Разработка технологических решений, повышающих эффективность глушения газовых скважин с аномально низким пластовым давлением тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 25.00.15, кандидат технических наук Бояркин, Алексей Александрович

• Бояркин, Алексей Александрович
• кандидат технических наук
• 2005

Оглавление диссертации кандидат технических наук Бояркин, Алексей Александрович

Введение

1. Анализ существующих технологических жидкостей для заканчивания и глушения скважин

1.1. Влияние технологических жидкостей на коллекторские свойства продуктивных пластов

1.2. Технологические жидкости и технологии, применяемые при заканчивании и ремонте скважин

1.3. Постановка задачи и выбор направлений исследования

2. Разработка технологических жидкостей с оптимальными параметрами для глушения скважин в условиях АНПД

2.1. Методика выбора оптимальных параметров жидкости глушения.

2.2. Выбор компонентного состава гелированной жидкости глушения на углеводородной основе

2.3. Регулирование свойств гелированных углеводородных систем

2.4. Оценка влияния гелированных углеводородных систем на фильтрационные характеристики пласта

3. Разработка технологии приготовления и применения гелированных углеводородных систем при глушении скважин

3.1. Экспериментальное изучение перемещения жидкостей в вертикальных трубах

3.2. Технология приготовления и применения гелированных углеводородных систем

4. Применение гелированных систем на основе газового конденсата при глушении скважин на Уренгойском нефтегазоконденсатном месторождении (УНГКМ).

4.1. Современное техническое состояние сеноманских скважин Уренгойского нефтегазоконденсатного месторождения

4.2. Исследование причин осложненного состояния фонда газовых скважин

4.3. Снижение продуктивности газовых скважин на поздней стадии разработки

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Разработка технологических решений, повышающих эффективность глушения газовых скважин с аномально низким пластовым давлением»

В настоящее время большинство крупных газовых и газоконденсатных месторождений Западной Сибири находятся на поздней стадии разработки. Этот этап характеризуется падением пластового давления, поднятием газоводяного контакта, увеличением горного давления на скелет породы и изменением ее напряженного состояния в приствольной зоне пласта, старением и изнашиванием конструктивных элементов скважин. Многолетний опыт эксплуатации Уренгойского, Ямбургского и Медвежьего месторождений показывает, что одним из основных способов поддержания объемов добываемого углеводородного сырья является капитальный и текущий ремонты скважин.

Проведение ремонтных работ в условиях аномально-низкого пластового давления (АНПД) отличается повышенной сложностью. Анализ горногеологических условий эксплуатации скважин крупных газоконденсатных месторождений показывает, что применяемые в начальный период разработки месторождения традиционные жидкости глушения (растворы хлористого кальция и натрия, гидрофобные эмульсии, иивертно-мицеллярные дисперсии и т.д.) на поздней стадии эксплуатации, особенно при АНПД, малопригодны. Высокая инфильтрация этих растворов в условиях высокой репрессии способствует образованию значительной зоны их проникновения в пласт, что резко ухудшает фильтрационные характеристики пласта и создает ряд труд-Ф неразрешимых проблем при освоении скважин после ремонта. В частности, для восстановления притока требуются дополнительные мероприятия по воздействию на призабойную зону пласта (ПЗП), связанные с большими затратами средств и времени. В некоторых случаях глушение скважин вышеперечисленными жидкостями становится невозможным, поскольку происходит их поглощение в сильно дренированном интервале зоны перфорации с ^ последующим газопроявлением из менее дренированных интервалов.

Так, на месторождениях ООО "Уренгойгазпром" после глушения скважин глинистыми дисперсиями или растворами хлористого кальция дебиты неокомских газоконденсатных скважин снижаются на 60-63%, а сеноманских газовых - на 20%. Как правило, объем используемых жидкостей в 2-3 раза превышает объем скважин, что впоследствии увеличивает сроки их освоения до 4-20 суток для неокома и 3-6 суток для сеномана. При этом выход на до-ремонтный режим эксплуатации по экстраполляционным кривым составляет, соответственно, 218 и 207 суток. Для предотвращения выбросов на каждой третьей скважине осуществляется повторное глушение, что приводит к еще более глубокой кольматации пористой среды и дальнейшему снижению продуктивности скважин. Восстановительные работы и освоение таких скважин иногда превышают стоимость их строительства.

Поэтому в настоящий момент наиболее актуальным направлением в области глушения скважин с АНПД является разработка специальных составов, обладающих регулируемой инфильтрацией в пласт, обеспечивающих сохранение коллекторских свойств продуктивного пласта и технологичных в применении при температурах до минус 45°С. Кроме того, для обеспечения эффективности глушения выбор свойств технологической жидкости в конкретных условиях должен осуществляться на основе теоретических расчетов и лабораторных исследований по моделированию процессов глушения и последующего освоения скважин.

1. АНАЛИЗ ПРИМЕНЯЕМЫХ В НАСТОЯЩЕЕ ВРЕМЯ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ЖИДКОСТЕЙ ДЛЯ ЗАКАН-ЧИВАНИЯ И ГЛУШЕНИЯ СКВАЖИН

Заключение диссертации по теме «Технология бурения и освоения скважин», Бояркин, Алексей Александрович

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

1. Разработаны требования к технологической жидкости, обеспечивающей улучшение технико-экономических показателей подготовки скважин с АНПД к капитальному и текущему ремонту.

2. Разработанная методика выбора жидкости глушения позволяет достигать максимального коэффициента продуктивности скважин после глушения в каждом конкретном случае и может использоваться для иных технологических процессов, связанных с различной продолжительностью воздействия на продуктивный пласт.

3. Разработан и защищен патентом РФ комплексный реагент для получения термостабильных до 120°С технологических жидкостей на основе стабильного газового конденсата и товарной нефти, который может использоваться в пластах с проницаемостью до 5 мкм2. Организовано его опытно-промышленное производство.

4. Установленная зависимость скорости перемещения пачки разработанной технологической жидкости от ее вязкости и плотности позволяет при необходимости регламентировать время выполнения операций по глушению скважин.

5. Разработанная технология глушения скважин с использованием ге-лированных углеводородных систем была применена в условиях АНПД на 15 газовых и газоконденсатных скважинах Уренгойского ГКМ. Во всех случаях получены положительные результаты, выражающиеся в сокращении сроков проведения ремонта и освоения скважин, в снижении расхода реагентов. Общий экономический эффект от внедрения разработанной технологии составил 4 562 720 рублей.

Л И ТЕ РА ТУРА

1. Абдуллин Р. А., Питкевич В. Т., Сонич В. П., Косов А. С. Исследование влияния глинистых минералов на изменение водопроницаемости пород коллекторов Самотлорского месторождения // Тр. Гипротюменнефтегаз. -1973. вып. 35.-С. 18-24.

2. Алекперов В. Т., Никишин В. А. О кольматации проницаемых отложений при бурении скважин // Бурение. - 1972. -№2. - С. 36-38.

3. Амиян В. А., Васильева Н. П. Вскрытие и освоение нефтегазовых пластов. М.: Недра, 1972г.

4. Ахметов А. А. Капитальный ремонт скважин на Уренгойском месторождении. - Уфа, 2000г.

5. Ахметов А. А. Капитальный ремонт скважин на уренгойском месторождении. Стратегия и технологические решения. // НТС Геология, бурение, разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. ИРЦ Газпром. -№2. 2003г.

6. Баренблатт Г.И., Ентов В.М., Рыжик В.М. Теория нестационарной фильтрации жидкости и газа. М., Недра, 1972.

7. Бачурин А. К. О возможности влияния химических реагентов на проницаемость призабойной зоны продуктивного (нефтяногоО пласта // тр. ВНИИСТ. -1975.-Вып. 31.-С. 71-75.

8. Белов В.П. Классификация м экспериментальная оценка кольматирующих свойств промывочных жидкостей и реагентов, применяемых при бурении скважин // Совершенствование процессов бурения скважин и нефтеотдачи. - Куйбышев, 1984. - С. 8-25.

9. Бражников А. А. Разработка высокоплотных технологических жидкостей без твердой фазы для проведения специальных работ в скважинах: Дисс. на соиск. учен, степени конд. техн. наук. - Краснодар, 1989г.

Ю.Бояркин А. А., Мартынов Б. А., Пенкин А. В. Опыт применения универсальной технологической жидкости VIP при глушении скважины на Котовском месторождении // Сб. трудов "НПО "Бурение". Краснодар. 2003. -№9.-С. 140-144.

П.Бояркин А. А. Повышение эффективности глушения газовых и газокон-денсатных скважин в условиях АНПД. "Нефтяное хозяйство", №5 2005г, С.40.

12.Бронзов А.С. Бурение скважин с использованием газообразных агентов. М.:, Недра, 1979г.

13.Благовещенский В., Кузнецов А., Соловьев А. Повышение качества глушения скважин инвертными эмульсиями путем контроля и оптимизации процессов смесеобразования технологических жидкостей в скважине // Технологии ТЭК, 2004. -№10. С. 50-53.

14.Винарский М. С., Муратов В. К., Петрова С. И. Влияние свойств бурового раствора на состояние призабойной зоны продуктивного пласта // Нефтяное хозяйство, - 1977. -№6. С. 27-29.

15.Вольтерс А. А. Разработка высокоплотных технологических жидкостей на основе рассолов нитрата кальция для заканчивания и ремонта скважин. Дисс. на соиск. учен, степени конд. техн. наук. - Краснодар, 1992г.

16.Выбор жидкостей для испытания и капитального ремонта скважин // ЭИ Бурение, разработка и эксплуатация газовых и морских нефтяных месторождений в зарубежных странах. -1985. - №13. -С. 10-21.

17.Выжигин Г. Б., Кривоногов А. М., Жаринов П. Г. Необратимость снижения проницаемости пород при взаимодействии бентонитового бурового раствора // Нефтегазовая геология, геофизика и бурение. -1984. -№9. - С. 19-21.

18.Выгодский Е. М., Фионов А. И. Изучение влияния времени контакта бурового раствора с породой на ее фильтрационные свойства // Физико-химия и разработка нефтяных месторождений. - Уфа, 1982.

19.3агоруйко А. А., и др. О проникновении в девонские песчаники Нижнего Поволжья посторонних жидкостей и твердых материалов в процессе бурения и испытания скважин // Тр. ВолгоградЫИПИнефть. - 1969. -вып. 15.- С. 152-157.

20.3арипов И. Ф. и др. Об основных направлениях научно-исследовательских работ по улучшению качества заканчивания скважин в ПО Сургутнефтегаз. Экспресс-информация Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. Вып. 9, стр. 37-45.

21.3арипов С. 3. и др. Исследование ингибиторов жидкостей для консервации скважин. Сборник научных трудов, Тюмень 1987г.

22.3доров Ф. Г., Яковенко В. И., Ачмиз А. Ш. Исследование влияния последствий кольматации на приток жидкости к стволу скважины // Тр. ВНИИКРнефть. -1981. - Выбор оптимальной технологии промывки скважин.-С. 136-142.

23.3ейгман Ю. В. Физические основы глушения и освоения скважин. - Уфа: Уфимский государственный нефтяной технический университет, 1996. -78 с.

24.3ейгман Ю. В., Тасмуханова Г. Е. Особенности проведения операций глушения скважин с применением минерализованных вод. Интервал, №4 (27), 2001г.

25.Ибрагимов Г. 3., Хисамутдинов Н. И. Справочное пособие по применению химических реагентов в добыче нефти. -М.: Недра, 1983. -312с.

26.Касьянов Н. М., Рахматулин Р. К. Исследования влияния инвертных эмульсионных растворов на качество вскрытия продуктивных пластов. "Бурение" 1981г. №6.

27.Касьянов Н. М., Штырлин В. Ф. Вопросы повышения качества вскрытия продуктивных пластов. -М.: ВНИИОЭНГ, 1969. -48с.

28.Кистер Э. Г. Химическая обработка буровых растворов. - М.: Недра, 1975. -392с.

29.Крезуб А. П., Рылов Н. И. Исследование влияния сидеритового утяжелителя на коллекторские свойства продуктивных пластов // Бурение. -1981. -№1. -С. 21-23.

30.Кристиан М., Сокол С., Константинеску А. Увеличение продуктивности и приемистости скважин. М;: Недра, 1985, - 184с.

31.Курочкин Б.М., Лобанов В.Н. и др. Перспективные технологические жидкости для бурения скважин в осложненных условиях. Нефтяное хозяйство, 1998, №5.

32.Куликов А., Исмагилов Т., Шадымухамедов С., Телин А.,, "Разработка и применение новых составов для глушения скважин на месторождениях НК "Юкос", вестник инжинирингового центра "Юкос", №4 2002

33.Лаврушко П. Н. Подземный ремонт скважин. -М.: Недра, 1968. -412с.

34.Левич В. F. Физико-химическая гидравлика, М, 1959. — 699с.

35.Методика контроля параметров буровых растворов. РД 39-00147001-7732004, Краснодар, 2004.

36.Мартынов Б. А., Бояркин А. А., Пенкин А. В. "Опыт применения универсальной технологической жидкости VIP при глушении скважины на Ко-товском месторождении", НТС «БУРЕНИЕ»,2003, выпуск 9 с.140-144.

37.Направление совершенствования буровых растворов и способов регулирования твердой фазы за рубежом //Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море // ЭИ №4 1994г.

38.Некрасов В. И., Вятчинин М. Г., Даутов Р. Р., Григорьев Н. М., Янтурин Р. А. Выбор жидкости и параметров глушения скважин. // Нефтяное хозяйство. -№5. -1999г. -С. 31-33.

39-Нюняйкин В. Н., Генералов И; В., Рогачев М. К., Зейгман Ю. В. Совершенствование технологий глушения скважин в условиях низкопроницаемых коллекторов. Нефтяное хозяйство. -№10. -2001г. -С. 74-75.

40.0 правильном выборе жидкости для заканчивания и ремонта скважин // ЭИ Бурение.-1986.-№18.-С.19-23.

41.Особенности применения различных рабочих агентов для заканчивания и ремонта скважин // ЭИ Бурение. -1982. - №11. -С. 9-14.

42.Пестриков А. С. О кольматации призабойной зоны пласта при проводке скважин // нефтегазовая геология и геофизика. - 1968. -№9. - С. 42-44.

43.Питкевич В. Т., Пешков В. Е., Федорцев Ф. К., Ягафаров А. К. Влияние минерализации закачиваемой воды на проницаемость глинистых пластов // Нефтяное хозяйство. -1978. - №7. - С. 36-40.

44.Поп Г.С., Кучеровский В.М., Гереш П.А. Технико-экономический анализ результатов воздействия технологических жидкостей на призабойную зону продуктивных пластов. - М: ИРЦ Газпром, 1985.0бз. информ. Сер. Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений.

45.Поп Г.С., Кучеровский В.М., Зотов А. С., Бодачевская JI. Ю. Глушение скважин в условиях снижающегося пластового давления на месторождениях Западной Сибири. // Нефтепромысловое дело. - №11. -2002г. С. 2629.

46.Поп Г.С., Барсуков К.А, и др. Новая технология глушения, консервации и освоения скважин. Газовая промышленность, 1990, № 9.

47.Попов М. Ю. Основные проблемы разработки Ямбургского газоконден-сатного месторождения и возможные пути их решения. Доклады конференции "Последние достижения и технологии реновации скважин и повышения эффективности нефтегазодобывающих предприятий", г. Новый Уренгой, 04.12.2003г.

48.Рабинович Н.Р. Инженерные задачи механики сплошной среды в бурении. М., Недра, 1989.

49.Развитие исследований по теории фильтрации в СССР. - М.: Наука, 1969.

50.Роджерс В. Ф. Состав и свойства промывочных жидкостей. -М.: Недра, 1967.-599с.

51.Рябоконь С. А., Бадовская В. И., Бояркин А. А. О выборе жидкостей для консервации нефтяных скважин. Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. № 7-8, 1999г.

52.Рябоконь С. А., Пеньков А. И., Куксов А. К., Кошелев В. Н., Бадовская В. И. Комплекс технологий, обеспечивающий высокое качество заканчива-ния скважин. // Нефтяное хозяйство. -№2. -2002г. -С. 16-22.

53.Рябоконь С.А., Пеньков А.И., Кошелев В.И., Растегаев Б.А. Выбор бурового раствора и проектирование его свойств./ // Тр. НПО'Ъурение", № 7, Краснодар, 2002. - С.3-14.

54.Рябоконь С.А., Вольтере А.А., Михайлова О.Б., Муртазагаджиев А.В. Инструкция по технологии приготовления и применения жидкостей без твердой фазы с регулируемыми свойствами, сохраняющих коллекторские свойства пластов, для сложных условий глушения, в том числе на основе тяжелых жидкостей. РД 39-14/02-005-90, Краснодар, 1990.

55.Рябоконь С. А., Мартынов Б. А., Бояркин А. А., Александров И. Е., Дударов Я. Г. Новая технологическая жидкость для заканчивания и ремонта скважин // Интервал, №12 (59), 2003г, С.62-66.

56.Рябоконь С. А., Мартынов Б. А., Бояркин А. А., Александров И. Е., Дударов Я. Г. Сохранение коллекторских свойств пластов при заканчивании и ремонте скважин // Бурение & нефть - № 3, 2004.- С.6-10.

57.Рябоконь С. А., Мартынов Б. А., Бояркин А. А., Александров И. Е., Дударов Я. Г. Основные технологические операции в скважинах, обеспечивающие повышение их продуктивности Строительство нефтяных и газовых скважин, № 3, 2004г, С.35-39.

58.Рябоконь С. А., Герцева Н. К., Бурдило Р. Я., Мартынов Б. А., Бояркин А. А. Эффективная технология сохранения продуктивности коллекторов на стадиях перфорации, глушения и ремонта скважин // Сб. трудов "НПО "Бурение". Краснодар. 2004. - №11. - С.98-107.

59.Рябоконь С. А., Бояркин А. А., Мартынов Б. А. Сваровская JI. С. Технология глушения добывающих скважин товарной нефтью, регламентированная действующими правилами ведения ремонтных работ // Сб. трудов "НПО "Бурение". Краснодар. 2004. - №11. - С.108-114.

60.Рябоконь С. А., Мартынов Б. А., Бояркин А. А., Александров И. Е., Дударов Я. Г. Универсальная технологическая жидкость для заканчивания и ремонта скважин // "Нефтяное хозяйство", №5 2004г, С.62-64.

61.Рябоконь С. А., Горлова 3. А. Бояркин А. А. Жидкости для глушения скважин, не повреждающие коллекторские свойства пласта // Сб. трудов "НПО "Бурение". Краснодар. 2001. - №6. - С. 83-87.

62.Рязанов А. Я. Справочник по буровым растворам. М.:Недра, 1979г. 214стр.

63.Сафин С. Г. Исследования по совершенствованию жидкостей глушения скважин. // Нефтепромысловое дело. -№11. -2004г. С. 38-41

64.Скольская У. JL, Бондарчук Т. М. Влияние твердой фазы промывочных жидкостей на снижение проницаемости низкопроницаемых коллекторов // Бурение. - 1970. -№2. - С. 18-23.

65.Сафронов А. В. и др. Влияние твердой фазы буровых растворов на проницаемость пласта //Бурение. -1981. -№1. -С.36-38.

66.Сулейманов А: Б., Карапетов К. А., Яшин А. С. Практические расчеты при текущем и капитальном ремонте скважин. - М.: Недра, 1984. - 224с.

67.Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море // ЭИ №5 1996г.

68.Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море // ЭИ №5 1997г.

69. Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море // ЭИ №1 1997г.

70.Степанянц А. Б. Вскрытие продуктивных пластов. -М.: Недра, 1968. -146с.

71.Телков JI. П., Ланчаков Г. А., Кучеров Г. Г., Ткачев А. Е., Пазин А. Н. Интенсификация нефтегазодобычи и повышение компонентоотдачи пласта. Тюмень. ООО НИПИКБС-Т, 2003. -320с.

72.Технология приготовления и применения жидкостей без твёрдой фазы, обеспечивающая глушение скважин в условиях АВПД и сероводородной агрессии РД 39-01/02-001-89 (НПО "Бурение"), 1989 г, 44 с.

73.Токунов В. И. и др., Консервация газовых скважин // Газовая промышленность. - 1997. - №2. - С. 16-18.

74.Тикунов В.И., Рылов Г.И. и др. Консервация газовых скважин. Газовая промышленность, 1997, № 2.

75.Шарипов А. М., Сабиров X. Ш., Кутлубаева Т. Г., Клочко Ю. С. Пенооб-разующие жидкости для глушения скважин // Нефтяная и газовая промышленность. -1983. -№1. - С. 38-41.

76.Шафраник С.К., Косилов А.Ф., Ламосов М.Е., Мартынов Б.А., Бояркин А. А. Комплексная технология вторичного вскрытия пластов с использованием специальных технологических жидкостей и оборудования для их подготовки // Сб. трудов "НПО "Бурение". Краснодар. 2002. - №8- С. 199206.

77.Шафраник С.К., Косилов А.Ф., Бояркин А.А. Технологическая жидкость на углеводородной основе для глушения и перфорации скважин // Бурение & нефть - № 10, 2002.- С.20-21.

78.Уханов Р. Ф. и др. Совершенствование гидравлических методов цементирования скважин. -М.: Недра, 1978. -240с.

79.Уханов Р. Ф. и др. О гравитационном перемещении пачек жидкости в вертикальной трубе.

80.Уханов и др. О закономерностях перемещения пачки высоковязкой жидкости в вертикальной трубе.

81.Эбинджер Ч. Метод заканчивания скважин без использования жидкости высокой плотности. // Нефтегазовые технологии. -№2. -2003г. - С. 18-23.

82.Эюмова Н.Р., Старшов М.И., Половняк В.К. Применение нефтяных композиций для интенсификации добычи трудно извлекаемых нефтей и природных битумов.

83.Cinco-Ley, H.,"Pseudoskin Factors for Partially Penetrating Directionally Drilled Wells", SPE paper 5589, 1975.

84.Hazleft R.D. и Jenning A.R., Method for suspending wells., Пат. 4899819 США, МКИ4 E 21 В 33/13. Заявл. 05.10.88; Опубл. 12.02.90: НКИ 166/285.

85.Karakas, М., and Tariq, S.: Semi-analytical Productivity Models for Perforated Completions, paper SPE 18271, 1988.

86.Michael J. Economides, and Kenneth G. Nolte: Reservoir Stimulation, 1989.

87.Ted Wilkes «Foam—A Value-Adding Tool for the Next Millennium».

Список литературы диссертационного исследования кандидат технических наук Бояркин, Алексей Александрович, 2005 год

1. Абдуллин Р. А., Питкевич В. Т., Сонич В. П., Косов А. Исследование влияния глинистых минералов на изменение водопроницаемости пород коллекторов Самотлорского месторождения // Тр. Гипротюменнефтегаз. -1973. вып. 35 . -С. 18-24.

2. Алекперов В. Т., Никишин В. А. О кольматации проницаемых отложений при бурении скважин // Бурение. - 1972. -№2. - 36-38.

3. Амиян В. А., Васильева Н. П. Вскрытие и освоение нефтегазовых пластов. М.: Недра, 1972г.

4. Ахметов А. А.. Капитальный ремонт скважин на Уренгойском месторождении. - Уфа, 2000г.

5. Ахметов А. А. Капитальный ремонт скважин на уренгойском месторождении. Стратегия и технологические решения. // НТС Геология, бурение, разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. ИРЦ Газпром. -№2. 2003г.

6. Баренблатт Г.И,, Ентов В.М., Рыжик В.М. Теория нестационарной фильтрации жидкости и газа. М., Недра, 1972.

7. Бачурин А. К. О возможности влияния химических реагентов на проницаемость призабойной зоны продуктивного (нефтяногоО пласта // тр. ВНИИСТ. -1975.-Вып. 31.-С. 71-75.

8. Белов В.П. Классификация м экспериментальная оценка кольматирующих свойств промывочных жидкостей и реагентов, применяемых при бурении скважин // Совершенствование процессов бурения скважин и нефтеотдачи. - Куйбышев, 1984. - 8-25.

9. Вольтерс А. А. Разработка высокоплотных технологических жидкостей на основе рассолов нитрата кальция для заканчивания и ремонта скважин. Дисс. на соиск. учен, степени конд. техн. наук. - Краснодар, 1992г.

10. Выбор жидкостей для испытания и капитального ремонта скважин // ЭИ Бурение, разработка и эксплуатация газовых и морских нефтяных месторождений в зарубежных странах. -1985. - №13. -G. 10-21.

11. ВЫЖИГИН Г. Б., Кривоногов А. М., Жаринов П. Г. Необратимость снижения проницаемости пород при взаимодействии бентонитового бурового раствора // Нефтегазовая геология, геофизика и бурение. -1984. -№9. - 19-21.

12. Ибрагимов Г. 3., Хисамутдинов И. И. Справочное пособие по применению химических реагентов в добыче нефти. -М.: Недра, 1983. -312с.

13. Касьянов И. М., Рахматулин Р. К. Исследования влияния инвертных эмульсионных растворов на качество вскрытия продуктивных пластов. "Бурение" 1981г. №6.

14. Касьянов Н. М., Штырлин В. Ф. Вопросы повышения качества вскрытия продуктивных пластов. -М.: ВНИИОЭНГ, 1969. -48с.

15. Левич В. F. Физико-химическая гидравлика, М,' 1959. — 699с.

16. Некрасов В. И., Вятчинин М. Г., Даутов Р. Р., Григорьев Н. М., Янтурин Р. А. Выбор жидкости и параметров глушения скважин. // Нефтяное хозяйство. -№5. -1999г. -С. 31-33.

17. Нюняйкин В. П., Генералов И: В., РогачевМ. К., Зейгман Ю. В. Совершенствование технологий глушения скважин в условиях низкопроницаемых коллекторов. Нефтяное хозяйство. -№10. -2001г. -С. 74-75.

18. О правильном выборе жидкости для заканчивания и ремонта скважин // ЭИ Бурение.-1986.-№18.-С.19-23.

19. Особенности применения различных рабочих агентов для заканчивания и ремонта скважин // ЭИ Бурение. -1982. - №11. -С. 9-14.

20. Пестриков А. О кольматации призабойной зоны пласта при проводке скважин // нефтегазовая геология и геофизика. - 1968. -№9. - 42-44.

21. Питкевич В. Т., Пешков В. Е., Федорцев Ф. К., Ягафаров А. К. Влияние минерализации закачиваемой воды на проницаемость глинистых пластов // Нефтяное хозяйство. -1978. - №7. - 36-40.

22. Развитие исследований по теории фильтрации в СССР. - М.: Наука, 1969. ЗО.Роджерс В. Ф. Состав и свойства промывочных жидкостей. -М.: Недра, 1967.-599с.

23. Рябоконь А., Бадовская В. И., Бояркин А. А. О выборе жидкостей для консервации нефтяных скважин. Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. № 7-8, 1999г.

24. Рябоконь с. А., Горлова 3. А. Бояркин А. А. Жидкости для глушения скважин, не повреждающие коллекторские свойства пласта // Сб. трудов "НПО "Бурение". Краснодар. 2001. - №6. - 83-87.

25. Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море // ЭИ №5 1996г.

26. Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море // ЭИ №5 1997г.

27. Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море // ЭИ №1 1997г.

28. Степанянц А. Б. Вскрытие продуктивных пластов. -М.: Недра, 1968. - 146с.

29. Телков Л. П., Ланчаков Г. А., Кучеров Г. Г., Ткачев А. Е., Пазин А. Н. Интенсификация нефтегазодобычи и повышение компонентоотдачи пласта. Тюмень. ООО НИПИКБС-Т, 2003. -320с.

30. Технология приготовления и применения жидкостей без твёрдой фазы, обеспечивающая глушение скважин в условиях АВПД и сероводородной агрессии РД 39-01/02-001-89 (НПО "Бурение"), 1989 г, 44 с.

31. Токунов В. И. и др., Консервация газовых скважин // Газовая промышленность. - 1997. - №2. - 16-18.

32. Тикунов В.И., Рылов Г.И, и др. Консервация газовых скважин. Газовая промышленность, 1997, № 2.

33. Шарипов А. М., Сабиров X. Ш., Кутлубаева Т. Г., Клочко Ю. Пенооб- разующие жидкости для глушения скважин // Нефтяная и газовая промышленность. -1983. -№1.-С. 38-41.

34. Шафраник К., Косилов А.Ф., Бояркин А.А. Технологическая жидкость на углеводородной основе для глушения и перфорации скважин // Бурение & нефть - № 10, 2002.- 20-21.

35. Уханов Р. Ф. и др. Совершенствование гидравлических методов цементирования скважин. -М.: Недра, 1978. -240с.

36. Уханов Р. Ф. и др. О гравитационном перемещении пачек жидкости в вертикальной трубе.

37. Уханов и др. О закономерностях перемещения пачки высоковязкой жидкости в вертикальной трубе. 81,Эбинджер Ч. Метод заканчивания скважин без использования жидкости высокой плотности. // Нефтегазовые технологии. -№2. -2003г. - 18-23.

38. Эюмова Н.Р., Старшов М.И., Половняк В.К. Применение нефтяных композиций для интенсификации добычи трудно извлекаемых нефтей и природных битумов.

39. Cinco-Ley, H.,"Pseudoskin Factors for Partially Penetrating Directionally Drilled Wells", SPE paper 5589, 1975.

40. Hazleft R.D. и Jenning A.R., Method for suspending wells.. Пат. 4899819 США, МКИ^ В 21 В 33/13. Заявл. 05.10.88; Опубл. 12.02.90: НКИ 166/285.

41. Karakas, М., and Tariq, S.: Semi-analytical Productivity Models for Perforated Completions, paper SPE 18271, 1988.

42. Michael J. Economides, and Kenneth G. Nolte: Reservoir Stimulation, 1989.

43. Ted Wilkes «Foam—^A Value-Adding Tool for the Next Millennium». ПРИГЛОЖЕНИЯ #