Menu

Рідини глушіння на вуглеводневій основі

Для максимального збереження колекторських властивостей продуктивних пластів у процесі проведення ремонтних робіт у свердловинах в якості рідин глушіння рекомендуються розчини на вуглеводневій основі.

Рідини глушіння на вуглеводній основі представлені загущеною нафтою, вапняно-бітумними розчинами і оберненими емульсіями (табл. 2.15).

Таблиця 2.15 – Рецептури розчинів на нафтовій основі

№ п/п

Рецептура

Компонентний склад

Витрати, кг/м3

Межа термотривкості, °С

1

Вапняно-бітумний розчин:

дизельне паливо (л)

високоокислений бітум

вапно

вода

сульфонол

 

585

160

320

62

12

220

2

Інвертно-емульсійний розчин:

дизельне паливо або нафта (л)

СМАД (л)

Емультал (л)

Бентоніт

Вода

СаСl2 або MgCl2

 

420

30-40

15-20

10-15

410-395

235-225

70

3

Інвертно-емульсійний розчин:

дизельне паливо або нафта (л)

кубові залишки СЖК

СаСl2

NaOH

палигорскіт

четвертична сіль амонію
(АБДМ-хлорид)

вода

 

490

10

190

1-2

15-20

 

5-10

304-278

160

4

Інвертно-емульсійний розчин:

дизельне паливо або нафта (л)

ИКБ-2 (украмін)

вода

СаСl2 або MgCl2

крейда високодисперсна

 

420

40

420

245

40

150

5

Інвертно-емульсійний розчин:

дизельне паливо або нафта (л)

високоокислений бітум

СаСl2

NaOH

ПАР

вода

 

474-360

20-30

200

3-5

3-5

300

200

 

Загущена нафта. Нафта не повинна містити домішок, які можуть спричинити зменшення проникності пластів. За умов, що вимагають застосування рідин на вуглеводневій основі з певними реологічними і фільтраційними властивостями, можна використовувати загущену безводну нафту, вапняно-бітумний розчин, емульсію води в нафті. Рецептура загущення нафти може бути такою: гудрони рослинних і тваринних жирів – 2-4%, каустична сода – 1-2%, нафта – 97-94%. Для регулювання в’язкості і фільтрації рідин на вуглеводневій основі використовують додатки бітумів, асфальтенів, інших органічних колоїдів.

На родовищах з аномально низькими пластовими тисками як рідина глушіння доброю виявилася загущена нафта. Загущення і структуроутворення нафти здійснювали натрієвими милами жирних або нафтенових кислот. Така рідина глушіння містить 95% безводної розгазованої нафти, 4% суміші гудронів рослинних і тваринних жирів (або СМАД-1) і 1% каустичної соди NаОН. Вона характеризується такими технологічними властивостями: густина 940-960 кг/м3, умовний коефіцієнт в’язкості 70-75 с, СН3 1-3 мПа, величина водовіддачі 6-8 см3/30 хв. Компоненти змішують на поверхні і багатократно прокачують суміш через свердловину, підготовлену до ремонту. Підвищена температура у свердловині і рух рідини забезпечують рівномірний розподіл компонентів в її об’ємі і омилення кислот протягом 2-3 циклів. Навіть після 2-3 місяців діяння на пласт така загущена нафта не погіршує його колекторських властивостей. Таку рідину можна неодноразово використовувати.

Емульсії. Для глушіння свердловин широко використовують інвертні (обернені) емульсії, що відносяться до колоїдних полідисперсних систем на нафтовій основі, які утворені двома або більше взаємонерозчинними або слабкорозчинними рідинами. В обернених емульсіях неперервною (дисперсійною, зовнішньою) фазою є вуглеводнева рідина (дизпальне, спеціальні мастила, сира нафта або газоконденсат), а дисперсною (внутрішньою) фазою є вода будь-якого ступеня мінералізації (прісна, пластова або морська вода, спеціальні розчини мінеральних солей).

Емульсії з необхідною стабільністю (або тривкістю), тобто здатністю протягом певного часу не руйнуватися і не поділятися на окремі фази, утворюються за наявності в системі третього компонента – емульгатора, який виконує роль стабілізатора системи і регулятора основних властивостей емульсії. Емульгатори, як правило, – поверхнево-активні речовини, які рівномірно розподіляються на границі розділу фаз і стабілізують емульсію. Крім зниження поверхневого натягу на границі розділу фаз, вони повинні утворювати в міжфазних шарах гелеподібну тиксотропну структуру (або, простіше, певну захисну плівку навколо кожної краплі води), мати достатню адсорбційну здатність до дисперсних твердих частинок (крейда, барит тощо), низьку токсичність і високі інгібувальні властивості для захисту підземного обладнання від корозії, а також дестабілізувати систему під час діяння деемульгаторами в процесі підготовки нафти і не чинити шкідливого впливу на якість нафтопродуктів, які отримуються із нафти.

Найбільш ефективними й універсальними емульгаторами обернених емульсій, як показують дослідження і виробнича практика, є азотовмісні ПАР на основі амідів і алкіламідів жирних кислот, імідазолінів жирних кислот і четвертинних амонієвих сполук.

Технологічні властивості обернених емульсій регулюють у широких межах введенням додаткових компонентів, які виконують роль регуляторів стабільності (гідрофобна глина, гідрофобна крейда, окислений бітум, аеросил), густини (крейда, барит, сидерит), в’язкості (водна фаза), фільтратовіддачі (окис кальцію, бітум, крейда). Як емульгатори і регулятори властивостей застосовували гідрофобну крейду, кальциновану соду, емультал, СМАД-1, емульгатор ЕС-2, кальцієві мила СЖК. Поширено застосовують інвертні емульсії на основі емульталу та продуктів омилення синтетичних жирних кислот, а також, особливо, емульгатора ЕС-2.

Гідрофобну крейду одержують шляхом гідрофобізації сепарованої крейди синтетичними жирними кислотами (СЖК).

Чим меншим є розмір крапель, тим емульсія є стабільнішою, бо більші краплі легше коалесціюють, ніж менші. Тому для отримання стабільної, тривкої і тиксотропної емульсії суміш необхідно ретельно, тривало й інтенсивно перемішувати, намагаючись якомога більше подрібнити краплі. Додавання нафти робить емульсію стабільнішою і менш в’язкою, а води – навпаки.

Але введення до складу емульсії дрібнодисперсних твердих частинок небажане через можливу кольматацію ними перфораційних отворів і порових каналів у привибійній зоні. Крім того, висока стабільність обернених емульсій небажана, бо після виконання своєї функції вони повинні руйнуватися, не спричиняючи ускладнень у процесах підготовки нафти.

Збереження колекторських властивостей пласта при глушінні може бути забезпечене використанням гідрофобно-емульсійних розчинів (ГЕР), стабілізованих дегідратованими поліамідами (ЕС-2), які містять, у разі необхідності, обважнювач (барит, гематит та ін.). Якщо як рідину глушіння на родовищах Татарстану використали обернені емульсії, стабілізовані емульгатором ЕС-2, то зберігались колекторські властивості привибійної зони і, як наслідок, незначно підвищувався початковий дебіт свердловин.

ГЕР – це обернені емульсії (типу “вода в маслі”). Склад ГЕР, які використовують для глушіння свердловин, наведено в табл. 2.16.

 

Таблиця 2.16 – Склад ГЕР, які використовують для глушіння свердловин

Компонент (фаза)

Характеристика

Об’ємний вміст компоненту, %

Дисперсійне (зовнішнє) середовище

Дисперсна (внутрішня) фаза

Емульгатор-стабілізатор

Обважнювач (за необ-хідності)

Товарна нафта або нафтопродукт (дизельне пальне, бітумний дистилят і т. п.)

Пластова вода або водні розчини солей і т.п.

ПАР типу дегідратованих поліамідів

Барит або залізисті сполуки (сидерит, гематит)

 

36,5-57,5

 

60,0-36,0

0,5-2,5

 

10,0-25,0

 

Властивості ГЕР при концентрації дисперсної (вуглеводневої) фази 40-60 %, такі:

Густина, кг/м3

Умовна в’язкість за приладом ВП-5, с

Показник фільтрації, см3/30 хв

Межа застосування за температурою, °С:

з обважнювачем

без обважнювача

Температура застигання водної фази, °С, яка складається з водного розчину СаСl2 з густиною, кг/м3:

1200

1280

Температура спалаху, °С, ГЕР з вуглеводневою фазою на базі:

нафти

дизельного пального

Термін зберігання в промислових умовах, діб

950-1700

90-800

0,5-2,0

 

До 55

До 90

 

 

-21

-50

 

≥ 55

≥ 70

≥ 60

 

Стійкість ГЕР контролюється показниками електростабільності, яка для звичайних ГЕР повинна бути на рівні 80-120 В, а для ГЕР з обважнювачем – 120-250 В.

Здатність ГЕР утримувати обважнювач характеризується показником статичної напруги зсуву, який регулюється зміною концентрації ЕС-2.

Комплексний реагент під товарною назвою ЕС-2 (ТУ-38 УРСР 201351-81) суміщає функції емульгатора і стабілізатора обернених емульсій, структуроутворювача, гідрофобізатора твердих мінеральних частинок та інгібітора корозії металів. Він є продуктом конденсації кубових залишків синтетичних жирних кислот (СЖК) фракції С21+вище і декстраміну, тобто синергетичну суміш СЖК та їх алкіламідів, яка розчинена до об’ємного вмісту 50% у гасовій фракції 424-543 К. Фізико-хімічні властивості емульгатора ЕС-2 такі:

Найменування реагенту

Дегідратовані поліаміди

Стан товарного реагенту

В’язка рідина

Зовнішній вигляд

Темно-коричнева легкорухома рідина

Міжфазний натяг розчину об’ємною часткою 2 % у дизельному паливі на границі з дистильованою водою, мН/м

Не більше 10

Кислотне число, мг КОН/мг

20-30

Умовний коефіцієнт в’язкості за Енглером, оВУ

2,0-2,5

Температура застигання, °С

Мінус 15-20

Джерело отримання

Відходи виробництва левоміцетину

Спосіб отримання

Конденсація вищих жирних кислот і декстраміну

Поставка

У залізничних цистернах або бочках

Термін зберігання

Не обмежений

Регламентуючий документ

ТУ 38 УРСР 202351-80

Склад і параметри гідрофобно-емульсійного розчину без обважнювача і з ним, стабілізованого емульгатором ЕС-2, подано в табл. 2.17 і 2.18.

Обернена емульсія, в якій зовнішньою (дисперсійною) фазою є вуглеводневий розчинник, окрім властивостей рідини глушіння має здатність одночасно розчиняти асфальтеносмолопарафінові відклади. Така обернена емульсія, яка комплексно використовується в ролі рідини глушіння і розчинника, повинна характеризуватися підвищеною фільтратовіддачею, а її фільтрат має бути переважно вуглеводневою рідиною. Нагадаємо, що фільтратовіддачу (не рекомендується для цього використовувати термін “фільтрація”, бо він означає процес) характеризує об’єм рідини, яка відфільтровується із емульсії при певному перепаді тиску за 30 хв. (у звичайних умовах фільтратовіддачу вимірюють приладом ВМ-6 за перепаду тиску 0,1 МПа, а за високих температур і тисків – ПФП-200). Кращі розчиняючі властивості з найбільш доступних розчинників має дистилят (широка фракція легких вуглеводнів з деяким вмістом ароматичних сполук; побічний продукт устаткувань комплексної підготовки нафти при стабілізації останньої в ректифікаційних колонах), а також суміш дистиляту з нафтою при співвідношенні від 3:1 до 1:1. Така суміш повністю розчиняє парафін і частину смол, при цьому асфальтени і решта смол диспергують до дрібних твердих частинок, які утворюють у розчиннику стійкі суспензії. Оптимальний об’ємний вміст ЕС-2 становить для таких емульсій 0,5-1% (табл. 2.19). При цьому фільтрат на 95-98 % є вуглеводневим середовищем, фільтратовіддача становить 8-14 см3/30 хв, умовний коефіцієнт в’язкості емульсії – 50-120 с, електростабільність – 80-130 В, статична напруга зсуву за 1 і 10 хв. спокою відповідно 8-24 і 10-26 дПа, густина 967-1160 кг/м3 для емульсій без твердого обважнювача і до 1435 кг/м3 для емульсій, обважнених баритом. У цьому випадку вміст ЕС-2 потрібно підвищити до 1,5 %.

Таблиця 2.17 – Склад і параметри гідрофобно-емульсійного розчину (ГЕР) без твердого обважнювача

Номер складу

Склад 1 м3 ГЕР

Параметри ГЕР***

Нафта*, м3

ЕС-2**, м3

Водна фаза

Густина, кг/м3

Кількість, м3

Густина, кг/м3

Коефіцієнт в’язкості за ВП-5, с

Статична напруга зсуву, сПа

через 1 хв.

через 30 хв.

1

0,392

0,008

1000

0,6

950

500-650

30-40

40-50

2

0,397

0,003

1100

0,6

1000

550-600

25-30

30-35

3

0,397

0,003

1180

0,6

1050

450-600

20-25

25-30

4

0,396

0,004

1250

0,6

1090

400-600

25-28

28-35

5

0,396

0,004

1300

0,6

1120

350-500

18-25

20-30

6

0,395

0,006

1360

0,6

1160

300-450

12-18

18-23

Примітки. *Нафта Ромашкинського родовища густиною 870 кг/м3. **Густина ЕС-2 950 кг/м3. *** Фільтратовіддача ГЕР 0,5-2,0 см3/30 хв.

 

Таблиця 2.18 – Склад і параметри гідрофобно-емульсійного розчину (ГЕР), обважненого баритом

Номер складу

Склад 1 м3 ГЕР

Параметри ГЕР

Нафта*, м3

ЕС-2**, м3

Пластова вода***, м3

Барит, т

Густина, кг/м3

Коефіцієнт в’язкості за ВП-5, с

Статична напруга зсуву, сПа

через 1 хв.

через 30 хв.

Фільтро-віддача, см3/30 хв.

1

0,592

0,008

0,350

0,2

1140

110-130

8-12

10-15

2,0

2

0,590

0,010

0,325

0,3

1200

110-140

10-14

12-18

1,8

3

0,588

0,012

0,300

0,4

1270

160-180

14-18

16-20

1,5

4

0,560

0,015

0,300

0,5

1350

300-400

16-20

18-25

1,0

5

0,532

0,018

0,300

0,6

1430

400-450

18-25

20-28

0,5

6

0,505

0,020

0,300

0,7

1510

420-450

20-30

25-35

0,5

7

0,477

0,023

0,300

0,8

1590

420-450

25-30

28-35

0,3

8

0,450

0,025

0,300

0,9

1660

400-450

28-32

30-35

0,2

9

0,425

0,025

0,300

1,0

1740

400-450

30-34

32-36

0,2

Примітки. *Нафта Ромашкинського родовища густиною 870 кг/м3. ** Густина ЕС-2 900 кг/м3. *** Пластова вода густиною 1180 кг/м3.

 

Обернені високов’язкі емульсії отримуються на основі дизпального, води, гідрофобної крейди (емульгатор, стабілізатор і структуроутворювач) і кальцинованої соди (покращує диспергування води в дизпальному).

Обернені емульсії на основі СЖК (як емульгатора) готують розчиненням їх у дизпальному і подальшим введенням технічної води та свіжоприготовленого гідроксиду кальцію Са(ОН)2 при інтенсивному перемішуванні. Кальцієві мила СЖК, які утворюються при цьому, стабілізують емульсію і надають їй необхідних структурно-реологічних і фільтраційних властивостей. Обважнювання системи за необхідності здійснюють крейдою або баритом.

 

Таблиця 2.19 – Склад і параметри гідрофобно-емульсійного розчину (ГЕР) як рідини глушіння з функцією вуглеводневого розчинника

Склад 1 м3 ГЕР, м3

Параметри ГЕР

Нафта

Дистилят

ЕС-2

Пластова вода густиною 1180 кг/м3

Розчин CaCl2 густиною 1340 кг/м3

Густина, кг/м3

Умовний коефі-цієнт в’язкості, с

Електро-стабіль-ність, В

Статична напруга зсуву, дПа

через 1 хв

через 10 хв

Фільтра-товід-дача, см3/30 хв

0,152

0,190

0,008

0,650

-

1054

50-120

80-120

8-14

14-18

6-10

0,183

0,210

0,007

0,600

-

1037

50-120

80-120

8-14

14-18

6-10

0,247

0,248

0,005

0,500

-

1003

50-100

100-120

8-12

10-16

10-12

0,298

0,297

0,005

0,400

-

967

50-100

100-120

8-12

10-16

12-14

0,150

0,190

0,010

-

0,650

1160

50-120

100-120

20-24

22-26

8-10

0,180

0,210

0,010

-

0,600

1133

50-120

100-120

16-20

18-24

8-10

0,246

0,246

0,008

-

0,500

1083

50-100

100-130

14-18

16-20

10-12

Примітка. Об’ємний вміст вуглеводневого середовища у фільтраті 90-98 %.

 

Обернена емульсія на основі газового конденсату (після добового відстоювання), морської води (або водного розчину хлориду кальцію СаСl2), емульталу і СМАД-1 має густину до 1260 кг/м3, умовний коефіцієнт в’язкості 140-220 с, величину СН3 5-41 мПа. Таку емульсію готують у відкритій ємності з застосуванням цементувального агрегату і диспергатора. При цьому важкі фракції газоконденсату можуть розчиняти асфальтено-смолисті і парафінові відклади, які кольматують пори привибійної зони пласта (дебіт збільшується на 15 %).

Інвертно-емульсійний розчин – це обернена емульсія на основі нафти, яка емульгована і стабілізована милами СЖК фракції С20+вищ, де як дисперсна фаза використовується водний розчин хлориду кальцію СаСl2 різної густини. Цей розчин має густину 1060-1120 кг/м3, умовний коефіцієнт в’язкості 400-800 с, величину СН3 за 1 і 10 хв відповідно 4·10–6-10–5МПа.

Обернену емульсію на основі фосфоліпідного емульгатора – реагент ФЕМ запропоновано для глушіння свердловини під час капітального і підземного ремонту шляхом блокування привибійної зони продуктивних пластів (див. нижче) у ВАТ "Укрнафта". Реагент ФЕМ – темно-коричнева рідина густиною 950–1000 кг/м3 з умовним коефіцієнтом в’язкості 200–300с – є ефективним природним екологічно чистим і дешевим емульгатором для приготування емульсії другого роду (вода в нафті). Ця емульсія практично не фільтрується в пористе середовище, тобто не призводить до погіршення колекторських властивостей продуктивного пласта, в ряді випадків забезпечує збільшення продуктивності свердловини в середньому на 12%, а після проведення робіт з глушіння легко виноситься із свердловини. Вона тривка за температур до 150 °С і будь-якої мінералізації пластової води, технологічно просто готується, забезпечує високу надійність та ефективність глушіння нафтових свердловин в умовах поглинань і неоднорідності продуктивних пластів.

Обернені міцелярні розчини. До рідин глушіння на вуглеводневій основі відносяться також обернені міцелярні розчини (дисперсні системи з дуже низькими значинами міжфазного натягу на границі нафта-вода), які сприяють самовільному приєднанню до них значних об’ємів води (до 20% від загального об’єму) при необмеженому змішуванні з вуглеводнями. Обернені міцелярні розчини, приготовлені на основі нейтралізованого чорного контакту (НЧК) і пластової води, мають густину 1160-1170 кг/м3, тривкі за температур до 80°С. Міцелярним розчином у кількості 4-6 м3 заповнюють свердловину в зоні фільтра (див. нижче), а вище – іншою рідиною глушіння (наприклад, водою для створення протитиску на пласт). Показники роботи свердловини в 1,6-1,8 рази кращі, ніж у разі глушіння водою.

Якщо рідини глушіння на вуглеводневій основі не містять твердої фази, то їх густина не перевищує 1160 кг/м3.

Вапняно-бітумний розчин. Для глушіння свердловин з пластовим тиском більшим за гідростатичний тиск з розчинів на вуглеводній основі можна успішно використовувати вапняно-бітумні розчини (ВБР). Вапняно-бітумний розчин – це розчин на нафтовій основі, дисперсійним середовищем якого є дизельне пальне або нафта, а дисперсною фазою – високоокислений бітум, оксид кальцію, барит і невелика кількість води, потрібної для гашення вапна. Високоокислений бітум виконує функції колоїдної дисперсної фази, подібно як глина у розчинах на водній основі, і спричиняє утворення зв’язно-дисперсної системи. Для звичайних бітумів такі властивості не характерні, бо вони розчиняються у дизпальному до молекулярних розмірів й утворюють істинні розчини. В результаті окислення бітуму повітрям він набуває високої твердості і крихкості, його температура розм’ягчення підвищується до 150-160°С, а розчинення відбувається з утворенням колоїдних частинок. Оптимальне співвідношення між асфальтенами і смолами у високоокисленому бітумі повинно бути в межах 2,5:1.

Для приготування ВБР використовують негашене вапно (СаО) з активністю не менше 50 %. Кількість вапна (в кг), необхідного для зв’язування води, визначають за формулою:

[image], (2.28)

де [image] – об’єм розчину, м3; [image] – вміст води в розчині, %; [image] – вміст активного оксиду кальцію в негашеному вапні, %.

Оптимальне співвідношення вапна і бітуму складає від 1:1 до 1:2.

Компонентом ВБР є також поверхнево-активна речовина (сульфонол або окислений петролатум – СМАД), яка гідрофобізує тверду фазу і регулює структурно-механічні властивості розчину.

ВБР практично є безводним розчином на нафтовій основі. Його фільтратовіддача є нульовою або близькою до нульової, а вміст води не перевищує 2-3 %. Приклад рецептури ВБ (в кг/м3): дизпальне 500-600; бітум 170-200; вапно 130-150; ПАР (наприклад, сульфонол) – 1-2; вода і обважнювач – за розрахунком.

Вміст компонентів, необхідних для притягування 1 м3 ВБР з різною густиною, подано в табл. 2.20.

Таблиця 2.20 – Вміст компонентів необхідних для приготування 1 м3 ВБР

№ п/п

Рецептура

Компонентний склад

Витрати, кг/м3

Межа термотривкості, °С

1

Вапняно-бітумний розчин:

дизельне пальне (л)

високоокислений бітум

вапно

вода

сульфанол

 

585

160

320

62

12

220

Запропоновано також рідину глушіння, яка призначена не тільки для заповнення свердловини, але й для очищення привибійної зони, і є розчином триетаноламонієвої солі кубових жирних кислот у чотирихлористому вуглеці СCl4. Ця рідина має густину 1420 і 1490 кг/м3 з динамічним коефіцієнтом в’язкості 1,79 і 4,33 мПа×с за температур 70 і 20°С. Очищення привибійної зони відбувається внаслідок розчинення асфальтеносмолистих речовин і парафінів у чотирихлористому вуглеці і солюбілізації капілярно утримуваної у привибійній зоні пластової води в міцелах мила (ПАР) і бутанолі, які містяться в чотирихлористому вуглеці.

Як рідину глушіння розроблено вуглеводневу важку рідину з досить високою густиною (1550-1650 кг/м3) і малою в’язкістю, що тривка до температурних змін, не змішується з прісною і пластовою водами та сольовими розчинами, не чинить шкідливого впливу на привибійну зону продуктивних пластів. Вона складається з хлорорганічних компонентів С24, отримується під час виробництва трихлоретилену на стадії ректифікації і є рухомою, труднозаймистою рідиною від світло-коричневого до чорного кольору. Оскільки хлорпохідні вуглеводневої рідини негативно впливають на процеси переробки нафти, то під час виконання ремонтних робіт необхідно не допускати надходження рідини в систему збирання і підготовки нафти та, відповідно, в продуктивні пласти.

Використанням таких систем забезпечується збереження природної водонасиченості пор привибійної зони пласта (відповідно фазової проникності його для нафти), не спричиняється набрякання глинистих матеріалів пласта, блокувальної дії води, зумовленої капілярними явищами, утворення нерозчинних осадів під час контактування з мінералізованими водами, потовщення пристінних шарів рідини, корозії устаткування, появи сірководню на гирлі свердловин. У той же час рідини глушіння на вуглеводній основі мають істотні недоліки: вони вогненебезпечні, шкідливо впливають на довкілля, їх приготування і використання за умов мінусових температур утруднене.

Последние материалы

Заключение (Грунты)

При построении курса учитывалась необходимость его использования для различных гидротехнических специальностей и специализаций. В качестве основной части для студентов всех гидротехнических специальностей следует считать обязательным прочтение гл. 1—7. В гл. 8...

25-08-2013 Просмотров:5379 Грунты и основания гидротехнических сооружений

Представления о решении задач нелинейной механики грунтов

На современном этапе развития нелинейного направления механики грунтов оформились два основных подхода к решению практических задач расчета грунтовых оснований и сооружений: нелинейно-упругий и упругопластический (А. К. Бугров, С. С. Вялов...

25-08-2013 Просмотров:8485 Грунты и основания гидротехнических сооружений

Прочность грунтов при сложном напряженном состоянии

Для сред и материалов, обладающих сплошностью, предложено много различных условий прочности. Для оценки прочности грунтов наиболее широкое распространение получило условие Мора—Кулона (2.38), не содержащее промежуточного главного напряжения а2 и тем...

25-08-2013 Просмотров:5231 Грунты и основания гидротехнических сооружений

Еще материалы

Комплексные географические характеристик…

1. Абрамов Л. С. Страноведение и информационные территориальные системы // Вопросы географии. Сб. 100. Перспективы географии. М.: Мысль, 1976. С. 85-92. 2. Анненков В.В. Геокультура для устойчивого развития: междисциплинарное поле исследований...

03-03-2011 Просмотров:5889 Комплексные географические характеристики

Обоснование целесообразности бурения с м…

Морское буровое основание - элемент морской буровой установки (МБУ), на котором размещаются механизмы, оборудование и специальная аппаратура для выполнения комплекса работ по бурению скважин на море. К настоящему времени известно...

12-01-2011 Просмотров:6953 Морские буровые моноопорные основания

Описание обнажений

Описание обнажений проводится в зависимости от состава и строения наблюдаемых в обнажении образований. Методы описания четвертичных, осадочных, метаморфических и магматических пород, а также простых и сложных обнажений могут различаться довольно...

14-10-2010 Просмотров:10767 Геологическое картирование, структурная геология