Кафедра "Видобування нафти, газу та конденсату"

Постійне посилання колекціїhttps://repository.kpi.kharkov.ua/handle/KhPI-Press/927

Офіційний сайт кафедри http://web.kpi.kharkov.ua/dngik

Кафедра "Видобування нафти, газу та конденсату" була заснована в 2010 році для підготовки спеціалістів в нафтогазовій промисловості.

Характерною рисою діяльності кафедри "Видобування нафти, газу та конденсату" є постійний зв'язок з підприємствами та організаціями-замовниками фахівців. Випускники кафедри працюють у галузі видобування, транспортування, використання та реалізації нафти і газу, а також великої кількості сировини, отриманої при їх технологічній переробці.

Кафедра входить до складу Навчально-наукового інституту хімічних технологій та інженерії Національного технічного університету "Харківський політехнічний інститут".

У складі науково-педагогічного колективу кафедри працюють: 2 доктора технічних наук, 3 кандидата технічних наук; 2 співробітника мають звання професора, 1 – доцента, 1 – старшого наукового співробітника.

Переглянути

Фільтри

20201

Налаштування

DOI: search.filters.doi.https://doi.org/10.32822/naftogazscience.2020.04.091Містить файли: Так

Результати пошуку

Зараз показуємо 1 - 1 з 1
  • Ескіз
    Документ
    Тампонажні розчини з диференційованим темпом набору міцності
    (2020) Орловський, Віталій Миколайович; Білецький, Володимир Стефанович; Похилко, Аліна Миколаївна
    За даними аналізу промислових матеріалів значна кількість свердловин на різних родовищах газу мають заколонні перетікання і практично не придатні до ефективної експлуатації. Однією з причин цього є неякісне кріплення свердловини, зокрема, інтервалу залягання продуктивних горизонтів. Більшість газонафтоводопроявів виникає в перші вісім годин очікування тужавіння цементу, що, як правило, пов'язано зі зниженням гідростатичного тиску стовпа цементного розчину в процесі тужавіння. Зниження ізолюючої здатності цементного кільця при тривалій експлуатації свердловини, переважно, викликано недостатньою термо-корозійною стійкістю тампонажного каменя у відповідних умовах. Тому виникає необхідність створення рецептур тампонажних сумішей, використання яких забезпечує диференційований темп набору міцності протягом очікування твердіння цементу при високих технологічних властивостях тампонажного каменю при довготривалих термінах його експлуатації. Однією з найнебезпечніших з точки зору виникання газонафтоводопроявів і перетікань є початкова стадія очікування твердіння цементу. В цей період часу, коли цементний камінь подібний до проникної матриці з продуктів гідратації, поровий простір якої заповнений вільною водою, створюються найбільш сприятливі умови для фільтрації через нього пластового флюїду. Це може стати причиною суфозійного каналоутворення. З метою недопущення перетікань запропоновано досягати оптимального розподілу тиску шляхом цементування експлуатаційних колон двома порціями тампонажного розчину з різними термінами тужавіння. У вітчизняній практиці цементування при довжині нижньої секції обсадної колони, яка перекриває флюїдонасичені горизонти, більшій ніж 400 м передбачається диференціювання термінів тужавіння порцій тампонажного розчину по висоті стовпа таким чином, щоб початок тужавіння нижньої порції був на 2 – 3 години меншим, ніж верхньої.