Разработка комплексных реагентов-компаундов для цементирования продуктивных пластов тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 25.00.15, кандидат технических наук Гринько, Юрий Вячеславович

• Гринько, Юрий Вячеславович
• кандидат технических наук
• 2004

Оглавление диссертации кандидат технических наук Гринько, Юрий Вячеславович

ВВЕДЕНИЕ.

1. АНАЛИЗ ЛИТЕРАТУРНЫХ И ПАТЕНТНЫХ ИСТОЧНИКОВ. ВЫБОР И ОБОСНОВАНИЕ НАПРАВЛЕНИЯ ИССЛЕДОВАНИЙ.

1.1. Влияние фильтрата буровых и тампонажных растворов и глубины проникновения в пласт на его свойства и продуктивность.

1.2. Вопросы седиментации и стабилизации дисперсных систем применительно к цементным растворам. Современное состояние применения химических реагентов для обработки тампонажных растворов.

1.3. Разработка требований к тампонажным растворам для цементирования продуктивных пластов. Выбор направления исследований.

1.4. Выводы по главе 1.

2. ИССЛЕДОВАНИЕ И ВЫБОР ХИМИЧЕСКИХ РЕАГЕНТОВ ДЛЯ ОБРАБОТКИ ТАМПОНАЖНЫХ РАСТВОРОВ.

2.1. Методика проведения исследований.

2.2. Оценка эффективности и выбор понизителей водоотдачи и пластификаторов.

2.3. Исследование свойств цементных растворов, обработанных С-3 и ОЭЦ и выбор оптимального соотношения реагентов.

2.4. Изучение механизма синергетического эффекта в композиции "С-З-ОЭЦ".

2.5. Исследование, оценка эффективности и выбор пеногасителей.

2.6. Выводы по главе 2.

3. РАЗРАБОТКА РЕЦЕПТУР ТАМПОНАЖНЫХ РАСТВОРОВ С ПРИМЕНЕНИЕМ КОМПЛЕКСНЫХ РЕАГЕНТОВ-КОМПАУНДОВ ДЛЯ РАЗЛИЧНЫХ УСЛОВИЙ ПРИМЕНЕНИЯ.

3.1. Рецептуры тампонажных растворов для условий повышенных температур.

3.2. Рецептуры тампонажных растворов для условий высоких температур.

3.3. Рецептуры тампонажных растворов для условий умеренных и нормальных температур.

3.4. Рецептуры тампонажных растворов, отвечающих требованию по степени релаксации напряжений.:.

3.5. Исследование реологических свойств тампонажных растворов, обработанных комплексными реагентами-компаундами КРК.

3.6. Выводы по главе 3.

4. ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКОЕ ОБОСНОВАНИЕ И ОПЫТ ПРИМЕНЕНИЯ КОМПЛЕКСНЫХ РЕАГЕНТОВ-КОМПАУНДОВ ПРИ ЦЕМЕНТИРОВАНИИ СКВАЖИН.

4.1. Сопоставление комплексных реагентов-понизителей водоотдачи КРК с импортными реагентами.

4.2. Опыт применения тампонажных растворов с низкой водоотдачей при цементировании скважин.

4.3. Экономическая эффективность применения комплексных реагентов-компаундов.

4.4. Выводы по главе 4.

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Разработка комплексных реагентов-компаундов для цементирования продуктивных пластов»

Цементирование является завершающим и наиболее ответственным этапом строительства скважин, от успешности и качества которого в значительной степени зависят продолжительность и результативность последующих работ по освоению скважин и их эксплуатационные характеристики.

Понятие высокого качества цементирования включает два аспекта: минимальное отрицательное воздействие тампонажного раствора на коллекторские свойства продуктивного пласта и надежная герметизация заколонного пространства скважины.

Некачественное цементирование скважин нередко становится причиной таких осложнений, как проникновение фильтрата в продуктивные пласты, прорывы подошвенных вод, межпластовые перетоки, грифонообразование и др., требующие значительных затрат времени, материалов и денежных средств на ремонтно-исправительные работы и приводящие к снижению объемов добычи.

Проблема качественного цементирования скважин усугубляется сложностью и многообразием горно-геологических условий проводки скважин и соответствующих требований к тампонажным составам. Наибольшую остроту она приобретает при разработке месторождений со сложным строением продуктивных горизонтов, характеризующихся наличием близкорасположенных разнона-порных нефте-, газо- и водоносных пластов.

Ассортимент серийно выпускаемых промышленностью тампонажных цементов невелик, и в силу своей химической природы они не удовлетворяют и не могут удовлетворять всем необходимым требованиям по условиям строительства скважин. В связи с этим регулирование параметров тампонажных растворов и придание им необходимых свойств осуществляется введением химических реагентов и их комбинаций. Сложность и трудоемкость этой операции обусловливается тем, что свойства тампонажного раствора и образующегося камня описываются 14 параметрами, и изменение одного параметра в требуемом направлении может сопровождаться нежелательным изменением других параметров.

Решение задачи эффективного управления свойствами тампонажных растворов сводится к двум основным направлениям:

- разработка оптимальных рецептур тампонажных растворов для различных условий применения при использовании минимума наиболее эффективных реагентов;

- создание новых специальных и комплексных реагентов, обеспечивающих высокое качество крепления за счет улучшения максимально большего числа параметров.

Целью диссертационной работы является исследование и разработка комплексных реагентов-понизителей водоотдачи и тампонажных составов на их основе для повышения качества крепления скважин, в т. ч. продуктивной зоны, для различных условий применения.

Научная новизна работы заключается в следующем:

- теоретически обоснована и экспериментально подтверждена возможность создания комплексных реагентов, сочетающих в себе свойства понизителя водоотдачи, пластификатора и стабилизатора тампонажных растворов;

- экспериментально установлена природа синергетического эффекта, возникающего при совместном применении оксиэтилцеллюлозы (ОЭЦ) и оксинафталинсульфокислото-формальдегидной смолы (суперпластификатор С-3);

- разработана методика определения эффективности реагентов-пено-гасителей в среде цементного раствора;

- теоретически обоснована и экспериментально подтверждена возможность стабилизации метилцеллюлозы (МЦ) в цементных растворах при температурах выше точки гелеобразования с помощью ОЭЦ.

- разработаны рецептуры комплексных реагентов-компаундов для различных температур, доказана целесообразность их применения в качестве понизителей водоотдачи и стабилизаторов для цементных растворов.

Основные результаты проведенных исследований заключаются в следующем.

Разработаны, прошли промысловые испытания и внедрены в производство:

- комплексный реагент-компаунд КРК-75 и тампонажные растворы на его основе для температур 50-90 "С;

- комплексный реагент-компаунд КРК-100 и тампонажные растворы на его основе для температур 90-120 "С;

- комплексный реагент-компаунд КРК-40 и тампонажные растворы на его основе для температур 30-50 °С;

- усовершенствованные рецептуры тампонажных растворов, содержащие комплексные реагенты-компаунды КРК в сочетании с расширяющими добавками.

Основные технические решения — составы комплексных реагентовкомпаундов КРК и усовершенствованных тампонажных растворов - защищены патентами РФ.

Заключение диссертации по теме «Технология бурения и освоения скважин», Гринько, Юрий Вячеславович

Основные выводы и рекомендации.

1. Анализом литературных источников и промысловых данных установлено, что для обеспечения высокого качества цементирования тампонажный раствор должен обладать низкой водоотдачей, седиментационно-суффозионной устойчивостью, хорошей адгезией к породе и металлу труб и низкой контрак-ционной усадкой камня. Наиболее рациональным и наиболее перспективным способом придания тампонаж!юму раствору и камню необходимых свойств является создание комплексных реагентов многофункционального действия.

2. Теоретически обоснована и экспериментально подтверждена возможность создания комплексных реагентов-компаундов многофункционального действия, сочетающих в себе свойства понизителя водоотдачи, пластификатора и стабилизатора тампонажных растворов.

3. Разработаны комплексные реагенты-компаунды КРК для различных условиях применения, которые являются реагентами многофункционального действия, придающими цементным растворам свойства, необходимые для обеспечения качества цементирования.

4. Тампонажные растворы, обработанные реагентами КРК, полностью отвечают требованиям к тампонажным составам, предназначенным для цемен-ти-рования продуктивной зоны скважин. Промысловые испытания подтверждают технологичность применения комплексных реагантов-компаундов КРК и повышение качества цементирования при применении растворов на их основе.

5. Комплексные реагенты-компаунды КРК нетоксичны, экологически безвредны и соответствуют IV классу опасности по ГОСТ 21.1.00776, что подтверждено токсикологическим паспортом и санитарно-эпидемиологическим заключением.

6. Применение комплексных реагентов-компаундов КРК на Прибрежной и Сладковско-Морозовской площадях Краснодарского края и на Приобской площади Тюменской области позволило получить экономический эффект в размере более 2 млн. рублей.

Список литературы диссертационного исследования кандидат технических наук Гринько, Юрий Вячеславович, 2004 год

1. Гороновский И.Т., Назаренко Ю.П., Некряч Е.Ф. Краткий справочник по химии.//Киев, Наукова думка, 1974.

2. Перельман В.И. Краткий справочник химика.//М., Химия, 1964.

3. Рабинович В.А., Хавин З.Я. Краткий химический справочник.//Л., Химия, 1991.

4. Химические реакции полимеров. Под ред. Е. Феттеса, пер. с англ. под ред. акад. АН СССР В.А. Кабанова. //М., Мир, 1977.

5. Бюлер К.А., Пирсон Д.Е. Органические синтезы. В 2 частях. 4.1. Пер. с англ. проф. Платэ А.Ф. и Тетериной М.П. // М., Мир, 1973.

6. Маки Р.К., Смит Д.М. Путеводитель по органическому синтезу. Пер. с англ. Ивойловой Е.В. под ред. проф. В.М. Потапова. //М., Мир, 1985.

7. Тихомиров В.К. Пены. Теория и практика их получения и уничтожения. // М., Химия, 1983.

8. Гринько Ю.В. Реагенты-пеногасители для цементных растворов. // Импортзамещающие технические средства и материалы. Тр. ОАО НПО "Бурение", вып. 9, Краснодар, 2003, с. 135-139.

9. Булатов А.И., Рябченко В.И., Сухарев С.С. Основы физико-химии промывочных жидкостей и тампонажных растворов. // М., Недра, 1968. 174 с.

10. Булатов А.И. Управление физико-механическими свойствами тампонажных систем. // М., Недра, 1976, 249 с.

11. Неппер Д.Х. Стабилизация коллоидных систем полимерами. // М.,1. Мир, 1986,487 с.

12. Энциклопедия полимеров. В 5 т. // М., Советская энциклопедия, 1974//т.2, стр. 211-215.

13. Пеньков А.И., Рябоконь С.А. Требования к свойствам и критерии оценки качества буровых растворов, обеспечивающих надлежащую подготовку ствола к креплению скважин. Труды ОАО НПО "Бурение". - 2000. -вып. 5. - С. 18 - 26.

14. Нижник А.Е., Куксов А.К., Лебедев О.А. К вопросу о влиянии цементирования на продуктивность скважин. //Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. 2001. - № 5-6. - С. 27-29.

15. Фаткуллин Р.Х., Вакула Я.В., Поваляев А.И. Опыт строительства наклонно-горизонтальных скважин на месторождениях Татарстана. // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. 1995. - № 10-11. - С. 49-50.

16. Справочник химика. Изд. 2. В 6-и томах. // М.-Л., Химия, 1964.

17. Шайнуров P.C. Технология бурения боковых стволов из обсаженных скважин с целью их реанимации. // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. 1995. - № 10-11. - С. 51-53.

18. Патент № 4838353, США, МПК Е21В 43/12, 43/24. Устройство для заканчивания и обслуживания скважин с отклоненным и горизонтальным стволом. //E.O.Anders, Anders Energy Corporation. Опубликован 13.06.1989.

19. Патент № 5301760, США, МПК Е21В 7/06. Способ заканчивания горизонтального коллектора из вертикальной скважины. // S.A.Graham, Natural Reserves Group Incorporated. Опубликован 21.03.1993.

20. Патент № 2055156, РФ, МПК Е21В 7/06. Способ заканчивания горизонтальной скважины. // И.Ф. Афридонов и др., БашНИПИнефть. Опубликован 27.02.1996.

21. Патент № 4977961, США, МПК Е21В 7/06. Способ создания параллельных вертикальных трещин в наклонных пробуренных скважинах. // Опубликован 12.12.1992.

22. Патент № 5249628, США, МПК Е21В 7/06. Способ заканчивают горизонтальных скважин. // J. В. Suijaatmagia, Halliburton Со. Опубликован 21.03.1993.

23. Булатов А.И. Технология цементирования нефтяных и газовых скважин. // М., Недра, 1973, 296 с.

24. Патент № 2129649, РФ, МПК Е21В 33/138.- Комплексный реагент для тампонажных систем. // Гноевых А.Н., Куксов А.К., Новохатский Д.Ф., Рябоконь A.A., Рябова Л.И. Опубликован 27.04.99 г.

25. Петросян A.A. Разработка нового облегченного полимерцементного материала // Тезисы докладов к IV конференции-дискуссии "формирование и работа тампонажного камня в скважине" 11-15 мая 1987 г. Краснодар, 1987, с. 79-80.

26. A.c. № 1305308, СССР, МПК Е21В 33/138. Тампонажный раствор. // Ахрименко В.Е., Гень О.П., Камалов O.P., Куксов А.К., Левин Е.М., Катеев И.С., Фаткуллин Р.Х. Опубликован 23.04.87 г.

27. A.c. № 1328481, СССР, МПК Е21В 33/138. Тампонажный состав. // Катенев Е.П., Остапенко A.A., Алексеенко Т.Н., Никифорова В.Н. Опубликован 07.08.87 г.

28. Заявка ЕПВ /ЕР/ № 0201355, МПК Е21В 33/138, 43/25, 21/00.- Способ и состав для снижения водоотдачи. // R.E. Bizley, Ethyl Corp., US. Опубликован 12.11.86, РЖ Изобретения стран мира, 1987, № 18, с. 57.

29. А.с. № 1719618, СССР, МПК Е21В 33/138.- Комплексный реагент для тампонажных растворов. // Куксов А.К., Крезуб А.П., Рябова Л.И., Лышко Г.Н., Лоскутов Д.А., Жмуркевич Е.И. Опубликован 15.03.92 г.

30. Патент № 2132447, РФ, МПК Е21В 33/138.- Тампонажный состав. // Паненко И.А., Григулецкий В.Г., Рябова Л.И., Елизаров Н.И. Опубликован 27.06.99 г.

31. Патент № 2179231, РФ, МПК Е21В 33/138.- Комплексный реагент для тампонажных растворов. // Казаков ВА., Куксов А.К., Новохатский Д.Ф., Рябова Л.И. Опубликован 10.02.2002 г.

32. Ашрафьян М.О. Технология разобщения пластов в осложненных условиях. //М., Недра, 1989. 230 с.

33. Барановский В.Д., Булатов А.И., Крылов В.И. Крепление и цементирование наклонных скважин. //М., Недра, 1986. 272 с.

34. Булатов А.И., Данюшевский B.C. Тампонажные материалы. // М., Недра, 1987. 280 с.

35. Данюшевский B.C., Алиев P.M., Толстых И.Ф. Справочное руководство по тампонажным материалам. // М., Недра, 1987. 373 с.

36. Костырин В.И. Тампонажные материалы и химреагенты. Справочное пособие. //М., Недра, 1989. 143 с.

37. Кравцов В.М., Кузнецов Ю.С., Мавлютов М.Р. и др. Крепление скважин в коррозионно-активных средах. // М., Недра, 1987, 190 с.

38. Davis R.H., Acrivos A. Sedimentation of non-colloidal partides at low Reynods numbers. Ann. Rev. Fluid Mech. - 1985. - P. 91 - 118.

39. Hanson P., Trigg Т., Rachal G., Zamora M. Investigation of barite sag in weighted drilling fluids in highly deviated wells. SPE paper 20423, presented at the SPE Annual Conference and Exhibition. - New Orlean, 1990, September. - P. 23 — 26.

40. Краткая химическая энциклопедия. В 5 т. //М., Советская энциклопедия, 1961.//Т. 1, с. 720.

41. Мариампольский Н.А., Рябова Л.И., Безрукова Е.С., Комнатный В.Ю.

42. Комбинированный реагент на основе фосфорорганических комплексонов и акриловых полимеров. // Тр. ВНИИКРнефть, 1988, вып.8, с. 48-53.

43. A.c. № 1451257, СССР, МПК Е21В 33/138. Комплексный реагент для тампонажных растворов. // Мариампольский H.A., Рябова Л.И., Аракелян A.A., Безрукова Е.С., Новохатская И.Д., Комнатный В.Ю. Опубликован 15.01.89 г.

44. A.c. № 1432213, СССР, МПК Е21В 33/138. Тампонажный раствор.I

45. Рогоза З.И., Исакова Е.Ф. Опубликован 07.06.89 г.

46. A.c. № 1305307, СССР, МПК Е21В 33/138. Тампонажный состав. // Зельцер П.Я., Коновалов Е.А. Опубликован 23.04.87 г.

47. Лукманов P.P., Лукманова Р.З. Состав для регулирования свойств тампонажного камня. // Тезисы докладов к IV конференции-дискуссии "формирование и работа тампонажного камня в скважине" 11-15 мая 1987 г. Краснодар, 1987, с. 95.

48. A.c. № 991025, СССР, МПК Е21В 33/138. Тампонажный раствор. // Рогоза З.И., Исакова Е.Ф., Федорова В.В., Булда Ю.А. Опубликован 23.01.83 г.

49. A.c. № 1484818, СССР, МПК Е21В 33/138. Тампонажная смесь для изоляции проницаемых пластов. // Прасолов В.А., Алгина С.И. Опубликован 07.06.89 г.

50. A.c. № 1583381, СССР, МПК Е21В 33/138. Добавка к тампонажным растворам. // Рябова Л.И., Безрукова Е.С., Дейкин В.В., Тросько У.В., Белобородое В.В., Стопский B.C., Смирнов Г.Я., Арутюнян А.Н., Казарян Р.В., Кор-нена Е.П. Опубликован 07.08.90 г.

51. Заявка ЕПВ /ЕР/ № 0145151, МПК Е21В 33/138, С04В 24/40, С08К5/00.- Тиксотропный цемент, предназначенный для цементирования буровых скважин. // P.O. Drawer, Halliburton Со, US, опубликован 19.06.85, РЖ Изобретения стран мира, 1986, № 1, с. 30.

52. Булатов А.И., Мариампольский H.A. Регулирование технологических показателей тампонажных растворов.// М., Недра, 1988, 224 с.

53. Резчиков Г.А. Совершенствование рецептур тампонажных растворов для цементирования скважин в сложных условиях. Диссертация на соискание ученой степени кандидата технических наук. // Краснодар, 2001,131 с.

54. Безрукова Е.С., Новохатская И.Д. Модифицированный реагент для тампонажных растворов. // Тезисы докладов к IV конференции-дискуссии "формирование и работа тампонажного камня в скважине" 11-15 мая 1987 г. Краснодар, 1987, с. 91-92.

55. A.c. № 1484017, СССР, МПК Е21В 33/138. Тампонажный раствор. // Белов В.П., Живаева В.В., Ротпггейн O.JI. Опубликован 07.06.89 г.

56. Патент № 4448281, США, МПК С04В 7/35.- Твердые полиаминовые добавки для регулирования пластичности. // Опубликован 04.06.86 г.

57. A.c. № 1420136, СССР, МПК Е21В 33/138. Тампонажный состав для "холодных" скважин. // Мариампольский H.A., Рябова Л.И., Новохатская И.Д., Рогожина М.В. Опубликован 30.06.86 г.

58. Вагнер Г.Р. Формирование структур в силикатных дисперсиях. // Киев, Наукова думка, 1989. 181 с.

59. Куксов А.К., Черненко A.B. Заколонные проявления при строительстве скважин. // Обз. инф. сер. Техника и технология бурения скважин. Вып. 9. //М., ВНИИОЭНГ, 1988. 68 с.

60. Черненко A.B. Герметичность затрубного пространства и требования к тампонажному раствору (камню). // Тампонажные растворы и технология крепления скважин. Труды ВНИИКРнефть, вып. 13. // Краснодар, 1977, с. 142-149.

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

62. Аглиуллин М.М. Оценка глубины проникновения фильтрата промывочной жидкости по данным испытателей пластов. // там же, с. 99-105.

63. Мамулов Ф.Г., Булатов А.И., Бондарев В.И. Регулирование реологических свойств тампонажных растворов и снижение гидравлических потерь при цементировании скважин. // Обз. инф. сер. Бурение. // М., ВНИИОЭНГ, 1978. 85 с.

64. Гайворонский A.A. Крепление нефтяных и газовых скважин в США. М., Гостоптехиздат, 1962. 176 с.

65. Булатов А.И., Куксов А.К., Бабаян Э.В. Предупреждение и ликвидация газонефтеводопроявлений при бурении. // Обз. инф. сер. Бурение, вып.З (122). // М., ВНИИОЭНГ, 1987. 50 с.

66. Куксов А.К., Бабаян Э.В., Шевцов В.Д. Предупреждение и ликвидация газонефтеводопроявлений при бурении. // М., Недра, 1992. 251 с.

67. Ищенко В.И., Софронов В.Д. Строительство нефтяных скважин в Западной Сибири. // Обз. инф. сер. Бурение. // М, ВНИИОЭНГ, 1987. 65 с.

68. Булатов А.И. Цементирование глубоких скважин. // М., Недра, 1964. 290 с.

69. Скрамтаев Б.Г. Труды НИИЦемента. // Промстройиздат, № 3,1960.

70. Еганьянц Е.Т. Предупреждение глубокого проникновения фильтрата бурового раствора. // Тр. ВНИГРИ,

71. Рабинович Н.Р. Инженерные задачи механики сплошной среды в бурении. //М., Недра, 1989. 270 с.

72. Рязанцев Н.Ф., Карнаухов M.JL, Белов А.Е. Испытание скважин в процессе бурения. //М., Недра, 1982. 310 с.

73. Лехович П.К. Пути повышения эффективности нефтегазопромысло-вых работ на больших глубинах. // Геология нефти и газа, 1978, № 4, с. 20-23.

74. Гудок Н.С. Изучение физических свойств пористых сред. // М., Недра, 1970. 280 с.

75. Крэйг Ф.Ф. Разработка нефтяных месторождений при заводнении. // М., Недра, 1974. 192 с.

76. Ханин А.А. Остаточная вода в коллекторах нефти и газа. М., Гостоп-техиздат, 1963. 208 с.

77. Яковенко В.И., Шурыгин М.Н. Экспериментальная оценка влияния процесса цементирования скважин на их относительную продуктивность. // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море, 1999, № 7-8, с. 44-46.

78. Капырин Ю.В., Храпова Е.И. Комплексная технология вторичного вскрытия пласта. // Бурение и нефть, 2003, июль-август. С. 40-43.

79. Ибатуллин И.Р., Губайдуллин Ф.А., Уваров С.Г., Фирсов С.В., Кру-пин С.В. Модифицирование свойств призабойной зоны добывающих скважин для увеличения добычи нефти. // Бурение и нефть, 2003, июль-август. С. 45-48.

80. Рабинович Н.Р., Смирнова Н.В., Тевзадзе Н.Р. Оценка качества вскрытия пластов и освоения скважин. // Обз. инф. сер. Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. // М., ВНИИОЭНГ, 1990. 44 с.

81. Соловьев Е.М. Заканчивание скважин. М., Недра, 1979. 303 с.

82. Тагер A.A. Физикохимия полимеров. Изд. 3.//М., Химия, 1978, 544 с.

83. Рамчадран B.C., Фельдман Р.Ф., Коллепарди М. И др. Добавки в бетон. Справочное пособие. //М., Стройиздат, 1988, 575 с.

84. Иванов Ф.М, Батраков В.Г., Лагойда A.B. Основные направления применения химических добавок к бетону. // Бетон и железобетон, 1981, № 9, с. 3-5.

85. Ребиндер П.А. Поверхностно-активные вещества, их назначение и применение в нефтяной промышленности. //М., Недра, 1978, 25 с.

86. Buster J.L. Plan turbulance into your cement jobs. 1962. 34. № 5. Petroleum Engineer.

87. Аракелян A.A., Новохатский Д.Ф., Паринов П.Ф. и др. Тампонажные растворы повышенной плотности. // Бурение, 1982, № 3, с. 17-18.

88. Зельцер П.Н. Пластификация тампонажных цементных растворов для условий Восточной Сибири и Якутии. — Бурение газовых и морских нефтяных скважин. // М., 1983, № 2, с. 17-19.

89. Патент № 2194149, РФ, МПК Е21В 33/138.- Комплексный реагент для тампонажных растворов. // Ашрафьян М.О., Куксов А.К., Меденцев В.М., Гринько Ю.В., Нижник А.Е., Рябова Л.И. Опубликован 10.12.2002 г.

90. Шеметов В.Ю., Мариампольский H.A. Об осмотической природе ка-налообразования в цементном камне. // Тезисы докладов к конференции-дискуссии "Формирование и работа тампонажного камня в скважине" 14-18 мая 1984 г. //Краснодар, 1984, с. 19-20.

91. Аракелян A.A. Контракция тампонажного раствора-камня в термобарических условиях. // Тезисы докладов к конференции-дискуссии "Формирование и работа тампонажного камня в скважине" 14-18 мая 1984 г. // Краснодар, 1984, с. 67.

92. Петере В.И., Каримов Н.Х., Запорожец Л.С. Расширяющиеся напрягающие тампонажные цементы. // Тезисы докладов к конференции-дискуссии "Формирование и работа тампонажного камня в скважине" 14-18 мая 1984 г. // Краснодар, 1984, с.80-87.

93. Крых Б.В., Осмолова Р.В. Состав и свойства тампонажных растворов на основе золы горючих сланцев. // Тезисы докладов к IV конференции-дискуссии "Формирование и работа тампонажного камня в скважине" 11-15 мая 1987г. //Краснодар, 1987, с.54-56.

94. Штакельберг Д.И. Термодинамика структурообразования водно-сили-катных дисперсных материалов. // Рига, Зинатне, 1984.

95. Геранин М.П., Ломоносов В.В., Чжао П.Х. Совершенствование крепления скважин на подземных хранилищах газа. // Обз. инф. сер. Бурение газовых и газоконденсатных скважин, вып. 5. //М., ВНИИЭГазпром, 1982. 38 с.

96. Геранин М.П., Соловьев Е.М. Оценка тампонирующей способности цементных растворов. //Газовая промышленность, 1972, № 2, с. 4-7.

97. Геранин М.П. Перетоки газа в скважинах через цементный раствор. // Обз. инф. сер. Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. //М., ВНИИЭГазпром, 1977. 52 с.

98. Грачев В.В., Малеванский В.Д. Повышение суффозионной устойчивости цементных растворов. // РНТС Бурение газовых и морских нефтяных скважин, № 2, с. 11-16. // М., ВНИИЭГазпром, 1980.

99. Черненко A.B., Куксов A.K. Влияние фильтрационных разрушений на проницаемость тампонажного камня. // Нефтяное хозяйство, 1972, № 10, с. 21-24.

100. Черненко A.B., Горлов А.Е. О седиментационной устойчивости там-понажныхрастворов. //Нефтяное хозяйство, 1977, № 7, с. 21-23.

101. РД 39-0147009-510-85. Руководство по предупреждению загрязнения нефтенасыщенных пластов.

102. Грей Дж., Дарли Г. Состав и свойства буровых агентов (промывочных жидкостей). //

103. Козубовский Г.А. Некоторые особенности распределения фильтрата бурового раствора в призабойной зоне скважин. // В кн. Вопросы вскрытия и разобщения продуктивных пластов на месторождениях Западной Сибири. Труды СИБНИИНП. //Тюмень, 1983. с. 27-31.

104. ИЗ. Варламов Н.С. Испытатели пластов с опорой на забой. М., Недра, 1976. 118 с.

105. Винарский М.С., Муратов В.К., Петрова С.Н. Влияние свойств бурового раствора на состояние призабойной зоны. // Нефтяное хозяйство, 1977, № 6, с.23-27.

106. Ахияров В.Х. Особенности образования зоны проникновения и ее влияние на характеристику коллекторов в терригенном разрезе ЗападноСибирской равнины. //Труды ЗапСибНИГНИ, 1975, вып.106, с. 151-161.

107. Рабинович Н.Р., Яковенко В.И., Дерновой В.П. Оценка качества вскрытия пластов по данным лабораторных исследований. // Нефтяное хозяйство, 1992, № 3, с.6-9.

108. Рабинович Н.Р., Тевзадзе Н.Р. Априорная оценка качества вскрытияпластов и качества освоения скважин. // Труды ВНИИКРнефть, вып. 7, 1988, с. 139-144.

109. Калинин В.Г., Сухоносов Г.Д. Оценка проницаемости пласта-коллектора при испытании его с помощью испытателя пластов, спускаемого на трубах. //РЖ сер. Бурение, 1983, вып. 5, с. 21-22.

110. Крылов В.И., Пешалов Ю.А., Калугин М.В. Повышение эффективности и качества крепления газовых скважин. // Обз. инф. сер. Бурение газовых и газоконденсатных скважин. // М., ВНИИЭГазпром, 1981. 72 с.

111. Булатов А.И., Обозин О.Н., Куксов А.К. Возникновение каналов в затрубном пространстве скважины после цементирования. // Газовая промышленность, 1970, Ко 2, с. 3-6.

112. Огнева Н.Е., Соколова Л.И. Исследование влияния полимерных добавок на свойства тампонажных растворов. // Тезисы докладов к конференции-дискуссии "Формирование и работа тампонажного камня в скважине" 14-18 мая 1984 г. // Краснодар, 1984, с. 28.

113. Волошин В.А., Новохатский Д.Ф., Ягоденко В.В. Облегченные це-менто-полимерные растворы. // Тезисы докладов к конференции-дискуссии "Формирование и работа тампонажного камня в скважине" 14-18 мая 1984 г. // Краснодар, 1984, с. 116-118.

114. Княван P.M., Поляков В.Н., Новохатский Д.Ф., Лимановский В.М.,

115. Волошин В. А. Коррозионная стойкость тампонажных цементов, обработанных понизителями фильтрации. // Тезисы докладов к конференции-дискуссии "Формирование и работа тампонажного камня в скважине" 14-18 мая 1984 г. // Краснодар, 1984, с. 155-157.

116. Патент № 2013524, РФ, МПК Е21В 33/138.- Комплексный реагент для тампонажных растворов. // Перейма A.A., Перцева JI.B. Опубл. 30.05.94 г.

117. Патент № 2021487, РФ, МПК Е21В 33/138.- Тампонажный состав для изоляции зон поглощения. // Курочкин Б.М., Алексеев М.В., Прусова H.JI. и др. Опубл. 15.10.94 г.

118. Патент № 2074310, РФ, МПК Е21В 33/138.- Комплексная добавка в тампонажный раствор на основе портландцемента. // Моисеенко В.Г., Петраков Ю.И., Нагорнова В.Ф., Никифорова В.Н. Опубл. 27.02.97 г.

119. A.c. № 2013524, СССР, МПК Е21В 33/138.- Тампонажный раствор. // Рябова Л.И., Дейкин В.В., Рогожина М.В., Безрукова Е.С. Опубл. 30.10.84 г.

120. Патент № 2013524, РФ, МПК Е21В 33/138.- Способ приготовления тампонажного раствора. // Татауров В.Г., Кузнецова О.Г., Чугаев O.A. и др. Опубл. 10.08.2002 г.

121. A.c. № 560970 и № 765498, СССР, МПК Е21В 33/138.- Способ и устройство для определения седиментанионной устойчивости тампонажных растворов. // Черненко A.B., Голов А.Е. Опубл. 02.08.77 г и 06.10.80 г.

122. Пеньков А.И., Швачкин Ю.А., Федосов Р.И. Влияние температуры на водоотдачу буровых растворов. // Нефтяное хозяйство, 1977, № 7, с. 18-20.

123. Бережной А.И., Зельцер П.Я., Муха А.Г. Электрические и механические методы воздействия при цементировании скважин. М., Недра, 1976. 186 с.

124. Бережной А.И. К вопросу формирования герметичного цементногокольца в затрубном пространстве скважин. // Труды УкрНИИГаз, вып. I (5). // М., Недра, 1966, с. 7-15.

125. Бережной А.И. К анализу форм движения материи в системе "цементный раствор вмещающая среда". // Изв. ВУЗов. Нефть и газ, 1967, № 12, с. 40-43.

126. Бережной А.И. Теоретические предпосылки совершенствования техники и технологии цементирования газовых скважин. // Труды УкрНИИГаз, вып. IV (8). //М, Недра, 1970, с. 3-12.

127. Бережной А.И. О факторах, влияющих на герметичность скважин, зацементированных тампонажным цементным раствором. // Труды УкрНИИГаз, вып. Ш (7). //М., Недра, 1969, с. 33-40.

128. Бережной А.И. Вопросы теории герметичности зацементированного затрубного пространства и рекомендации по предотвращению газопроявлений на скважинах. // Труды УкрНИИГаз, вып. П (6). // М., Недра, 1965, с. 54-64.

129. Некрасов В.В. Изменение объема системы при твердении гидравлических вяжущих. // Изв. АН СССР, ОТН, 1958, № 6.

130. Баран A.A. Полимерсодержащие дисперсные системы. // Киев, Нау-кова думка, 1986. 204 с.

131. Щавелев H.JL, Карпов A.B., Сысоев B.C. и др. Влияние ступенчатого цементирования скважин на их продуктивность. // Нефтяное хозяйство, 1998, №5, с. 20-21.

132. Здоров Ф.Г., Нижник А.Е. О влиянии цементирования на фильтрационную характеристику продуктивных пластов. // Нефтяное хозяйство, 1978, № 10, с. 26-28.

133. Кошелев В.Н., Пеньков А.И., Вахрушев Л.П. и др. Полиалкилглико-левые растворы (ПАГРы) новое поколение растворов для бурения и заканчи-вания скважин. //Труды ОАО НПО "Бурение", 2001, вып. 6, с. 10-18.

134. Грейфер В.И., Павлов Н.Е., Кувшинов A.C., Телшцев А.Г. Важнейшие задачи эффективной разработки месторождений Западной Сибири. // Нефтяное хозяйство, 1986, № 11, с. 4-7.

135. Афридонов И.Ф., Асфандияров Р.Т., Овцын И.О. и др. Применение комплексной технологии заканчивания скважин в АНК "Башнефть". // Нефтяное хозяйство, 1998, № 8, с. 9-11.

136. Чернов В.И., Соловьев В.Н. Анализ эксплуатации скважин с различными конструкциями забоя при АНПД. // Нефтяное хозяйство, 1986, № 10, с. 43-45.

137. Рахимкулов P.U1., Афридонов И.Ф., Асфандияров Р.Т. и др. Крепление скважин эксплуатационными колоннами без цементирования нефтеносной части пластов. //Нефтяное хозяйство, 1996, № 6, с. 10-13.

138. Качалов О.Б., Медведев Н.Я., Бабец М.А. Влияние давления при цементировании на продуктивность скважин в условиях Западной Сибири. // Техника и технология бурения скважин, 1988, вып. 2, с.

139. Качалов О.Б., Ким С.Д., Коробовкин Р.В. Устойчивость во времени эффекта снижения продуктивности при гидроразрыве пласта в процессе цементирования. // Научно-производственные достижения в новых условиях хозяйствования, 1989, № 1, с. 11.

140. Черненко A.B. О необходимости регламентирования технологических параметров тампонажного раствора для цементирования продуктивных пластов. // Тезисы докладов VIH научно-технической конференции молодых ученых и специалистов. // Пермь, 1982, с. 62-63.

141. Черненко A.B. Герметичность затрубного пространства и требования к тампонажному раствору. //Труды ВНИИКРнефть, 1977, вып. 13, с. 146-149.

142. Черненко A.B. Разработать технологию цементирования скважин, обеспечивающую герметичность цементного кольца в заколонном пространстве. //Гос. регистрация № 01850022261, ВНИИКРнефть, Краснодар, 1986.

143. Куксов А.К., Черненко A.B., Горлов А.Е. Причины растрескивания глинистых корок при контактировании с тампонажным раствором (камнем). // Труды ВНИИКРнефть, 1977, вып. 13, с. 150-155.

144. Рабинович Н.Р., Смирнов Н.Т., Тевзадзе Н.Р. Оценка качествавскрытия пластов и освоения скважин. // Обз. инф. сер. Бурение. // М., ВНИИОЭНГ, 1987. 48 с.

145. Пеньков А.И., Кошелев В.Н. Основные факторы, влияющие на изменение нефтепроницаемосги коллекторов при воздействии буровых растворов. // Тр. ОАО НПО "Бурение", вып. 5. //Краснодар, 1998, с. 102-103.