых скважин, при цементировании в зонах ММП, на ПХГ, при исправительных тампонированиях, на ряде истощающихся газонефтяных месторождениях со "слабыми" пластами-коллекторами (проседание земной толщи и смятие колонн).

Список литературы диссертационного исследования доктор технических наук Курбанов, Яраги Маммаевич, 2002 год

1. Абуладзе Р.А., Джанмамедов Ш.Х., Абуладзе A.M. Повышение надежности крепления скважин. М.: ВНИИОЭНГ, 1987. - № 12. - 38 с.

2. Аветисов А.Г., Бондарев В.И., Матвеев В.М. Повышение качества цементирования путем обеспечения рационального режима продавливания тампонажного раствора // Бурение: РНТС. 1969. - № 11. - С. 29-32.

3. Агзамов Ф.А. Известково-кремнеземистые тампонажные материалы для крепления скважин в условиях высоких температур и коррозионно-активных сред: Дис. д-ра техн. наук. Уфа, 1990. - 240 с.

4. Агзамов Ф.А., Каримов Н.Х., Журавлев Г.И. Проблемы долговечности крепи скважин на газовых месторождениях с агрессивным флюидом // Экологические проблемы и пути решения задач по длительной сохранности недр . . -Тюмень, 1997. С. 20-21.

5. Агишев А.П. Межпластовые перетоки газа при разработке газовых месторождений. М.: Недра, 1966. - 203 с.

6. Алиев P.M., Матаев Г.А., Малачиханов Т.Б. Оценка термонапряженного состояния крепи геотермальной скважины // Геотермия. Махачкала, 1988. -Т.2.-С. 27-31.

7. Алимжанов М.Т. О постановке задачи устойчивости стенок глубоких скважин // Докл. РАН. 1992. - № 3. - С. 325.

8. Анализ причин заколонных газопроявлений и пути повышения качества цементирования скважин в условиях сероводородной агрессии / М.Р. Мавлютов, В.М. Кравцов, В.П. Овчинников и др. М.: ВНИИОЭНГ, 1984. -№ 4. - 52 с.

9. Ангелопуло O.K., Джабаров К.А. Новая концепция повышения качества цементирования скважин //Информ. сб. ВНИИЭГазпром. 1990. - Вып. 10. -С. 11-13.

10. Ангелопуло O.K., Подгорнов В.М., Аваков В.Э. Буровые растворы для осложненных условий. М.: Недра, 1988. - 135 с.

11. А.с. 378377 СССР. Раствор для заполнения горных выработок/

12. О.К.Ангелопуло, В.М.Подгорнов. Заявлено 05.02.1971; Опубл. 18.04.1973, Бюл. № 19.

13. А.с. 1558077 СССР, МКИ3 Е 21 ВЗЗ/00. Тампонажный состав /В.С.Данюшевский, Я.М.Курбанов. Заявлено 1989; Опубл. 23.06.1991. Бюл. №23.

14. А.с. 1657614 СССР, МКИ3 Е 21 В 33/138. Устройство для определения тампонирующей способности цементных растворов /О.К.Ангелопуло, А.Г.Калинин, В.В.Сутягин, Я.М.Курбанов и др. Заявлено 1989; Опубл.2306.1992, Бюл. №23.

15. А.с. 1795083 СССР, МКИ3 Е 21 В 33/13 Тампонажный состав /Я.М.Курбанов, С.Э.Никашин, Н.Я.Калугина. Заявлено 1990; Опубл.1502.1993, Бюл. №6.

16. А.с. 1789665 СССР, МКИ3 Е21 B33/13. Тампонажный состав /Я.М.Курбанов, С.Э.Никашин, Н.Я.Калугина. Заявлено 1990; Опубл. 23.01.1993, Бюл. №3.

17. А.с. 599051 СССР. Способ определения герметизирующей способности тампонажных растворов /В.В.Грачев, В.Д.Малеванский. Опубл. 1978, Бюл. №11.

18. Ахунов С.М. О вытеснении глинистого раствора цементным, исходя из касательных напряжений // Материалы VII Всесоюз. науч. конф. по гидравлике промывочных жидкостей и тампонажных растворов: Тез. докл. Баку, 1980. С. 43-48.

19. Ашрафьян М.О. Технология разобщения пластов в осложненных условиях. М.: Недра, 1989. - 228 с.

20. Ашрафьян М.О., Булатов А.И. Влияние соотношения режимов течения вытесняемой и вытесняющей жидкостей на изменение коэффициента вытеснения буровых растворов из кольцевого пространства скважины // Тр. КФ ВНИИНефть. 1970. - № 23. - С. 229-235.

21. Бакшутов B.C. Минерализованные тампонажные растворы для ( цементирования скважин в сложных условиях. М.: Недра, 1986. - 272 с.

22. Барановский В.Д., Булатов А.И., Крылов В.И. Крепление и цементарование наклонных скважин. М.: Недра, 1983. - 352 с.

23. Баталов Д.М., Горский А.Т. Седиментационная устойчивость тампонажных растворов при пониженных температурах // Проблемы нефти и газа Тюмени. 1982. - № 54. - С. 28-30.

24. Белкин И.М., Виноградов Г.В., Леонов А.И. Ротационные приборы. -М.: Машиностроение, 1968. 272 с.

25. Бенстед Д. Исследование гидратации шлаковых и пуццолановых цементов методом ИКС // Cemento. 1975. - V. 73. - № 4. - Р.209-214.

26. Брун В.Г., Леонов Е.Г. Методика расчета цементирования обсадных колонн при бурении скважин. -М.: ВИНИТИ, № 2092-81. деп. 11.05.1981-146 с.

27. Булатов А.И. Технология цементирования нефтяных и газовых скважин.-М.: Недра, 1983.-255 с.

28. Булатов А.И. Формирование и работа цементного камня в скважине. -М.: Недра, 1990.-409 с.

29. Булатов А.И., Аветисов А.Г. Справочник инженера по бурению. М.: Недра, 1985.-Т. 1.-414 с.

30. Булатов А.И., Данюшевский B.C. Тампонажные материалы. М.: Недра, 1987.-280 с.

31. Булатов А.И., Мариампольский Н.А. Регулирование технологических показателей тампонажных растворов. М.: Недра, 1988. - 224 с.

32. Булатов А.И., Новохатский Д.Ф. Тампонажные шлаковые цементы и растворы для цементирования глубоких скважин. М.: Недра, 1975. - 224 с.

33. Булатов А.И., Уханов Р.Ф. Совершенствование гидравлических методов цементирования скважин. М.: Недра, 1978. - 240 с.

34. Булатов А.И., Уханов Р.Ф., Давыдов И.М. Вопросы повышения качества цементирования скважин. М.: ВНИИОЭНГ, 1974. - 96 с.

35. Бурение скважин на термальные воды / Г.П.Новиков, Г.М.Гульянц, Ю.Н.Агеев и др. М.: Недра, 1986. - 229 с.

36. Бурение и эксплуатация газоконденсатных скважин / Н.К.Байбаков, А.К.Караев, И.А.Сидоров и др. М.: Недра, 1965. - 186 с.

37. Ведищев И.А. Исследование процессов структурообразования суспензий тампонажных материалов для глубоких нефтяных и газовых скважин в статических и динамических условиях: Дис. . канд. техн. наук. М., 1969. -182 с.

38. Влияние осадки горных пород на подземные сооружения при извлечении флюидов из продуктивных пластов / Н.В.Черский, В.Н.Виноградов, Г.Г.Жиденко и др.: Доклады АН СССР. М., 1988. - Т.302. - № 2. - С.413-416.

39. Воюцкий С.С. Курс коллоидной химии. М.: Химия, 1975. - 512 с.

40. Газопроявления в скважинах и борьба с ними / А.И.Булатов, В.И.Рябченко, И.А.Сибирко и др. М.: Недра, 1969. - 278 с.

41. Гайворонский А.А., Фарукшин JI.X. Гидростатическое давление цементного раствора // Нефтяник. 1963. -№ 10. - С.30-32.

42. Гайворонский А.А., Цыбин А.А. Крепление скважин и разобщение пластов. М.: Недра, 1981. - 367 с.

43. Гамзатов С.М., Шеметов В.Ю. Использование осмотических эффектов для предупреждения осложнений при бурении и креплении скважин //Обзор, информ. ВНИИОЭНГ. Сер. Бурение. -М.: ВНИИОЭНГ, 1986. -№ 10.-70 с.

44. Геранин М.П. Перетоки газа в скважинах через цементный раствор // Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных скважин: Научн. техн. обзор ВНИИЭГазпром. М.: ВНИИОЭГазпром, 1977. - 52 с.

45. Геранин М.П., Ломоносов В.В., Чжао П.Х. Совершенствование крепления скважин на подземных хранилищах газа // Обзор, информ. ВНИИЭГазпром. М.: ВНИИЭГазпром, 1982. - № 5. - 38 с.

46. Геранин М.П., Соловьев Е.М. Об измерении порового давления в суспензиях, находящихся в покое // Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных скважин: Рефератив. сб. ВНИИЭГазпром. М.: ВНИИЭГазпром, 1970.-№2.-С. 26-31.

47. Геранин М.П., Соловьев Е.М. Оценка тампонирующей способности цементных растворов // Газовая промышленность. 1972. - № 2. - С. 4-7.

48. Гидравлика глинистых и цементных растворов / А.Х.Мирзаджанзаде, А.А.Мирзаян, Г.М.Гевинян, М.К.Сеид-Рза. М.: Недра, 1966. - 298 с.

49. Гороновский И.Т., Назаренко Ю.П., Некряч Е.Ф. Краткий справочник по химии. Киев: Наукова думка, 1987. - 828 с.

50. Горшков B.C., Тимашев В.В., Савельев В.Г. Методы физико-химического анализа вяжущих веществ. М.: Высшая школа, 1981. - 334 с.

51. Грачев В.В. Исследование и разработка методов повышения герметичности заколонного пространства скважин: Дис. . канд. техн. наук.- М., 1981.- 267 с.

52. Грачев В.В., Леонов Е.Г. Исследование порового и скелетного давления столба цементного раствора в период схватывания // Бурение: Науч. -техн. сб. 1969.-№ З.-С. 17-21.

53. Грачев В.В., Леонов Е.Г., Малеванский В.Д. Проницаемость скелета столба цементного раствора в период ОЗЦ // Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных скважин: Реф. сб. ВНИИЭГазпром. М.: ВНИИЭгаз-пром, 1970.-№7.-С. 9-17.

54. Грей Дж.Р., Дарли Г.С.Г. Состав и свойства буровых агентов (промывочных жидкостей) / Пер. с англ. Столярова Д.Е. М.: Недра, 1985. - 509 с.

55. Григорян Н.Г. Вскрытие нефтегазоносных пластов стреляющими перфораторами. М.: Недра, 1982. - 240 с.

56. Гурджиев А.Г. Влияние некоторых солей на показатели цементных растворов // Бурение. 1969. - № 12. - С. 16-18.

57. Гусев С.С. Механизм образования каналов перетока в затрубном пространстве скважин после периода ОЗЦ // РНТС. Сер. Бурение. М.: ВНИИОЭНГ, 1983.-№ З.-С. 18-19.

58. Данюшевский B.C. Проектирование оптимальных составов тампонажных цементов. М.: Недра, 1978. - 293 с.

59. Данюшевский B.C., Алиев P.M., Толстых И.Ф. Справочное руководство по тампонажным материалам. -М.: Недра, 1987. 373 с.

60. Данюшевский B.C., Курбанов Я.М. Тампонажные растворы для газовых и газоконденсатных скважин с АВПД / Обзор, информ. ВНИИЭГазпром. Сер. Бурение газовых и газоконденсатных скважин. М., 1987. - № 4. - 40 с.

61. Данюшевский С.И., Лиогоньская Р.И., Судакас Л.Г. Расширяющийсятампонажный цемент для "холодных" и "горячих" скважин // Нефтяное хозяйство. 1971.-№ 7. - С. 13-17.

62. Деформация эксплуатационных обсадных колонн месторождений Северного Кавказа / Н.В.Черский, В.Н.Виноградов, В.В.Савченко, Г.Г.Жиденко и др. // Обзор, информ. ВНИИЭГазпром. Сер. Бурение. -М., 1988. -№ 3. -44 с.

63. Джабаров К.А. Предупреждение межпластовых перетоков в скважине в периоды отсутствия циркуляции бурового раствора и ОЗЦ // Нефтегазовая геология, геофизика и бурение: НТС ВНИИОЭНГ,- М., 1984.-Вып.7.- С. 46-49.

64. Дисперсно-армированные тампонажные материалы / Е.С.Тангалычев, В.С.Бакшутов, О.К.Ангелопуло и др. // Обзор, информ. ВНИИОЭНГ. Сер. Бурение.-М.: ВНИИОЭНГ, 1984. -№ 19.-51 с.

65. Еременко Т.Е., Мочернюк Д.Ю., Гелетий Н.Г. Влияние реологических свойств и режимов потока на процесс замещения жидкостей при цементировании скважин // Научные записки УкрНИИПроекта. Сер. Бурение и нефтедобыча. Киев, 1962. - Вып.9. - С. 56-65.

66. Замещение вязких нефтей и нефтепродуктов в трубопроводах / А.И.Гольянов, В.И.Харламенко, В.Ф.Новоселов, М.В.Нечваль // Обзор, информ. ВНИИОЭНГ. М.: ВНИИОЭНГ, 1968. - 59 с.

67. Зевин Л.С., Хейкер Д.М. Рентгеновские методы исследования строительных материалов. М.: Стройиздат, 1965. - 362 с.

68. Зобе В.Ю., Шалдыбаев Б.В. Цементирование скважин в интервале с АВПД с раствором плотностью 2,40 г/см3 из УЦГ-2 // Бурение: РНТС ВНИИОЭНГ. М., 1979. - Вып.12. - С. 18-19.

69. Ибатуллин Р.Х., Катеев И.С., Загидуллин Р.Г. Исследование градиента давления гидропрорыва тампонажных растворов / Техника и технология бурения в Татарии // Тр. ТатНИПИНефть. 1980. - Вып.43. - С. 30-34.

70. Исмайлов А.П. Опыт предотвращения притока пластового флюида после крепления промежуточных колонн // Азерб. нефт. хоз-во. 1984. - № 8. - С. 6-9.

71. Измайлов Л.Б. Условия образования каналов в цементном камне и за-трубном пространстве скважин. М.: ВНИИОЭНГ, 1970. - С. 78-86.

72. Измайлов Jl.Б., Булатов А.И. Крепление нефтяных и газовых скважин. -М.: Недра, 1976.- 199 с.

73. Изменение контакта цементного камня с металлом обсадных труб при различных механических воздействиях / Д.А.Крылов, Н.А.Марабаев, Е.Н.Таламанов и др. // РНТС. Сер. Бурение. М.: ВНИИОЭНГ, 1981. - № 7. -С. 42-43.

74. Каморин В.К. О природе межтрубных газоводонефтепроявлений // Газовая промышленность. 1966. - № 7. - С. 10-15.

75. Каримов Н.Х. Разработка составов и технологии применения расширяющихся тампонажных материалов для цементирования глубоких скважин в сложных геологических условиях: Дис. . д-ра техн. наук. Уфа, 1986. - 259 с.

76. Каримов Н.Х., Запорожец Л.С. Тампонажные материалы с повышенной сероводородостойкостью. М.: Недра, 1983. - 32 с.

77. Карпов В.М. Приближенное решение задачи о вытеснении вязкой и вязкопластической жидкости из эксцентричного кольцевого пространства // Тр. Гипротюменнефтегаза. 1973. - Вып.37. - С. 32-43.

78. Карпов В.М., Копылев В.Е., Шавальдин И.Е. О заполнении затрубного пространства скважины цементным раствором // Тр. Гипротюменнефтегаза. -1967. Вып.4. - С. 85-96.

79. Касьянова И.А., Соколовский Э.В., Шимкевич С.В. Результаты прогноза аварий скважин и порыв трубопроводных систем по геодинамическому фактору // Нефтяное хозяйство. 1998. - № 9-10. - С. 75-77.

80. К вопросу о вытеснении цементным раствором глинистого при цементировании обсадных колонн в наклонных скважинах / М.П.Гулизаде, Г.М.Гевинян, А.Ю.Багиров, Р.С.Кулиев // Нефть и газ: Изв. вузов. 1965. -№ 12.-С. 38, 42.

81. Кинлок Э. Адгезия и адгезивы: Наука и технология / Пер. с англ. М.: Мир, 1991.-484 с.

82. Костин П.П. Физико-механические испытания металлов, сплавов и неметаллических материалов. М.: Машиностроение, 1990. - 256 с.

83. Крепление высокотемпературных скважин в коррозионно-активныхсредах / В.М.Кравцов, Ю.С.Кузнецов, М.Р.Мавлютов, Ф.А.Агзамов. М.: Недра, 1987. - 190 с.

84. Крылов В.И. Изоляция поглощающих пластов в глубоких скважинах. -М.: Недра, 1980.-304 с.

85. Крылов Д.А. Изменение контакта цементного камня с колонной при создании депрессии на пласт / Экспресс информ. ВНИИОЭНГ. Сер. Бурение. -М., 1993.- №6.-С. 11-15.

86. Кузнецова Т.В., Кудряшов И.В., Тимошев В.В. Физическая химия вяжущих материалов. М.: Высшая школа, 1989. - 384 с.

87. Куксов А.К. Повышение качества цементирования скважин // Нефтяное хозяйство. 1985. - № 9. - С. 25-27.

88. Куксов А.К. Повышение качества крепления скважин: Дис. . в виде научного докл. д-ра техн. наук. Краснодар, 1995. - 117 с.

89. Куксов А.К., Черненко А.В. Заколонные проявления при строительстве скважин / Обзор, информ. ВНИИОЭНГ. Сер. Техника и технология бурения скважин. М., 1988. - Вып.9. - 68 с.

90. Курбанов Я.М. Технология укрепления неустойчивых стенок скважин на больших глубинах при бурении в кристаллических породах // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. 1998. - № 5. - С. 22-26.

91. Курбанов Я.М., Ангелопуло O.K. Гель технология тампонажных растворов. - М.: ООО "ИРЦ Газпром", 2000. - 79 с.

92. Курбанов Я.М., Хахаев Б.Н., Шутов А.А. Регулирование технологических параметров тампонажных растворов комплексными реагентами // Разведка и охрана недр. 1995. -№ 1. - С. 21-23.

93. Куоэн К.М. Отверждение бурового раствора способ сокращения времени цементирования и снижения отходов // Нефтегазовые технологии. -1994.-№ 11-12.

94. Лазарев А.Н. Колебательные спектры и строение силикатов. Л.: Наука, 1968.- 126 с.

95. Леонидова А.И., Соловьев Е.М. Исследование фильтрационных свойств растворов тампонажного цемента / Бурение нефтяных и газовыхскважин // Тр. МИНХиГП им. И. М. Губкина. 1963. - Вып.40. - С. 24-30.

96. Леонов Е.Г. Исследование некоторых осложнений при бурении скважин и разработка методов борьбы с ними: Автореф. дис. . д-ра техн. наук. -М., 1975.-38 с.

97. Лидин Р.А., Андреева Л.Л., Молочко В.А. Справочник по неорганической химии. М.: Химия, 1987. - 320 с.

98. Маер Ж.А. Синтез и исследование свойств сополимеров сульфоами-докислот с акриламидом и нитрилом акриловой кислоты универсальных стабилизаторов бентонитовых дисперсий: Дис. . канд. хим. наук. - Ярославль, 1998.- 124 с.

99. Маковей Н. Гидравлика бурения / Пер. с рум. М.: Недра, 1986. - 536 с.

100. Малеванский В. Д. Открытые газовые фонтаны и борьба с ними. М.: Гостоптехиздат, 1963.-211 с.

101. Малеванский В.Д., Грачев В.В., Цыбина Л.С. Инструкция по приготовлению и применению суффозионностойких цементных растворов с коль-матирующими добавками и их рецептура на базе цементов для "горячих" скважин. М.: ВНИИГаз, 1978. - 23 с.

102. Малеванский В.Д., Грачев В.В., Цыбина Л.С. Инструкция по приготовлению и применению суффозионностойких цементных растворов с коль-матирующими добавками и их рецептура на базе цементов для "холодных" скважин. М.: ВНИИГаз, 1978. - 37 с.

103. Мамаджанов У.Д., Мусаев К.Н. О причинах смятия обсадных колонн при бурении в пластах сульфатов кальция // Изв. АН Уз. ССР. Сер. техн. наук. 1971.- №6. -С. 19-24.

104. Месчян С.Р. Экспериментальная реология глинистых грунтов. М.: Недра, 1985.-342 с.

105. Мирзаджанзаде А.Х. Вопросы гидродинамики вязкопластических и вязких жидкостей в нефтедобыче. Баку, 1959. - 409 с.

106. Мирзаджанзаде А.Х., Караев А.К., Мовсумов А.А. Гидравлические особенности проводки скважин в сложных условиях. М.: ВНИИОЭНГ, 1971.- 136 с.

107. Мирзоев Х.Б., Сулейманов Э.М., Бабаев С.Д. Цементирование скважин в условиях опасности флюидопроявления в период ОЗЦ // Азерб. нефт. хоз-во. 1984. - №. 3. - С. 19-22.

108. Назаров С.Н., Кучкарев Л.К., Парматова А.П. О цементировании низкотемпературных скважин // Нефтяное хозяйство. 1964. - № 7. - С. 26-29.

109. Накамото К. Инфракрасные спектры неорганических соединений. -М.: Мир, 1966.-411 с.

110. О качестве цементирования скважин в условиях Арланского месторождения / А.Г.Габдрахманов, В.С.Асмаловский, И.Г.Плотников и др. // Нефтяное хозяйство. 1984. - № 10. - С. 53-58.

111. Паринов П.Ф. Классификация факторов, определяющих нарушение целостности цементного камня / Тампонажные материалы и технология крепления скважин // Тр. ВНИИКРНефть. 1981. - С. 118-120.

112. Паркер П.Н. Цементирование скважин при низких скоростях замещения бурового раствора цементным // Бурение: НТС ВНИИОЭНГ. 1969. -Вып.12. - С. 32-35.

113. Пат. 2082871 РФ, МКИ3 Е 21 В 33/138. Тампонажный раствор / Я.М.Курбанов, Б.Н.Хахаев, Е.Я.Оксенойд. Заявлен 1992; Опубл. 27.06.1999, Бюл. № 18.

114. Пат. 2102581 РФ, МКИ3 Е 21 В 33/138. Способ подготовки скважины к цементированию / Я.М. Курбанов, П.С. Шмелев, В.Л. Дмитриев. Заявлен 1996; Опубл. 20.01.1998, Бюл. № 2.

115. Пат. 4524828 США, МКИ3 Е 21 В 33/138. Метод исследования тиксо-тропного цемента для предотвращения газовой миграции / Халлибуртон К.О. -Заявлен 1983; Опубл. 1985.

116. Пауэре Р. Физические свойства цементной пасты / IV Международный конгресс по химии цемента. -М.: Стройиздат, 1964. С. 402 -438.

117. Повышение качества цементирования нефтяных и газовых скважин / А.Х.Мирзаджанзаде, В.И.Мищевич, Н.И.Титков, А.И.Булатов, И.М.Шерстнев. -М.: Недра, 1975.-232 с.

118. Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности.

119. РД 08-200-98. М.: Госгортехнадзор России, 1998. - 160 с.

120. Предотвращение миграции газа в затрубном пространстве цементируемой скважины / Д.К.Левайн, Э.У.Томас, Х.Б.Безнер, Дж.К.Толпе // Нефть, газ и нефтехимия за рубежом. 1980. - № 10. - С. 8-17.

121. Предупреждение и ликвидация газонефтепроявлений при бурении скважин / А.Ф.Озеренко, А.К.Куксов, А.И.Булатов и др. М.: Недра, 1978. -279 с.

122. Природа флюидопроявлений после цементирования обсадных колонн и пути их предупреждения / А.К.Куксов, А.В.Черненко, А.Е.Горлов и др. // Нефтегазовая геология, геофизика и бурение. 1985. - Вып.9. - С. 41-45.

123. Причины деформации обсадных колонн эксплуатационных скважин / В.Н.Виноградов, В.В.Савченко, Г.Г.Жиденко и др. / Обзор, информ. ВНИИЭгазпром. Сер. Бурение газовых и газоконденсатных скважин. М., 1990.-47 с.

124. Рамачадран B.C., Фельдман Р.Ф., Бодуэн Д.Д. Наука о бетоне: Физико-химическое бетоноведение / Пер. с анг. М.: Стройиздат, 1986. - 278 с.

125. Ратинов В.Б., Розенберг Т.И. Добавки в бетон. М.: Стройиздат, 1989.- 188 с.

126. Рахимбаев Ш.М. Регулирование технологических свойств тампонажных растворов. Ташкент: Фан, 1976. - 160 с.

127. РД 39-2-741-82. Инструкция по применению реагента ПВС-ТР для тампонажных растворов. Краснодар, 1982. - 8 с.

128. Розенберг Г.Д. Об определении бингамовских констант по методу наименьших квадратов из уравнения Букингама // Сб. науч. трудов ВНИИБТ, 1965. Вып.15. - С. 30-39.

129. Руцкий A.M., Ашьрафьян М.О. Нарушение цементного кольца при опрессовке обсадных колонн // Нефтяное хозяйство. 1979. - № 11. - С. 17-20.

130. Семеняк М.В., Тихонов В.Г. Ряд аварийных ситуаций после цементирования скважин Астраханского ГКМ // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. 1999. - № 3. - С. 22-25.

131. Семенычев Г.А. Предупреждение осложнений, связанных с потерейустойчивости стенок глубоких скважин в Прикаспийской впадине: Дис. . канд. техн. наук. Уфа, 1992. - 180 с.

132. Серенко И.А., Сидоров Н.А., Кошелев А.Т. Повторное цементирование при строительстве и эксплуатации скважин. М.: Недра, 1988. - 263 с.

133. Соловьев Е.М. Заканчивание скважин. М.: Недра, 1979. - 303 с.

134. Соловьев Е.М. Нормирование водоотдачи тампонажных растворов // Тр. МИНХиГП им. И. М. Губкина / Исследование тампонажных материалов 1982.-Вып.162.-С. 33-39.

135. Соловьев Е.М., Воздвиженский Д.Д., Ильин Г.А. Измерение реологических свойств промывочных и цементных растворов/Новое в бурении скважин // Тр. МИНХиГП им. И. М. Губкина. М.: Недра, 1970. - Вып.96. - С. 133-137.

136. Состояние и пути совершенствования крепления сверхглубоких скважин в объединении «Грознефть» / В.Ю.Зобс, Н.А.Кулигин, Б.Ф.Шелдыбаев, М.Г.Ясенец // Тр. СевКавНИПИнефть. 1983. - Вып.39. - С. 53-59.

137. Справочник по креплению нефтяных и газовых скважин / А.И.Булатов, Л.Б.Измайлов, В.И.Крылов и др. М.: Недра, 1981. - 240 с.

138. Сутягин В.В. Снижение проницаемости межпластовой изоляции в скважинах. М.: Недра, 1989. - 264 с.

139. Сулейманов И.А. Причины заколонных проявлений и пути их предотвращения при креплении скважин на площади Мурадханлы // Бурение глубоких нефтяных и газовых скважин в Азербайджане. Баку: АзНИПИНефть, 1983. - С. 40-48.

140. Тампонажные смеси для скважин с аномальными пластовыми давлениями / Н.Х.Каримов, Б.Н.Хахаев, Л.С.Запорожец и др. М.: Недра, 1977. -192 с.

141. Тампонажные растворы для глубоких нефтегазовых скважин / Я.М.Курбанов, Б.Н.Хахаев, Р.М.Алиев, В.С.Данюшевский. М.: Недра, 1996. -234 с.

142. Тейлор Х.У.Ф. Химия цемента. М.: Мир, 1997. - 560 с.

143. Ткачу к А.И. Об источниках и характере межколонных газопроявлений при бурении скважин на ПХГ // Реф. сб. Бурение газовых и газоконден-сатных скважин.-М.: ВНИИЭГазпром, 1978.-№ 6.-С. 23-29.

144. Физико-химическая механика дисперсных структур / Сб. научн. тр. -Киев.: Наукова думка, 1986. 264 с.

145. Физико-химическая механика тампонажных растворов / Н.Н. Круг-лицкий, И.Г. Гранковский, Г.Р. Вагнер и др. Киев: Наукова думка, 1974. -288 с.

146. Физико-химическое исследование глин // Тр. Химико-металлургического ин-та / Под ред. А.Т. Логвиненко. Новосибирск: Сибирское отделение АН СССР, 1961. - Вып. 17. - 76 с.

147. Фролов Ю.Г. Курс коллоидной химии (поверхностные явления и дисперсные системы). М.: Химия, 1982. - 400 с.

148. Цейтлин В.Г. Причины затрубных газопроявлений после цементирования обсадных колонн // НТС. Сер. Бурение. М.: ВНИИОЭНГ, 1964. - № 2. -С. 16-19.

149. Цыбин А.А., Гайворонский А.А. Повышение надежности разобщения пластов на месторождениях с АВПД // Нефтяное хозяйство. 1982. - № 7. -С. 19-22.

150. Цыбин А.А., Гайворонский А.А. Повышение качества разобщения пластов при креплении скважин в сложных геологических условиях / Обзор, информ. ВНИИОЭНГ. Сер. Бурение. М., 1983. - Вып.21. - 44 с.

151. Чалый В.П. Гидроокиси металлов (закономерности образования, состав, структура и свойства). Киев: Наукова думка, 1972. - 158 с.

152. Черский Н.В. Конструкции газовых скважин. М.: Гостоптехиздат, 1961.-284 с.

153. Шантарин В.Д., Войтенко B.C. Физико-химия дисперсных систем. -М.: Недра, 1990.-315 с.

154. Шарипов А.У. Проектирование и регулирование основных показателей бурения глубоких скважин. М.: ВНИИОЭНГ, 1995. - 280 с.

155. Шахмаев З.М., Рахматуллин В.Р. Технология бурения скважин в осложненных условиях. Уфа: Китап, 1994. - 178 с.

156. Шахмаев З.М., Рахматуллин В.Р. Технология закачивания скважин. -Уфа: Китап, 1996.- 190 с.

157. Шищенко Р.И., Есьман Б.И., Кондратенко П.И. Гидравлика промывочных жидкостей. М.: Недра, 1976. - 295 с.

158. Шмальфельд Ф. Исследование процессов твердения тампонажных цементов в солевых средах: Автореф. дис. . канд. техн. наук. М., 1972. -22 с.

159. Шмелев П.С. Бурение глубоких скважин в условиях аномального воздействия коррозионно-активных сред. -М.: Наука, 1998. 351 с.

160. Шпынова Л.Г. Формирование и генезис микроструктуры цементного камня. Львов: Высшая школа, 1975. - 157 с.

161. Энциклопедия полимеров / Под ред. В.А. Каргина. М.: Советская энциклопедия, 1972. - Т. 1. - 1224 с.

162. Юдович Б.Э., Дмитриев A.M., Лямин Ю.А. Цементная промышленность и экология // Цемент. 1998. -№ 3. - С. 11-19.

163. Bowman G.R. Cement liners successfully though gas, thief zones // World Oil. 1983.-Vol.196, № 1.-РЛ 13-119.

164. Bradford B.B. Attention to primary cementing practices leads to better jobs // Oil Gas J. 1985. - Vol.83, № 42. - P. 59-63.

165. Carman P.C.Flow of Gases through Porous Media. New York, 1956. -182 p.

166. Carter L.G., Hagle K.A. Study of completion practices to minimize gas communication // J. of Petr. Tech. 1972. - Vol. 24, № 9. - P.l 170-1174.

167. Clark C.R., Carter L.G. Mud Displacement with Cement Hurries // J. of Petr. Tech. 1973. - № 6. - P. 775-783.

168. Demis A.W., Ralph C., Norman, Robert W.Ir. Annular gas migration can be controlled // Oil and Gas. 1983. - Vol. 31, № 4. - P. 146-151.

169. Garvin T. si Slage K.A. Scale-model displacement studies to predict flow behavior during cementing // J. of Petr. Tech. 1971. - № 6. - P. 1081-1088.

170. Haulf R.C., Crook R.J. Laboratory investigation of lightweight, low-viscosity cementing spacer fluids // J. of Petr. Tech. 1982. - Vol.34, № 8. - P.1828-1834.

171. Howard G.C. and Clark J.B. Factors to be considered in obtaining Proper cementing of casing // Oil Gas J. 1948. - Vol.47, № 28. - P. 257-272.

172. Mclean R.H., Manry C.W., Whitaker W.W. Displacement mechanics in primary cementing // J. of Petr. Tech. 1967. - Vol.19, № 2. - P. 251-260.

173. Nechuta V., Tomiska I., Foniok A. Reologiske vlastnosti tamponaznichamesia rezim toku pzi cementaci vrtil // Brno. 1978. - P. 251-272.

174. Rike I.L., Rike E. Squeeze Cementing: State of the Art // J. of Petr. Tech.- 1982.-Vol.34, № l.-P. 37-45.

175. Ross W.W. Low rate displacement solves tough cementing jobs // Petroleum Engineer. 1965.-Vol.37, № 12.-P. 74-80.

176. Sabins F.L., Tinsley J.M., Sutton O.L. Trans-mition time of cement slurries between the fluid and set states // SPE Journal. 1982. - Vol.22, № 6. -P. 875-882.

177. Sabins F.L., Browning P.L. Cement compressibility evaluated // Drill Bit.- 1983.-Vol.31, № 2.-P. 67-69.

178. Slagle K.A. Rheological Design of Cementing Operations // J. of Petr. Tech. 1962. - № 3. - P. 323-328.

179. Smith R.C. Checklist aids successful primary cementing // Oil Gas J. -1982. Vol.80, № 44. - P. 72-75.

180. Schulze K., Engelhardt J. Sledovani reologie pri cementaci velmi hlubokych vrtu // Zemniplyn a nafta. 1975. - № 2, XX. - P. 159-166.

181. Schulze K. Forschungsinstitut fur die Erkundung und Forderung von Erdol und Erdgas, Gemmern // Brno. 1978. - P. 402-415.

182. ОСНОВНЫЕ ОБОЗНАЧЕНИЯ И СОКРАЩЕНИЯ, ПРИНЯТЫЕ В ДИССЕРТАЦИОННОЙ РАБОТЕ

183. U скорость водоотделения, м/с;1.градиент давления, Па/м;рт плотность твердой фазы суспензии, кг/м3;рж плотность жидкой фазы суспензии, кг/м3;т|ж вязкость жидкой фазы суспензии, Па • с;

184. Кт коэффициент (показатель) тампонирующей способности;

185. К„ коэффициент вытеснения (замещения);t время, с (мин, ч, сут);т|пл- пластическая вязкость, Па • с;

186. R сопротивление фильтрационной корки, м" ;rj удельное сопротивление фильтрационной корки, м"3;кор толщина фильтрационной корки, м;b отношение объема глинистой корки к объему выделившегося фильтрата; gz - гравитационное напряжение, Па;

187. GXjy горизонтальная составляющая гравитационного напряжения, Па;рп плотность горных пород, кг/м3;ц коэффициент Пуассона;

188. СзА(ЗСаО ' А120з) трехкальциевый алюминат;

189. C4AF(4CaO ' А1203' Ре20з) четырехкальциевый алюмоферрит;

190. C3S(3CaO ' Si02) трехкальциевый силикат;

191. P-,y-C2S((3-,y-2CaO ' Si02) (3-,у-двухкальциевый силикат;3., у-БКЦ (3-, у-белитокремнеземистый цемент;

192. АВПД аномально-высокое пластовое давление;

193. АКЦ контроль качества цементирования акустическими методами;

194. АНПД аномально-низкое пластовое давление;1. БЖ буферная жидкость;

195. ВТХ возгоны титановых хлораторов;

196. ГИС геофизические исследования скважин;1. ГРП гидроразрыв пласта;1. ГС глубокая скважина;

197. КНБК компоновка низа бурильной колонны;

198. ММП многолетние мерзлые породы;

199. НТФ нитрилотриметилфосфоновая кислота;

200. ОЗЦ время ожидания затвердевания цемента;

201. ОМА отход марганца азотнокислого;

202. ОРТХ отработанные расплавы титановых хлораторов;

203. ОСЖТ отход сульфата железа при производстве диоксида титана;

204. ОЭДФ оксиэтилендифосфоновая кислота;

205. ПАВ поверхностно-активное вещество;

206. ПДК предельно допустимая концентрация;п.п.п. потери при прокаливании;

207. ПХГ подземное хранение газа;1. ПЭО полиэтиленоксид;

208. САШ саморассыпающийся алюминатный шлак;

209. СГС сверхглубокая скважина;1. СП степень полимеризации;

210. СПМ соль поливалентного металла;

211. СПО спуско-подъемная операция;

212. ССБ сульфидспиртовая барда;

213. УЕК условная единица консистенции, 1 УЕК = 10"' Па • с; ШГП - шлам гальванического производства.irir-M.OTSK^1. Q-mso-s -02