Разработка тампонажных составов с низким содержанием дисперсионной среды для цементирования скважин в условиях низких температур тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 25.00.15, кандидат технических наук Тойб, Роман Русланович

• Тойб, Роман Русланович
• кандидат технических наук
• 2005

Оглавление диссертации кандидат технических наук Тойб, Роман Русланович

низких температур

Специальность 25.00.15 - Технология бурения и освоения скважин

Диссертация на соискание ученой степени кандидата технических наук

Научный руководитель: доктор технических наук, профессор Николаев Н.И.

САНКТ-ПЕТЕРБУРГ

Оглавление

ВВЕДЕНИЕ.

ГЛАВА I. СОВРЕМЕННОЕ СОСТОЯНИЕ ТЕХНОЛОГИИ И ТЕХНИКИ КРЕПЛЕНИЯ СКВАЖИН.

1.1. Анализ эффективности использования полимеров в составе тампонажных растворов для цементирования нефтяных и газовых скважин.

1.2. Тампонажные растворы, применяемые для крепления скважин в условиях многолетнемерзлых горных породах.

1.3. Анализ технологических факторов, влияющих на качество цементирования обсадных колонн.

1.4. Постановка цели и задач исследования.

ГЛАВА II. МЕТОДИКА ПРОВЕДЕНИЯ ИССЛЕДОВАНИЙ.

2.1. Теоретические исследования.

2.2. Экспериментальные исследования.

2.3. Обработка результатов экспериментальных исследований.

ГЛАВА III. ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНЫЕ ИССЛЕДОВАНИЯ ФИЗИКО-МЕХАНИЧЕСКИХ СВОЙСТВ ПОЛИМЕРЦЕМЕНТНЫХ КОМПОЗИЦИЙ С НИЗКИМ СОДЕРЖАНИЕМ ДИСПЕРСИОННОЙ СРЕДЫ.

3.1. Исследования свойств полимерцементных суспензий.

3.2. Исследования влияния низких температур на прочность тампонажного камня.

Выводы по главе 3.

ГЛАВА IV. АНАЛИТИЧЕСКИЕ И ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНЫЕ ИССЛЕДОВАНИЯ ПРОЦЕССА ФОРМИРОВАНИЯ КРИСТАЛЛИЗАЦИОННОЙ СТРУКТУРЫ ПОЛИМЕРЦЕМЕНТНЫХ ТАМПОНАЖНЫХ СМЕСЕЙ.

4.1. Анализ влияния водоцементного отношения на характер формирования поровой текстуры цементного камня.

4.2. Анализ влияния реагента-пластификатора на структуру цементного камня.

4.3. Микроструктура и свойства тампонажных смесей для крепления неустойчивых многолетнемерзлых горных пород.

Выводы по главе 4.

ГЛАВА V. ОПЫТНО-ПРОИЗВОДСТВЕННЫЕ ИССЛЕДОВАНИЯ ТЕХНОЛОГИИ ЦЕМЕНТИРОВАНИЯ ОБСАДНЫХ КОЛОНН ПОЛИМЕРЦЕМЕНТНЫМИ СМЕСЯМИ.

5.1. Опытно-производственные испытания на объектах ОАО «Сургутнефтегаз».

5.1. Опытно-производственные испытания на объектах ООО «Красноярское буровое предприятие».

Выводы по главе 5.

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Разработка тампонажных составов с низким содержанием дисперсионной среды для цементирования скважин в условиях низких температур»

Актуальность темы: Объемы бурения поисковых разведочных и эксплуатационных скважин на нефть и газ, направленные на развитие топливно-энергетической базы РФ, в настоящее время сосредоточены на северо-востоке европейской части России и в районах Севера Сибири.

Большинство газовых, газоконденсатных и частично нефтегазовых и нефтяных месторождений указанных районов нашей страны приурочены к зонам распространения многолетнемерзлых горных пород.

Традиционные технологии и материалы для крепления обсадных колонн в этих условиях не всегда, а чаще всего - в наименьшей степени обеспечивают создание надежной и долговечной разобщающей перемычки в затрубном пространстве. Это, в первую очередь, относится к герметизации направлений, кондукторов и участков технических колонн, расположенных в зоне влияния многолетнемерзлых горных пород (ММГП).

При цементировании затрубного пространства в указанных условиях происходят различного типа осложнения, в результате которых верхняя часть общей конструкции скважины может оказаться местом образования перетоков пластовых флюидов, вызывающих, в свою очередь, заколонные проявления, образование грифонов и т.д.

Поскольку площадь распространения ММГП в РФ составляет более 55% всей территории, то вполне естественно, что наиболее крупные газовые и газоконденсатные месторождения (Уренгой, Ямбург и др.) приурочены именно к этим зонам, при этом мощность некоторых криолитозон в отдельных регионах достигает 300 м и более.

В этой связи совершенствование технологий цементирования обсадных колонн при низких скважинных температурах представляется весьма актуальной задачей в условиях государственной программы развития топливно-энергетического комплекса России. Эта проблема стоит наиболее остро в связи с назревшими вопросами необходимости повышения эффективности тампонирования скважин, долговечности крепи, увеличению безремонтного срока эксплуатации.

Проблемами разработки тампонажных материалов для цементирования скважин в условиях низких положительных и отрицательных температур посвящены работы Ф.Р. Агзамова [56], O.K. Ангелопуло [6], B.C. Бакшутова [38], А.И. Булатова [10-17, 42, 45, 50, 56, 62, 65, 67, 70, 72], B.C. Данюшевского [4, 10, 29, 35, 36, 37, 46], Измайлова Р.А. [40, 41], В.Г. Кузнецова [65], А.В. Марамзина [49], Н.И. Николаева [53, 54, 55], П.В. Овчинникова [86], В.И. Урманчеева [88], А.А. Фролова [87], А.А. Шатова [86], Яковлев А.А. [63, 96], Яковлев A.M. [50] и др.

Однако до настоящего времени нет единых научно обоснованных рекомендаций по цементированию скважин в районах Крайнего Севера.

Целью работы является повышение эффективности и качества цементирования скважин полимерцементными смесями при низких температурах окружающей среды за счет направленного изменения структурно-текстурных характеристик цементного камня.

Идея работы заключается в увеличении прочности цементного камня на сжатие и изгиб, его сцепления с обсадными трубами, снижение проницаемости и контракции, повышении морозостойкости и солестойкости за счет снижения водоцементного отношения ниже стандартного, при сохранении подвижности (прокачиваемости) полимерцементной суспензии путем введения в ее состав нового отечественного реагента-пластификатора «Конкрепол».

Задачи исследования. Для достижения поставленной цели необходимо решить следующие задачи:

• провести анализ материалов и реагентов, используемых при тампонировании скважин, а также современного состояния технологии цементирования нефтяных и газовых скважин с оценкой факторов, влияющих на качество изоляции межпластового пространства;

• исследовать физико-механические свойства и разработать составы тампонажных смесей на основе минеральных вяжущих веществ с добавками высокомолекулярного реагента «Конкрепол»;

• провести электронно-микроскопические исследования процессов структурообразования тампонажного камня;

• установить закономерности формирования кристаллизационной структуры полимерцементных композиций.

Методика исследований включает в себя комплекс экспериментальных работ и теоретических исследований полимерцементных смесей с низким содержанием дисперсионной среды. Данные, полученные в ходе лабораторных испытаний, обрабатывались на ПК с помощью современного программного обеспечения на основе известных закономерностей планирования и обработки результатов экспериментов по исследованию цементных суспензий и тампонажного камня.

Научная новизна данной работы заключается в установлении закономерностей формирования кристаллизационной структуры и поровой текстуры полимерцементных композиций с пониженным содержанием дисперсионной среды и их влияния на физико-механические, адгезионные и реологические свойства цементных суспензий и тампонажного камня.

Защищаемые научные положения:

1. Введение в состав тампонажных портландцементов высокомолекулярного полимерного реагента «Конкрепол» в количестве 0,81,0% обеспечивает прокачиваемость полимерцементного раствора при снижении водоцементного отношения до 0,4, что в свою очередь повышает физико-механические свойства цементного камня, в том числе в условиях низких температур.

2. Повышение прочности затвердевшей полимерцементной композиции с низким содержанием дисперсионной среды на сжатие и изгиб, а также адгезии с обсадными трубами, в том числе в соленой среде, обеспечивается за счет снижения пористости с 42 до 27% и увеличения содержания нитевидных кристаллов C3SH в общей кристаллической структуре цементного камня.

Основные научные результаты, полученные лично автором:

• обоснована целесообразность снижения водоцементного отношения в тампонажной смеси как единственного пути увеличения прочностных характеристик цементного камня;

• определена оптимальная концентрация высокомолекулярного реагента «Конкрепол» (0,8-1,0% от веса вяжущего) для тампонажных смесей с низким содержанием дисперсионной среды;

• теоретически обосновано влияние нитевидных форм гидросиликата кальция на прочностные характеристики тампонажного камня;

• установлена зависимость доли макропор в общей структуре порового пространства цементного камня от водоцементного отношения полимерцементной смеси.

Достоверность научных положений, выводов и рекомендаций определяется современным уровнем аналитических и достаточным объемом экспериментальных исследований, высокой степенью сходимости их результатов и воспроизводимостью полученных данных.

Практическая значимость работы заключается в определении рецептуры эффективных полимерцементных смесей для цементирования нефтяных и газовых скважин в условиях низких температур. Разработанные рецептуры прошли опробование на производственных объектах ОАО «Сургутнефтегаз» и ООО «Красноярское буровое предприятие» с положительным результатом АКЦ 84,6%.

Апробация работы. Основные положения, результаты теоретических и экспериментальных исследований, выводы и рекомендации докладывались на VII Международном научном симпозиуме студентов, аспирантов и молодых ученых имени академика М.А. Усова "Проблемы геологии и освоения недр" (Томский политехнический институт, 2003); на ежегодных научно-технических конференциях студентов, аспирантов и молодых ученых

Санкт-Петербургского государственного горного института (Санкт-Петербург, 2003, 2004); на XIII Международной конференции по науке и технике (Польша, Краковская горно-металлургическая академия, 2003); на XIV Международной конференции по науке и технике (Польша, Краковская горно-металлургическая академия, 2004); на международной научной конференции «New technology of water well drilling and completion» (Китай, Цзилинский университет, 2004); на заседаниях кафедры технологии и техники бурения скважин СПГГИ(ТУ).

По результатам работы над диссертацией автором был получен грант Ученого Совета горного института на 2004 год. В этом же году была присуждена стипендия Правительства РФ.

Публикации. По теме диссертации опубликовано девять печатных работ, в том числе одно учебное пособие, семь статей, тезисы доклада.

Заключение диссертации по теме «Технология бурения и освоения скважин», Тойб, Роман Русланович

Общие выводы и рекомендации

1. Добиться необходимой растекаемости при значениях В/Ц 0,4-0,45 для успешного прокачивания цементной смеси (17-18 см) можно с помощью высокомолекулярного поливинилпирролидона при его концентрации в растворе 0,8-1,0% от веса вяжущего.

2. Добавка реагента способствует значительному улучшению фильтрационных свойств тампонажного раствора (водоотдачу на 39,2%), увеличению прочности на сжатие (на 200% после 28 суток твердения) и изгиб (на 33,3% после семи суток твердения), увеличению адгезионных свойств цементного камня (на 37,2% после трех суток твердения).

3. Хотя исследования влияния отрицательных температур и противоморозной добавки NaCl на прочность полимерцементного камня на сжатие и изгиб показали общее существенное снижение прочности по сравнению с нормальными условиями, тем не менее эти исследования убедительно свидетельствуют о значительном влиянии В/Ц на процессы твердения цементного камня в условиях низких температур, а также показывают, что основные показатели тампонажных материалов с низким содержанием дисперсионной среды превышают аналогичные базовые характеристики.

4. Несмотря на всю сложность идентификации промежуточных звеньев продуктов гидратации портландцемента можно считать доказанным, что прочность цементного камня определяется наличие в его структуре нитевидных форм гидросиликата кальция (С3СН, C2SH).

5. Тампонажный камень представляет собой композиционный материал, кристаллический каркас которого формируют ионные разности трех кальциевого гидросиликата (С3СН), а роль связи выполняют все остальные кристаллические и аморфные формы более поздних минералов цементной композиции.

6. Пониженное содержание дисперсионной среды в цементном растворе (В/Ц=0,4) уменьшает долю макропор в общей структуре порового пространства цементного камня в 2,4 раза по сравнению с базовыми образцами (В/Ц=0,5).

7. Уменьшение водоцементного отношения (В/Ц) с 0,5 до 0,4 снижает суммарную пористость цементного камня с 42 до 27%

8. Добавка в состав цементной композиции реагента «Конкрепол» в составе 0,8-1,0%) приводит к увеличению доли игольчатых кристаллов, а структура цементного камня приобретает спутанно-волокнистый характер.

9. Реагент «Конкрепол» может быть использован на производстве при цементировании скважин, что подтверждается положительными результатами АКЦ при опытно-промысловых испытаний 84,6%.

Рекомендации:

Представляется важным продолжение исследований по применению тампонажных материалов с низким содержанием дисперсионной среды для цементирования обсадных колонн на больших глубинах при повышенных температурах и давлениях с учетом возможной агрессией пластовых флюидов.

Список литературы диссертационного исследования кандидат технических наук Тойб, Роман Русланович, 2005 год

1. Агзамов Ф.А. К вопросу углекислотной коррозии тампонажного камня в нефтяных и газовых скважинах //В сб.: Технология бурения нефтяных и газовых скважин Уфа: 1983, с. 103-109.

2. Активизированное твердение цементов /Сватовская Л.Б., Сычев М.М. -Л.: Стройиздат, 1983. с. 160

3. Антипов В.И. Деформация обсадных колонн под действием неравномерного давления. М.: Недра, 1992.

4. Ахмадеев Р.Г., Данюшевский B.C. Химия промывочных и тампонажных растворов: Учебник для вузов. М.: Недра, 1981. - 152 стр.

5. Ашрафьян М.О. Повышение качества разобщения пластов в глубоких скважинах. М.: Недра, 1982.

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

7. Белов Н.В., Белова Е.Н. Химия и кристаллохимия цементных минералов. В кн. Шестой международный конгресс по химии цемента. М.: Стройиздат, 1976, т.1, с. 19-24.

8. Бобров Б.С., Лесун В.В. Гидратация алюмоферрита кальция в растворах сульфатов натрия и магния //В сб.: Гидратация и твердение цементов Челябинск: 1974, с.46-54

9. Бобров Б.С., Шикирянский A.M. Об оптимальной добавке гипса к низкоалюминатному портландцементу //В сб.: Инженерно-физические исследования строительных материалов Челябинск, 1977-е. 122-127

10. Булатов A.M., Данюшевский B.C. Тампонажные материалы. М.: Недра, 1987.

11. П.Булатов А.И. Промывка и цементирование скважин М.: Недра, 1973.

12. Булатов А.И. Тампонажные материалы и технология цементирования скважин М., Недра, 1982 - 296 с.

13. З.Булатов А.И. Технология цементирования нефтяных и газовых скважин. М., "Недра", 2002. В двух томах.

14. Н.Булатов А.И. Управление физико-механическими свойствами тампонажных систем М.: Недра, 1976 - 248 с.

15. Булатов А.И. Формирование и работа цементного камня в скважине. М., «Недра», 1990. 406 стр.

16. Булатов А.И. Цементы для цементирования глубоких скважин М., Недра, 1962, стр. 292

17. Булатов А.И., Мариампольский А.Н. Химические реагенты для регулирования свойств тампонажных растворов. М., ВНИИОЭНГ, 1984. 66 стр.

18. Буровые растворы с малым содержанием твердой фазы /Дедусенко Т.Я., Иванников В.И., Липкес М.И. Недра, 1995, с. 160

19. Бутт Ю.М., Колбасов В.М., Топилский Г.В. Гидратация и твердение двухкальциевого силиката при пониженных температурах// Изд. Вузов, строительство и архитектура. М.: 1969. №7. стр. 90-93.

20. Влияние качества строительства скважины на возникновение осложнений при эксплуатации и ремонте /Рябоконь С.А. и др. //Обз. инф., сер. Техника и технология добычи нефти и обустройство нефтяных местрождений -М.: ВНИНОЭНГ, 1991.

21. Вода в дисперсных системах / Дерягин Б.В., Чураев Н.В., Овчаренко и др. М.: Химия, 1989. - 288 стр.

22. Возникновение каналов в затрубном пространстве скважин после цементирования /Булатов А.И. Газовая промышленность, 1970, №2, с.2-6

23. Воложенский А.В. Минеральные вяжущие вещества М.: Стройиздат, 1981 - 640 с.

24. Выродов И.П. Исследование процессов гидратации минеральных вяжущих веществ //В сб.: Твердение цемента Уфа, 1984, с. 41-48.

25. Выродов И.П. О некоторых основных аспектах теории гидратации и гидрационного твердения вяжущих веществ //В кн.: Международный конгресс по химии цемента М.: Стройиздат, т.2, кн.1, 1976, с. 68-73.

26. Выродов И.П. Физико-химические основы процессов гидратации и формирования прочности в вяжущих системах и перспективы развития теории //В сб.: Гидратация и твердение вяжущих Уфа, 1978, с. 204-215

27. Вяхирев В.И., Рудницкий А.В., Рябоконь А.А., Клюсов В.А. Тампонажные материалы и химреагенты зарубежных фирм. М.: ИРЦ Газпром, 1977. - 237 стр.

28. Газовая сероводородная агрессия тампонажного камня/ Данюшевский B.C., Тарнавский А.Г. Газовая промышленность, 1977, №6, с.46-48.

29. Ганиев P.M., Илюхин В.В., Белов Н.В. Кристаллическая структура цементной фазы. ДАН СССР, т.190, №4, 1970, с.831-835

30. Глеккель Ф.А. Физико-химические основы применения добавок к минеральным вяжущим Ташкент, ФАН, 1975.

31. ГОСТ 1581-96. Портландцементы тампонажные. Технические условия. М.: МНТКС, 1998. 12 стр.

32. ГОСТ 26798.1-96. Цементы тампонажные. Метод испытаний. М.: МНТКС, 1998.-48 стр.

33. Грязнов Г.С. Конструкции газовых скважин в районах многолетнемерзлых пород. М., «Недра», 1978. 136 стр.

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

35. Данюшевский B.C., Алиев P.M. Толстых И.Ф. Справочное руководство по тампонажным материалам. М., «Недра», 1984. 373 стр.

36. Данюшевский B.C., Джабаров К.А. Три вида пор в цементном камне. «Изв. АН СССР, сер. Неорганические материалы», т. X. 1974, №2, с. 354-357.

37. Дисперсно-армированные тампонажные материалы /Тангалычев Е.С., Бакшутов B.C., Ангелопуло O.K., Паринов П.Ф. М.: ВНИИОЭНГ, сер. Бурение, 1981, 1984.

38. Дон Н.С. Новые добавки к цементам для крепления скважин М.: Гостоптехиздат, 1963, - 88 с.

39. Измалова Р.А., Николаев Н.И., Рогальский Н.В. Опыт применения таблетированных БСС для ликвидационного тампонирования скважин. В сб. Совершенствование техники и технологии буренияскважин на твердые полезные ископаемые. Екатеринбург: УГГГА, 1993.

40. Измайлова Р.А., Руденко А.П., Омельченко А.Ф. и др. Новая тампонирующая смесь. В сб. Разведка и охрана недр, №4, 1984.

41. К вопросу нарушения сплошности цементного камня /Гасан-Заде Н.А., Агеев М.Х. Известия вузов, Нефть и газ, 1973, №3.

42. К вопросу о водоотдаче цементных растворов /Гельфман Г.Н., Клявин P.M. Нефтяное хозяйство, 1963, №8, с. 15-17.

43. К вопросу о значении механической прочности цемента при тампонаже скважин /Булатов А.И. Известия вузов, Нефть и газ, 1959, №12.

44. Катионактивные ПАВ эффективные ингибиторы в технологических процессах нефтегазовой промышленности / Петров Н.А., Измухамбетов Б.С., Агзамов Ф.А., Ногаев Н.А.; Под редакцией Агазамова Ф.А. - СПб.: Недра, 2004. - 408 стр.

45. Короззия цементов и бетона в гидротехнических сооружениях. В.В. Кинд, М., Госэнергоиздат, 1955, 320 стр.

46. Коррозия тампонажных цементов /Булатов А.И., Рахимбаев Ш.М., Новохатский В.Ф. -Ташкент, ФАН, 1971.

47. Коррозия цементного камня в нефтяных скважинах /Гельфман Г.Н., Данюшевский B.C. -Уфа, Башкортостан, 1964, с.60

48. Костырин В.И. Тампонажные материалы и химраегенты. М.: Недра, 1989.- 144 стр.

49. Кудряшов Б.Б., Яколев A.M. Бурение скважин в мерзлых породах, М.: Недра, 1988.

50. Ли Ф.Н. Химия бетона и цемента. М.: Госстройиздат, 1961. - 143 стр.

51. Марамзин А.В., Рязанов А.А. Бурение разведочных скважин в районах распространения многолетнемерзлых пород. М., «Недра», 1971.- 148 стр.

52. Метод прогнозирования состояния тампонажного камня /Булатов

53. A.И., Арутюнов А.А., Оприщенко А.Н. Нефтяное хозяйство, №4, 1986, с. 22-25.

54. Методы исследования цементного камня и бетона. Методическое пособие., М., Стройиздат, 1970, 160 стр.

55. Методы физико-химического анализа вяжущих веществ /Горшков

56. B.В., Савельев В.Г. М.: Высшая школа, 1981 -335 с.

57. Николаев Н.И. Кинетика структурообразования цементного камня в зоне контакта с горными породами. В сб.: Устойчивость и крепление горных выработок СПб.: СПГГИ, 1994.

58. Николаев Н.И., Нифонтов Ю.А., Тойб P.P. Применение сополимеров карбоновых кислот при бурении нефтяных и газовых скважин. В сб. докладов 14-ой Международной Конференции по Науке и Технике, Польша, Краковская горная академия, 2004 г.

59. Николаев Н.И., Нифонтов Ю.А., Д.А. Дернов, Тойб P.P. Поколение отечественных полимеров для бурения скважин. «Промышленность сегодня», СПб, вып. 1, 2004 г.

60. Николаев Н.И., Нифонтов Ю.А., Д.А. Дернов, Тойб P.P. Новые отечественные полимеры для бурения и тампонажных работ. «Нефть, газ, строительство», М., выпуск № 1, 2004 г.

61. Облегченные тампонажные растворы для крепления газовых скважин/ В.И. Вяхирев, В.П. Овчинников, П.В. Овчинников, В.В. Ипполитов, А.А. Фролов и др. М., «Недра», 2000. -134 стр.

62. Овчинников П.В., Кузнецов В.Г., Фролов А.А., Овчинников В.П., Шатов А.А., Урманчеев В.И. Специальные тампонажные материалыдля низкотемпературных скважин. М., «Недра-Бизнесцентр», 2002. -115 стр.

63. Поверхностно-активные вещества. Синтез, анализ, свойства, применение: Учебное пособие для вузов/ Абрамзон А.А., Зайченко Л.П., Файнгольд С.Н./ Под ред. Абрамзона А.А. - Л.: Химия, 1988. -200 стр.

64. По лак А.Ф. О теории твердения цемента //В сб.: Твердение цемента -Уфа, 1974, с. 3-12.

65. Полак А.Ф., Кравцов В.М., Драган Ю.Ф., Балюченко Н.Г. Кинетика гидратации вяжущих веществ //В сб.: Гидратация и твердение цемента-Уфа, 1978, с. 19-27.

66. Полимеры для крепления скважин. Алишанян P.P., А.И. Булатов и др., М., ВНИИОЭНГ, 1975, 70 стр.

67. Промывочные жидкости и тампонажные растворы/ А.И. Булатов, Н.Н. Круглицкий, Н.А. Мариампольский, В.И. Рябченко. — Киев: Техника, 1974.

68. Рахимбаев Ш.М. Регулирование технических свойств тампонажных растворов Ташкент: ФАН, 1976.

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

70. Рояк С.М., Рояк Г.С. Специальные цементы. М.: Стройиздат, 1983. - 279 стр.

71. Сегалова Е.Е., Ребиндер П.А. Современные физико-химические представления о процессах твердения минеральных вяжущих веществ// Строительные материалы. 1960. - №1.

72. Современные методы физико-химического исследования дисперсных материалов и растворов в бурении /Булатов А.И., Гагай Т.И., Галиенко А.С. -М.: ВНИИОЭНГ, сер. Бурение, 1985.

73. Соловьев Е.М. Заканчивание скважин. М., «Недра», 2001. 303 стр.

74. Справочник по креплению нефтяных и газовых скважин. Под редакцией проф. А.И. Булатова/А.И. Булатов, Л.Б. Измайлов, В.И. Крылов и др. — М: Недра, 1981.

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

76. Твердение вяжущих при повышенных температурах /Бутт Ю.М., Рашкович Л.Н. М.: Стройиздат, 1965 - 221 с.

77. Тимашев В.В. Избранные труды. Синтез и гидратация вяжущих веществ М.: Наука, 1986 - 424 с.

78. Тойб P.P., Ф.А. Загривный, Питер Л. Мванса. Результаты исследования физико-механических свойств, полимерцементных композиций с низким содержанием дисперсионной среды. В сб. трудов молодых ученых, СПб, СПГГИ, 2003 г.

79. Тойб P.P., Питер JI. Мванса. Электронно-микроскопические исследования структуры цементного камня с добавками высокомолекулярного поливинилпирролидона. В сб. трудов молодых ученых, Томск, Томский политехнический институт, 2003 г.

80. Фельдман Р.Ф., Боуден Д.Д. Микроструктура и прочность гидратированного цемента. В кн.: Шестой Международный конгресс по химии цемента. М., Стройиздат, 1976, т.2, кн.1, с. 288294.

81. Физико-химические основы формирования структуры цементного камня/ Под ред. Л.Г. Шпыновой. Львов: Вища школа, 1981. - 160 стр.

82. Формирования структуры цементного камня и бетона. З.М. Ларионова, М., Стройиздат., 1971, 161 стр.

83. Цементные растворы и добавки к ним. (обзор зарубежной литературы), ВНИИОЭНГ. М., 1969, 74 стр.

84. Чернов А.Н. О структурообразовании при схватывании цемента //В сб.: Инженерно-физические исследования строительных материалов -Челябинск, 1976, с.45-49.

85. Чубик П.С. Практикум по тампонажным материалам.Томск, изд. ТПУ, 1999. 82 стр.

86. Шадрин Л.Н. Регулирование свойств тампонажных растворов при цементировании скважин. М., «Недра», 1969. 240 стр.

87. Яковлев A.M., Николаев Н.И. Очистные агенты и опреативное тампонирование скважин. Д.: ЛГИ, 1990.

88. Schiller K.K. Skeleton strength and critical porosity in set sulphate pasters. "British journal of Applied physics", 1960, vol. 11, #8, p. 338342