Применение волокнистых наполнителей в инвертно-эмульсионных растворах для повышения качества капитального ремонта скважин тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 25.00.15, кандидат технических наук Шамсутдинов, Радик Диасович

• Шамсутдинов, Радик Диасович
• кандидат технических наук
• 2002

Оглавление диссертации кандидат технических наук Шамсутдинов, Радик Диасович

ВВЕДЕНИЕ.

ГЛАВА 1. ОБЗОР ИССЛЕДОВАНИЙ В ОБЛАСТИ СОЗДАНИЯ

ИНВЕРТНЫХ ЭМУЛЬСИЙ.

1.1 Геолого-технические условия газовых и газоконденсатных месторождений Западной Сибири.

12 Взаимосвязь геолого-технических условий и технологических свойств жидкостей для капитального ремонта скважин.

13 Основные требования к жидкостям для капитального ремонта скважин.

1.4 Анализ применяемых жидкостей для капитального ремонта скважин на Уренгойском и Ямбургском газоконденсатных месторождениях.

1.5 Основные компоненты и обзор рецептур инвертно-эмульсионных композиций.

1.6 Выводы, постановка цели и задач исследования.

ГЛАВА 2. МЕТОДЫ РЕШЕНИЯ ПОСТАВЛЕННЫХ ЗАДАЧ.

2.1 Выбор и обоснование методов экспериментальных исследований.

2.2 Методики экспериментальных исследований.

2.2.1 Методика определения глиноемкости обратных эмульсий.

2.2.2 Методика измерения электростабильности.

2.2.3 Методика определения коэффициента набухания.

2.2.4 Методика определения поверхностного натяжения растворов ПАВ сталагмометрическим методом.

2.2.5 Аппаратура и методики лабораторных исследований фильтрации в образцах естественных пород.

2.3 Теоретические предпосылки для разработки новых рецептур блокирующих составов.

2.4 Выводы по главе 2.

ГЛАВА 3. РАЗРАБОТКА НОВЫХ РЕЦЕПТУР БЛОКИРУЮЩИХ СОСТАВОВ ДЛЯ ГЛУШЕНИЯ СКВАЖИН.

3.1 Обоснование требований к материалам и выбор компонентов для ИЭР.

3.1.1 Углеводородная фаза ИЭР.

3.1.2 Водная фаза ИЭР.

3.1.3 Обоснование и выбор поверхностно-активных веществ для ИЭР.

3.1.4 Требования и выбор мелкодисперсных наполнителей для ИЭР.

3.1.4.1 Требования к мелкодисперсным наполнителям.

3.1.4.2 Выбор мелкодисперсных наполнителей.

3.2 Оценка возможности применения асбеста в качестве наполнителя ИЭР.

3.2.1 Физико-химические свойства хризотил-асбеста и теоретические предпосылки применения его в качестве мелкодисперсной твердой фазы ИЭР.

3.2.2 Санитарно-гигиенические аспекты применения асбеста в промышленности и нефтедобыче.

3.3 Экспериментальные исследования физико-химических свойств асбеста.

3.4 Экспериментальные исследования опытных рецептур ИЭР.

3.5 Механо-химическая активация асбеста.

3.5.1 Дезинтеграторная обработка суспензий.

3.5.2 Диспергаторная обработка ИЭР.

3.6 Изучение процессов взаимодействия инвертно-эмульсионных композиций с керновым материалом.

3.7 Выводы по главе 3.

ГЛАВА 4. ПРОМЫСЛОВЫЕ ИСПЫТАНИЯ.

4.1 Методика приготовления и применения ИЭР в промысловых условиях.

4.2 Промысловые испытания ИЭР для капитального ремонта скважин на Уренгойском, Ямбургском и Заполярном ГКМ.

4.3 Выводы по главе 4.

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Применение волокнистых наполнителей в инвертно-эмульсионных растворах для повышения качества капитального ремонта скважин»

Актуальность темы. В течение долгого времени газовый комплекс России обеспечивает бесперебойное снабжение населения и промышленности топливом.

Ведущее место по запасам газа в России занимает Ямало-Ненецкий автономный округ (ЯНАО) с разведанными запасами 35 трл. мЛ, что составляет почти 97% запасов Западной Сибири (37Д трл. мЛ) [107].

Сегодня более 85% добываемого по ОАО «Газпром» газа приходится на сеноманские залежи месторождений севера Тюменской области. При этом более 70%) газа добывается из находящихся в стадии падающей добычи сеноман-ских залежей Медвежьего, Вынгапуровского и Уренгойского месторождений и вступающего в эту стадию добычи с 2002 года Ямбургского месторождения. т-ч и о

В настоящее время запасы этих месторождений в значительной степени выработаны. Эксплуатация залежей, находящихся в поздней стадии разработки, сопровождается ухудшением условий добычи. Растет число скважин, в продукции которых появляются пластовая вода и песок. Значительно возрастает потребность в капитальном ремонте скважин [113].

Чтобы удержать достигнутый уровень добычи в условиях неуклонного снижения пластового давления, необходимо совершенствовать добычу как из старых, так и из вновь бурящихся скважин.

Поддержание высоких уровней добычи нефти и газа в значительной сте

1 и и и и пени определяется фильтрационной характеристикой призабойной зоны пласта. Опыт разработки нефтяных и газоконденсатных месторождений свидетельствует о том, что в процессах первичного и вторичного вскрытия продуктивных пластов, глушения и ремонтных работ в скважинах, а также при их эксплуатации коллекторские свойства постепенно ухудшаются. Чаще всего это является следствием отрицательного воздействия технологических жидкостей на водной основе, применение которых ведет к большому объему работ по очистке ПЗП.

Альтернативными системами в этом плане являются составы на углеводородной основе, а в частности, инвертно-эмульсионные системы, находящие все более щирокое применение благодаря способности к сохранению, восстановлению естественных коллекторских свойств пласта, инертности к проходимым породам, доступности составляющих компонентов.

Использование обратных эмульсий в отечественной практике вскрытия продуктивных пластов и глущении скважин позволило решить некоторые проблемы. В тоже время применение инвертных эмульсий может быть более эффективным при их использовании в качестве блокирующих жидкостей, а также за счет придания им специальных различных функций по отношению к коллектору.

При этом в качестве дисперсной фазы таких эмульсий можно использовать не только воду, но и растворы кислот, полимеров, цемента, а в качестве внешней среды - нефть и нефтепродукты, а также их смеси между собой. Это позволяет получать составы обратных эмульсий с различными функциями по отношению к коллектору и получить большие эффекты от их применения.

Цель работы. Повышение качества и сокращение времени капитального ремонта скважин на месторождениях с АНПД путем разработки новых составов инвертно-эмульсионных растворов.

Основные задачи работы:

- анализ и обоснование требований к инвертно-эмульсионным растворам и их компонентам;

- научное обоснование принципов подбора компонентов;

- разработка состава и технологии приготовления ИЭР;

- обоснование и разработка технологии применения новых гидрофоби-заторов и эмульгатора;

- разработка нормативной документации и внедрение разработок.

Научная новизна.

1. Экспериментально установлена дифильность волокон хризотил асбеста, обусловленная разрывом связей внешнего бруситового и внутреннего кремнийкислородного слоев и возникновением поверхностного заряда.

2. Выявлена возможность увеличения гидрофобности хризотил-асбеста путем обработки его неионогенными ПАВ.

3. Предложено объяснение механизма взаимодействия реагента гидро-фобизатора полисилоксана с высокодисперсной твердой фазой в составе инвертно-эмульсионных растворов.

4. Установлено влияние последовательности ввода компонентов ИЭР на физико-механические свойства ползЛенного раствора.

Основные защищаемые положения:

- результаты физико-химических исследований взаимодействия реагента гидрофобизатора полисилоксана с высокодисперсной твердой фазой инвертно-эмульсионных растворов;

- результаты экспериментальных исследований новых рецептур и технологии приготовления инвертно-эмульсионных растворов;

-теоретическое и экспериментальное обоснование целесообразности применения асбеста в составе инвертно-эмульсионных растворов;

- экспериментальное обоснование целесообразности применения имида-золина как ПАВ-эмульгатора в составе инвертно-эмульсионных растворов.

Практическая ценность.

На базе проведенных теоретических и экспериментальных исследований разработаны составы и технология приготовления инвертно-эмульсионных растворов для капитального ремонта скважин.

Обосновано применение нового гидрофобизатора мелкодисперсной фазы ПГКО-1001 (ТУ-6-00-05763441 -64-92).

Экспериментально обосновано применение имидазолина (ТУ 2415-18700203312-98) в качестве эмульгатора водной фазы.

Теоретически и экспериментально обоснована целесообразность применения асбеста в качестве мелкодисперсного наполнителя ИЭР.

Разработаны составы ИЭР для капитального ремонта скважин. Разработаны руководящие документы на приготовление и применение ИЭР и блокирующей жидкости на основе ИЭР, утвержденные ДООО «Бургаз» РАО «Газпром». Разработанные составы прощли положительные промысловые испытания на месторождениях филиала «Тюменбургаз» ДООО «Бургаз» и рекомендуются для применения на Ямбургском и аналогичных ГКМ.

Апробация работы.

Материалы диссертационной работы докладывались на:

- научно-технических конференциях студентов, аспирантов и молодых ученых УГНТУ, 1999, 2000, 2001 г.;

- Втором Международном симпозиуме «Наука и технология углеводородных дисперсных систем», 2000 г, г. Уфа;

- научно-технической конференции «Научные проблемы Волго-Уральского нефтегазового региона. Технические и естественные аспекты.», 2000 г., г. Октябрьский;

- Всероссийской научно-технической конференции «Проблемы совершенствования технологии строительства скважин и подготовки кадров для Западно-Сибирского нефтегазодобывающего комплекса», 2000 г., Тюмень.

Публикации.

По теме диссертации опубликовано 13 печатных работ. 9

Объем работы.

Диссертационная работа состоит из введения, четырех глав, заключения, списка литературы из 154 наименований, 7 приложений.

Заключение диссертации по теме «Технология бурения и освоения скважин», Шамсутдинов, Радик Диасович

Основные результаты работы сводятся к следующему:

1. На основе анализа теоретических исследований и геолого-технических условий строительства и ремонта скважин уточнены требования к инвертно-эмульсионным растворам для капитального ремонта скважин, требования к составляющим их компонентам.

2. Обосновано применение нового кремнийорганического реагента полисилоксана для гидрофобизации мелкодисперсной твердой фазы и ПАВ типа имидазолина в качестве эмульгатора водной фазы при подборе компонентного состава инвертно-эмульсионных растворов.

3. Экспериментально установлена дифильность волокон хризотил-асбеста, обусловленная разрывом связей внешнего бруситового и внутреннего кремнийкислородного слоев и возникновением поверхностного заряда, и теоретически и экспериментально обоснована целесообразность применения асбеста в качестве мелкодисперсного наполнителя ИЭР.

4. Показана возможность повышения гидрофобности волокон асбеста при обработке их кремнийорганическими гидрофобизаторами и использования этого эффекта для повышения стабильности инвертно-эмульсионных растворов.

5. Разработаны составы инвертно-эмульсионных растворов с мелкодисперсным волокнистьШ наполнителем - хризотил-асбестом, рекомендуемых в качестве жидкости глушения и блокирующей жидкости при капитальном ремонте скважин.

6. Установлено влияние последовательности ввода компонентов ИЭР с хризотил-асбестом на свойства полученного раствора и обоснована технология приготовления инвертно-эмульсионных растворов.

7. Разработаны руководящие документы (регламенты) на приготовление и применение ИЭР в качестве жидкости глушения и блокирующей жидкости

143 при капитальном ремонте скважин, утвержденные ДООО «Бургаз» РАО «Газпром».

8. Разработанная технология и состав ИЭР прошли успешные испытания и внедрены на Уренгойском и Ямбургском газоконденсатных месторождениях. Проведенные промысловые испытания показали, что данные рецептуры технологических жидкостей позволяют успешно проводить операции по глушению и блокированию продуктивных горизонтов, сокращая время выхода скважин на проектный режим после капитального ремонта.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Список литературы диссертационного исследования кандидат технических наук Шамсутдинов, Радик Диасович, 2002 год

1. Абрамзон A.A. Поверхностно-активные вещества. Свойства и применение. -Л.:Химия, 1981.-304C.

2. Адлер Е.П., Марков Е.В., Грановский Ю.В. Планирование эксперимента при поиске оптимальных условий. М.:Недра, 1976. - 279 с.

3. Амиян A.B., Ларионов А.Н., Артамохин А.П., Филиппов Ф.С. Глушение скважин на газо-конденсатных месторождениях// Газовая промышленность -1979.-№12.-С.32-33.

4. Ангелопуло O.K. Асбестовые буровые растворы// Нефтяник. 1982. - №11.-С. 14-15.

5. Ангелопуло O.K., Аваков В.Э. Использование органофильного асбеста в качестве структурообразователя буровых растворов// Бурение. -1982. №5.

6. Ангелопуло O.K., Илясов В.Н., Рязанов Я.А., Кобышев Н.П. Анализ технико-экономической эффективности применения гидрогеля магния// Нефтяное хозяйство. 1981. - №12. - С. 19-21.

7. Ангелопуло O.K., Пичугин В.П., Чехлов A.C. и др. Повышение смазочных свойств гидрофобных эмульсий нефти с концентрированными рассолами// Изв. вузов: Сер. «Нефть и газ». 1973. - №2. - С.34-40.

8. Ангелопуло O.K., Подгорнов В.М., Аваков В.Э. Буровые растворы для осложненных условий. М.:Недра, 1988.-135 с.

9. Асбест и другие природные минеральные волокна. Совместное изд. Международной организации труда и ВОЗ/ Пер. с англ. М:.Медицина, 1991.- 173 с.

10. Ахметов A.A. Капитальный ремонт скважин на Уренгойском месторождении. Проблемы и решения. Уфа:УГНТУ, 2000. - 219 с.

11. И.Ахметов A.A. Технологические разработки для ремонта скважин на Уренгойском месторождении. Уфа: УГНТУ, 1999. - 29 с.

12. Ахметов A.A., Барсуков К.А., Коршунов Н.П., Хозяинов В.Н. Новая технология глушения, консервации и освоения скважин// Газовая промышленность. 1990. - №9. - С.39.

13. Ашмарин И.П., Васильев H.H., Амбросов В.А. Быстрые методы статистической обработки и планирования экспериментов. Л.:ЛГУ, 1975. - 79 с.

14. A.C. №234285 СССР. Инвертный эмульсионный буровой раствор/ Кистер Э.Г., Файнштейн И.З., Шаскольская Т.П. Опубл. 1969. Бюл. №14.

15. A.C. №1745747 СССР. Инвертная эмульсия для глушения и заканчивания скважин/ Бачериков A.B., Хейфец И.Б., Коносов В.Н. и др.

16. A.C. №202027 СССР. Способ регулирования свойств промывочного раствора/ Лернер P.C., Злотник Д.Е. Опубл. 1967. Бюл. №19.

17. A.C. №3948649 СССР. Буровой раствор на углеводородной основе/ Мухин Л.К. и др. Опубл. 1987. -Бюл. №16.

18. Бабалян Г.А. и др. О применении поверхностно-активных веществ для увеличения скорости бурения// Нефтяное хозяйство. 1967. - №3. - С.22-27.

19. Бадовский H.A., Файман В.П. Борьба с осложнениями при бурении глубоких скважин за рубежом. М.: ВИЭСМ, 1986. - 76 с.

20. Баранов Ю.В., Зиятдинов И.Х., Валеева Т.Г., Хакимзянова М.М., Абдрашитов Ш.М. Разработка и опытно-промысловые испытания модифицированной жидкости СНПХ-3120М для глушения скважин// Нефтяное хозяйство. -1998. №2.-0.39-43.

21. Басарыгин Ю.М., Матвеев Д.Ф. Новые гидрофобно-эмульсионные растворы для глушения скважин//Газовая промышленность. 1995. - №9. - С. 14-15.

22. Белей И.И. Изучение фильтрационных свойств буровых и тампонажных растворов с целью повышения качества вскрытия и разобщения продуктивных пластов. Автореферат диссертации . к.т.н.- Тюмень, 1996. - 24 с.

23. Белоусов В.О. Технология борьбы с осложнениями при бурении скважин. -М.: Недра, 1967.-162 с.

24. Верней И.И. КолбасовВ.М. Технология асбестоцементных изделий. -М.: Стройиздат, 1985. -400с.

25. Бруцкус Т.К., Туловская З.Д., Погарская Т.И., Сегалова Е.Е. Влияние по-верхностноактивных добавок на процессы коагуляционного структурообра-зования в водных суспензиях асбеста// Коллоидный журнал. 1967. - №5. -С.638-641.

26. ЗО.Валеева H.A., Демчук Л.А., Лейберт Б.М., Мархасин И.Л, Набухание глины в малоактивированной воде// Нефтяное хозяйство. 1984. - №6. - С. 18-22.

27. ЗЬВинниченко В.М. Планирование производительности труда на буровых работах: Справочник. -М.: Недра, 1989. 189 с.

28. Войтенко B.C., Тур В.Д., Зиновьев Ю.С., Ерко H.H. Использование инверт-ного эмульсионного бурового раствора// Газовая промышленность. 1983. -С. 12-13.

29. Гасумов P.A., Шмельков В.Е., Каллаева Р.Н., Вагина Т.Ш. Технологические жидкости для глушения и восстановления работы скважин// Газовая промышленность. 1997. - №9. - С.36.

30. Геологический отчет НТЦ ООО «Уренгойгазпром». Н.Уренгой: Уренгой-газпром, 1998. - 69 с.

31. Глущенко В.Н., Кендис М.Ш., Вакуленко Т.Е., Орлов Г.А. Влияние вязкости углеводородной среды и объемного соотношения фаз на свойства обратных эмульсий// Нефтяное хозяйство. 1985. - №7. - С.45-48.

32. Глущенко В.Н., Кендис М.Ш., Орлов Г.А. Влияние объемного соотношения фаз на свойства обратных эмульсий// Нефтяная и газовая промышленность. 1985.-№2.-0.35-38.

33. Глущенко В.Н., Орлов Г.А., Королев И.П. Глушение скважин обратными эмульсиями// Нефтяная и газовая промышленность. 1985. - № 4. - С.33-36.

34. Глущенко В.Н., Орлов Г.А., Мусабиров М.Х. Исследование фильтрации обратных эмульсий, стабилизированных ЭС-2// Нефтяная и газовая промышленность. 1987. - №2. - С. 40-42.

35. Городнов В. Д. Влияние электролитов и защитных коллоидов на изменение структурно-адсорбционных деформаций в системе глина-жидкость// Коллоидный журнал. 1965. - Т.27. - №2. - С. 178-181.

36. Городнов В.Д. Физико-химические методы предупреждения осложнений в бурении. М.: Недра, 1977. - 280 с.

37. Городнов В.Д., Печерникова В.Ф. Влияние гидростатического давления на набухание глинистых пород// Изв. вузов: Серия «Нефть и газ». 1962. - №2. -С.39-41.

38. Грачева О.И. Исследование влияния поверхностно-активных веществ на свойства суспензий хризотил-асбеста// Коллоидный журнал. 1973. - №4. -С.748-750.

39. Грачева О.И. Электрокинетические свойства хризотил-асбеста различных месторождений СССР// Электроповерхностные явления в дисперсных системах. М.: Наука, 1972. - С. 24-28.

40. Грей Дж., Дарли Г. Состав и свойства буровых агентов. М.: Недра, 1985. -278 с.

41. Гриценко А.И. и др. Регулирование разработки газовых месторождений Западной Сибири М.:ВНИИЭгазпром, 1990.-42 с.

42. Дерягин Б.В., Чураев Н.В., Муллер В.М. Поверхностные силы. М.: Наука, 1985.-398 с.

43. Дюкалов СВ., Кирсанов А.И., Маслов В.Н. Геолого-промысловые аспекты сеноманских залежей Западной Сибири. М.:ВНИИЭгазпром, 1986.- 37с.

44. Еркова Л.Н., Скворцова Т.А., Лазарев СЛ., Грачева О.И. Исследование электроповерхностных явлений в водных суспензиях хризотил-асбеста приадсорбции поверхностно-активных веществ// Журнал прикладной химии. -1981.-№9.-С.1986-1990.

45. Жигач К.Ф., Кистер Э.Г., Злотник Д.Е. Глинистые препараты для бурения// Докл. АН СССР. 1950. - Т.72. - №6. - С. 1103-1106.

46. Жигач К.Ф., Яров А.Н. Об оценке набухаемости глин// Изв. вузов «Нефть и газ».- 1959.-№10.-0.13-18.

47. Ивачев Л.М. Борьба с поглощением промывочной жидкости при бурении геологоразведочных скважин. М.: Недра, 1982. - 293 с.

48. Касперский Б.В., Аникеенко Т.И., Кубова А. Д. Система раствора на нефтяной основе с коагуляционной структурой эмульгированной фазы// Труды ВНИИ по креплению скважин и буровым растворам. М.: ВНИИКСБР, 1979.-№16.-С.69-71.

49. Касьянов Н.М., Пустовойт П.С., Штырлин В.Ф. Влияние инвертного эмульсионного раствора и пластовой воды на проницаемость призабойной зоны и продуктивность скважины// РНТС «Бурение». 1973. - №11. - С.20-22.

50. Касьянов Н.М., Штырлин В.Ф., Муслимов Р.Х., Плотников H.A., Пустовойт П.С. Результаты вскрытия пластов с применением инвертных эмульсий// Нефтяное хозяйство. 1976. -№4. - С.25-29.

51. Кендис М.Ш., Глущенко В.Н., Орлов Г.А., Карпов В.М., Саунин В.И., За-рецкий Б.Я. Обратные эмульсии для глушения скважин// Нефтяное хозяйство. -1983. №2. - С.56-59.

52. Кирсанов А.Н. и др. Опыт первых лет разработки сеноманской залежи Ям-бургского месторождения. М.: ВНИИЭгазпром, 1990.- 42с.

53. Киряков Г.А. Разработка блокирующих растворов для глушения скважин Уренгойского месторождения в условиях аномально низких пластовых давлений: Дисс. . к.т.н. Уфа: УГНТУ, 2001. - 176 с.

54. Кисел ев A.B., Лыгин В.И. Исследование физической адсорбции воды на си-ликагеле с гидр атир о ванной поверхностью методом инфракрасной спектроскопии// Коллоидный журнал. 1959. - Т.21. - №5. - С.581-589.

55. Кистер Э.Г. О солеустойчивости патыгорскита// Коллоидный журнал. -1960. Т.22. - №6. - С.680-688.

56. Кистер Э.Г. Основные направления химической обработки буровых растворов// Химическая обработка буровых и цементных растворов. Труды ВНИИБТ. - Вып. XXVII. - М.:Недра, 1971. - С. 5-13.

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

58. Кистер Э.Г., Злотник Д.Е., Барановский Ю.В. Получение и применение солестойких буровых растворов// Химическая обработка буровых и цементных растворов. -Труды ВНИИБТ.-Вып. XXVIL-М^Недра, 1971.-С. 13-22.

59. Кистер Э.Г., Злотник Д.В., Рогозин Г.В. Водоотдача буровых растворов при высокой температуре// Нефтяное хозяйство. 1967. - №3. - С.28-30.

60. Кистер Э.Г., Файнштейн И.З., Касьянов Н.М., Шумилова Е.П. Эмультал -эмульгатор для инвертных эмульсионных буровых растворов// Бурение. -1974.-№11.-С.15-18.

61. Кистер Э.Г., Файнштейн И.З., Шумилова Е.П. Стабилизация инвертных эмульсий с высоким содержанием воды// Химическая обработка буровых и цементных растворов. Труды ВНИИБТ. - Вып. XXVII. - М.:Недра, 1971. - С. 163-170.

62. Колесников H.A., Крезуб А.П. и др. Исследование процесса кольматации горных пород буровыми растворами// Изв. вузов: Сер. «Нефть и газ». 1988. -№11.-0.19-24.

63. Коновалов Е.А. Применение коротковолокнистого асбеста на буровых Якутии// Нефтяник. 1984. - №1. - С.11-12.

64. Корецкий А.Ф., Кругляков П.М. Структурно-механический барьер и устойчивость эмульсий, стабилизированных твердыми эмульгаторами// ДАН СССР. 1976. - №6. - С. 1357-1359.

65. Королев И.П., Глущенко В.Н. и др. Опыт и перспективы использования обратных эмульсий для глушения скважин// Нефтяное хозяйство. 1986. -№10.-С.59-62.

66. Крысин Н.И. Разработка буровых растворов с низким содержанием твердой фазы и безглинистых для повышения качества и ускорения строительства скважин: Автореферат дис. . д.т.н. Уфа, 1987. - 48 с.

67. Кувандыков И.Ш., Казьмин A.B., Карманова Г.Н. и др. Методика определения содержания фаз в обратных эмульсиях// НТС «Проблемы нефти и газа Тюмени». 1974. - №21. - С.23-24.

68. Лезов Г.О., Яшин В.И., Исмагилов Т.А. и др. Технология комбинированного глушения и вторичного вскрытия нефтяных скважин с использованием ин-вертной дисперсии «Дисин»//Нефтяное хозяйство. 1994. -№2. - С.48-51.

69. Лерман Б.А., Глущенко В.Н., Орлов Г.А. Использование обратных эмульсий в добыче нефти // Нефтепромысловое дело. Вьш.6. - 1986. - 48 с.

70. Липкес .П., Касьянов Н.М., Овчинский К.Ш. Опыт промышленного применения утяжеленного термостойкого инвертно-эмульсионного раствора на Салымском месторождении//Бурение. 1982. - №2. - С20-23.

71. Мавлютов М.Р., Кузнецов Ю.С., Поляков В.Н. Управляемая кольмация ПЗП при бурении и заканчивании скважин// Нефтяное хозяйство. 1984. - №6. -С.7-10.

72. Малеванский В.Л., Охрименко Е.П. Методика исследования эффективности реагентов-пеногасителей// Бурение. 1967. - №9. - С. 16-19.

73. Мельников М.И., Ильин Г.А. Применение ВИЭР при подземных ремонтах газовых скважин Сахалина//Газовая промышленность. 1977. - №8. -С.15.

74. Минхайров К.Л., Наумов В.П., Бочкарев Г.П. и др. Первый опыт применения гидрофобных эмульсионных растворов// Технология бурения нефтяных скважин. Уфа: УфННИИ, 1970.-Вьш.26. -№3. - С. 177-182.

75. Михайлов Н.В., Ребиндер П.А. О структурно-механических свойствах дисперсных и высоко дисперсных систем// Коллоидный журнал. 1955. - Т.17. -№2.-С. 107.

76. Мищевич В.И. Гидродинамические исследования поглощаюпдих пластов и методы их изоляции. М.: Недра, 1974. - 271 с.

77. Мнацаканов A.B., Токунов В.И., Мельничук В.К., Хейфец И.Б., Сенкевич Э.С. Опыт применения гидрофобно-эмульсионных буровых растворов в условиях высоких забойных температур// РНТС «Бурение». 1982. - №3. -С.13-15.

78. Мухин Л.К., Дудыкина Н.В., Бражников А.Я и др. Опыт применения обратной эмульсии при бурении скважины №3-Сергеевской в Майкопском УБР// РНТС «Бурение». 1977. - №3. - 25-26.

79. Мухин Л.К,, Розенгафт А.Г. К вопросу оценки агрегативной устойчивости гидрофобных эмульсий// Нефтяное хозяйство. 1975. - №5.- С.25-26.

80. Мухин Л.К., Ропяная М.А., Табунченко В.Н. Об устойчивости инвертных эмульсионных буровых растворов, стабилизированных мылами поливалентных металлов// Нефтяное хозяйство. 1975. - №5.- С.26-29.

81. Нигматуллина А.Г., Нигматуллин Н.Г., Комкова Л.П., Шамсутдинов Р.Д. К вопросу о кислотных обработках// Прогрессивные технологии в добыче нефти: Сб. научн. трудов. Уфа: УГНТУ, 2000. - С. 154-156.

82. Нигматуллина А.Г., Чезлов A.A., Шамсутдинов Р.Д. Инвертная эмульсия для капитального ремонта скважин// Научные труды Второго Международного симпозиума «Наука и технология углеводородных дисперсных систем». Т.1. Уфа: Реактив, 2000. - С. 164-165.

83. Тезисы докладов Всероссийской научно-технической конференции. Тюмень: ТюмГНГУ, 2000. - С. 75-76.

84. Нигматуллина А.Г., Шамсутдинов Р.Д., Плюснин Д.О. Гидрофобизация асбеста// Научные проблемы Волго-Уральского нефтегазового региона. Технические и естественные аспекты: Сб. научн. тр.: В 2-х т. Т.1. - Уфа: УГ-НТУ, 2000.-С. 164-165.

85. Овчинников В.П., Аксенова H.A., Овчинников П.В. и др. Жидкость для глушения скважин// Научные труды Второго Международного симпозиума «Наука и технология углеводородных дисперсных систем». Т. 1. Уфа: Реактив, 2000. - С. 64-66.

86. Орлов Г.А., Кендис М.Ш., Глущенко В.Н. Применение обратных эмульсий в нефтедобыче. М.: Недра, 1991. - 224 с.

87. Орлов Г.А., Мусабиров М.Х., Давыдова А.И. и др. Исследование составов обратной эмульсии, обеспечивающей обработку призабойной зоны пласта в процессе глушения и текущего ремонта скважин// Нефтяное хозяйство. -1985.-№9.-0.5 1-54.

88. Отчет по теме № 07-82 «Исследование продуктивных пород нефтяных месторождений Башкирии для подсчета запасов и проектирования разработки». Т. 1 .-Уфа:Башнипинефть, 1982.

89. Пат. 2098447 РФ, Способ получения лигносульфонатного реагента для обработки бурового раствора/ Нигматуллина А.Г., Чезлов A.A., Шамсутдинов Р.Д., Мартьянова СВ., Пискарева Л.А.

90. Пат. 2162873 РФ. Способ получения металлосодержащего лигносульфонатного бурового реагента/ Акчурин Х.И., Нигматуллина А.Г., Нигматуллин Н.Г., Шамсутдинов Р.Д., Мартьянова СВ.

91. Пат. США 5072794, МКИ 5 В 21 В 21/00. Инвертно-эмульсионный буровой раствор со спиртом в качестве внутренней фазы. Alcohol-in-oil drilling fluid system. / Hale Arthur H., Blytas Geor С. -заявл. 19.03.91, опубл. 17.12.91.

92. Пат. США, кл. 252-8.5 Р (Е 21 b 21/04), № 3899431. Микроэмульсионный буровой раствор. Oil-in-water microemulsion drillindg fluids./ Hayes John В., Haws Gerald W., Gogarty William B. заявлено 18.01.73, опубл. 12.08.75

93. Пат. США, кл. 166-252 (Е 21 в 43/2), №3540532 Мицеллярные растворы для высоких температур. Hydrophobicity of surfactant influensing. /Davis John A., Jr. Kunzman William J. заявл. 30.09.69, опубл. 17.11.70.

94. Перспективы развития сырьевой базы// Газовая промышленность. 2000. -№1.-С. 1.

95. Поляков В.Н., Мавлютов М.Р., Алексеев Л.А., Колодкин В.А. Технология и техника борьбы с поглош;ениями при строительстве скважин. Уфа: Ки-тап, 1998. - 80 с.

96. Поп Г.С., Барсуков К.А., Ахметов A.A., Коршунов Н.Г., Хозяинов В.Н. Новая технология глушения, консервации и освоения скважин// Газовая промышленность. 1999. - №9. - С.39-40.

97. ПО. Работа с асбестом и асбестсодержащими материалами. Санитарные правила и нормы. Сан Пи H 2.2.3.757-99. - M.: Минздрав России, 1999.

98. РД-05751745-01-96. Гидрофобно-эмульсионные растворы для глушения скважин и проведения капитального ремонта на Уренгойском месторождении. Новый Уренгой, 1996.

99. Ребиндер П. А. Поверхностные явления в дисперсных системах. Коллоидная химия. Избранные труды. М.: Наука, 1987. - 368 с.

100. Резуненко В.И. Энергетическая стратегия России. Перспективы развития газовой промышленности// Газовая промышленность. 2001. -№ 1. - С. 1 -3.

101. Роджерс В.Ф. Промывочная жидкость для бурения нефтяных скважин. -М.: Гостехиздат, 1960. 390 с.

102. Роджерс В.Ф. Состав и свойства промывочных жидкостей для бурения нефтяных скважин. -М.: Недра, 1967. 599 с.

103. Рылов Н.И., Орлов Г.А., Хабибуллин P.A. и др. Результаты применения технологии глушения скважин эмульсионными растворами на нефтяной основе// Сборник трудов ТатНИПИнефть. Вьш.39. - 1978. - С. 18-20.

104. Рязанов Я.А. Справочник по буровым растворам. М.: Недра, 1979. - 215с.

105. Свиридов В.А., Соломатина E.B. Лаборатория исследования термостойкости ПАВ // Труды Укр. НИИ природ, газов. 1971. - Вып. -6(11). - С. 111114.

106. Смирнов Г.А., Индейкин Е.А., Засова В.А., Стажкова Е.П. Взаимодействие коллоидных поверхностно-активных веществ с волокнами хризотил-асбеста в водной среде// Журнал прикладной химии. 1975. - №10. -С.2293-2295.

107. Сулейманов Б.А. Применение многофункциональной эмульсии для воздействия на призабойную зону// Нефтяное хозяйство. 1995. - № 5. - С.65-67.

108. Сумароков В.П. Талловое масло. М.:Лесная промышленность, 1965.

109. Таубман А.Б., Корецкий А.Ф. Стабилизация эмульсий твердыми эмульгаторами и коагуляционное структурообразование// Успехи коллоидной химии. -М: 1973. С. 255-262.

110. Токунов В.И., Хейфец И.Б. Гидрофобно-эмульсионные буровые растворы. М.: Недра, 1983.

111. Токунов В.И., Хейфец И.Б. и др. Новый реагент МАС-200 для буровых растворов// Нефтяное хозяйство. 1979. - №6. - С.63-66.

112. Токунов В.И., Хейфец И.Б., Клименко И.М. Технико-экономические результаты применения гидрофобных эмульсий на Глинско-Розбышевскойплощади ДДв// Разведка и бурение на нефть и газ. Тр. Укргипрониинефть. -Вьш.24.- 1979.-С.111-115.

113. Токунова В.В., Токунов В.И., Хейфец И.Б. и др. Получение и использование аминосодержащих ПАВ в гидрофобных эмульсиях// Разведка и бурение на нефть и газ. Тр. Укргипрониинефть. - Вып.24. - 1979. - С.78-82.

114. Туловская З.Д., Бруцкус Т.К., Сегалова Е.Е. Исследование процессов структурообразования в разбавленных асбестовых и асбестоцементных сус-пензиях//Коллоидный журнал. 1968. -№1.-С. 151-158.

115. Федосеев А.Д., Григорьева Л.Ф., Макарова Т.А. Волокнистые силикаты. -М.: Наука, 1966.-71 с.

116. Хангильдин Г.Н. О коллоидно-химической природе обвалов стенок буровых скважин и физико-химических основах методов борьбы с ними// Нефтяное хозяйство. 1951. - №12. - С.26-31.

117. Хейфец И.Б., Токунов В.И., Воронова Э.М. и др. О стабилизации ГЭР твердыми наполнителями// Разведка и бурение на нефть и газ. Тр. Укргипрониинефть. - Вьш.24. - 1979. -С.95-101.

118. Химическая обработка буровых и цементных растворов/ Под ред. Э.Г.Кистера. -Труды ВНИИБТ.-Вып. ХХУП.-М.гНедра, 1971. -214 с.

119. Шевалдин И.Е. Влияние степени минерализации дисперсионной среды естественных водных суспензий на качество вскрытия продуктивных горизонтов// Нефтяное хозяйство. 1961. - №11. - С.25-30.

120. Шехтер Ю.Н., Крейн С.Э., Тетерина Л.Н. Маслорастворимые поверхностно-активные вещества. М.: Химия, 1978. - 304 с.

121. Шумилова В.М. Разработка высококонцентрированных инвертных эмульсионных растворов // Тр. ВНИИ т. техн. М.: 1972. - Вып.30. - С.140-144.

122. Юнусов М.С., Шерещовец В.В., Иванов Т.Е. и др. Разработка инвертной эмульсии на синтетической основе// Научные труды Второго Международного симпозиума «Наука и технология углеводородных дисперсных систем». Т. 1. Уфа: Реактив, 2000. - С. 79.

123. Ягодин В.Д., Мухин Л.К. Обратная эмульсия, стабилизированная железными мылами окисленного петролатума// Нефтяное хозяйство. -1978. -№9. -С.20 22.

124. Ясов В.Г., Мыслюк М.А. Осложнения в бурении: Справочное пособие. -М.: Недра, 1991.-334 с.

125. Athinson R.J. Chrysolite asbestos// J. Colloidal and Interface Sci. 1973. -Vol.43.-N3.-P.624-628.

126. Baker R.S. Special oil emulsion mud is reducing drilling costs// World Oil. -1954.-Vol.139.-N4.

127. Choi G., Smith R.W. Kinetic Study of dissolution of asbestos fibers in water// J. Colloidal and Interface Sci. 1972. - Vol.40. - N2. - P.253-262.

128. Darley H.C.H. Designing fast drilling fluids// Petrol. Tech. 1965. - Vol.4. -P.465-470.

129. Ezzat A.M., Blattel S.R. Solids-Free Brine-in Oil Emulsions for Completion// SPE Drill. -1989. № 4. - P. 300-306.159

130. Manual of Drilling Fluids Technology. Lubricity. NL Baroid/ NL Industries. Ins., 1985.

131. Mud Facts Engineering Handbook/ Milpark Drilling Fluids. A Baker Hughes company, 1990.-478 p.

132. Naumann A.W., Dresser W.H. Colloidal suspension of chrysolite asbestos// J. Colloidal and Interface Sci. 1968. - Vol.27. - N1. - P. 133-140.

133. Smith W.C. Asbestos in drill water helps cut drilling Costs// World oil. 1965. -Vol. 161.-N4.-P. 116-118.

134. Trimble G.A., Nelson M.D. Use of inverted emulsion mud proves successful in zone susceptible to water damage// Petrol Tech. 1960. - Vol.12. - N2. - P.23-30.

135. Water asbestos drilling saves for Texas Contractor// Oil and Gas I. - 1965. -Vol.63.-N19.-P.190.

136. Young S. The alternative to the oil-based drilling mud. Technical and environmental benefits of psevdo-oil-based drilling mud// 7-th Northen Drilling Conference. Kristiansand, North Norway. - October 1994.160