Исследование и совершенствование технологий строительства скважин для условий неустойчивых глинистых отложений и низкопроницаемых коллекторов тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 25.00.15, кандидат технических наук Яхшибеков, Феликс Рудольфович

• Яхшибеков, Феликс Рудольфович
• кандидат технических наук
• 2010

Оглавление диссертации кандидат технических наук Яхшибеков, Феликс Рудольфович

СОДЕРЖАНИЕ.

ВВЕДЕНИЕ.

I АНАЛИЗ ГЕОЛОГО-ТЕХНИЧЕСКИХ УСЛОВИЙ . СТРОИТЕЛЬСТВА СКВАЖИН НА РОГОЖНИКОВСКОМ

МЕСТОРОЖДЕНИИ.

1.1. Особенности геологического строения и гидродинамического состояния Рогожниковского месторождения Красноленинского свода.

1.1.1. Геологическое строение Рогожниковского месторожден ия.

1.1.2. Гидродинамическое состояние разрабатываемого Рогожниковского месторождения.

1.2. Промысловая характеристика гидравлических условий бурения и заканчивания скважин.

1.3. Причина и факторы, нарушающие технологию и снижающие качество буровых работ.

1.3.1. Основные геолого-технические характеристики скважины как горной выработки.

1.3.2. Причина гидравлических осложнений в скважине и технологические последствия.

1.3.3. Промысловые факторы, осложняющие гидравлические условия строительства скважин.

1.3.4. Анализ факторов, снижающих качество вскрытия продуктивной толщи и пути решения проблемы.

1.4. Анализ эффективности традиционных технологий предупреждения осложнений и заканчивания скважин.

1.5. Промысловая оценка эффективности применения различных систем буровых растворов при строительстве скважин на Рогожниковском месторождении.

1.6. Современное состояние и проблемы обеспечения герметичности и прочности ствола скважины в горно-геологических условиях Рогожниковского месторождения (краткий анализ).

1.7. Выводы по главе

2 МАТЕМАТИЧЕСКОЕ МОДЕЛИРОВАНИЕ СОСТАВОВ ПРОМЫВОЧНЫХ ЖИДКОСТЕЙ.

2.1. Прикладное значение математической статистики для параметрического контроля промывочных дисперсий.

2.2. Линейные и нелинейные модели.

2.3. Определение допустимых пределов варьирования технологических свойств промывочных систем.

2.4. Метод инсталляции коэффициентов.

2.5. Математическое моделирование технологических свойств бентонитовых суспензий, содержащих ПАВ.

2.6. Тензорный анализ технологических функций.

2.7. Построение математической модели глинистого биополимерного бурового раствора.

2.8. Решение обратной задачи для глинистого биополимерного бурового раствора.

2.9. В ыводы по главе 2.

3 ЛАБОРАТОРНЫЕ ИССЛЕДОВАНИЯ И ОПЫТНО. ПРОМЫСЛОВЫЕ ИСПЫТАНИЯ СИСТЕМ ПРОМЫВКИ

И КРЕПЛЕНИЯ СКВАЖИН.

3.1. Постановка задачи.

3.2. Разработка и совершенствование высокоингибирующего биополимерного глинистого бурового раствора.

3.2.1. Лабораторные исследования по разработке и обоснованию оптимального состава высокоингибирующего биополимерного глинистого бурового раствора.

3.2.2. Анализ результатов опытно-промысловых испытаний высокоингибирующего биополимерного глинистого бурового раствора на Рогожниковском месторождении.

3.3. Разработка и совершенствование высокотемпературных тампонажных материалов.

3.3.1. Анализ и оценка технологических свойств высокотемпературных тампонажных материалов.

3.3.2. Лабораторные исследования по разработке высокотемпературного тампонажного материала.

3.3.3. Анализ результатов опытно-промысловых испытаний высокотемпературного тампонаэюного материала при креплении скважин на Рогожниковском месторождении.

3.4. Выводы по главе 3.

4 РАЗРАБОТКА И ПРОМЫСЛОВЫЕ ИСПЫТАНИЯ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО КОМПЛЕКСА ПО ПОВЫШЕНИЮ КАЧЕСТВА ИЗОЛЯЦИИ ФЛЮИДОНАСЫЩЕННЫХ ПЛАСТОВ (ГОРИЗОНТОВ) РОГОЖНИКОВСКОГО

МЕСТОРОЖДЕНИЯ ОАО«СУРГУТНЕФТЕГАЗ».

4.1. Научно-прикладное обоснование по разработке и промысловой адаптации комплекса методических и технологических решений.

4.2. Разработка технологического комплекса промыслового контроля и регулирования герметичности ствола скважины в условиях Рогожниковского месторождения.

4.3. Промысловые испытания комплекса технологий по гидромеханическому упрочнению ствола при бурении и заканчивании скважин.

4.3.1. Методика проведения опытно-промысловых работ.

4.3.2. Выбор оптимальных режимов колъматаъщи приствольной зоны флюидонасыщенных пластов, адаптированных к традиционной технологии бурения скважин.

4.4. Анализ результатов промысловых испытаний комплексной технологии гидромеханического упрочнения ствола при бурении скважин

Рогожниковского месторождения.

4.5. Выводы по главе 4.

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Исследование и совершенствование технологий строительства скважин для условий неустойчивых глинистых отложений и низкопроницаемых коллекторов»

Конечные показатели качества и эффективности строительства скважин, как горно-технического сооружения, предназначенного для разработки природных залежей нефти и газа, зависят, в первую очередь, от успешного решения трех ключевых проблем: сохранения природных коллекторских свойств нефтегазона-сыщенных пластов, формирования технически надежной долговременной крепи и создания гидравлически оптимальной конструкции фильтра скважин.

Как показывают многолетние исследования и промысловый опыт, достижению высоких показателей в этой области препятствуют различного рода осложнения технологии буровых работ (поглощения, газонефтеводопроявления, гидроразрывы, неустойчивость горных пород) и негативные последствия (ухудшение коллекторских свойств продуктивных пластов, нарушения герметичности зако-лонного пространства, прорыв пластовых вод к фильтру скважин и т. д.), связанные с нестационарными гидравлическими процессами бурения и заканчивания скважин. Результаты промысловых исследований этих процессов свидетельствуют о прямой зависимости их от технического состояния не обсаженного ствола (герметичности и прочности стенок) при бурении и заканчивании скважин в различных геолого-технических условиях. Анализ современного состояния технологии буровых работ показывает, что решению проблемы контроля и регулирования технического состояния ствола в процессе бурения скважин специалистами не уделяется должного внимания. В результате происходит закономерное снижение эффективности комплекса применяемых технологий бурения и заканчивания скважин и качества их строительства.

Большой научный вклад в успешное решение проблем бурения и заканчивания скважин внесли работы институтов Азинефтехим им. М.М.Азизбекова, БашНИПИнефть, НПО «Бурение», ВНИИнефть, ВолгоградНИПИнефть, ИФИНГ, РГУ им. И.М. Губкина, СибНИИНП, СургутНИПИнефть, ТатНИПИнефть, УГ-НТУ, ТюмГНГУ, и др., а также производственные объединения ОАО «Башнефть», «Беларусьнефть», «Главтюменнефтегаз», «Пермнефть», «Сургутнефтегаз», «Татнефть» и др.

Несмотря на значительные достижения в этой области за последние 15-20 лет, усложнение геолого-технических, баро- и термодинамических условий строительства скважины на Рогожниковском месторождении (высокие пластовые температуры до 150 °С, низкие значения градиента давления разрыва пород Крас-поленинского свода) актуальны и требуют дальнейшего совершенствования технологии буровых работ, промывочных жидкостей, тампонажных растворов, позволяющих в комплексе решать возникающие проблемы путем разработки и внедрения в производство современных научно-технических достижений.

Цель работы - повышение качества и технико-экономических показателей проводки ствола скважины формированием приствольного гидроизолирующего экрана гидромониторными струями полимерглинистых буровых растворов и крепления эксплуатационных колонн разработкой и внедрением высокотемпературного тампонажного раствора.

Для достижения поставленной цели в диссертационной работе решались следующие теоретические, научно-методические и технологические задачи:

1. Анализ геолого-технических условий строительства скважин на Рогожниковском месторождении.

2. Анализ причин и факторов, нарушающих технологию строительства скважин и снижающих качество буровых работ.

3. Обоснование требований к системам промывки скважин для условий неустойчивых отложений Красноленинского свода.

4. Обоснование требований к тампонажным растворам для качественного разобщения склонных к гидроразрыву пластов и герметизации заколонного пространства в условиях высоких пластовых температур.

5. Экспериментальные исследования и разработка рецептур высокоингиби-рующих биополимерных глинистых буровых растворов и высокотемпературных тампонажных материалов.

6. Разработка и промысловые испытания технологического комплекса по повышению качества изоляции флюидонасыщенных пластов (горизонтов) Рогож-пи ковского месторождения.

7. Промысловые испытания высокоингибирующих биополимерных глинистых буровых растворов и высокотемпературных тампонажных материалов. Разработка нормативной документации.

Диссертационная работа состоит из введения, 4 разделов, основных выводов и рекомендаций, списка использованных источников (239 наименований) и приложений. Изложена на 255 страницах машинописного текста, содержит 42 таблицы, 25 рисунков.

Заключение диссертации по теме «Технология бурения и освоения скважин», Яхшибеков, Феликс Рудольфович

Основные результаты исследований заключаются в следующем:

1. Разработана математическая модель, использующая результаты лабораторных исследований, которая позволила:

- оптимизировать операцию по приготовлению бурового раствора;

- приготовить буровой раствор с заданными технологическими свойствами (экспресс лаборатория в компьютере), не прибегая к трудоемким и многочисленным экспериментам;

- исключить ошибки, связанные с человеческим фактором и перерасход химических реагентов;

2. Решена обратная задача моделирования, которая позволила эффективно контролировать содержание полимерных реагентов в буровом растворе. Это сокращает время на анализ и обработку раствора в процессе корректировки его технологических свойств и уменьшает затраты на строительство скважины.

3. Установлено, что:

3.1. Для предупреждения обвалов (осыпей) ствола скважины, прихватов бурового инструмента и поглощений промывочной жидкости необходимо:

3.1.1. Бурение в зоне возможных обвалов (осыпей) производить буровым раствором, имеющим минимальную водоотдачу и максимально высокую плотность (1,16-1,18 г/см), дающим тонкую плотную корку на стенках скважин, избегать значительных колебаний плотности бурового раствора, не допускать отклонений от установленной плотности промывочной жидкости более чем на ±0,02 г/см .

3.1.2. Поддерживать скорость восходящего потока бурового раствора в затрубном пространстве не менее 1,5 м/с, зазор между бурильными трубами и стенками скважины должен быть более 5-10 мм. За счет этого уменьшается перепад давления в затрубном пространстве и возможность сужения ствола скважины.

3.1.3. Перед подъемом бурильной колонны утяжелять раствор, доводя его плотность до проектной согласно ГТН, если в процессе бурения произошло ее снижение.

3.1.4. В викуловской (1600-1850 м) и фроловской (1950-2450 м) свитах, где высока вероятность прихвата, скорость бурения не должна превышать 20 м/ч, проводить дополнительную проработку ствола скважины со скоростью не более 30-40 м/ч; После окончания проработки ствола скважины произвести промывку до полной очистки бурового раствора от шлама и выравнивания параметров с доведением их до проектных, производить спуск труб в необсаженном стволе со скоростью не более 0,33 м/с.

3.2. Для обеспечения минимальной вероятности заколонных перетоков при испытании и освоении скважин на Рогожниковском месторождении необходимо:

3.2.1. Плотность тампонажного камня в заколонном пространстве в интервалах нефтеносных и водоносных пластов выдерживать в диапазоне от 1,75 до 1,85 г/см , что соответствует плотности цементного раствора 1,80-1,85 г/см .

3.2.2. В интервалах высоких температур использовать высокотемпературный цемент.

3.2.3. Удельную депрессию при испытании создавать менее 1,5 МПа на 1 м мощности перемычки нефть-вода, снижение динамического уровня при испытании не более 530 м.

4. Предложены, обоснованы и апробированы:

4.1. На основе математического моделирования и лабораторных исследований определен оптимальный состав глинистого биополимерного эаствора для условий Рогожниковского месторождения: глинистая суспензия плотностью 1080 кг/м ; праестол 0,3 %; поликсан 0,1 - 0,2 %; вода остальное (получен патент РФ №2375405).

4.2. На основе лабораторных исследований разработан оптимальный состав высокотемпературного тампонажного армированного цемента марки ЦТВА-1 -160 для обеспечения качественного крепления скважин Рогожниковского месторождения в интервале температур от 80 до 160°С (получен патент РФ №2375552).

4.3. На основе опытно-промысловых работ разработан и адаптирован к геолого-техническим условиям строительства скважин Рогожниковского месторождения комплекс системных технологий по гидромеханическому упрочнению ствола, включающий: основную схему гидроизоляции приствольной зоны флюидонасыщенных пород, оптимальной зоны флюидонасыщенных пород, оптимальные режимы формирования кольматационного экрана с высокими гидроизолирующими характеристиками, оперативные приемы контроля технического состояния ствола опрессовками с устья, метод расчета технологических параметров процесса кольматации.

5. Разработан руководящий документ РД 5753490-006-2007 «Технологический регламент на проектирование и строительство нефтяных (буровые растворы)», в который включена разработанная рецептура глинистого биополимерного бурового раствора, что обеспечило включение этой рецептуры в проектные решения для скважин Рогожниковского месторождения.

6. Разработаны и утверждены технические условия ТУ 5734-003-057534902007 на цемент тампонажный высокотемпературный армированный ЦТВА-1-160, по которым выпущена опытная партия, проведены промысловые испытания при креплении эксплуатационных колонн на Рогожниковском месторождении в соответствующих термобарических условиях и организовано серийное производство.

7. Разработана «Инструкция по подготовке стволов скважин к креплению жсплуатационной колонной», внедренная на Рогожниковском месторождении ЗАО «Сургутнефтегаз».

8. Экономический эффект от использования результатов выполненных исследований при строительстве скважин Рогожниковского месторождения разработанных: глинистого биополимерного бурового раствора; высокотемпературного армированного тампонажного раствора; комплекса системных технологий по гидромеханическому упрочнению ствола превышает 0,7 млн.рублей на одну скважину. Объем внедрения по состоянию на 01.01.2010г. превышает 50 скважин с общим экономическим эффектом, превышающим 35 млн.рублей.

Список литературы диссертационного исследования кандидат технических наук Яхшибеков, Феликс Рудольфович, 2010 год

1. Азиз X., Сеттари Э. Математическое моделирование пластовых систем.- М.:Ин-т компьютерных исследований. 2004 г., 416 с.

2. Алекперов В.Т., Никишин В.А. Кольматация проницаемых пластов в процессе бурения и ее последствия // Нефтяное хозяйство. 1972. - №8. -СЛ2-14.

3. Алекперов В.Т. и др. Опыт применения шаровидных стеклянных гранул в качестве антифрикционной добавки в буровой раствор // Азерб. Нефтяное хозяйство. 1987.- №12. - С.23-27.

4. Алексеев Ю.Е., Княжанский М.И. и др. Докл. РАН.-2000.-Т.370,№2.-С.190-192.

5. Алимжанов М.Т., Байдаков М.К., Смагулов Б.А. Исследование механических процессов вокруг глубоких скважин // Нефтяное хозяйство. -1966.-№10.-С.21

6. Алишанян В.Р., Лушпеева O.A., Нарушева Л.В. Изучение свойств смазочных добавок для буровых растворов// Тез. конф. «Пути повышения эффективности и качества строительства нефтяных скважин в Западной Сибири». СибНИИНП.- Тюмень, 1990, С.28-33.

7. Амиян В.А., Амиян В.В. Повышение качества вскрытия продуктивного пласта. М.: ВНИИОЭНГ, 1985. С.50.

8. Амиян В. А., Васильева Н.П., Джавадян A.A. Повышение нефтегазоотдачи пластов путем совершенствования их вскрытия и освоения. (Обзор инфор. Сер. Нефтепромысловое дело). - М.: ВНИИОЭНГ, 1977-78с.

9. Амиян В.А., Васильева Н.П. Вскрытие и освоение нефтегазовых пластов. М.: Недра, 1980. - 380 с.

10. Андресон Б.А., Абдрахманов Р.Г., Шарипов А.У., Бочкарев Г.П. Экологически чистые смазочные добавки для приготовления буровых растворов// Обзорная информ. Сер. Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. М.: ВНИИОЭНГ, 1991. - 71 с.

11. Андрусяк А.Н. О влиянии полиакриламида на нефтепроницаемость коллекторов // Республиканская научно-практическая конференция "Совершенствование технологических процессов на стадии заканчивания скважин": Тр. Гомель, 1983. С.21-22.

12. A.c. 649829 СССР, МКИ В25 j 15/00. Устройство для кольматации стенок скважины / М. С. Катаев, А.М. Ахунов, Г.С. Абдрахманов (СССР). № 3146118/22. Заявлено 27.01.78; опубл.25.02.79. Бюл. №8, с. 87.

13. A.C. 628289 СССР, МКИ3 Е 21 В 33/138. Тампонажный раствор/ Г.Р. Вагнер, В.П. Детков, H.H. Круглицкий, Ф.Д. Овчаренко, Е.И. Прийма, Ю.С. Тарасевич. (СССР). Опубл. в БИ 1978, №38.

14. A.C. 1099051 СССР, МКИ3 Е 21 В 33/138. Тампонажный раствор/ Г.Р. Вагнер, Е.И. Прийма, Ю.С. Тарасевич, Б.И. Краснов, В.М. Шенбергер, Т.Г. Андроникашвили, K.M. Мчедлишвили . (СССР). Опубл. в БИ 1984, №23.

15. A.C. №1416668 СССР, МКИ3 Е 21 33/138. Аэрированный тампонажный раствор/ В.П. Детков, В.И. Петреску и др. (СССР). Опубл. в БИ 1988, №34.

16. A.C. 1090849 СССР, МКИ3 Е 21 33/138 Облегченный тампонажный раствор для крепления скважин/ В.Г. Моисеенко, Г.Д. Дибров, A.C. Беликов, П.С. Демьянов (СССР), Заявлено 24.03.82.

17. A.C. 1472642 СССР, МКИ3 Е 21 33/138 Облегченный тампонажный раствор/ И.Г. Петрашова, В.И. Нестеренко (СССР). Опубл. в БИ 1989, №14.

18. A.C. 1021766 СССР, МКИ3 Е 21 В 33/138. Тампонажный раствор для холодных скважин/ A.A. Клюсов, B.C. Антипов, JIM. Каргопольцева, Ю.Н. Калугин (СССР). Опубл. в БИ 1983, №21.

19. A.C. 529321 СССР, МКИ3 Е 21 33/138 Тампонажная смесь/ В.В. Га-лимова, А.И. Булатов (СССР). Опубл. в БИ 1978, №39.

20. A.C. 2460202 СССР, МКИ3 Е 21 В 33/138. Тампонажный раствор/ М.Б. Хадыров, Л.Д. Ан, Ф.Г. Беленький, Л .Я. Палицкая (СССР). Опубл. в БИ 1989, №7.

21. A.C. 1682530 СССР, МКИ3 Е 21 В 33/138. Способ получения облегчающей добавки тампонажных растворов/ В.А. Яковлев, Д.И. Швайка, Г.Х. Матвийчук, Ю.Л. Петровский (СССР). Опубл. в БИ 1991,№37.

22. A.C. 810943 СССР, МКИ3 Е 21 В 33/138. Способ приготовления облегченной тампонажной смеси для низкотемпературных скважин/ A.A. Клюсов, В.А. Кулявцев, П.Т. Шмыгая (СССР). ). Опубл. в БИ 1981,№9.

23. A.C. 1190000 СССР, МКИ3 Е 21 В 33/138. Тампонажный материал/ А.И. Булатов, В.А. Яковлев, Д.Н. Шлевин (СССР). Опубл. в БИ 1985, №41.

24. A.C. 1278444 СССР, МКИ3 Е 21 В 33/138. Облегченный тампонажный материал/ H.A. Мариампольский, В.Ю. Комнатный, С.Б. Трусов, А.П. Руденко, В.И. Судаков (СССР). Опубл. в БИ 1986, №7.

25. A.C. 2460202 СССР, МКИ3 Е 21 В 33/138. Тампонажный раствор/

26. A.A. Клюсов, Т.В. Кузнецова, М.М. Шляпин, H.A. Данюкин, Е.М. Нанив-ский, Ю.Ф. Захаров (СССР). Опубл. в БИ 1987, №35.

27. A.C. 739216 СССР, МКИ3 Е 21 В 33/138. Тампонажный раствор/

28. B.А. Яковлев, И.В. Дияк, Д.Н. Шлевин (СССР). Опубл. в БИ 1980, №21.

29. A.C. 1453968 СССР, МКИ3 Е 21 В 33/138. Облегченный тампонажный раствор/ И.Г. Верещака, В.А. Яковлев, A.C. Серяков, С.Г. Михайленко, В.Ю. Третинник, В.Н. Орловский (СССР). Опубл. в БИ 1987, №34.

30. A.C. 1209827 СССР, МКИ3 Е 21 В 33/138. Тампонажный материал/ А.И. Булатов, Ю.Я. Тарадыменко, В.В. Галимова, Б.И. Нудельман, A.C. Свенцицкий, А.И. Стравчинский (СССР). Опубл. в БИ 1986, №5.

31. A.c. 1708824 СССР, МКИ5 С09К7/04. Способ обработки глинистого бурового раствора/ Гусейнов Т.И., Мовсумов A.A. и др. (СССР). №4719971/03-89, //Бюл. Открытия. Изобретения.- 1992.-№4-С.32.

32. A.C. 1460200 СССР, МКИ3 Е 21 В 33/138. Облегченный тампонажный состав/ В.Р. Абдулин, A.B. Федорова, С.И. Зеликан, JI.M. Попова, В.П. Аберкон (СССР) Опубл. в БИ 1987, №7.

33. A.C. 960420 СССР, МКИ3 Е 21 В 33/138. Способ приготовления облегченного тампонажного раствора /В.Ф. Горский, А.Н. Мельничук, А.Н. Берниковский. (СССР) Опубл. в БИ 1982, №35.

34. A.c. 1801980 СНГ, МКИ5 С 08 К 7/08. Смазочная противоизносная добавка для буровых растворов/ Конесев Г.В. и др. (СНГ). №4938205/03-91, // Бюл. Открытия. Изобретения.- 1993.-№10-С.36.

35. A.c. 1131894 СССР, МКИ С 09 К 7/02. Буровой раствор/ Т.А. Моты-лева, Б.В. Евдокимов и др. №3624546/22-03, // Бюл. Открытия. Изобретения. 1984.-№48.-С.46.

36. А.с.1799895 СНГ, МКИ5 С09К7/02. Смазочная добавка для буровых растворов на водной основе / Умутбаев В.Н., Камалетдинов М.Г., Андре-сон Б.А. и др. (СНГ). № 491610/03-91, // Бюл. Открытия. Изобретения.- 1993.-№9-С.56.

37. A.c. 1666508 СССР, МКИ5 С09К7/09. Реагент для обработки глинистых буровых растворов/ Самакаев Р.Х., Дытюк JI.T., Галян Д.А. и др. (СССР) № 4627351/03-88, // Бюл. Открытия. Изобретения.- 1991.-№28-С.25.

38. A.c. 1838369 СНГ, МКИ5 С 09 К 7/02. Смазочная добавка для буровых растворов на водной основе/ Абдрахманов Р.Г., Андресон Б.А. и др. (СНГ). № 5035647/03-92, //Бюл. Открытия. Изобретения.- 1993.-№2-С.94.

39. A.c. 1129215, СССР МКИ С 09 К 7/02. Буровой раствор/ Андресон Б.А., Кабанов В.А., Бочкарев Г.П. и др. (СССР). №3578089/23-03-83, // Бюл. Открытия. Изобретения.- 1984.-№46-С.25.

40. A.c. 1808860 Россия, МКИ5 С 09 К 7/02 Смазочная добавка к буровым растворам/ Садыхов К.И. и др. (Россия). №4896252/03-90 // Бюл. Открытия. Изобретения.- 1993.-№1-С.28.

41. A.c. 1129218, СССР. МКИ С09К7/06. Смазочная добавка для глинистых буровых растворов/ Сеид-Рза М.К., Агаев М.Х. и др.(СССР). №3634257/23-03-83,//Бюл. Открытия. Изобретения.- 1984.-№46-С.23.

42. Ахметшин Э.А., Мавлютов М.Р., Юнусов З.И. и др. Бурение скважин в условиях проявления сероводорода //РНТС. Сер. Бурение.-М.: ВНИИОЭНГ.- 1983.- 48с.

43. Ашрафьян М.О. Технология разобщения пластов в осложненных условиях. -М.: Недра, 1989, 228с.

44. Бабаян Э.В., Крылов В.И., Сидоров H.A. Современные технико-экономические особенности цементирования нефтяных и газовых скважин // Обзорн. информ. Сер. «Бурение», М., ВНИИОЭНГ, 1981. Вып. 16.-60 с.

45. Бабаян Э.В., Булатов А.И. Некоторые гидродинамические особенности технологических процессов строительства вертикальных и наклонно-направленных скважин / Обзор информ. Сер. Буроние. М.:ВНИИОЭНГ, 1982. Вып. 17.-64 с.

46. Бардзокас Д.И. Математическое моделирование физических процессов УРСС, 2003 г., 376 с.

47. Бастриков С.Н. Улучшение смазочной способности буровых растворов при бурении наклонных скважин. //Труды СибНИИНП. Тюмень, 1981.-Bbin.21.- С.10-17.

48. Баталов Д.М. и др. Цементно-бентонитовые растворы для низкотемпературных скважин. Тр. ЗапСибНИГНИ, 1984.-С.56-62.

49. Бордовский Г. А., Кондратьев А. С., Чоудери А. Д. Р."Физические основы математического моделирования М: Академия, 2005 г., 253 с.

50. Булавин Л.А., Гарамус В.М., Кармазина Т.В., Авдеев М.В. Строение мицеллярных агрегатов неионных ПАВ в водно-солевых растворах по данным малоуглового рассеяния нейтронов//Коллоидный журнал.-Т.59, №1.1997 г.-С. 18-23.

51. Булатов А.И., Данюшевский B.C. Тампонажные материалы.- М., Недра, 1987.-с. 164.

52. Булатов А.И., Крылов В.И., Новохатский Д.Ф. и др. Цементы и тампонажные смеси, применяемые за рубежом. М., ВНИИОЭНГ, 1977. - с. 19.

53. Вагнер Г.Р., Детков В. П. Исследование и разработка составов там-понажных растворов с добавками природных цеолитов. Ж. Бурение, №2, 1979.

54. Вагнер Г.Р., Круглицкий H.H., Шенбергер В.М. Физико-химия, реология и применение тампонажных растворов с добавками цеолита. В кн. Получение и применение промывочных и тампонажных дисперсий в бурении. Киев, Наукова думка, 1984.

55. Вагнер Г.Р., Салтыкова Е.В. Коррозионно-активные цеолитосодер-жащие тампонажные растворы и буферные жидкости. Тезисы докладов к конференции дискуссии «Формирование и работа тампонажного камня в скважине». Краснодар, 1987.

56. Вахрушев Л.П., Лушпеева O.A., Беленко Е.В. Элементы термодинамики промывочных жидкостей/ Издательство Путиведь, г. Екатеринбург. 2003.

57. Вдовенко Н.В., Фоменко Э.Ф. Органоглины как основные компоненты термостойких промывочных жидкостей. Термосолеустойчивость дисперсных систем. Киев: "Наукова думка", 1971. С. 18-27.

58. Виноградова О.И. Гидродинамическое взаимодействие гидрофобного и гидрофильного тел. Коллоидный журнал. 1994. Т.56.№1. С.39-44.

59. Волосевич П.П., Ермолин Е.В., Леванов Е.И. Математическое моделирование газодинамических процессов с источниками. М.: МЗ-Пресс, 2006 г., 214 с.

60. Вопияков В.А., Гудок Н.С. и др. Применение омыленных жирных кислот для вскрытия продуктивных пластов// Нефтяное хозяйство. 1975. -№2. -С.21-24.

61. Вопросы повышения качества вскрытия продуктивных отложений / Н.М.Касьянов, В.Ф. Штормин // Обзор, информ. Сер. Бурение, М.: ВНИИОЭНГ, 1969. С. 89.

62. Вяхирев В.И., Овчинников В.П., Овчинников П.В., Ипполитов В.В., Фролов A.A., Кузнецов Ю.С. и др. Облегченные тампонажные растворы для крепления газовых скважин. М., Недра, 2000.- 134с.

63. Вяхирев В.И., Ипполитов В.В., Леонов Е.Г., Янкевич В.Ф., и др. Облегчающая добавка к тампонажным растворам. Газовая промышленность. М., Изд. Таз-Ойль Пресс-Сервис", 1997, №6. с.21-24.

64. Габдуллин Р.Г., Ишкаев Р.К. Новые способы вторичного вскрытия пластов и конструкций забоев скважин. Тюмень: Изд-во «Вектор Бук», 1998.-212 с.

65. Гавура В.Е. Геология и разработка нефтяных и газовых месторождений. М.: ВНИИОЭНГ, 1995. - 490 с.

66. Гаевой М.С., Кресса М.В., Иванов М.И. и др. Использование отходов нефтеперерабатывающих заводов для обработки буровых растворов// Нефтяное хозяйство.- №5.- 1977.- С. 19-22.

67. Галеев Р.Г. Повышение выработки трудноизвлекаемых запасов углеводородного сырья. М., КУБК-а, 1997. - 351с.

68. Гетлин К. Бурение и заканчивание скважин. М.: Гостоптехиздат, 1963.- 518 с.

69. Глебов C.B., Грачева И.Г., Лебедев Ю.И., Степанов Л.А. Полимерг-линистый буровой раствор с улучшенными смазочными и противоприхват-ными свойствами //Нефтяное хозяйство.- 1986.- № 5.- СЛ4-16.

70. Гольдштейн М.Н. Механические свойства горных пород. М.: Стройиздат, 1971. - 364 с.

71. Городнов В.Д. Физико-химические методы предупреждения осложнений в бурении.- М.: Недра, 1977. 228 с.

72. Гошовский С.В., Абдуладзе A.M., Клибанец Б.А. Совершенствование способов вскрытия нефтегазовых пластов // Обз. инф. Сер. Нефтепромысловое дело. М.: ВНИИОЭНГ, 1983.- Вып. 13 (52).- 24 с.

73. Грей Дж., Дарли Г. Состав и свойства буровых агентов (промывочных жидкостей). М.: Недра, 1985. - 509 с.

74. Гусейнова Э.Т. Улучшение смазывающих свойств буровых растворов с помощью добавки 3COM// НТЖ ВНИИОЭНГ Строит, нефт. и газ. скважин на суше и на море. -1996.- №5-6. С.29-33.

75. Гущин В. А., Матюшин П. В., Математическое моделирование пространственных течений несжимаемой жидкости. //Матем. моделирование, 2006 г., Т18, №5, С.5-20

76. Дадашев И.А., Хасаев Э.Р. и др. Экспериментальные исследования влияния добавок в буровой раствор инертных шаровидных гранул на прихва-тоопасность в скважине // Изв. Вузов. Сер. «Нефть и газ». 1990.- №2.- С.91-92.

77. Данюшевский B.C. Проектирование оптимальных составов тампо-нажных цементов. М.: Недра, 1987. 293 с.

78. Данюшевский B.C., Алиев P.M. и др. Справочное руководство по тампонажным материалам.- М., Недра, 1987.- 372 с.

79. Дедусенко Г.Я., Иванников В.И., Липкес М.И. Буровые растворы с малым содержанием твердой фазы. М.: Недра, 1985. - 160 с.

80. Денисов Н.Я. О роли физико-химических процессов в деформациях грунтов при увлажнении. В книге Природа прочности и деформации грунтов. -М.: Строийиздат, 1972. С.278.

81. Дон Н.С., Титков Н.И., Гайворонский A.A. Разобщение пластов в нефтяных и газовых скважинах. М.: Недра, 1973. 272с.

82. Евдокимов В.В., Козубовский А.И., Макаров Л.В. Термостойкие промывочные жидкости для бурения скважин в Западной Сибири.//Известия ВУЗов. Нефть и газ.-1977. №3. - С.21-25.

83. Есьман Б.И., Габузов Г.Г. Термогидравлические процессы при бурении скважин. М.: Недра, 1991. 216 с.

84. Жан-Мари Лен. Супрамолекулярная химия .-Наука.-Новосибирск.1998.

85. Жданов Ю.А., Алексеев Ю.Е. Успехи химии.-1992.-Т.61,№6.-С. 1025-1046.

86. Заканчивание глубоких скважин за рубежом / М.О. Ашрафьян, О.А.Лебедев, Н.М. Саркисов // Обзор, информ. Сер. Бурение. М.: ВНИИО-ЭНГ, 1979.-68 с.

87. Зельцер П.Я., Лосева Н.Т., Фазлыев А.Г., Лушпеева О.А. Применение тампонажных растворов с техногенными наполнителями на месторождениях Сибири.//Нефтяное хозяйство. - № 1. - 1998. - С. 33-35.

88. Зильберман В.И., Дегтев Н.И., Ульянов М.Г. О регламентировании репрессий на пласты при бурении скважин //НТЖ. Нефтяное хоз-во. М.: ВНИИОЭНГ, 1988.- № 12.- С.16-20.

89. Зозуля Г.П., Зозуля В.П., Паршукова Л.А. и др. О необходимости применения поликомплексных реагентов при бурении скважин в Западной Сибири.//Известия вузов. Нефть и газ. Тюмень.- №1. - 1997. - С.59-64.

90. Ипполитов В.В. Качественная оценка возможностей гидродинамической кольматации проницаемых пластов при бурении и заканчивании скважин / Геология нефти и газа. М.: Недра, 1991. № 3. С. 32 -34.

91. Использование чистых промывочных жидкостей при бурении и заканчивании скважин // Обзор, информ. Сер. Бурение (зарубежный опыт). -М.: ВНИИОЭНГ, 1985. Вып. 4. 34 с.

92. Исследование смазочной способности графита в зависимости от физико-химических свойств бурового раствора / Давыдов В.К., Богатов В.И., Белова Л.А. // Труды Гипровостокнефти.- Куйбышев, 1980. вып.ХХХУ.- С. 60-62.

93. Каневская Р. Д. Математическое моделирование гидродинамических процессов разработки месторождений углеводородов. М.; Ижевск: Инт компьютерных исследований, 2002 г., 140 с.

94. Кацов К.Б., Карпенко Г.В. К вопросу о влиянии ПАВ на зарождение первичной контоктно-усталостной трещины // Докл.РАН, 1968, т. 183, №1.- С6-9.

95. Кламанн Д. Смазки и родственные продукты. Синтез. Свойства. Применение. Международные стандарты. : Пер. с англ. под ред. Ю.С. Заславского. -М.: Химия. 1988, 488 с.

96. Кирпиченко Б.И. Оценка качества разобщения пластов / Обзор информ. Сер. Бурение. М.: ВНИИОЭНГ, 1983. - 26 с.

97. Киселев П.В., Махоро В.А. Разработка и применение специальных буровых растворов для бурения горизонтальных скважин // Нефтяное хозяйство.-1998. №3. - С.22-24.

98. Кистер Э.Г. Химическая обработка буровых растворов. -М.: Недра, 1972.- 392с.

99. Кистер Э.Г., Лирнер P.C. и др. Исследование смазочных свойств промывочных растворов. Тр. ВНИИБТ. -М.: Гостоптехиздат. -1963. -№8. -С. 140-153.

100. Клещенко И.И., Григорьев A.B., Телков А.П. Изоляционные работы при заканчивании и эксплуатации нефтяных скважин. М.: ОАО «Издательство «Недра», 1998. - 267 с.

101. Клюсов A.A. К эффективности использования тампонажных растворов пониженной плотности. // Геология, бурение и разработка газовых и морских нефтяных месторождений. 1985. - Вып. 10. - с.9-11.

102. Кольматирующая способность растворов на углеводородной основе / Л.К . Мухин, В.Н. Соловьев, В.Н. Табученко// Обзор, информ. Сер. Бурение. М.: ВНИИОЭНГ, 1969. С. 69-71.

103. Комарова А.Б., Дубяга Е.Г., Гладковский Г.А. О пенообразовании простых олигоэфиров линейных сополимеров окиси этилена и окиси пропилена в воде.//Коллоидный журнал.-T.XLVI, №3.-1984 г.-С.573-577

104. Конесев Г.В., Мавлютов М.Р., Спивак А.И., Мулюков P.A. Смазочное действие сред в буровой технологии. М.: Недра, 1993. - 272с.

105. Конесев Г.В., Мавлютов М.Р. и др. Противоизносные и смазочные свойства буровых растворов. М.: Недра, 1980. - 144 с.

106. Кошелев В.Н., Лушпеева O.A., Проводников Г.Б. Экспериментальные исследования ПАВ комплексного действия СНПХ ПКД 515. // Вопросы промывки скважин с горизонтальным участком ствола: Сб. науч. тр. / НПО Бурение. Краснодар, 1998. - С. 114-120.

107. Круглицкий H.H., Гранковский И.Г., Вагнер Г.Р. и др. Физико-химическая механика тампонажных растворов. Киев, Наукова думка, 1974.-с.151-159.

108. Кудряшов А.Г. Влияние смазочных добавок на липкость глинистых корок// Разработка и внедрение эффект, техн. добычи нефти. Куйбышев. 1986, с.107-110.

109. Кузнецова Т.В. Алюминатные и сульфоалюминатные цементы. -M., Стройиздат, 1986. -208 с.

110. Кулагина Е.М., Поталова М.В., Курмаева А.И. Образование комплекса полиамфолит катионный ПАВ .//Химия и компьютерное моделирование. Бутлеровские сообщения.-№4.-2001.

111. Кульчицкий Л.И., Усьяров О.Г. Физико-химические основы формирования свойств глинистых пород. М.: Недра, 1981, -169 с.

112. Курочкин Б.М., Колесов Л.В., Бирюков М.Б. Применение элипсо-идных стеклогранул в качестве антифрикционной добавки в буровой раствор // Нефтяное хозяйство. 1990. - №12.- С.61-64.

113. Лебедев Е.А., Банатов В.П., Бринцев А.И., Дементьева Г.В. Исследование влияния гидрофобизирующих кремнийорганических жидкостей на параметры глинистых растворов.//СЕВКАВНИИ.-Вопросы бурения глубоких скважин.-Орджоникидзе.-1967.-С. 119-126.

114. Лернер Б.Е. Опыт применения анионоактивных ПАВ для обработки промывочных растворов при вскрытии продуктивных горизонтов на Приаралье // Нефтяная и газовая промышленность. 1981. - Вып.1. - С.26-29.

115. Лосева Н.Т., Лушпеева O.A., Зельцер П.Я. Облегченные тампо-нажные материалы с добавками тонкодисперсного диоксида кремния. Тр. СургутНИПИнефть, 1997 - сЛ 21-132.

116. Лушпеева O.A., Гарьян С.А., Лимановский В.М., Лышко Г.Н. Обработка буровых растворов полиакриламидом и кремнийорганической жидкостью // Нефтяное хозяйство. 1982. - № 8. - С. 18-22.

117. Мавлютов М.Р. Разработка средств для профилактики прихватов в скважине // 3 международный семинар по бурению скважин в осложненных условиях: Тез. докл. Санкт-Петербург, 1995. С.55.

118. Мальков H.A., Шацов Н.И. Конструкции нефтяных скважин и методы расчета на прочность обсадных колонн в США. М., ГОСИНТИ, 1957. - 115 с.

119. Мантрова C.B. Новая смазочная добавка к буровым растворам // Изв. АН Туркменистана. Сер. Физ.-мат., техн., хим. и геол. наук. 1992. -Вып.2 - С.97-99.

120. Мархасин И.Л. Исследования свойств и структуры граничных слоев// Всесоюзная научно-техническая конференция "Вскрытие продуктивных горизонтов и освоение нефтегазовых скважин".Тез. докл. Ивано-Франковск, ИФИНГ., 1982. С. 7-8.

121. Масляков А.П. Буровые растворы для вскрытия продуктивных пластов. М., ВНИИОЭНГ, 1985. - с.57.

122. Математическая энциклопедия (под ред. И.М.Виноградова). М.: Советская энциклопедия.-Т. 1. - 1977. - С.550, 560-563.

123. Математическая энциклопедия под ред. И.М. Виноградова. -М.:Советская энциклопедия.-1982 г.-С.398-403.

124. Миллер М.Г. Применение алюмометилсиликоната натрия для улучшения свойств глинистых растворов при вскрытии продуктивных пластов.//Вопросы вскрытия и разобщения продуктивных пластов на месторождениях Западной Сибири: СибНИИНП.-1983.-С.7-10.

125. Миттел K.JL, Мукерджи П. Мицеллообразование, солюбилизация и микроэмульсии.-М.:Мир.- 1980.-Гл.1.

126. Михайлов Н. Н. Изменение физических свойств горных пород в около-скважинных зонах. М.: Недра, 1987. - 152 с.

127. Мори В., Фурментро Д. Механика горных пород применительно к проблемам разведки и добычи нефти. -М.: Мир, 1994, 416 с.

128. Мотылева Т.А., Шаляпин М.М., Ковешников В.И. Легкое талловое масло добавка к буровым растворам // Газ. промышленность.-1988. - №6.-С28-29.

129. Мотылева Т.А., Верховская H.H. Технология бурения газовых скважин.-Уфа.-1985.-С.9-12.

130. Мягченков В.А., Баран A.A., Бектуров Е.А., Булидорова Г. В. По-лиакриламидные флокулянты. Казань: Из-во Каз. гос. технол. ун-та. 1998 г.

131. Новый реагент оксаль Т-80 для обработки буровых растворов/ Юнусов З.И. и др. // Труды Нефт. ин-та.- Уфа, 1982.-Вып.9.-С.143-148.

132. Новая смазочная добавка к глинистому раствору / Т.А. Мотылева, H.H. Верховская, Т.А. Грошева и др. // Матер. Межвузовского научно-тематического сборника «Технология бурения нефт. и газовых скважин».-Уфа.-1985.-С.9-12.

133. Новые системы буровых растворов на водной основе для ингиби-рования глинистых сланцев. НТИС. Сер.Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море (зарубежный опыт). М.: ВНИИОЭНГ, 1994. Вып. 2. С. 18-25.

134. Острягин А.И., Пеньков А.И., Вахрушев А.П. Влияние структуры смазочных добавок на эффективность их действия // Вопросы промывки скважин с горизонтальным участком ствола: Сб. науч. Тр. НПО "Бурение". -Краснодар, 1998. С. 83-95.

135. Острягин А.И. //Вопросы промывки скважин с горизонтальными участками ствола.-Краснодар.-1998.-С.83-95.

136. Паникаровский В.В. и др. Исследование влияния фильтратов буровых растворов на проницаемость керна// Тез. конф. «Проблемы ускорения научно-технического прогресса в строительстве скважин». СибНИИНП. -Тюмень, 1992.-С.52-56.

137. Панфилов Г.А. Разработка научно-методических основ применения колебательных процессов для интенсификации бурения горизонтальных скважин Дис. д-ра техн. наук : Тюмень, 2000 г., 208 с.

138. Парпгукова JI.A., Зозуля Е.К., Еланцева С.Ю. и др. Изучение реологических свойств полимерных и полимер-глинистых суспензий.//Известия вузов. Нефть и газ. №6. - 1997. - С.48.

139. Патент № 1670979 СССР. МКИ Е 21 В 33/138 Газогенерирующий тампонажный раствор/ В.Х-М. Дулаев, А.К. Куксов и др. Опубл. 1991.

140. Патент США № 4304293. Процесс цементирования и газофициро-ванные цементы. Опубл. 1991.

141. Патент США №4565478. Алюминиевая пудра с низкой газообразующей способностью для цементных растворов. Опубл. 1986.

142. Патент 5691281 США, МПК6 С 09 К 7/02, 7/06. Буровой раствор на основе низковязких синтетических углеводородов / Mobil Oil Corp., Ashbin Henry, Ho Skuzzy C., Margaret M. №321006, // НПК 507/103.

143. Патент 4584386 США, МКИ 7 07 D 263/16 Придание смазывающих свойств промывочным растворам добавкой алкилтиометила замещенного монооксизолинами / Gutierrez Antonio, Brownwell Darrel W., Walker Thad O. №683401, // НКИ 548/237.

144. Пеньков А.И., Вахрушев Л.П. и др. Повышение эффективности действия смазочных добавок для буровых растворов //Нефтяное хозяйство. -№5.-2000.-С. 33-35.

145. Пеньков А.И., Пенжоян A.A. // Промывка скважин.-Краснодар.-1983.-С.12-16.

146. Пеньков А.И., Пенжоян A.A. Новый показатель оценки взаимодействия бурового раствора с глинистыми породами на стенках скважи-ны.//Краснодар.:ВНИИКРнефть.-1983 г.-С. 12-16.

147. Перспективы заканчивания скважин в СССР //А.И.Булатов, Э.М.Тосунов. Нефтяное хозяйство, 1980, №8. С. 14-17.

148. Плохотников К.Э. Математическое моделирование и вычислительный эксперимент. Методология и практика. М.: Едиториал УРСС, 2003 г., 280 с.

149. Повышение эффективности разобщения и изоляции продуктивных пластов при их разбуривании / В.Н.Поляков, P.P. Лукманов, А.У.Шарипов и др. // Бурение: Реф.науч.-тех. сб. М.: ВНИИОЭНГ, 1979. № 9. С. 8 12.

150. Подшибякин A.B. К вопросу промывки скважин на Кальчинском меторождении.//Известия вузов. Нефть и газ. №6. - 1997. - С.43.

151. Полимерные буровые растворы за рубежом / Б.А.Андресон, А.У.Шарипов, К.Л.Минхайров// Обзор, информ. Сер. Бурение. М.: ВНИИОЭНГ, 1980. Вып.5. - 47 с.

152. Поляков В.Н., Ишкаев Р.К., Лукманов P.P. Технология заканчивания нефтяных и газовых скважин. Уфа: «ТАУ», 1999. - 408 с.

153. Поляков В.Н., Кузнецов Ю.С., Сагидуллин И.А. и др. Решение проблем заканчивания и эксплуатации скважин в аномальных термодинамических условиях //Нефтяное хозяйство. 2005. № 5. с. 104-108.

154. Поляков В.Н. Требования, предъявляемые к герметичности и прочности ствола при заканчивании скважин на месторождениях Башкирии //Нефтяное хозяйство. 1983. № 5. С. 27-28.

155. Поляков В.Н., Мавлютов М.Р., Алесеев Л.А., Колодкин В.А. Технология и техника борьбы с поглощениями при строительстве скважин. -Уфа: Китап, 1988. 192 с.

156. Поляков В.Н., Вяхирев В.И., Ипполитов В.В. Системные решения технологических проблем строительства скважин / Под общ. ред. В.Н. Полякова. М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2003. - 240 с.

157. Практикум по коллоидной химии «Поверхностные явления и адсорбция», М., МИТХТ, 2000 г

158. Предотвращение ухудшения продуктивности скважины в результате отложения в пласте твердых частиц из бурового раствора / Г. Дарли // Инженер -нефтяник, 1975. Вып. 10. - С. 18-22.

159. Применение безбитумной гидрофобной эмульсии на основе окисленного петролатума при бурении комплекса глинисто-песчаных пород / Л.К.Мухин, А.Г. Розенгафт// РНТС. Сер. Бурение. М.: ВНИИОЭНГ, 1973, № 12. С. 11-14.

160. Применение нефтяных растворов в бурении и влияние их на результаты геофизических исследований скважин // Обзор, информ. Сер. Бурение (зарубежный опыт). М.: ВНИИОЭНГ, 1985. Вып. 12. - 43 с.

161. Проведение ремонтно-изоляционных работ в скважинах в сложных гидродинамических условиях /В.А.Блажевич, В.А. Стрижнев //Обзор информ. Сер. Нефтепромысловое дело. М.: ВНИИОЭНГ, 1981. Вып. 12. 55с.

162. Промышленные испытания инвертной эмульсии с высоким содержанием воды при бурении в неустойчивых породах / Н.М. Касьянов и др. // РНТС. Сер. Бурение. М.: ВНИИОЭНГ, 1975, № 3. С. 13-15.

163. Проховчишин C.B., Черныш И.Г. и др. Влияние графита на реологические свойства глинистой корки// Нефтяное хозяйство.-1991.- № 2.-С.8-10.

164. Пру сова H.JI. Исследование процесса закупоривания проницаемых пород дисперсной фазой различных буровых растворов и разработка очистительных устройств. Дис. канд. техн. наук Москва, ВНИИБТ, 1988. -176 с.

165. Рабинович Н.Р., Смирнова Н.Т., Тевзаде Н.Р. Оценка качества вскрытия пластов и освоения скважин. М.: ВНИИОЭНГ, 1990. С.40.

166. РД 5753490-006-98. Технологический регламент на проектирование и строительство нефтяных скважин (буровые растворы). Сургут, Сургут-НИПИнефть, 1998. 48 с.

167. РД 5753490-010-98. Технологический регламент на проектирование и строительство нефтяных и газовых скважин (освоение и испытание скважин на продуктивность). Сургут, СургутНИПИнефть, 1998. 76с.

168. Резниченко И.Н. Приготовление, обработка и отчистка буровых растворов. М., «Недра», 1982 г., 231с.

169. Рояк С.М., Рояк Г.С. Специальные цементы. М., Сторойиздат, 1979. -250 с.

170. Рябченко В.И. Управление свойствами буровых растворов. М.: Недра, 1990.-230с.

171. Самарский А. А., Михайлов А. П. Математическое моделирование Идеи, методы, примеры. М.: Наука 2001 г., 320 с.

172. Свойства цементационной композиции пониженной nnoTHocTH.Segawa Hirachi "Секио гидзюцу кекойси". J Jap. Ascoc Petrol Tech-nol 1986,51 №5, p.416-420.

173. Сеид-Рза M.K., Исмайилов Ш.И., Орман JI.M. Устойчивость стенок скважин.-М.: Недра, 1981. 175 с.

174. Семененко М. Г.Введение в математическое моделирование -М.: СОЛОН-Р., 2002 г., 193с.

175. Середа Н.Г., Соловьев Е.М. Бурение нефтяных и газовых скважин. -М.: Недра, 1974. 454 с.

176. Скоморовский Н.И. Применение ПАВ для вскрытия нефтяных пластов // Нефтяное хозяйство. 1976. - №7. - С.51-52.

177. Сляднев М.А., Макушкин С.А. Исследование работоспособности самосмазывающегося композиционного материала на полимерной основе при возвратно-вращательном движении // НТЖ Строит, нефт. и газ скв. на суше и на море.- 2001.- № 9-10.-С.25-28.

178. Смазочные добавки к буровым растворам фирмы MESSINA. Каталог фирмы Messina Drilling, Workover and Completion Products, Systems and Services. НТИС. Сер. Строительство скважин, зарубежный опыт. M.: ВНИИОЭНГ, 1989. Вып. 1. С. 4-16.

179. Смазочные свойства промывочных жидкостей на основе отхода производства полимер-дистиллятов/ Сюнякова З.Ф., Султанов Б.З., Ягафарова Т.TU Труды УНИ «Технология бурения нефт. и газ. скважин» Уфа, 1990, с.112-115.

180. Современные проблемы вычислительной математики и математического моделирования. Т 2. Математическое моделирование М.:Наука, 2005 г., 405 с.

181. Соловьев Е.М. Заканчивание скважин.- М.: Недра, 1979.- 303 с.

182. Состояние и пути совершенствования буровых растворов, применяемых для проводки скважин/ Сидоров A.A., Логинов Ю.Ф., Бородавкин B.C. // Труды СибНИИНП. Тюмень, 1980.- Вып. 16.- С.3-10.

183. Справочник инженера по бурению / А.И.Булатов, А.Г. Аветисов. -М.: Недра, 1996.-т.1-4.

184. Справочник по промывке скважин / А.И.Булатов, А.И.Пеньков, Ю.Н. Проселков.- М.: Недра, 1984. 316 с.

185. СТП 5753490-228-90. Буровой раствор на основе акриловых полимеров. Технология приготовления и применения. Сургут: СургутНИПИ-нефть, 1990,-10 с.

186. СТП 5753490-229-90 . Буровой раствор с использованием смазочной добавки на основе рыбожировых отходов. Сургут, СургутНИПИнефть, 1990.- 16 с.

187. Сюнякова З.Ф. и др. Исследование влияния полимер-остатка на смазочные свойства бурового раствора // Строит-во нефт. и газ. скважин на суше и на море. 1994.- № 2.- С.8-10.

188. Тарасевич Ю. Ю. Математическое и компьютерное моделирование. Вводный курс: Учебное пособие М.: Эдиториал УРСС, 2001 г. -144 с.

189. Тимофеев Н.С., Вугин Р.Б., Яремийчук P.C. Усталостная прочность стенок скважин. -М.: Недра , 1972, -74 с.

190. Титков Н.И., Трутко В.П. и др. Асбест облегчающая и кольма-тирующая добавка к тампонажным цементам. О.И. Сер. Бурение газовых и морских скважин. №2, 1981.- с.24-30.

191. Толстолыкин И.П., Карпов В.М., Саунин В.И., Курьянов Ю.А. Контроль за состоянием скважин в Западной Сибири в процессе их строительства // Обзор, информ. Сер. «Бурение», М.; ВНИИОЭНГ, 1982. Вып. 8(26).-47 с.

192. Турчанинов И.А., Иофис М.А., Каспарьян Э.В. Основы механики горных пород. JL: Недра, 1977. 503 с.

193. Тхостов Б. А. Начальные пластовые давления и геогидродинамические системы. М.: Недра, 1966. - 267 с.

194. Умутбаев В.Н., Андерсон Б.А., Четвертнева И.А. Новая экологически чистая смазочная добавка к буровым растворам //нефтеперароботка и нефтехимия. Научно технические достижения и передовой опыт. Информ. Сб.- 1998. №9.-С. 84-87.

195. Усовершенствовать технологию приготовления и регулирования свойств буровых растворов: Отчет о НИР по з/н 87.010020.88.91./ Сургут-НИПИнефть; руководитель О.А.Лушпеева. Сургут, 1987, - 93 с.

196. Цыбин A.A., Гайворонский A.A. Повышение качества разобщения пластов при креплении скважин в сложных геологических условиях // Обзор, информ. Сер. «Бурение», М., ВНИИОЭНГ, 1983. Вып. 21(60). - 44 с.

197. Физические свойства минералов и горных пород при высоких термодинамических параметрах: Справочник / Е.И.Баюк, И.С.Томашевская, В.М.Добрынин и др.; Под ред. М.П.Воларовича. 2-е изд., перераб. и доп. -М.: Недра, 1988.-255 с.

198. Физический энциклопедический словарь под ред. Б.А. Введенско-го.-М.:Советская энциклопедия.-1963 Г.-Т.З.-С.6-7.

199. Хавкин А.Я., Лесин В.И. Особенности движения водных растворов в глиносодержащих коллекторах // Нефтяное хозяйство. 1996. - №3. - С.35.

200. Цементные растворы и добавки к ним. Обзор зарубежной литературы,-М., ВНИИОЭНГ. 1969. с.14.

201. Черский Н.В. Конструкции газовых скважин. М., Гостоптехиздат, 1961.-282 с.

202. Шарифуллин P.P. Кинетика реакции сополимеризации окисей этилена и пропилена в массе / P.P. Шарифуллин, Д.Х.Сафин, В.Ф. Швец // Известия ВУЗов.- Химия и химическая технология.- 2005 г. том 48.-вып.9.-С.96-99.

203. Шевцов В.Д. Регулирование давлений в бурящихся скважинах. М.: Недра, 1984. 191 с.

204. Шерстнев Н. М., Расизаде Я. М., Ширинзаде С.А. Предупреждение и ликвидация осложнений в бурении. -М.: Недра, 1979. 304 с.

205. Щелкачев В.Н., Лапук Б.Б. Подземная гидравлика. М.: Гостоптехиздат, 1949. - 524 с.

206. Эффективность применения буровых растворов пониженной плотности / Н.И.Крысин, М.Р. Мавлютов// РНТС. Сер. Бурение. М.: ВНИИОЭНГ. 1981. Вып. 10. С. 15-17.

207. Эффективность применения буровых растворов пониженной плотности /Н.И.Крысин, A.M. Ишмухаметова, М. Р. Мавлютов и др.// Обзор, информ. Сер. Бурение. 1985. -Вып.6. С.23-25.

208. Яненко В.И., Крезуб А. П., Дегтярева Л.И. Применение синтетических ПАВ в качестве добавки к буровым растворам при вскрытии продуктивных пластов. М.: ВНИИОЭНГ, 1987. С. 48.

209. Babak V.G. Stabilization of Emulsion Films and Emulsions by Surfac-tant-Polyelectrolyte Complexes. In: Food Colloids : Fundamentals of Formulation, E.Dickinson and R.Miller, Eds., Royal Soc. of Chemistry, Cambridge, 2001, p. 91102.

210. Bole G.M. Effect of mud composition on wear and friction of casing and fool joints // SPE Drill. Eng.-Vol.l №5. -P.369-376.

211. Brown J.M., Eliott R.L. J. Colloid. Science.-V.4.-London.-1983.-P. 180-237.

212. Buck U., Huisken F. Chem. Rev.-2000.-V.100, №11.-P.3863-3890.

213. Davies S.N., Meeten G.H., Way P.W. Additives for Water-based drilling fluid, заявка 2277759 Великобритания, МКИ5 С 09 К 7/00 № 9309439.9; заявл. 07.05.93; опубл. 09.11.94; НКИ FIF.

214. Evans D.F., Ninham B.W. J. Phys. Chem.-1986.-V.90,№2.-P.226-234.

215. Insight D.P., Dye B.M., Smith F.M. New fluid system substitutes for oil-base muds. World oil. 1991. - 221, № 3. - P. 92, 95, 97.

216. Krol David A. Additives cut differential pressure sticking in drill pipe. Oil and Gas. J., 1984, 82, №23, ISSN 0030 1388 US.

217. Lammons A.D. Field use documents glass-bead performance // Oil and gas J.-1984/-Vol.82 №48. -P. 109-111.

218. Long W. The lubricating mechanics of lubricating drilling fluids on synthetic diamond bit // J. Cent. S. Univ./ Technol.-1996. -Vol. 3 №1. -P.85-87.

219. Menger F.M., Whitesell L.G. J. Org. Chem.-1987.-V.52,№17.-P.37933798.

220. Motley Terry. Lubricant meets lab, tests for reduction torque. World oil, 1984, 198, № 7, P.177, 179, 182. ISSN 0043-8790 US.

221. Raphaelides S., Karkalas J. Carbohydr. Res.-1988.-V.172,№l.-P.65-82.

222. Ricard G. Fluids inhibes. Fluids faibe teneur en solids. Forages., 1975, X -XI1, № 69, p. 67-95.

223. Simister E.A., Lee E.M., Thomas R.K., Penfold J. J. Phys. Chem.-1992.-V.96,№3.-P. 1373-13 82.

224. Swaminathan S., Harrison S.W., Beveridge D.S. J.Am.Chem. Soc.-1978.-V.100,№8.-P.5705-5712.

225. Symons M.C.R. Acc.Chem.Res.-1981.-V.14.№6.-p.l79-187.

226. Tanford C. The Hydrophobic Effect: Formation of Micelles and Biological Membranes. 2nd Ed.- Wileg. New York.-1980.

227. Wennerstrom H., Lindman В., Soderon O., Drakenberg Т., Rosenholm J.B. J. Am. Chem. Soc.-1979.-V.101,№23.-P.6860-6864.

228. Wyler R, Solms J. Lebensmitt.-Wiss.+Technol.-1982.-V.15,№2.-P.93