Разработка технологии цементирования боковых стволов расширяющимися тампонажными составами тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 25.00.15, кандидат наук Кожевников Евгений Васильевич

• Кожевников Евгений Васильевич
• кандидат наук
• 2016

Оглавление диссертации кандидат наук Кожевников Евгений Васильевич

ВВЕДЕНИЕ

ГЛАВА 1 ОБЗОР СОВРЕМЕННОГО СОСТОЯНИЯ ТЕХНОЛОГИИ КРЕПЛЕНИЯ БОКОВЫХ СТВОЛОВ СКВАЖИН

1.1 Методы повышения качества цементирования боковых стволов

1.2 Способы регулирования свойств тампонажных материалов для цементирования нефтяных и газовых скважин

1.3 Обзор технических средств оснастки обсадных колонн

1.4 Постановка цели и задач исследований. Выводы по главе

ГЛАВА 2 МЕТОДИКА ПРОВЕДЕНИЯ ИССЛЕДОВАНИЙ

2.1 Основные свойства тампонажных растворов и камня и методы их контроля

2.2 Общий подход к решению задачи седиментационной устойчивости тампонажного раствора

2.3 Методика исследования седиментации тампонажного раствора и ее влияния на свойства цементного камня

2.4 Методика определения седиментационной устойчивости тампонажных растворов для условий наклонного и горизонтального расположения модели скважин

2.5 Методика проведения испытаний разработанного центратора -турбулизатора

2.6 Планирование эксперимента и обработка результатов исследований

Выводы по главе

ГЛАВА 3 Разработка расширяющихся составов тампонажных смесей и исследование основных показателей цементного раствора и камня

3.1 Исследование седиментации тампонажного раствора и ее влияния на свойства цементного камня

3.2 Исследование влияния полимерных стабилизирующих добавок на свойства тампонажного раствора

3.3 Исследование влияния пространственного расположения модели скважины на седиментационную устойчивость тампонажных растворов

3.4 Исследование влияния реагентов структурообразователей на седиментационную устойчивость тампонажного раствора

3.5 Исследование седиментационно устойчивого тампонажного состава

Выводы по главе

ГЛАВА 4 Разработка опорно-центрирующих устройств для обсадных колонн для крепления боковых стволов

4.1 Основные требования, предъявляемые к опорно-центрирующей оснастке обсадных колонн

4.2 Разработка конструкции центратора-турбулизатора для обсадных колонн

4.3 Исследование коэффициента трения разработанного центратора-турбулизатора

4.4 Исследование влияния разработанной конструкции центратора-турбулизатора на степень вытеснения бурового раствора тампонажным

Выводы по главе

ГЛАВА 5 Технико-экономическая оценка предложенных разработок

5.1 Экономическая оценка разработанного седиментационно устойчивого тампонажного состава

5.2 Оценка экономической целесообразности производства разработанного центратора-турбулизатора

Выводы по главе

ОБЩИЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Разработка технологии цементирования боковых стволов расширяющимися тампонажными составами»

ВВЕДЕНИЕ

Актуальность темы: Более 70% известных месторождений нефти и газа входят в завершающую стадию разработки. На таких месторождениях около 40% скважин приостановлены или законсервированы из-за обводнения продукции скважин или снижения их продуктивности. Однако, даже на месторождениях, разрабатываемых более 40 лет, остаются недренируемые участки залежи, в которых могут находиться значительные запасы нефти, для добычи которой необходимо бурение новых скважин и значительные капитальные вложения. Строительство боковых стволов (БС) позволяет снизить затраты на бурение и вводить в эксплуатацию уже отработанные и законсервированные скважины [17, 45].

На сегодняшний день число вводимых в эксплуатацию боковых стволов составляет более 60% от общего числа бурящихся скважин, около 70% из них имеют заколонные перетоки различной степени интенсивности, что обусловлено некачественным цементированием [5, 64, 110].

Основным фактором, влияющим на качество цементирования горизонтальных участков скважин или боковых стволов с большим зенитным углом, является седиментация тампонажного раствора. В отличие от вертикальных скважин, где герметичность скважины в целом не снижается, в горизонтальных даже незначительная водоотдача приводит к тому, что у верхней стенки ствола скважины образуется канал с жидкостью затворения, в результате чего контакт цементного камня с породой в этой зоне может отсутствовать, что приводит к появлению заколонных перетоков.

При цементировании боковых стволов высокая степень прокачиваемости тампонажного раствора является основным требованием к его составу. В условии малого кольцевого пространства забойное давление при закачке цементного раствора может достигать значений, превышающих давления поглощения и гидроразрыва пласта, что сказывается на успешности операции по креплению БС и дальнейшей продуктивности

скважины. Кроме того, не менее важно, чтобы тампонажный камень обладал повышенной адгезией к обсадной колонне и стенке скважины.

Очевидно, что основным способом повышения качества цементирования скважин является улучшение структурно-реологических и физико-механических свойств тампонажного раствора и камня. Введение различных добавок позволяет в известной степени регулировать основные характеристики цементного раствора, причем некоторые из них изменяются в противоположном направлении, улучшение одних свойств, иногда приводит к ухудшению других. Высокая седиментационная устойчивость и прокачиваемость тампонажного раствора как раз являются такими свойствами.

Таким образом, наиболее актуальным направлением в области крепления боковых стволов является разработка технологий и тампонажных составов, обеспечивающих высокую степень замещения бурового раствора тампонажным и создание сплошного непроницаемого цементного кольца в затрубном пространстве ствола скважины.

Существенный вклад в развитие научных основ процессов цементирования скважин внесли такие ученые, как Агзамов Ф.А., Ахмадеев Р.Г., Ашрафьян М.О., Булатов А.И., Вахрамеев И.И., Данюшевский B.C., Кузнецов В.Г., Крылов В.И., Мирзаджанзаде А.Х., Мчедлов-Петросян О.М., Николаев Н.И., Новохатский Д.Ф., Поляков В.Н., Шарафутдинов З.З., Яковлев A.M., и др.

Исследованиями в области разработки расширяющихся тампонажных составов занимались в разное время Атакузиев Т.А., Газизов Х.В., Губкин Н.А., Данюшевский В.С., Жаров Е.Ф., Каримов Н.Х., Крысин Н.И., Кузнецов Ю.С., Кузнецова Т.В., Мирзаев Ф.М., Овчинников В.П., Рябова Л.И., Рябоконь С.А., Толкачев Г.М., Хахаев Б.Н. и другие ученые.

Цель работы - повышение качества крепления боковых стволов нефтяных и газовых скважин.

Идея работы заключается в разработке расширяющихся тампонажных составов с повышенной седиментационной устойчивостью, адгезией к горной

породе и обсадной колонне, а также технических средств, повышающих эффективность их применения при цементировании скважин.

Задачи исследования:

1. анализ современного состояния науки и техники в области крепления скважин, а также применяемых материалов и реагентов и их влияние на свойства тампонажного раствора и камня;

2. исследование седиментации тампонажного материала и ее влияния на физико-механические свойства получаемого цементного камня;

3. разработка составов тампонажных смесей и исследование свойств цементного теста и камня.

4. создание центрирующих и турбулизирующих устройств и исследование их влияния на полноту вытеснения бурового раствора тампонажным.

5. проведение технико-экономической оценки предложенных разработок

Методика исследований носила экспериментальный характер и включала в себя лабораторные и стендовые исследования, связанные с разработкой композиций тампонажных растворов для крепления боковых стволов с наклонными и горизонтальными участками, и технических средств для повышения эффективности проведения тампонажных работ.

Научная новизна работы заключается в установлении зависимости и раскрытии механизма повышения седиментационной устойчивости тампонажных растворов от состава и свойств тампонажной смеси и концентрации входящих в нее компонентов.

Защищаемые научные положения: 1. Разработанный тампонажный состав на основе смеси портландцемента, глиноземистого цемента и кварцевого песка в соотношении по массе 3:1:1, с расширяющей добавкой - оксида кальция (5-7%), а также с добавками реагентов улучшающего действия: ГЭЦ 400 - 0,2%, суперпластификатора С-3 - 1,3% и пеногасителя Пента 465 - 0,05% позволяет повысить герметичность крепи боковых стволов за счет нулевого водоотделения и большого объемного расширения (3-12%) при твердении цементного раствора;

2. Разработанная конструкция центратора-турбулизатора позволяет увеличить степень вытеснения бурового раствора тампонажным за счет турбулизации восходящего потока и уменьшения эксцентриситета обсадной колонны, а также снизить трение на 40% при спуске обсадной колонны в скважину.

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 ценность работы заключается в разработке составов высокоподвижных седиментационно устойчивых расширяющихся тампонажных растворов для цементирования боковых стволов с наклонными и горизонтальными участками.

Апробация работы. Основные положения, результаты теоретических и экспериментальных исследований, выводы и рекомендации докладывались на VII Всероссийской конференции «Проблемы разработки Месторождений углеводородных и рудных полезных ископаемых» Пермь (28-31 октября 2014 г.), IX Международной научно-технической конференции «Геология и нефтегазоносность Западно-Сибирского мегабассейна», Тюмень (10-11 декабря 2014г.), VII Международной научно-практической конференции молодых учёных «Актуальные проблемы науки и техники-2014», Уфа (18-20 ноября 2014), Всероссийской научно-технической конференции «Проблемы научно-технического прогресса в бурении скважин», Томск (24-27 ноября 2014г.), V Международной конференции с элементами научной школы для молодежи «Экологические проблемы нефтедобычи-2015», Уфа (20-22 октября 2015г.), XI Всероссийской конференции молодых ученых, специалистов и студентов «Новые технологии в газовой промышленности (газ, нефть, энергетика)», Москва (20-23 октября 2015 г.), XI Всероссийская научно-техническая конференция «Актуальные проблемы развития нефтегазового комплекса России», Москва (08 -10 февраля 2016 г.).

По результатам работы над диссертацией в 2015 году автору была присуждена стипендия Правительства РФ.

Публикации. По теме диссертации опубликовано семнадцать печатных работ, из которых 7 статей в журналах рекомендованных ВАК, 3 статьи в журналах, индексируемых международной научной базой цитирования SCOPUS, и тезисы восьми докладов.

Структура и объем диссертационной работы. Диссертационная работа состоит из введения, пяти глав, основных выводов и рекомендаций, библиографического списка, включающего 123 наименования. Материал диссертации изложен на 121 странице, включает 22 таблицы, 41 рисунок.

ГЛАВА 1 ОБЗОР СОВРЕМЕННОГО СОСТОЯНИЯ ТЕХНОЛОГИИ КРЕПЛЕНИЯ БОКОВЫХ СТВОЛОВ СКВАЖИН

1.1 Методы повышения качества цементирования боковых стволов

Строительство БС подразумевает его бурение из уже имеющейся скважины, следовательно, конструкция нового ствола зависит от параметров исходной скважины. Для нефтяных месторождений России, характерно, что у более 70% существующих скважин конструкция предусматривает 146 мм эксплуатационную колонну [109]. В таких скважинах зарезка БС и его бурение проводится с использованием долот диаметром 124 мм и последующий спуск 102 мм хвостовика. Стоит отметить, что при строительстве новой скважины, бурение под 146 мм эксплуатационную колонну ведется долотом 215,9 мм [82], где зазор между стенкой скважины составляет 35 мм с площадью сечения 200 см , что в пять раз больше чем у бокового ствола со 102 мм хвостовиком.

Главная задача цементирования скважины - вытеснить буровой раствор и обеспечить равномерное распределение тампонажного раствора в кольцевом пространстве за обсадной колонной. Многочисленными исследованиями Ашрафьяна М.О. [8, 9, 10, 40] показано, что полнота замещения бурового раствора достигается различными путями, основным из которых является обеспечивание турбулентного режима течения замещающей жидкости. Очевидно, что при движении жидкости с расходом, обеспечивающим турбулентный режим течения, малым заколонным зазорам боковых стволов будут возникать большие гидродинамические сопротивления и, следовательно, высокое давление на забое скважины. В интервалах продуктивного пласта возникновение высоких давлений негативно сказывается как на продуктивности скважины, так и на успешности цементирования. Интенсивная фильтрация жидкости затворения в пласт снижает проницаемость призабойной зоны, как фазовой, так и вследствие набухания глинистых минералов. Отфильтровывание свободной

воды и загущение тампонажного раствора снижает прокачивающую способность раствора и также приводит к росту давления на забое. В случае превышения давления закачки над давлением гидроразрыва пласта (ГРП) образование сети трещин в ПЗП приводит к поглощению тампонажного раствора.

Наличие горизонтальных участков в скважинах при цементировании определяет такие факторы, как низкая степень центрирования обсадной колонны и седиментация тампонажного раствора. Спуск обсадной колонны в скважины малого диаметра осложнен возможностью ее посадок и недостижением проектной глубины спуска.

Повышение качества цементирования боковых стволов обеспечивается за счет применения следующих технических и технологических приемов [6, 61, 99, 100, 118]:

- использование продавочных, разделительных пробок и буферных жидкостей;

- вращение и расхаживание обсадной колонны во время цементирования;

- установка турбулизаторов и центрирование обсадной колонны в боковом стволе скважины;

- регулирование свойств тампонажных растворов.

Булатовым А.И. [14] показано, что вытеснение бурового раствора тампонажным характеризуется их взаимодействием и смешиванием. Загрязнение цементного раствора при движении его в скважине снижает качество цементирования. При смешении резко изменяются свойства тампонажного раствора, падает его прокачивающая способность, изменяются физико-механические свойства получаемого тампонажного камня. Предотвращение смешения тампонажного раствора с буровым при его прокачке в колонне обсадных труб достигается за счет применения разделительных и продавочных пробок, по ним также можно судить об окончании операции цементирования при получении сигнала стоп.

Разделительная пробка применяется для разделения буферной жидкости или бурового раствора от тампонажного, способствует равномерному фронту его движения до башмака и очистке внутренней поверхности обсадной колонны. Ввиду конструктивных особенностей цементирование хвостовиков происходит без применения нижних разделительных пробок. В результате, объем смешения растворов может достигать больших значений, особенно это проявляется в месте подвески хвостовика на бурильных трубах, а также происходит загрязнение тампонажного раствора под верхней продавочной пробкой, оставшимся на внутренних стенка обсадной колонны слоем бурового раствора. Увеличение объема закачиваемого тампонажного раствора позволяет повысить качество цементирования.

Долгое время пребывания бурового раствора в скважине приводит к образованию пленок на обсадной колонне и на горной породе, глинистых корок в интервалах проницаемых пород [70, 74]. Исследованиями Булатова А.И. [22] показано, что наличие глинистой корки приводит к загрязнению тампонажного раствора, плохому, а в некоторых случаях к полному отсутствию контакта цементного камня с сопредельными средами. Для минимизации вредного воздействия оставшегося бурового раствора используют буферные жидкости, которые прокачивают перед цементным раствором, степень очистки скважины зависит от свойств и количества буфера. Составы буферных жидкостей подбираются в соответствии с условиями скважины и свойствами тампонажного и борового растворов, она должна обладать хорошими отмывающими характеристиками, не взаимодействовать и не загущать тампонажный раствор, удалять пленку бурового раствора, в том числе на углеводородной основе, фильтрационную корку. В состав буферных жидкостей, как правило, входят поверхностно-активные вещества, различные загустители - полимеры, в некоторых случаях абразивные наполнители (песок кварцевый).

Движение обсадной колонны в скважине, как поступательное, так и вращательное при прокачке цемента позволяет минимизировать влияние

застойных зон на движение цементного раствора, уменьшается давление закачки и в результате тампонажный раствор занимает все кольцевое пространство [19]. Расхаживание и вращение обсадной колонны требует специального оборудования, позволяющего производить весь комплекс работ по закачке цемента, его продавке и одновременного прокручивания и расхаживания хвостовика. Для этого используется специальный спусковой инструмент, позволяющий производить спуск хвостовика на колонне бурильных труб и его вращение без отсоединения, например Casing Running Tool types R, S, HNG с гидравлически или механически освобождающимися замками компании Weatherford [111]. На поверхности используют вращающиеся цементировочные головки.

Как было отмечено ранее, успешность операции цементирования определяется режимом течения тампонажного раствора и степенью центрации обсадной колонны в стволе скважины. Изменение режимов течения возможно добиться следующими способами: регулирование реологических свойств тампонажного раствора и использование специальных турбулизирующих устройств. Использование растворов с высокой прокачивающей способностью позволяет достичь турбулентного режима течения при малых скоростях движения жидкости, что способствует меньшему давлению, оказываемому на забой скважины.

Применение центраторов позволяет не только снизить давления закачки, но и существенно повысить качество цементирования, избежать прихватов и посадок при спуске обсадной колонны за счет снижения трения обсадной колонны о стенки скважины, что наиболее необходимо при спуске колонн в скважины с горизонтальными участками. Основными преимуществами использования центраторов являются создание равномерного цементного кольца, снижения количества застойных зон, турбулизации восходящего потока жидкости при цементировании (при использовании центраторов - турбулизаторов). Центраторы разделяются на пружинные и жесткие и могут быть изготовлены как из металла, так и из

полимерных материалов. Установка жестких центраторов дозволяет добиться максимальной концентричности расположения колонны в скважине, однако уменьшает проходное сечение, создавая зону с повышенным гидравлическим сопротивлением, также их использование ограничено диаметром скважины и является малоэффективным в расширенных стволах с использованием бицентричных долот. При спуске обсадных колонн с вращением особое внимание стоит уделять целостности установленных центраторов. Возникающие нагрузки от зацепления о стенки скважины, каверны при спуске и проворачивании способны смять центратор или сместить его с места установки, что особенно характерно для пружинных центраторов, также следует учитывать страгивающие нагрузки жестких центраторов.

Исходя из вышесказанного следует, что основными направлениями исследований в области повышения качества крепления боковых стволов являются разработка седиментационно-устойчивых расширяющихся тампонажных составов, а также технологического оборудования и приспособлений, позволяющих существенно повысить полноту вытеснения бурового раствора тампонажным при цементировании скважин.

1.2 Способы регулирования свойств тампонажных материалов для цементирования нефтяных и газовых скважин

Бурение боковых стволов является наиболее распространенной технологией повышения нефтеотдачи пласта на месторождениях с поздней стадией разработки. Для вновь вводимых в эксплуатацию скважин предъявляются высокие требования по качеству крепления бокового ствола. От качества цементирования и разобщения продуктивных пластов зависит эффективность применения современных методов повышения нефтеотдачи пласта и разработки месторождения в целом.

В настоящее время регулирование свойств тампонажных растворов является самым распространенным способом повышения качества

цементирования скважин и осуществляется путем введения различных добавок, позволяющих изменять физико-химические процессы, протекающие при твердении цементного раствора.

Повышение качества цементирования БС достигается использованием тампонажных материалов, обладающих следующими свойствами:

- стабильность;

- высокая степень прокачиваемости;

- расширение тампонажного камня при твердении для создания плотного контакта с сопредельными средами;

- высокая адгезия к сопредельным средам;

- низкая проницаемость тампонажного камня;

- коррозионная стойкость к минерализованным водам.

Главными показателями, характеризующими тампонажный

раствор как стабильный, являются - низкая фильтратоотдача и высокая седиментационная устойчивость.

Продуктивность скважины зависит от состояния призабойной зоны пласта (ПЗП). Основным ее загрязнителем является фильтрат бурового и тампонажного растворов. Так же отфильтровывание свободной воды из цементного раствора при закачке приводит к его загущению, преждевременному схватыванию и удалению гидроокиси кальция и некоторых других продуктов гидратации. Все это, естественно, не может не отразиться на успешности цементирования и на физико-механических свойствах камня.

Отфильтровывание свободной воды из тампонажного раствора происходит при создании перепада давления в месте соприкосновения раствора и проницаемой поверхности. В начальный момент времени создания депрессии происходит совместное движение твердых частиц и воды из близлежащих к фильтру слоев раствора. В дальнейшем при накоплении твердой фазы и создании фильтрационной корки скорость

отделения воды снижается и происходит за счет движения воды по каналам между частицами цемента.

Способы снижения проницаемости фильтрационной корки основаны на перекрытии фильтрационных каналов между частицами твердой фазы. Для минимизации вредного воздействия фильтрующейся жидкости на ПЗП, в тампонажный раствор вводят добавки - понизители фильтратоотдачи, в основном полимеры (Гипан, СДБ, ПФЛХ, ФХЛС, Сульфацелл С, КССБ, КМЦ, Ту1оБе, КЬоёоро1, ПАА, ПВС, декстрин и т.д.). Благодаря своей структуре, молекулы полимеров, адсорбируясь на частицах цемента создают защитные оболочки, повышая вязкость раствора и связывая часть свободной воды. При возникновении фильтрации твердые частицы с полимерными оболочками группируясь на стенке создают плотную упорядоченную структуру фильтрационной корки с меньшей проницаемостью.

Применение полимеров обладает рядом недостатков: снижение растекаемости [98], увеличение сроков схватывания [28] и снижение прочности и величины расширения цементного камня [ 106].

Седиментационная устойчивость тампонажного раствора определяет качество цементирования, обеспечивая однородность получаемого при твердении цементного кольца.

В период твердения цементного раствора в нем происходят сложные физико-химические процессы. В начальный период времени после затворения происходит интенсивное движение твердой фазы вниз и всплытие воды. С течением времени в растворе происходит гидратация вяжущего и образование коагуляционной структуры, частицы образуют агрегаты. Образующиеся тяжелые частицы опускаются вниз, разрушая еще слабую структурную решетку, в этот момент происходит всплытие воды, которая вовлекает в движение за собой более мелкие, несцепленные частицы твердой фазы. По мере уплотнения коагуляционной структуры интенсивность всплытия воды

снижается и происходит по уже сформированным каналам (образование суффозионных каналов).

В условиях наклонных скважин процесс седиментации ускоряется за счет действия гравитационной конвекции - эффекта Бойкотта, у верхней стенки скважины образуется канал с жидкостью затворения [113]. В результате чего контакт цементного камня с породой в этой зоне может отсутствовать. Если на наклонных участках скважины отстоявшаяся вода может быть вытеснена еще подвижным более тяжелым тампонажным раствором, то на продолжительных горизонтальных участках отделившаяся вода остается у верхней стенки скважины. При водоотделении тампонажного раствора до 4 % по ГОСТ 1581-96 в скважине могут образовываться каналы толщиной до 7 мм [16].

В условиях повышенной седиментационной неустойчивости применяют следующие меры по повышению качества цементирования: стабилизация при помощи применения специальных добавок; использование тонкомолотых цементов, введение тонковолокнистых материалов.

В качестве стабилизаторов тампонажных растворов в основном используют глины и полимерные добавки: ПВС, КМЦ, Гипан, КССБ, и т.д. [48, 54]. Главным недостатком применения данных добавок является увеличение сроков схватывания тампонажного материала и, как следствие, длительное нахождение незатвердевшего раствора в скважине увеличивает риск возникновения заколонных перетоков, а также приводит к тому, что гидратация расширяющих добавок (РД) происходит в момент, когда еще не сформирована кристаллическая структура - основное условие для расширения цементного камня [23, 2]. Растворы, обработанные стабилизаторами, обладают усадкой, сниженной прочностью. Растворы на основе тонкомолотых цементов обладают высокой дисперсией и стабильностью, но требуют большего

количества воды для затворения, в/ц достигает 0,8. Большая удельная поверхность цементов способствует возникновению внутренних напряжений в камне и трещин, в результате чего уменьшается прочность камня на изгиб [ 101]. Применение микроцементов для крепления обсадных колонн в интервале продуктивных пластов не желательно, ввиду высокой проникающей способности раствора [71]. Использование некоторых тонковолокнистых материалов, таких как асбест, приводит к увеличению водопотребности раствора, снижению прочности камня, но увеличивает его деформативность [18 ]. Реагентами, понижающими фильтрацию и стабилизирующими тампонажные и буровые растворы зачастую являются одни и те же вещества.

Исследования в области разработки седиментационно - устойчивых тампонажных растворов проводились научными коллективами таких организаций, как НПО «Бурение», ООО «ТюменНИИГипрогаз», ООО «ТатНИПИнефть», ООО «ПермНИПИнефть» и др. Ученые, занимавшиеся данной темой сходятся во мнении, что методика испытаний тампонажных растворов по ГОСТ 26798.1 -96, основанная на определении водоотделения при заливке раствора в вертикальный цилиндр, не позволяет адекватно оценить седиментационную устойчивость тампонажных материалов в наклонных и горизонтальных скважинах. В работах [96, 29 ] было предложено испытывать тампонажные составы на водоотделение в горизонтальных цилиндрах. Однако, разработанные по данной методике составы предназначены только для условий умеренных и повышенных температур и не пригодны при нормальных температурах. В связи с этим, разработка седиментационно устойчивых расширяющихся тампонажных растворов является актуальной задачей.

При цементировании бокового ствола высокая степень прокачиваемости тампонажного раствора является основным

требованием к его составу. В условии малого кольцевого пространства забойное давление при закачке цементного раствора может достигать значений превышающих давления поглощения и гидроразрыва пласта, что сказывается на успешности операции по креплению БС и дальнейшей продуктивности скважины. Для цементирования БС, пробуренных из скважин с эксплуатационной колонной 146 мм и дальнейшим спуском колонны с диаметром 102 мм оптимальным значением растекаемости тампонажного раствора считается более 240 мм [26, 108].

Список литературы диссертационного исследования кандидат наук Кожевников Евгений Васильевич, 2016 год

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Агзамов Ф.А. Долговечность тампонажного камня в коррозионно-активных средах / Ф.А. Агзамов, Б.С. Измухамбетов - СПб, 2005. - 318 с.

2. Агзамов Ф.А. О необходимой величине расширении тампонажных материалов / Ф.А. Агзамов, В.В. Бабков, И.Н. Каримов // Территория Нефтегаз. - № 8. - 2011. - с. 14-15.

3. Агзамов Ф.А. Специальные тампонажные материалы с заданными свойствами / Ф.А. Агзамов, И.Н. Каримов // Бурение и нефть. - №12. - 2008. - с. 26-27.

4. Ахмадеев Р.Г. Химия промывочных и тампонажных жидкостей / Р.Г. Ахмадеев, B.C. Данюшевский - М.: Недра, 1981. - 152 с.

5. Ахмедов З.М., Гаджиева И.Ю. Исследование добычи неньютоновской нефти горизонтальными скважинами / З.М. Ахмедов, И.Ю. Гаджиева // Нефтепромысловое дело. - 2014. -№ 8. - с. 41-43.

6. Ашрафьян М.О. Влияние технологических факторов на качество цементирования скважин: обзорная информация / М.О. Ашрафьян, А.И. Булатов // Сер. Бурение. М.: ВНИИОЭНГ, 1978. - 56 с.

7. Ашрафьян М.О. Гидравлическая программа цементирования скважин, разработанная на основе бингамовской модели течения вязкопластичных жидкостей / М.О. Ашрафьян, В.В. Шабанов // Бурение и нефть. - 2010. - №11. - с.32-36.

8. Ашрафьян М.О. О вытеснении глинистого раствора цементным и повышении качества цементирования скважин // Бурение и нефть. - 2014. -№2. - с. 45-48.

9. Ашрафьян М.О. Формирование потока вязкопластичной жидкости в затрубном пространстве скважины / М.О. Ашрафьян и др // Нефтяное хозяйство. - 1970. - №11. - с. 21-23.

10. Ашрафьян М.О. Формирование потока при эксцентричном положении труб в скважине // Бурение и нефть. - 2010. - №7. - с. 63-66.

11. Байков А.А. Труды в области вяжущих веществ и огнеупорных материалов. Т.5. М.: изд. АН СССР. - 1948. -272 с..

12. Бакеев Д.В. Технология сульфатсодержащего цемента на низкоалюминатном сырье // Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук / Российский химико -технологический университет им. Д.И. Менделеева. Москва, 2010. - 20 с.

13. Басарыгин Ю.М. Заканчивание скважин / Ю.М. Басарыгин, А.И. Булатов, Ю.М. Проселков // М.: - Недра-Бизнесцентр. - 2002. - 667 с.

14. Басарыгин Ю.М., Булатов А.И., Проселков Ю.М. Бурение нефтяных и газовых скважин: Учебное пособие для вузов. - М.: ООО "Недра-Бизнесцентр", 2002. - 632 с.

15. Башта Т.М. Машиностроительная гидравлика. - М.: Машиностроение, 1971. - 672 с.

16. Белоусов Г.А., Скориков Б.М., Майгуров И.В. Особенности крепления наклонно направленных и горизонтальных стволов скважин / Г.А. Белоусов, Б.М. Скориков, И.В. Майгуров // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. - 2007. - №4. - с.47-50.

17. Бондаренко В.В. Обоснование равномерности дренирования многопластовых залежей нефти при их освоении горизонтальными скважинами // Нефтяное хозяйство. - 2007. - № 12. - с. 74-78.

18. Будников В.Ф. Проблемы механики бурения и заканчивания скважин / В.Ф. Будников, А.И. Булатов, П.П. Макаренко // Издательство: Недра Год: 1996. - 495 с.

19. Булатов А.И. Необходимость расхаживания обсадных колонн в процессе цементирования скважин // Бурение и нефть. - 2015. - №11. - с. 4043.

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

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

22. Булатов А.И. Технологии цементирования нефтяных и газовых скважин. М.: Недра, 1983. - 256 с.

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

24. Бутт Ю.М. Исследование состава жидкой фазы и твердых фаз, образующихся при гидратации портландцемента / Ю.М. Бутт, В.М. Колбасов, Т.В. Топильский // Неорганические материалы. - 1971. - №4. - с. 694-689. - 7 т.

25. Бутт Ю.М. Химическая технология вяжущих материалов / Ю.М. Бутт, М.М. Сычев, В.В. Тимашев // М.: Высшая школа,1980. - 472 с.

26. Газизов Х.В. Опыт применения тампонажным материалов с расширяющимися свойствами при цементировании боковых стволов / Х.В. Газизов, Е.Л. Маликов, К.А. Перескоков // Бурение и нефть. - 2012. - №1. - с. 38-39.

27. Голышкина Л.А., Юсупов И.Г., Катеев И.С. Экспериментальные исследования герметичности контактных зон системы "порода - цементный камень - обсадная труба". // Тр. ТатНИПИнефть. - Казань, 1975, -.№ 21. - с. 106-111.

28. Горонович С.Н. Тампонажные растворы для крепления наклонно направленных и горизонтальных скважин / С.Н. Горонович, П.Ф. Цыцымушкин, Е.А. Коновалов // Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений. - 2001. - №2. - с.31-32.

29. Горонович С.Н. Тампонажные растворы для крепления наклонно направленных и горизонтальных скважин // Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений. - 2001. - №2. - с.31-32.

30. Горчаков Г.И., Мурадов Э. Г. Основы стандартизации и контроля качества продукции. М.: Стройиздат. - 1977. - с. 296.

31. ГОСТ 26798.1-96 Цементы тампонажные. Методы испытаний

32. Гринько Ю.В. Управление тиксотропными свойствами тампонажных растворов с помощью реагентов / Ю.В. Гринько, Л.И. Рябова, Я.Б. Мягкий // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. - 2010. - № 1. - с. 36-39.

33. Данюшевский B.C. Длительное твердение цемента в гидротермальных условиях / B.C. Данюшевский, Т.И. Ростайчик // В кн.: VI Международный конгресс по химии цемента. - М.: Стройиздат, 1979. -С. 248352. - 3 т.

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

35. Данюшевский B.C. Справочное руководство по тампонажным материалам / B.C. Данюшевский, P.M. Алиев, И.Ф. Толстых // - 2-е изд., перераб. и доп. - М.: Недра. - 1987. - с. 373.

36. Данюшевский В.С. Проектирование оптимальных составов тампонажных цементов // Москва. Издательство «Недра». - 1978. - с.293.

37. Данюшевский В.С. Расширяющийся тампонажный цемент для газовых скважин // Цемент. - 1966. - № 2. - с. 10-11.

38. Данюшевский В.С. Справочное руководство по тампонажным материалам. / В.С. Данюшевский, Р.М. Алиев, И.Ф. Толстых // - 2-е изд., перераб. и доп. - М.: Недра, 1987. - 373 с.

39. Детков В.П. Цементирование наклонных скважин. М.: Недра, 1978. - 247с.

40. Еременко Т.Е. Вытеснение глинистого раствора цементным при цементировании скважин / Т.Е. Еременко, Д.Ю. Мочернюк // Сб. «Крепление скважин и разобщение пластов». М.: Изд-во «Недра», 1964. - с. 40-50.

41. Инструкция по креплению нефтяных и газовых скважин (РД 39 -00147001 - 767 - 2000). М.: ООО «Просвещение-Юг». - 2000. - 278 с.

42. Каримов Н.Х. Разработка рецептур и применение расширяющихся тампонажных цементов / Н.Х. Каримов, В.С. Данюшевский, Ш.М. Рахимбаев // М. - ВНИИОЭНГ - 1980. - 51 с.

43. Каримов Н.Х. Разработка составов и технология применения расширяющихся тампонажных материалов для цементирования глубоких скважин в сложных геологических условиях: Автореф. дис.... доктора техн. наук. - Уфа: УНИ, 1986. - с.10-11.

44. Каримов Н.Х., Губкин Н.А. Исследование и разработка расширяющихся тампонажных смесей и влияние их на герметизацию заколонного пространства. - РНТС "Бурение" ВНИИОЭНГ, 1975 , № 9, с. 2125.;

45. Карнаухов М.Л. Исследование процессов фильтрации жидкости к горизонтальным скважинам / М.Л. Карнаухов и др. // Территория Нефтегаз. -2008. - № 12. - с. 78-83.

46. Кожевников Е.В. Высокоподвижный седиментационно устойчивый тампонажный состав для крепления боковых стволов с наклонными и горизонтальными участками // Актуальные проблемы развития нефтегазового комплекса России (секция 2): сборник тезисов докладов XI Всероссийской научно-технической конференции. - Москва, 2016. - с. 36.

47. Кожевников Е.В. Исследование влияния свойств тампонажного раствора на качество цементирования горизонтальных скважин // Проблемы научно-технического прогресса в бурении скважин: материалы Всероссийской научно-технической конференции с международным участием, посвященной 60-летию кафедры «Бурение скважин». - Томск, 2014.- с. 50.

48. Кожевников Е.В. Исследование влияния свойств тампонажного раствора на качество цементирования горизонтальных скважин // Проблемы разработки месторождений углеводородных и рудных полезных ископаемых. - 2014. - № 1. - с. 115-118.

49. Кожевников Е.В. Исследование влияния седиментации тампонажного раствора на свойства получаемого цементного камня / Е.В. Кожевников и др. // Нефтяное хозяйство. - 2014. - № 6. - с. 23-25.

50. Кожевников Е.В. Исследование свойств тампонажных растворов для крепления нефтяных скважин с протяженным горизонтальным участком, пробуренных с использованием роторных управляемых систем / Е.В. Кожевников и др. // Нефтяное хозяйство. - 2015. - № 9. - с. 58-60.

51. Кожевников Е.В. Исследование свойств тампонажных растворов для крепления скважин и боковых стволов с наклонными и горизонтальными участками // Вестник Пермского национального исследовательского политехнического университета. Геология. Нефтегазовое и горное дело. -2015. - № 17. - с. 24-31.

52. Кожевников Е.В. Опорно-центрирующая оснастка обсадных колонн для крепления боковых стволов / Е.В. Кожевников и др. // Вестник Пермского национального исследовательского политехнического университета. Геология. Нефтегазовое и горное дело. - 2015. - № 16. - с. 5460.

53. Кожевников Е.В. Особенности разработки тампонажных составов для крепления горизонтальных скважин / Е.В. Кожевников и др. // Геология и нефтегазоносность западно-сибирского мегабассейна (опыт, инновации): материалы Девятой Международной научно-технической конференции (посвященной 100-летию со дня рождения Протозанова Александра Константиновича). - Тюмень, 2014. - с. 247-250.

54. Кожевников Е.В. Повышение качества цементирования наклонных и горизонтальных скважин в условии нормальных температур / Е.В. Кожевников, Н.И. Николаев // Экологические проблемы нефтедобычи -2015: материалы V Международной конференции с элементами научной школы для молодежи. - Уфа, 2015. - с. 18-22.

55. Кожевников Е.В. Причины каналообразования в тампонажном камне / Е.В. Кожевников, Н.И. Николаев // Актуальные проблемы науки и техники - 2014: материалы VII Международной научно-практической конференции молодых учёных. - Уфа, 2014. - с. 36-38. - 1 т.

56. Кожевников Е.В. Снижения вероятности образования заколонных перетоков газа путем регулирования свойств тампонажных растворов // Новые технологии в газовой промышленности (газ, нефть, энергетика): материалы XI Всероссийской конференции молодых ученых, специалистов и студентов. - Москва, 2015. - с. 124.

57. Кожевников Е.В. Центрирующее турбулизирующее устройство для крепления обсадных колонн в наклонных и горизонтальных скважинах / Е.В. Кожевников, А.В. Розенцвет // Новые технологии в газовой промышленности (газ, нефть, энергетика): материалы XI Всероссийской конференции молодых ученых, специалистов и студентов: - Москва, 2015. -с. 130.

58. Комлева С.Ф. Тампо-нажные растворы с пониженной водоотдачей / С.Ф. Комлева и др. // Учебник с грифом УМО НТО, Уф. - Монография. -2008. - 184 с.

59. Коузов П.А. «Основы анализа дисперсного состава промышленных пылей и измельченных материалов. - 3-е изд. перераб. -Л.: Химия, 1987. 264 с.

60. Кравченко И.В. Химия и технология специальных цементов / И.В. Кравченко и др. // М.: Стройиздат. - 1979. - с. 208.

61. Крылов Д.А. Влияние расхаживания и вращения колонны на контакт цементного камня с обсадными трубами // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. - 1993. - № 6-7. - с.14.

62. Кузнецова Т. В. Химия и технология расширяющихся и напрягающих цементов. Цемент. - 1979. - №2. - с. 10-11.

63. Кузнецова Т.В. Алюминатные и сульфоалюминатные цементы. -М.: Стройиздат, 1986. - с.199-209.

64. Курамшин P.M. Лабораторные исследования по оценке коэффициентов нефтеизвлечения при фильтрации к "вертикальным" и "горизонтальным" скважинам // Нефтепромысловое дело. - 2006. - № 11. - с. 45-53.

65. Курбатова И.И. Химия гидратации портландцемента. - М.: Стройиздат - 1977. - 154 с.

66. Ларионова 3.М. Фазовый состав, микроструктура и прочность цементного камня и бетона / 3.М. Ларионова, Л.В. Никитина, Л.В. Гарашин // М.: - Стройиздат. - 1977. - с. 319.

67. Левич В.Г. Физико-химическая гидродинамика. - М.: Физматгиз, 1959. - 700 с.

68. Лихушин А.М. Анализ промысловых исследований движения столба тампонажного раствора в колонне обсадных труб // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. - 2011. - № 9. - c.51-54.

69. Лохер, Ф.В. Исследование механизма гидратации цемента // 6-й Международный конгресс по химии цемента. - М.: Стройиздат, 1974. - с. 122-133.

70. Лю Хаоя Исследование свойств полимерной буферной жидкости для повышения качества крепи скважин/ Лю Хаоя, Н.И. Николаев, Е.В. Кожевников // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. - 2015. - № 6. - с. 38-41.

71. Магадова Л.А. К вопросу повышения качества ремонтно -изоляционных работ в низкопроницаемых коллекторах нефтяных и газовых скважин/ Л.А. Магадова и др. // Территория нефтегаз. - 2012. - №6. - с.80-87.

72. Мелехин А.А. Моделирование изоляции поглощающего пласта расширяющимися тампонажными смесями / А.А. Мелехин и др. // Нефтяное хозяйство. - 2012. - № 8. - с. 114-117.

73. Нигматулин Р.И. Основы механики гетерогенных сред. М.: Наука. -1978. - 336 с.

74. Николаев Н.И. Исследование влияния полимерных буферных жидкостей на прочность контакта цементного камня с породой/ Н.И. Николаев, Лю Хаоя., Е.В. Кожевников // Вестник Пермского национального исследовательского политехнического университета. Геология. Нефтегазовое и горное дело. - 2016. - №18. - с. 13-19.

75. Николаев Н.И. Повышение качества крепления скважин с горизонтальными участками / Н.И. Николаев, Е.В. Кожевников // Вестник Пермского национального исследовательского политехнического университета. Геология. Нефтегазовое и горное дело. - 2014. - №11. - с. 2937.

76. Николаев Н.И. Разработка седиментационно -устойчивых тампонажных составов для крепления скважин с наклонными и горизонтальными участками/ Н.И. Николаев и др. // Инженер-нефтяник. -2015. - № 2. - с. 15-17.

77. Николаев Н.И. Экспериментальные исследования свойств полимер-глинистых и полимерцементных составов для тампонирования скважин / Н.И. Николаев и др. // В сб. докладов 14-ой Международной Конференции по Науке и Технике, Польша, Краковская горная академия, 2004 г. - с. 21.

78. Новохатский Д.Ф. Методика определения долговечности цементного камня на основе расширяющихся тампонажных цементов // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. - 2011. - № 10. - с. 37-42.

79. Овчинников В.П., Аксенова Н.А., Овчинников П.В. Физико-химические процессы твердения, работа в скважине и коррозия цементного камня: Учеб. пособие для вузов. - Тюмень: Изд-во «Нефтегазовый университет», 2007. - 368 с.

80. Окороков С.Д. Взаимодействие минералов в портландцементном клинкере в процессе гидратации цемента.-M.-JL: Стройиздат, 1965.- 35 с.

81. Пичкалев А.В. Обобщенная функция желательности Харрингтона для сравнительного анализа технических средств // Исследования наукограда. -2012. - №1. - с. 25-28.

82. Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности утв. Постановлением Госгортехнадзора России №24 от 09.04.1998 и введены в действие в 01.09.1998 г.

83. Расширяющийся тампонажный материал Патент РФ №2418028 от 14.12.2009

84. Расширяющийся тампонажный состав патент РФ № 2504568, опубл. 20.01.2014 г.

85. Рахимбаев Ш.М. Регулирование технических свойств тампонажных растворов - Ташкент: ФАН, 1976. - 160 с.

86. Рахматулин Х.А. Основы газодинамики взаимопроникающих движений сжимаемых сред // Прикл. математика и механика. - 1956. - №2. -с. 184-195. - 20 т.

87. Ребиндер ГШ. Физико-химические основы гидратационного твердения вяжущих веществ / ГШ. Ребиндер, Е.Е. Сегалова, Е.А. Амелина // Труды 6 Межд.Конгресса по химии цемента. - Москва,1976. - с. 58-64. - 2 т. - кн.1.

88. Ребиндер П.А.Физико-химические представления о механизме схватывания и твердения минеральных вяжущих веществ // Сб.трудов совещания по химии цемента. - М.: Промстройиздат,1956. - с. 125-128.

89. Риман И. С. Приближенный способ расчета профиля скорости при течении жидкости в канале, соосно заполненном стержнями / И.С. Риман, В.Г. Черепкова // В кн.: Промышленная аэродинамика. - Вып. 30. М., Машиностроение. - 1973. - с. 65-70.

90. Робсон, Т.Д. Химия алюминатов кальция и их производных // В кн. V международный конгресс по химии цемента. - М. - 1973. - с. 100-110.

91. Румянцев, П.Ф. Гидратация алюминатов кальция / П.Ф. Румянцев, B.C. Хотимченко, В.М. Никушенко // Л.: Наука. - 1974. - 79 с.

92. Рыбьев И.А. Строительные материалы па основе вяжущих веществ. М.: Высшая школа. - 1978. - с. 309.

93. Рябова Л.И Тампонажные растворы повышенного качества // Бурение и нефть. - 2003. - №2 - с. 45-46.

94. Рябова Л.И. Седиментационно устойчивые облегченные тампонажные растворы. / Л.И. Рябова, А.В. Кривошей, В.Г. Романов // Труды

ОАО НПО "Бурение". - Техника и технология заканчивания и ремонта скважин в условиях АНПД. - 2002 - № 8. - с. 30-32.

95. Рябова Л.И. Тиксотропные тампонажные растворы повышенной изолирующей способности// Строительство нефтяных скважин на суше и на море. - 2004 - № 1. - с. 30-32.

96. Рябоконь С.А. Седиментационно устойчивые тампонажные составы для цементирования горизонтальных и пологих скважин / С.А. Рябоконь и др. // Нефтяное хозяйство. - 2003. - №4. - с.98-101.

97. Рябоконь С.А. Седиментационно устойчивые тампонажные составы для цементирования горизонтальных и пологих скважин / С.А. Рябоконь, М.О. Ашрафьян, Ю.В. Гринько // Нефтяное хозяйство. - 2003. - № 4. - с. 98101.

98. Рябоконь С.А. Седиментационно устойчивые тампонажные составы для цементирования горизонтальных и пологих скважин / С.А. Рябоконь, М.О. Ашрафьян, Ю.В. Гринько // Нефтяное хозяйство. - 2003. - №4. - с.98-101.

99. Рябоконь С.А. Устройство для вращения обсадной колонны в процессе ее цементирования / С.А. Рябоконь, В.М. Миль штейн, А.В. Лазаренко // Нефтяное хозяйство. - 2006. - № 5. - с. 72 - 73.

100. Силовой верхний привод (СВП) // Бурение и нефть. - 2010. -№ 11. - с. 10-15.

101. Сторчак А.В. тампонажные смеси для крепления скважин в условиях аномально низких пластовых давлений // Научные исследования и инновации. - Пермь: ПГТУ. - 2011. - №1. - с.40-44.

102. Сычев М.М, Твердение вяжущих веществ. Л.: Стройиздат. -1974. - с. 80.

103. Тампонажный раствор Патент РФ №2082872 от 27.06.1997

104. Тампонажный состав для низкотемпературных скважин «аркцемент» патент РФ № 2144977, опубл. 27.01.2000 г.

105. Темиров Э. Повышение качества крепления направленных стволов скважин на месторождениях республики Саха (Якутия) // Бурение и Нефть. - 2005. - №10. - с.34-35.

106. Темиров Э. Повышение качества крепления направленных стволов скважин на месторождениях республики Саха (Якутия) // Бурение и Нефть. - 2005. - №10. - с.34-35.

107. Торопов Н.А. Химия цементов. М.: Промстройиздат, 1956, с. 270.

108. Чернышов С.Е. Совершенствование технологии строительства дополнительных стволов из ранее пробуренных скважин // Нефтяное хозяйство. - 2010. - №6. - с. 22-24.

109. Чернышов С.Е. Совершенствование технологии строительства дополнительных стволов из ранее пробуренных скважин // Нефтяное хозяйство. - 2010. - №6. - с.22-24.

110. Шувалов А.В., Грошев С.А. Оценка эффективности системы разработки Барьязинского месторождения горизонтальными скважинами / А.В. Шувалов, С.А. Грошев // Нефтяное хозяйство. - 2011. - № 2. - с. 66-67.

111. Электронный ресурс: Weatherford URL: http://weatherford.ru/ru/ service/well_construction/cementing_equipment, дата обращения 15.11.2015.

112. Электронный ресурс. URL :http://www.gas-journal.ru/gij/gij_ detailedwork.php?GIJ_ELEMENT_ID=47259&WORK_ELEMENT_ID=47442, дата обращения 10.05.2014 г.

113. Boycott A.E. Sedimentation of blood corpuscles // Nature. 1920. V. 104 P. 532.

114. Chatterdji S., Jeffery J.M. Studies of early stages of paste hydration of cement compounds, part 2.-J.Am.Ceramic Soc.,1963,v.46, № 4, p.263-273.

115. Chatterdji S., Jeffery J.M. Studies of early stages paste hydration of cement compounds, hfrt 1.- J.Am.Ceramic Soc.,1962,v.45, №11, p.543-563.

116. Drew D.A. Mathematical modeling of two-phase flow // Ann. rev. fluid, mech. 1983. V. 15. P. 261-291.

117. Gidaspow D. Multiphase flow and fluidization. San Diego: Acad. Press, 1994. p. 162.

118. Howard G. C., Clark J. B. Factors to be considered in obtaining proper cementing of casing // Oil and Gas J. 1948. 11/11. № 46. p. 46.

119. Liu, Gefei, Weber, Lawrence D. Centralizer Selection and Placement Optimization // 150345-MS SPE Conference Paper - 2012. p. 150-160.

120. Marble F.E. Dynamics of dusty gases // Annu. Rev. Fluid Mech. 1970. V. 2. P. 397-446.

121. Pratt P., Jennings H.M. The microchemistry and microstructure of Portland Cement//Ann.Rev.Mater.Sci, 1981. -№l 1 .-P.123-149

122. Sralny G., Gawed J., Taylor H.F.W. Studies on hydration of cement// World Cement Technology, 1978.-№9.- P.183-195.

123. Tadros M.E.,Jackson W.Z. Study of the dissolution and electrokinetic behavior of tricalcium alumínate.- Colloid and Interface Sci., 1977,v.3,p.211-223.