Размещено на http://www.allbest.ru/

Введение

Отличительной особенностью процесса разработки нефтяных месторождений с искусственным заводнением является прогрессирующее обводнение скважин по мере выработки извлекаемых запасов. В связи с тем, что многие месторождения вступают в более поздние стадии разработки, характеризующиеся высоким обводнением продукции скважин, проблема ограничения отбора воды приобрела в последние годы исключительную актуальность. В условиях резкой фациальной неоднородности продуктивных горизонтов, разработки их сеткой скважин и общим фильтром постепенное обводнение нефтяных скважин является естественным, и значительные запасы нефти отбираются в водный период эксплуатации скважин.

На характер обводнения добываемой продукции оказывает влияние множество факторов, связанных, с одной стороны, с геологическим строением и коллекторскими свойствами пласта, физико-химическими свойствами нефти и вытесняющей жидкости, с другой - с применяемой системой размещения скважин, технологией их строительства, режимами эксплуатации. В условиях роста депрессий большое число скважин обводняется из-за прорыва вод по отдельным высокопроницаемым пропласткам эксплуатируемого объекта, нарушения герметичности заколонного пространства, а также из-за подтягивания конусов подошвенной воды. Кроме того, многие залежи нефти приурочены к водонефтяным зонам, где скважины с первых же дней эксплуатации начинают давать обводнённую продукцию. Преждевременное обводнение скважин уменьшает конечную нефтеотдачу и вызывает большие непроизводительные затраты на добычу, транспортирование попутной воды и на борьбу с коррозией промыслового оборудования.

В процессе разработки месторождений проблема ограничения водопритоков в добывающие скважины становится все более актуальной. Резко возрос объем скважин, вышедших из бурения и требующих ремонта по причинам прорыва подошвенных вод, поступления воды из близко расположенных к продуктивной зоне водонасыщенных пластов, заколонной циркуляции. Фонд скважин, дающих обводненную продукцию сразу же после освоения, составляет более 15-20%. Поэтому в среднем почти в 2 раза увеличивается темп обводнения разрабатываемых месторождений, резко сокращаются сроки их безводной эксплуатации.

1. Технологическая часть

1.1 Общие сведения о месторождении

Северо-Салымское месторождение является обособленной частью Салымского нефтяного месторождения. Расположено Северо-Салымское месторождение в центральной части Среднеобской низменности Западно-Сибирской равнины. В административном отношении территория месторождения относится к Нефтеюганскому району Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области и расположена в 70 км к западу от г. Нефтеюганска (речной порт, аэропорт) и в 150 км к востоку от Ханты-Мансийска.

Район месторождения относится к малонаселенным. На территории месторождения имеются вахтовый поселок, вблизи - поселки Лемпино, Лямино, Пойковский. Коренное население состоит из хантов, манси и русских. Основное занятие коренного населения - рыбная ловля, промысловая охота, звероводство, животноводство. Часть местного населения трудится в нефтедобывающих и геологических организациях.

Северо-Салымское месторождение открыть в 1980 г. бурением разведочной скважины 165. С 1982 г. начато эксплутационное разбуривание месторождения. В настоящее время месторождение полностью разбурено и обустроено.

В непосредственной близости от месторождения разрабатывается Правдинское и Приразломное месторождения. К югу от Северо-Салымского месторождения проходят трассы газопровода Уренгой-Челябинск-Новополоцк и нефтепровода Усть-Балык-Омск.

Населенные пункты связаны между собой и с месторождением дорогами с асфальто-бетонным и грунтово-лежневым покрытием. Из-за сильной заболоченности дорожная сеть развита слабо.

Перевозка грузов осуществляется автомобильным транспортом, в летнее время используется водный транспорт. Завоз оборудования в труднодоступные места, где отсутствуют дороги, осуществляется воздушным транспортом, зимой - автотранспортом по зимникам. Ближайшие железнодорожные станции от ж.д. дороги Тюмень-Сургут находятся в 50-60 км от месторождения.

Разработку Северо-Салымского месторождения осуществляется нефтегазодобывающее управление “ Правдинскнефть ”, расположенное в поселке Пойковский. Здесь же расположены все основные службы НГДУ.

Район месторождения представляет собой пологую слаборасчлененную равнину. Абсолютные отметки изменяются от +35 м до +52 м. Слабый наклон равнины к северу вызывает замедленный сток вод, что обуславливает сильную заболоченность района. Глубокие участки болот открыты, более мелкие покрыты редким низкорослым лесом.

Гидрографическая сеть представлена рекой Большой Салым с притоками и озерами разных форм и очертаний. К северу от месторождения протекает река Объ.

Северо-Салымское месторождение расположено в зоне залегания многолетнемерзлых пород - в зоне вечной мерзлоты. Мерзлыми породами являются здесь песчаные и песчано-глинистые отложения тавдинской и атлымской свит. Глубина их залегания равна от 140 м до 180 м, толщина 15-40 м. На поверхности мерзлые породы практически не встречаются. Породы древнего слоя мерзлоты являются слоисто-мерзлыми, слабо-льдистыми и обладают массивной криогенной структурой. Температура их поддерживается на уровне от 0С до -0,5С. Прослои вышележащих глин новомихайловской и туртасской свит затрудняют инфильтрацию теплых поверхностных вод на глубину, что препятствует полному протаиванию древнего слоя мерзлоты.

Для рассматриваемого района наиболее характерны подзолистые почвы на сравнительно возвышенных участках, торфянисто-подзолистые и торфяные почвы на заболоченных участках местности. Различные виды аллювиальных почв развиты в речных долинах и террасах.

1.2 Причины обводнения скважин

В период работы залежи на водонапорном режиме отборы нефти могут удерживаться на одном уровне. Пластовое давление вначале немного снижается, а затем держится на одном уровне выше давления насыщения, поэтому газовые факторы низки и не изменяются во времени. Под действием постоянного напора краевых вод, происходит постепенные подъёмы водонефтяного контакта и обводнение добывающих скважин.

С момента ввода скважин в эксплуатацию вокруг забоя образуется зона пониженного давления. В этой зоне нефть, связанная вода и зёрна породы под действием упругих сил начинают расширятся, создавая дополнительное давление, способствующее движению нефти к забоям скважин. Продолжающийся отбор нефти расширяет зону пониженного давления, освобождая другие силы на значительных расстояниях от добывающих скважин. Постепенно зона снижения давления распространяется на водоносную часть пласта, вследствие чего происходит высвобождение упругих сил расширяющейся воды и зерён породы на огромной площади. Создаваемый ими напор способствует движению воды в направлении зоны отбора. В результате начинается внедрение воды в залежь и неравномерное перемещение водонефтяного контакта. В связи с резкой неоднородностью продуктивного пласта вода по наиболее проницаемым каналам прорывается к забоям скважин, способствуя их преждевременному обводнению. Вследствие этого возрастает процент обводнённости продукции.

При разработке нефтяных месторождений посторонняя вода может поступать в скважину в период её освоения, по окончании бурения, после непродолжительной или длительной эксплуатации. Причины прорыва посторонних вод: недоброкачественное цементирование эксплуатационной колонны, вследствие чего не достигается полного разобщения нефтеносных горизонтов от водоносных; нарушение цементного кольца в заколонном пространстве или цементного стакана на забое скважины; обводнение через соседнюю скважину, эксплуатирующую тот же горизонт; дефект в эксплуатационной колонне, вследствие недоброкачественного металла (наличие в теле обсадных труб трещин, раковин); разрушение колонны в процессе освоения скважины, повреждение колонны при текущем и капитальных ремонтах. Определяющую роль при разработке залежей массивного типа имеет вертикальная трещиноватость.

Рис.1.1. Возможные пути движения пластовых вод при эксплуатации скважины: I - продукция скважины; II- вода; III- нефть в изолированном пласте; IV - вода в изолированном пласте; А- переток воды между пластами; B - прорыв верхних вод через дефект в эксплуатационной колонне; C - прорыв верхних вод через дефект в цементном камне: D - подошвенные воды; E - нижние воды, поступающие через дефект в цементном стакане.

1.3 Виды ремонтно-изоляционных работ

Особое значение в ограничении добычи попутной воды, повышении охвата пластов заводнением и увеличением нефтеотдачи играют водоизоляционные работы. Роль их в процессе разработки месторождений постепенно возрастает. Ремонтно-изоляционные работы применяются для решения следующих основных задач:

Регулирование выработки пластов неоднородного расчленённого эксплуатационного объекта путём изоляции обводнённых пластов и прослоек.

Для снижения водопритоков (ограничение водопритоков).

Для обеспечения охраны недр и природных ресурсов при эксплуатации нефтяных месторождений ("изоляция по охране недр и природных ресурсов").

Изоляционные работы, проводимые для решения ряда специальных задач по доразведке, возврату на другие горизонты ("специальные работы").

Изоляция обводнившихся пластов приводит к уменьшению неоднородности, что позволяет повысить коэффициент заводнения и, следовательно, нефтеотдачу.

Изоляционные работы являются одним из наиболее мощных рычагов регулирования разработки, а отключение высокопроницаемых обводнённых пластов из эксплуатации является условием обеспечения высокой нефтеотдачи и достижения высоких технико-экономических показателей разработки.

При изоляционных работах приходится выполнять изоляцию верхних вод, нижних вод, поступающих через цементный стакан и по заколонному пространству, подошвенных вод по отклонению отдельных пластов и вод, поступающих через соседнюю скважину.

Изоляцию верхних вод, если они проникают из пласта через дефект в эксплуатационной колонне, осуществляют:

- заливкой водоцементного раствора через дефект в колонне и последующим разбуриванием цементного стакана;

- заливкой водоцементного раствора с последующим вымыванием излишка раствора;

- спуском дополнительной предохранительной колонны с последующим цементированием;

- установка пакеров.

Если вода поступает по заколонному пространству через отверстия фильтра, то фильтр скважины (на высоту продуктивного пласта) изолируют песчаной пробкой и при необходимости создают цементный стакан. Если верхняя граница должна располагаться ниже дефекта в колонне или перфорационных отверстий, из которых поступает вода.

1.4 Технологии ликвидации заколонных перетоков с использованием цемент содержащих составов

Данная технология предусматривает ликвидацию заколонных перетоков и восстановление цементного камня за эксплуатационной колонной выше или ниже продуктивного горизонта, а также между ними. Включает в себя перфорацию изолируемого участка и восстановление цементного камня за колонной цементным раствором на углеводородной основе, при помощи пакера, с последующим тампонированием под давлением.

При переходе на эксплуатацию вышележащего продуктивного горизонта - предусматривает перфорацию низкопроницаемого участка и восстановление цементного камня и ликвидацию заколонных перетоков при помощи пакера устанавливаемого выше перфорируемого участка.

Тампонажный раствор на углеводородной основе (ТРУО) предназначен для крепления продуктивного горизонта, ремонтно - изоляционных работ (РИР) в температурном интервале от 45°С до + 100°С.

Применение растворов типа ТРУО позволяет:

за счет низких фильтрационных потерь закачать расчетный объем необходимый для осуществления ремонта обсадной колонны или восстановления цементного камня за обсадной колонной;

уменьшить опасность водогазонефтепроявлений за счет высокой тампонирущей способности ТРУО;

сохранить устойчивость ствола скважины и естественную проницаемость коллекторов, сократить время освоения и повысить дебит скважин;

цементный камень из ТРУО гидрофобен, стоек в агрессивных средах (быстрорастворимые соли, сероводород).

Тампонажный раствор на углеводородной основе готовится по обычной технологии, используя в качестве жидкости затворения обратную эмульсию требуемой устойчивости. Устойчивость обратной эмульсии (электропробой) контролируется прибором ПЭС-1000 (Fann). Рекомендуемый интервал свойств обратной эмульсии представлен в таб. 1.3.

Таблица 1. Свойства обратной эмульсии (жидкости затворения)

1.5 Технологии ликвидации заколонных перетоков с использованием безцементных составов

При реализации технологии ликвидации заколонных перетоков, необходим состав, который позволял легко фильтроваться в трещины цементного камня и зазоры между цементным камнем и породой и в то же время после застывания обладать хорошими структурно-механическими свойствами. Использование цементных растворов в данном случае может не позволить эффективно ликвидировать заколонный переток вследствие низкой фильтруемости.

ЗАО «Химеко-ГАНГ» разработало изоляционный состав ВИС-1 и технологию на его основе, которая позволяет проводить ликвидацию заколонных перетоков, как нагнетательных так и добывающих скважин.

Селективные свойства ВИС-1 (рис.1.2) позволяют не опасаться снижения продуктивности при попадании состава в продуктивный пласт. Технология применения ВИС-1 отличается простотой реализации на стандартном оборудовании, применяющемся при ремонте скважин.

Значительным преимуществом состава ВИС-1 является замедленное время гелеобразования, которое регулируется в широком диапазоне от 4 до 12 часов. Такое значительное время гелирования позволяет закачивать в пласт значительные объемы состава и в отличие от полимерных, кремнеорганических и фенолфармальдегидных составов получать водоизоляционные экраны значительной протяженности. ВИС-1 является селективным материалом.

Рис. 1.2. Соотношение проницаемостей нефтенасыщеного / водонасыщенного пластов до и после воздействия ВИС

1.6 Технологии проведения изоляционных работ при бурении скважин

Большой проблемой нефтяных компаний является эффективное бурение в осложненных условиях. Очень часто вновь вводимые скважины имеют значительную обводненость продукции вследствие образования заколонных перетоков. Существование заколонных перетоков, прежде всего, связано с некачественным цементированиям в скважинах с близкорасположенными водоносными пластами.

Для решения данной проблемы разработана технология изоляции водоносных пластов в открытом стволе в процессе бурения с применением бурового раствора на углеводородной основе РУО-ИЭР или в пробуренном на данном растворе, открытом стволе до спуска обсадной колонны, путем закачки в них под давлением тампонажных смесей, ТРУО-С и ТРУО-Э, в том числе с использованием гидромеханических пакеров.

Технология основана на бурении интервала на растворе РУО-ИЭР, что позволяет получить номинальный без каверн ствол. В процессе бурения на растворе РУО-ИЭР постоянно контролируется содержание водной фазы, что позволяет легко определять местонахождение водосодержащих горизонтов.

В процессе бурения интервала производится изоляция водопроявляющих горизонтов, тем самым, создавая больший изолирующий экран для гарантированного обеспечения в дальнейшем отсутствия заколонных перетоков даже при не качественном цементировании.

Перед проведением водоизоляционных работ определяется приемистость скважины. В низкопроницаемые водоносные горизонты закачивается легко фильтрующийся селективный состав ВИС-1, с последующим докреплением ТРУО-С. В высокопроницаемые водоносные горизонты закачивается ТРУО-С.

После того как будет пробурен интервал под эксплуатационную колонну и ликвидированы зоны водопроявлений, интервал продуктивного пласта цементируется ТРУО-Э, остальную (верхнюю часть) запланированным по проекту тампонажным раствором с отмывающим буферным составом на комплексном ПАВ.

Конкретные рецептуры тампонирующих смесей и их объемы уточняются лабораторным путем, технология привязывается к конкретной скважине.

Тампонажный состав ТРУО-С обладает селективностью (таб. 1.5) - схватывание и образование цементного камня происходит только при контакте с водой. В нефтенасыщенной части пласта камня не образуется, раствор не схватывается, а легко вымывается при освоении скважины. Состав ТРУО-С подобран таким образом, чтобы камень образовывался в течение 24 часов, при этом легко прокачивался и был стабильным

2. Техническая часть

2.1 Оборудование для технологических операций

Агрегат для промывки скважины представляет собой специальное оборудование нагнетательной скважины. Тип I , II .111 предназначены для промывки скважины глубиной до 2500м . куда нагнетаеся отчищенная, поверхностная и смещенная вода. Тип IV предназначен для промывки скважины глубиной до 4000м.

Основные характеристики агрегата

Агрегат предназначен для промывки нагнетательной скважины на промысле. Тип I, II и III предназначены для промывки скважины глубиной до 2500м, тип IV для промывки скважины глубиной до 4000м.

· Шасси автомашины применяют тип D30/6X 6 или тяжелые шасси второй категории. Применяется гидравлический+механический привод. Установленная мощность подходит как для самохода машины, так и для операции.

· Высокое довление промывки, большая способность обработки, агрегат обладает функцией обратной промывки.

· На устройстве обработки воды предусмотрены 7-кратный фильтр. Фильтрационную среду можно повторно использовать и можно выбирать в зависимости от состояния загрязнения забоя скважины.

· Агрегат выполняет функции бывших трех машин(агрегат обработки воды. насосный агрегат, автоцистерна). Высокая степень интеграции.

· Высокая степень автоматизации и простое управление.

3. Расчетная часть

3.1 Расчет цементирования пеноцементным раствором

Рассчитать процесс цементирования пеноцементным раствором. При этом способе в призабойную зону пласта закачивается пеноцементный раствор, заполняющий водопроводящие каналы и образующий после твердения пеноцементный камень небольшой проницаемости. Технологически процесс цементирования осуществляют цементированием под давлением с последующим вымыванием излишков -пеноцементного раствора из зоны фильтра или с последующим разбуривание пеноцемента в колонне и зоне фильтра.

Произвести расчет цементирования скважины пеноцементным раствором при следующих данных: глубина скважины L=2400 м, глубина отверстий фильтра Н₁ - Н₂ = 2360-2380 м, диаметр эксплуатационной колонны D=168 мм, наружный диаметр верхней секции заливочных труб d_1н=114мм, наружный диаметр нижней секции заливочных труб d_2н=89мм, длина первой секции L₁=1250м. Приемистость скважины проверена при закачке воды. Закачка проводится цементировочным агрегатом ЦА-320М на III скорости (q=7,0 дм³/с). давление на устье при этом составляет Р_у=8,5 МПа.

Решение.

Определяем количество цемента G в тоннах, необходимое для цементирования с учетом давления на устье из таблицы. Для значения Р_у=7,5 МПа принимаем G=3 т.

Количество тампонажного материала с учетом потерь:

G₁ = 1,01*G т G₁ = 1,01*3 = 3,03 т

3.Количество жидкости, необходимой для затворения тампонажного материала:

V_ж = K*G*m / с_ж м³

где К - коэффициент, учитывающий потери жидкости при затворении (К=1,05-1,1); m - водоцементное отношение (m=0,5); с_ж = 1,0 т/м³.

V_ж = 1,1*3*0,5 / 1 = 1,65 м³

4.Объем цементного раствора, приготовленного из G т тампонажного цемента:

V_тр = G*(с_ж+m) /с_тр м³

где с_тр=1,84 т/м³ - плотность тампонажного раствора

V_тр = 3*(1+0,5) /1,84 = 2,45 м³

4. Техника безопасности

4.1 Техника безопасности при проведении изоляционных работ

Цементирование вследствие высоких давлений представляет определенную опасность для персонала, осуществляющего процесс. При работе агрегатов возникает шум, превышающий нормы, а это значительно осложняет руководство процессом и может привести к нежелательным последствиям.

Механизмы, устройства и измерительные приборы размещенные на агрегатах и требующие постоянного наблюдения и ухода должны иметь удобный и безопасный доступ. Все движущиеся части механизмов агрегата обеспечиваются металлическими ограждениями.

Площади агрегатов, с которых обслуживается оборудование, ограждаются на высоту не менее 1 м. Для подъема на платформу агрегата предусматривается лестница с перилами или подножка.

Конструкция клапанных и цилиндровых крышек насоса должна обеспечивать удобство и безопасность смены клапанов, цилиндровых втулок и поршней насоса. Клапанные коробки гидравлической части насоса должны ограждаться кожухом. салымский месторождение нефтяной скважина

Устьевая арматура применяемая при цементировании имеет четыре отвода и запорные устройства, обеспечивающие возможность опрессовки нагнетательных трубопроводов и промывки их после закачки цементного раствора. Она изготавливается из высокопрочных сталей. В арматуру верхней части устанавливают показывающий манометр.

Запорная арматура на трубопроводах обвязки должна быть легко управляемой усилием одного человека. Вблизи гидравлической части насоса на нагнетательном трубопроводе размещают предохранительный клапан с отводной трубой для сброса жидкости. Отвод от предохранительного устройства закрывается кожухом и отводится под агрегат.

Агрегаты для цементирования устанавливают на расстоянии не менее 10 м от устья скважины так, чтобы расстояние между ними было не менее 1 м, а кабины не были обращены к устью скважины. Во время монтажа напорных трубопроводов и обвязки устья скважины на устьевой арматуре или нагнетательных линиях устанавливают обратные клапана, а на насосах предохранительные устройства и манометры.

Использование импульсных трубок позволяет располагать манометры на расстоянии безопасном для наблюдения за их показаниями.

До начала закачки проверяется исправность насосных агрегатов и другого оборудования, правильность и надежность их обвязки и соединения с устьевой арматурой скважины.

Заключение

При разведочном и эксплуатационном бурении нефтяных и газовых скважин, а также при капитальном их ремонте применяют тампонажные цементы, представляющие собой в основном разновидности портландцемента. Тампонажные цементы используют для цементирования нефтяных скважин, цель которого -- изолировать продуктивные нефтеносные слои от водоносных, а также отделить нефтеносные слои друг от друга при многопластовых залежах нефти. Цементирование (тампонирование) -- весьма ответственная стадия сложного процесса бурения; качество цементирования часто определяет эффективность эксплуатации скважины, а при разведочном бурении -- возможность правильной оценки запасов продуктивных нефтеносных слоев в исследуемом месторождении.

При цементировании скважины в нее опускают колонны обсадных стальных труб разного диаметра и заполняют образовавшееся кольцевое пространство между стенками скважины и наружным диаметром труб быстротвердеющим цементным раствором. Известны несколько методов цементирования скважин: прямое цементирование, монтажная заливка, цементирование хвоста, цементирование через заливочные трубы при ремонтных работах, обратное цементирование, многоступенчатая заливка и др. Многообразие методов обусловливается специфическими особенностями месторождений, различным характером расположения продуктивных и водоносных слоев, наличием трещин и каверн в породах и др.

Наиболее распространено прямое цементирование. Через колонну стальных труб, опущенную на рассчитанную глубину и соответствующим образом подвешенную, подается глинистый раствор для промывки скважин перед цементированием. После промывки в колонну опускают так называемую нижнюю пробку с центральным отверстием, закрытым стеклянной пластиной. Пробка плотно прилегает к стенкам труб. Затем на опущенную пробку в колонну быстро накачивается с помощью цементировочных агрегатов цементный раствор в заранее рассчитанном объеме, после чего туда опускают верхнюю глухую пробку. Наконец, на верхнюю пробку накачивается под большим давлением глинистый раствор, в результате чего цементный раствор, заключенный между нижней и верхней пробкой, движется вниз. Когда нижняя пробка достигает заранее установленного на обсадных трубах упорного кольца, несколько повышается давление, и стекло нижней пробки раздавливается. Цементный раствор через образовавшееся отверстие проходит в забой и в затрубное кольцевое пространство, выдавливая, в свою очередь, находившийся в скважине после бурения глинистый раствор. Когда верхняя пробка садится на нижнюю, что заметно по резкому повышению давления на манометре (устье скважины), движение глинистого раствора приостанавливается.

Список литературы

1. Амиров А.Д. Капитальный ремонт нефтяных и газовых скважин М. Недра, 1974

2. Акульшин А.И. Эксплуатация нефтяных и газовых скважин М. Недра, 1989

3. Булгаков Р.Т., Газизов А.Ш. Ограничение притока пластовых вод в нефтяные скважины М. Недра, 1976

4. Бухаленко Е.И. Справочник нефтепромысловое оборудование М. Недра, 1990

5. Куцин П.В. Охрана труда в нефтяной и газовой промышленности М. Недра, 1986

6. Молчанов А.Г. Подземный ремонт скважин М. Недра 1986

7. Муслимов Р.Х., Шавалиев А.М., Хисамов Р.Б. Геология, разработка и эксплуатация Ромашкинского месторождения М. ВНИИОЭНГ, 1995

8. Садреева Н.Г. Технологическая схема разработки залежей 301-303 Ромашкинского месторождения: отчет по дог. № 95.860.97 "ТатНИПИнефть".; Бугульма, 1997г.;

9. Собанова О.Б., Фридман Г.Б., И.Л. Федорова И.Л. «Применение углеводородных композиций ПАВ для увеличения добычи нефти из обводнившихся пластов» Нефтяное хозяйство, 2000.- № 11.

10. Сулейманов А.Б., Карапетов К.А. Техника и технология капитального ремонта скважин М. Недра 1987

11. Николаев Н.И., Иванов А.И., Мелехин А.А., Сторчак А.В. Повышение эффективности тампонажных работ при строительстве нефтяных и газовых скважин // IV ежегодный международный сборник научных трудов, посвящённый 10-летию Института нефти и газа. - Тюмень: ТюмГНГУ, 2010. - С. 413-419.

12. Николаев Н.И., Мелехин А.А. Тампонажные смеси для цементирования поглощающих интервалов // Научные исследования и инновации. Научный журнал. - Пермь: ПГТУ, 2011. - Т.5. - №1. -С. 40-44.

13. Николаев Н.И., Мелехин А.А. Разработка тампонажных составов с высокой степенью расширения для строительства и ремонта нефтяных и газовых скважин // Сборник научных трудов Донецкого национального технического университета: серия «Горное дело и геология». - Вып. 14(181). - Донецк: ДНВЗ «ДонНТУ», 2011. - С.218-221.

Размещено на Allbest.ru