Разработка технологических жидкостей для временной изоляции продуктивных пластов и ликвидации водопритоков в газовых скважинах тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 25.00.15, кандидат технических наук Вагина, Таисия Шаиховна

• Вагина, Таисия Шаиховна
• кандидат технических наук
• 2001

Оглавление диссертации кандидат технических наук Вагина, Таисия Шаиховна

ВВЕДЕНИЕ

1. АНАЛИЗ СОСТАВОВ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ЖИДКОСТЕЙ, ПРИМЕНЯЕМЫХ ДЛЯ ИЗОЛЯЦИОННЫХ РАБОТ ПРИ КАПИТАЛЬНОМ РЕМОНТЕ СКВАЖИН.

1.1. Требования, предъявляемые к изолирующим жидкостям при выполнении ремонтно-восстановительных работ.

1.2. Технологические жидкости для временной изоляции продуктивного пласта.

1.3. Технологические жидкости для изоляции водопритоков в скважинах.

1.4. Обоснование направления исследований.

2. МЕТОДИКА ИССЛЕДОВАНИЙ СОСТАВОВ ИЗОЛИРУЮЩИХ ЖИДКОСТЕЙ, ИСПОЛЬЗУЕМЫЕ МАТЕРИАЛЫ И ПРИБОРЫ.

2.1. Методика исследований технологических жидкостей для временной изоляции продуктивного пласта, приборы и установки для исследований.

2.2. Методика исследований составов водоизолирующих жидкостей, приборы и установки для исследований.

2.3. Реагенты, используемые для приготовления технологических жидкостей.

3 РАЗРБОТКА ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ЖИДКОСТЕЙ ДЛЯ

ВРЕМЕННОЙ ИЗОЛЯЦИИ ПРОДУКТИВНОГО ПЛАСТА.

3.1. Жидкость для временной изоляции пласта с конденсированной твердой фазой (гидросолегель) на основе хлористого кальция.

3.1.1. Теоретические предпосылки разработки блокирующей жидкости.

3.1.2. Механизм образования смешанных форм конденсируемых дисперсий.

3.1.3. Выбор оптимального состава блокирующей жидкости.

3.1.4. Исследования влияния ПАВ на блокирующие свойства и восстановление проницаемости искусственных кернов.

3.1.5. Исследования влияния высоких температур и давлений на свойства блокирующей жидко- 65 сти.

3.2. Жидкость для временной изоляции продуктивного пласта на основе высокомодульных силикатных композиций.

3.2.1. Химические основы формирования блокирующей жидкости из высокомодульных силикатов с целлюлозным наполнителем.

3.2.2. Исследования влияния различных компонентов состава блокирующей жидкости на проницаемость искусственных кернов. Выбор оптимальных рецептур.

3.3. Пены для временной изоляции продуктивного пласта, устойчивые к воздействию газового конденсата и сильно минерализованных пластовых вод.

3.3.1. Особенности пенообразования в среде вода -углеводородная жидкость.

3.3.2. Разработка состава пенообразующей жидкости.

3.4. Полимерный состав жидкости для временной изоляции продуктивного пласта.

3.4.1. Разработка состава жидкости Выбор оптимальных рецептур.

3.4.2. Результаты лабораторных исследований полимерного изолирующего раствора.

3.5. Технология приготовления блокирующих жидко- 91 стей.

4. ИССЛЕДОВАНИЯ СОСТАВОВ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ЖИДКОСТЕЙ ДЛЯ ИЗОЛЯЦИИ ВОДОПРИТОКОВ.

4.1. Водоизолирующая жидкость на основе карбамидноформальдегидной смолы.

4.1.1. Механизм реакции поликонденсации карбамид-но-формальдегидных смол.

4.1.2. Разработка состава технологической жидко- 94 сти.

4.1.3. Результаты лабораторных исследований водо-изолирующих свойств технологической жидкости на основе карбамидно-формальдегидных смол.

4.2. Жидкость для изоляции водопритоков на основе высокомодульных силикатов.

4.2.1. Особенности химических процессов при формировании солеобразующих водоизолирующих жидкостей.

4.2.2. Теоретические основы процесса гелеобразования высокомодульных силикатов.

4.2.3. Разработка составов водоизолирующих жидкостей.

4.2.4. Изучение селективных свойств водоизоляцион-ной жидкости на основе высокомодульных силикатов.

5. ОПЫТНО- ПРОМЫШЛЕННЫЕ ИСПЫТАНИЯ СОСТАВОВ

ИЗОЛИРУЮЩИХ ЖИДКОСТЕЙ.

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Разработка технологических жидкостей для временной изоляции продуктивных пластов и ликвидации водопритоков в газовых скважинах»

Актуальность работы. В связи с возрастающей ролью газа в топливно-энергетическом балансе страны особое внимание в настоящее время уделяется максимальному извлечению углеводородного сырья из месторождений и повышению нефте-газоотдачи пластов. Текущее состояние разработки многих длительно эксплуатируемых месторождений России характеризуется интенсивным обводнением и снижением темпа отбора углеводородного сырья. Это объясняется результатом выработки запасов газа и газового конденсата на многих месторождениях, вступающих в позднюю стадию разработки. В то же время около 10-50 % запасов газа остаются неиз-влеченными. Восполнение извлекаемых газов за счет ввода новых месторождений в эксплуатацию происходит в незначительных объемах, что не может компенсировать текущее падение добычи на эксплуатируемых месторождениях. К тому же следует отметить, что вводимые в эксплуатацию месторождения, как правило, представлены менее продуктивными и слабопроницаемыми коллекторами, характеризующимися как пласты с трудноиз-влекаемыми запасами. В связи с этим основной объем добычи углеводородного сырья и сегодня приходится на месторождения, введенные в эксплуатацию в 60-80 годах. Нарушение оптимально возможных режимов в период интенсивного отбора газа на многих месторождениях резко осложнило их дальнейшую эксплуатацию. Многолетний опыт эксплуатации месторождений показал, что для стабилизации добычи углеводородного сырья, важное значение имеет поддержание эксплуатационного фонда скважин в рабочем состоянии, которое можно реализовать путем совершенствования технологии ремонтных работ, включающих комплекс технологических мероприятий, среди которых особое внимание уделяется глушению скважин и изоляционным работам по ликвидации притоков пластовых вод.

Глушение скважин представляет собой комплекс мероприятий по выбору, приготовлению и закачке в скважину специальных жидкостей, обеспечивающих прекращение поступления газа в скважину, при этом должно быть обеспечено качественное и безаварийное проведение ремонтных работ.

Рациональный выбор жидкости глушения осуществляется с учетом горно-геологических условий месторождений, что способствует предупреждению таких осложнений, как поглощение жидкости глушения продуктивным пластом, газопроявления, снижение продуктивности скважин в по-слеремонтный период, коррозионное разрушение подземного оборудования и др. При этом особое внимание должно уделяться максимально возможному уменьшению вредного влияния жидкости глушения на проницаемость продуктивного пласта, которое часто является основной причиной послере-монтного снижения производительности скважин.

Особые трудности возникают при проведении ремонтных работ на месторождениях и ПХГ с АНПД, где перепады давления на пласт достигают значительных величин (даже при применении облегченных промывочных жидкостей). Поэтому, при прочих равных условиях жидкости глушения должны обязательно обладать способностью временной изоляции продуктивного пласта с целью сохранения его проницаемости.

В мировой и отечественной практике накоплен богатый опыт в области разработки составов технологических жидкостей для временной изоляции продуктивного пласта. С этой целью в качестве жидкостей глушения используются пенные системы, эмульсии, высокоминерализованные жидкости, полимерные системы, гелеобразующие композиции. Вопросы временной изоляции продуктивного пласта рассматривались в работах Амияна В.А., Амияна A.B., Акулышша А.И., Галяна Д.А., Гасумова P.A., Духненко Е. М., Долгова С. В., Зарубина Б. Н., Нифантова В. И., Рябо-конь С.А., Тагирова K.M., Шарипова A.M., Шмелькова В.Е. и др.

Однако опыт промышленного применения таких жидкостей показал, что многообразие горно-геологических условий месторождений не позволяет одинаково успешно использовать известные блокирующие жидкости. В связи с этим возникает необходимость совершенствования и создания новых рецептур технологических жидкостей.

Второй важнейшей задачей сохранения производительности газовых скважин является борьба с их обводненностью. Решению этой задачи посвящено значительное количество работ в научно-технической и патентной литературе. Для снижения многих негативных последствий обводнения продуктивных пластов, вовлечения в разработку низкопроницаемых коллекторов и повышения степени выработки запасов углеводородного сырья из неоднородных пластов различные организации применяют разнообразные физико-химические способы воздействия на пласт. Вопросы изоляции притока пластовых вод широко освещены в работах Алтуниной Л.К., Баль-декова А.У., Бережного А.И., Земцова Ю.В., Ишкаева Р.К., Кана В.А., Кув-шинова В.А., Маляренко A.B., Мухаметзяновой P.C., Нурбаева Б., Скороди-евской Л.А., Фахретдинова Р.Н. и др.

Необходимость дифференцированного подхода к выполнению изоляционных работ в конкретных горно-геологических, технологических и климатических условиях эксплуатации месторождений определила направления работ: проведение исследований по совершенствованию и разработке рецептур новых изолирующих жидкостей, обеспечивающих не только предупреждение осложнений, но и повышение продуктивности скважин в по-слеремонтный период.

Цель работы: Разработка широкого спектра технологических жидкостей для временного блокирования пластов и изоляции пластовых вод в условиях АНПД, способных существенно повысить качество ремонтно-восстановительных работ в скважинах.

Основные задачи исследований:

1.Анализ свойств и опыта применения жидкостей для временного блокирования продуктивных пластов и ликвидации водопритоков с целью определения основных направлений их дальнейшего совершенствования.

2. Разработка оптимальных составов жидкостей, обладающих блокирующими пласт свойствами, для различных горно-геологических условий на основе гидросолегелей, высокомодульных силикатных композиций, ра-диализованного полиакрил амида и др.

3. Анализ закупоривающей способности блокирующих жидкостей различного состава с целью установления области их рационального применения.

4. Оценка способности закупоривающих жидкостей к деблокированию продуктивного пласта при вызове притока.

5 .Разработка оптимальных составов и технологии применения жидкостей для ликвидации водопритоков на основе карбамидно-формальдегид-ных смол и высокомодульных силикатов.

6. Проведение опытно-промышленных испытаний разработанных технологических жидкостей.

Методы решения задач основаны на обобщении многолетнего опыта в области создания и практического использования технологических жидкостей для временного блокирования продуктивных пластов и изоляции водопритоков и на результатах собственных теоретических, лабораторных и стендовых исследований кинетики химических процессов с использованием современных лабораторных приборов и установок, математических методов обобщения результатов на ЭВМ и др.

Научная новизна. На основании теоретических и экспериментальных исследований по изучению влияния технологических жидкостей на коллек-торские свойства продуктивных пластов получены следующие технологические решения по разработке рецептур изолирующих жидкостей для временного блокирования продуктивного пласта и изоляции притока пластовых вод, позволяющие обеспечить надежную изоляцию и сохранить естественную проницаемость продуктивного пласта при проведении ремонтных работ в скважинах:

1. Установлено, что наиболее эффективными жидкостями блокирования продуктивных пластов, представленных неустойчивыми породами являются тиксотропные системы, в частности гидросолегели. На уровне изобретения разработан состав на основе хлористого кальция и диаммоний-фосфата (пат. РФ 2012776)

2. На основе теоретического обоснования кинетики химических процессов коллоидных кремнеземов дано научное обоснование выбора материалов и их количественного соотношения, позволяющих при высоком блокирующем эффекте достичь минимального отрицательного влияния на продуктивные характеристики пластов. Разработан состав для временной изоляции продуктивного пласта на основе высокомодульных силикатов с целлюлозным наполнителем (пат. РФ 2150573)

3. Исследования пенообразующей способности различных поверхностно-активных веществ и факторов, влияющих на пеногашение, позволили разработать рецептуру пенообразующей жидкости для временной изоляции продуктивного пласта, устойчивой к среде газового конденсата и сильно минерализованных пластовых вод. (A.c. СССР № 1609813)

4. Изучены реологические характеристики блокирующих составов на основе полиакриламида линейной и трехмерной структуры, что позволило сделать вывод о перспективности использования радиализованного полиакриламида в составах для временной изоляции продуктивного пласта (пат. РФ № 1743249).

5. Изучен механизм химических процессов различных классов химических соединений, в частности высокомодульных силикатов и карбамид-но-формальдегидных смол, что позволило разработать водоизолирующие составы с повышенной прочностью и регулируемыми сроками отверждения для скважин с различной минерализацией пластовых вод.

Основные защищаемые положения.

На защиту выносится научное обобщение результатов лабораторных и промысловых исследований, обеспечивающих эффективное применение разработанных рецептур блокирующих и водоизолирующих технологических жидкостей:

1. Состав жидкости для временной изоляции продуктивного пласта на основе хлористого кальция и диаммонийфосфата, обеспечивающий надежную изоляцию и сохранение естественной проницаемости в поровых и трещинных коллекторах, представленных неустойчивыми породами.

2. Состав блокирующей жидкости на основе высокомодульных силикатов с целлюлозным наполнителем для временной изоляции продуктивного пласта в скважинах с большими перепадами давлений

3. Состав пенообразующей жидкости для глушения скважин в условиях АНПД, устойчивый к газовому конденсату и сильно минерализованной пластовой воде.

4. Полимерный раствор для временной изоляции пласта на основе ра-диализованного полиакриламида.

5. Составы водоизолирующих жидкостей на основе высокомодульных силикатов и карбамидно-формальдегидных смол, обеспечивающие надежную изоляцию в скважинах с различной минерализацией пластовых вод.

Практическая ценность и реализация работы

Практическая значимость работы характеризуется соответствием направления исследований содержанию научно-технических программ, в том числе отраслевой программы НИОКР ОАО "ГАЗПРОМ" в области бурения и капитального ремонта газовых и газоконденсатных скважин.

На основании обобщения и проведения теоретических, лабораторных и промысловых исследований разработаны: "Предварительные рекомендации по технологии проведения ремонтных работ на скважинах месторождения Шамхал-Булак"; "Временная инструкция по проведению ремонтных работ на скважинах ПХГ ПО "Югтрансгаз" при аномально высоких пластовых давлениях", "Регламент на технологию временной изоляции призабойной зоны продуктивного пласта при проведении ремонтных работ в скважинах Шебелинского ГКМ".

Результаты проведенных исследований по разработке составов изолирующих жидкостей, выполненные по теме диссертации были реализованы при проведении ремонтных работ на многих месторождениях и ПХГ ОАО "Газпром". Гелевый состав на основе хлористого кальция применялся на скважинах ПХГ ПО "Югтрансгаз", на Северо-Ставропольском ПХГ и ПХГ "Чирен" (Болгария). При глушении скважин на месторождении Шамхал-Булак и Шебелинском газоконденсатном месторождении нашел применение пенообразующая жидкость на основе газового конденсата с мелкодисперсным стабилизатором-аэросилом. Водоизоляционные работы жидкостью на основе высокомодульных силикатов "Силином-30" проведены на ПХГ Саратовской области.

Апробация работы. Основные результаты диссертационной работы докладывались на Межрегиональной научно-технической конференции по проблемам газовой промышленности России, посвященной 35-летию ДАО "СевКавНИПИгаз" (Ставрополь, 1997); III Региональной научно- технической конференции "Вузовская наука - Северо-Кавказскому региону" (Ставрополь, 1999; ); III Всероссийской конференции молодых ученых, специалистов и студентов по проблемам газовой промышленности "Новые технологии в газовой промышленности" (Москва, 1999); совещаниях по капитальному ремонту скважин ПХГ ОАО "Газпром" (Москва, 1996-2000; Краснодар, 1998).

В полном объеме содержание диссертационной работы обсуждено на расширенном заседании кафедры "Бурение нефтяных и газовых скважин" Северо-Кавказского государственного технического университета и НТС бурения и капитального ремонта скважин ОАО "СевКавНИПИгаз".

Публикации. По теме диссертационной работы опубликовано 17 печатных работ, в том числе 4 охранных документа (авторские свидетельства и патенты) на разработанные рецептуры технологических жидкостей для изоляционных работ.

Структура и объем работы. Диссертационная работа состоит из введения, 5 глав, заключения, списка использованной литературы, включающего 156 наименований. Работа изложена на 148 страницах машинописного текста, содержит 27 рисунков и 20 таблиц.

Заключение диссертации по теме «Технология бурения и освоения скважин», Вагина, Таисия Шаиховна

Результаты исследования зависимости водоизолирующих свойств гелеобразующих составов на основе "Сиалит 30-50"

Проницаемость, К 10"12 м2 Давление начала фильтрации, МПа Градиент давления начала фильтрации, МПа/м Эффективность, % [(К1-К2УК1] хЮО

ДО изоляции после изоляции ДО изоляции после изоляции до изоляции после изоляции

1 0,76264 0,00328 0,0045 2,4 0,04 21,81 99,56

0,44133 0,00427 99,03

2 39,55487 0,24093 0,0045 1,8 0,04 16,36 99,39

30,28773 0,31179 98,97

20,38597 0,27181 98,66

Применение в качестве гелеобразователей кислот, содержащих примеси катионов металлов, позволяет повысить прочность гелей, рекомендуемых для изоляции водопритоков в скважинах, обводняющихся пластовыми водами с низкой минерализацией.

5.1. Опытно - промышленные испытания блокирующих технологических жидкостей.

Опытно-промышленные испытания блокирующей жидкости на основе хлористого кальция и диаммонийфосфата.

Опытно-промышленные испытания разработанной жидкости были проведены на скважинах ПХГ ПО "Югтрансгаз" [154]. Елшано-Курдюмское и Песчано-Уметское ПХГ созданы на базе истощенных газонефтяных месторождений. Объектами хранения газа являются песчаники Тульского и Бобриковского горизонтов и, частично, известняки Кизеловского горизонта, обладающие высокой проницаемостью (> 1000 мкм2).

Работы по временному блокированию продуктивного пласта на период ремонтных работ по замене НКТ на скважине 406 Елшано-Курдюмского ПХГ проводились следующим образом.

Приготовили на скважине в мернике цементировочного агрегата 1 м3 жидкости, состоящей из водного раствора хлористого кальция, аммония фосфорнокислого, КМЦ и ПАВ.

После обвязки агрегата ЦА-320М произвели последовательную закачку в затрубное пространство скважины блокирующей жидкости с последующей продавкой ее на забой раствором хлористого кальция плотностью 1200 кг/м3. При закачке блокирующей жидкости и про давке ее на забой трубное пространство скважины было закрыто.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Подводя итоги выполненных исследований, следует отметить, что разработка новых составов технологических жидкостей, предназначенных для временного блокирования продуктивных пластов в процессе проведения ремонтно-восстановительных работ, изоляции водопритоков представляет собой чрезвычайно важную задачу, что обусловлено большим многообразием условий использования таких жидкостей в промысловой практике.

Результаты проведенных исследований позволяют нам сделать следующие основные выводы:

1. Разработан состав жидкости для временной изоляции продуктивного пласта на основе хлористого кальция и диаммонийфосфата, обеспечивающий надежную изоляцию и сохранение естественной проницаемости в песчаных и карбонатных коллекторах. (пат. РФ 2012776):

- Доказано, что наилучшими блокирующими свойствами из числа технологических жидкостей с конденсируемой твердой фазой, обладают жидкости на основе гидросолегелей, представляющие собой смешанную форму конденсируемых дисперсий.

- Выявлено, что оптимальная концентрация исходных компонентов такой жидкости определяется характеристикой продуктивного пласта. Для песчаных коллекторов оптимальными считаются концентрации: кальций хлористый- 7,0; диаммонийфосфат - 9,0; КМЦ - 1,0; алкилбензолсульфонат -0,5; для карбонатных коллекторов концентрация исходных компонентов должна быть выше: Кальций хлористый- 8,0; диаммонийфосфат -11,0; КМЦ -1,5; алкилбензолсульфонат -0,5.

- Установлено, что наилучшим регулятором дисперсности в системе СаС12. (КН4)2НР04 является алкилбензолсульфонат, фракции С8 - С10, так как имеют повышенную растворимость в солевых системах (до 10 г/дм3).

- Показано, что основные реологические характеристики - пластическая вязкость и статическое напряжение сдвига жидкости блокирования практически не меняются после испытаний при 160° С и давлении 20,0 МПа, что свидетельствует о ее работоспособности в забойных условиях.

2. Разработан состав технологической жидкости для временной изоляции продуктивного пласта на основе высокомодульных силикатных композиций.( пат. РФ 2150573):

- Проведен комплекс лабораторных исследований по определению оптимального состава блокирующей жидкости на основе силикатных композиций.

3. Разработан состав пенообразующей жидкости для временной изоляции продуктивного пласта, устойчивый к среде газового конденсата и сильно минерализованных пластовых вод. (A.c. СССР № 1609813)

- Дано научное обоснование механизма пенообразования в среде вода- углеводородная жидкость в системе: Вода- газовый конденсат - альфа-олефинсульфонат - аэросил.

- Изучено влияние содержания исходных компонентов жидкости на ее пенообразующую способность и устойчивость пен. Выявлено, что с увеличением концентрации газового конденсата в составе, устойчивость пен возрастает. Определены оптимальные рецептуры жидкости.

4. Разработан состав полимерной жидкости для временной изоляции продуктивного пласта на основе радиационного полиакриламида. (пат. РФ № 1743249):

- Установлено, что применение радиализованного полиакриламида, имеющего трехмерную структуру, в составе блокирующей жидкости существенно повышает ее закупоривающую способность и восстановление про

5. Разработан состав смеси для изоляции еодопритокое на основе кар-бамидно-формальдегидной смолы для скважин с низкой минерализацией пластовых вод:

- Изучен механизм реакции поликонденсации карбамидноформальде-гидных смол и факторов, влияющих на регулирование процесса отверждения. Решена задача увеличения времени начала отверждения смолы за счет подбора более латентного отвердителя и замедлителя отверждения.

6. Разработаны водоизолирующие составы на основе высокомодульных силикатных композиций.

- Рассмотрен механизм химических процессов при формировании со-леобразующих и гелеобразующих водоизолирующих жидкостей на основе высокомодульных силикатов, позволивший разработать эффективные водоизолирующие составы и технологии их применения в скважинах с различной минерализацией пластовых вод.

7. Проведены опытно-промышленные испытания разработанных составов жидкостейдля временной изоляции продуктивных пластов и ликвидации водопритоков на Елшано-Курдюмском и Песчано-Уметеком ПХГ ПО "Югтрансгаз", Северо-Ставропольском ПХГ ОАО "Кавказтрансгаз", Чирен-ском ПХГ (Болгария)

Результаты испытаний убедительно показали научную и практическую состоятельность предложенных технологических жидкостей.

Список литературы диссертационного исследования кандидат технических наук Вагина, Таисия Шаиховна, 2001 год

1. A.c. 874977 СССР, МКИ Е 21В 33/138. Способ заканчивания скважин / С.Н. Назаров (СССР).- № 2871891/22-03; Заявлено 17.01.80; Опубл. 23.10.81, Бюл. № 39.

2. Пенообразующие жидкости для глушения скважин/ A.M. Шарипов, Х.Ш. Сабиров, Т.Г. Кутлубаева, Ю.С. Клочко // Нефтяная и газовая промышленность.- 1983,- № 1. -С. 38-41.

3. Пат. 2033417 РФ, МКИ С 09К 7/08. Пенообразующий состав для проведения ремонтных работ в скважинах/ A.A. Ковалев, Р.Н. Каллаева, O.K. Тагиров, В.И. Нифантов,- №5059058/03; Заявлено 18.08.92; Опубл. 20.04.95, Бюл. № 11.

4. А. с. 1584466 СССР, МКИ5 Е 21 В 43/00. Пенообразующий состав для глушения скважин/ C.B. Долгов, Р.Н. Каллаева (СССР). № 4193285/03; Заявлено 09.02.87; Опубл. 1999, Бюл. № 11, ч. И.

5. Глушение скважин на длительный срок при помощи трехфазной пены/ А.П. Агишев, Э.М. Арутюнян, Е.Ф. Зубков и др. // Газовая промышленность, М., 1965, № 2, С. 11-23.

6. Быков И.Д. и др. Пенообразующие составы для повышения эффективности эксплуатации скважин. Газовая промышленность, июнь 1977. - С. 39.

7. Заявка № 98110405/03 от 26.05.98. Пенообразующий состав для глушения скважин/ K.M. Тагиров, P.A. Гасумов, A.A. Перейма, Н.Б. Козлов, В.И. Шамшин. Решение ФИПС о выдаче патента от 14.03.2000г.

8. Шмельков В.Е., Козлов Н.Б., Гасумов P.A. Исследования закупоривающей способности наполнителей для трещиноватых и гранулярных коллекторов //Тезисы докладов XXVI Научно-технической конференции, 26-28 марта 1996 г, СтГТУ.- Ставрополь, 1996, С. 63, т.1

9. Гасумов P.A., Козлов Н.Б., Рясов П.В. Блокирование песчано-глинистых коллекторов в скважинах с АНПД для проведения ремонтныхработ //Тезисы докладов I Региональной НТК «Вузовская наука Северо-Кавказскому региону», май 1997.- Ставрополь, С. 150-151.

10. Тагиров K.M., Шмельков В.Е., Гасумов P.A. Глушение скважин пенными системами //Тезисы докладов I Региональной НТК «Вузовская наука Северо-Кавказскому региону», май 1997.- Ставрополь, С. 174-175.

11. А. с. 1175951 СССР, МКИ4 С 09 К 7/00. Жидкость для глушения скважин/ Р.Ф. Уханов, А.К. Кусков, Л.И. Шейнцвит, С.А. Рябоконь и В.Е. Архименко (СССР). № 3696861/22-03; Заявлено 30.01.85; Опубл. 30.08.85, Бюл. № 32.

12. Пат. 4186803 США, МКИ Е 21В 33/138. Способ заканчивания скважин и проведение работ по капитальному ремонту / Mondshine Thomas (США).- № 938033; Заявлено 30.08.78; опубл. 05. 02. 80

13. A.c. 1215404 СССР, МКИ Е 21В 43/32, 33/138. Способ временной изоляции высокопроницаемых зон пласта/ А.И. Акулыпин, Ю.А. Зарубин, Б.Н. Семкин, И.Н. Костур и В.Г., Касянчук (СССР).- № 3627250/22-03; Заявлено 25.07.83, ДСП.

14. Корли У.Т., Паттон Дж.Т. Растворы, не содержащие твердой фазы, для заканчивания и ремонта скважин // Нефть, газ и нефтехимия за рубежом. 1984.-№ 11.-С. 17-22.

15. Тяжелые жидкости для освоения и ремонта скважин // Экспресс-информ. /ВНИИОЭНГ. Сер. «Бурение» : Зарубежн. опыт.- 1984.- Вып. 13. -С. 23-25.

16. A.c. 1469930 СССР. МКИ Е 21В 33/138. Состав для временной изоляции пластов / В.В. Бантуш, А.И. Акулыпин, Ю.А. Зарубин, В.Н.

17. A.c. 599049 СССР, МКИ2 Е 21 В 33/138. Состав для временной закупорки пласта/ В.П.Гончаров, А.И.Бабаян, Л.В.Акатов, В.В.Голубев, Л.М.Матвиенко, Р.И. Стрицлер и В.Е. Городецкий (СССР).- № 1253075/22-03; Заявлено 01.07.68; Опубл. 25.03.78, Бюл. №11.

18. Пат. 3613790 США, МКИ Е 21 В 33/138. Метод изоляции пластов/ Stout Caleb M., Smith Charles F., Nolan Thomas J (США) . Заявлено 24.09.69; Опубл. 19.10.71.

19. Инструкция по глушению и освоению скважин с применением предварительного блокирования продуктивного пласта концентрированными меловыми суспензиями (пастами). СевКавНИИгаз, 1974, Орджоникидзе.

20. А. с. 1044768 СССР, МКИ3 Е 21 В 33/138. Состав для разобщения пласта от ствола скважины/ И.Ю.Харив, М.П. Ковалко и B.C. Сафонов (СССР). № 3346515/22-03; Заявлено 13.10.81; Опубл. 30.09.83, Бюл. № 36.

21. А. с. № 1074887 СССР, МКИ С 09К 7/02. Жидкость для заканчивания скважин/ М.А Бурнштейн, И.И. Маслов, Л.А. Скородиевская, Н.И. Тернавский (СССР).- № 3466652/23-03; Заявлено 07.07.82; Опубл. 23.02.84. Бюл. №7.

22. А. с. 1802084 СССР, МКИ Е21В 33/138. Способ блокирования поглощающих пластов/ В.Ф. Троцкий, С.Г. Банчужный, И.Г. Зезекало, В.И. Тищенко (СССР). №4890276/03; Заявлено 23.10.90; Опубл. 15.03.93, № 10.

23. А. с. 1828912 СССР, МКИ Е21В 33/138. Состав для блокирования поглощающих пластов/ В.И. Тищенко, И.Г. Зезекало, В.Ф. Троцкий, H .Я.

24. Зезекало (СССР). № 4838244/03; Заявлено 03.05.90; Опубл. 23.07.93, Бюл. № 27.

25. Галян Д.А.Дуприна Г.А. Гидрогелевые расворы на основе пластовых рассолов- жидкости для глушения скважин при капитальном ремонте // Экспресс-информ./ ВНИИЭгазпром. Сер. «Геология, бурение и разработка газовых месторождений». 1982. - Вып. 24. - 19 с.

26. Пат. 3815681 США, МКИ Е 21 В 33/138, 43/26. Временная закупорка пластов/ Ricardson Edwin Allen (США). Заявлено 27.04.73; Опубл. 11.06.74.

27. А. с. 977706 СССР, МКИ3 Е 21 В 33/138. Тампонажный состав для временной изоляции высокопроницаемых зон в скважине/ Е.М Духненко, Л.И. Пушкарева, В.Б. Александров и Ю.Л. Желтухин (СССР). -№ 3259842/22-03; Заявлено 10.03.81; Опубл. 30.11.82, Бюл. № 44.

28. А. с. 1362115 СССР, МКИ4 Е 21 В 33/138. Способ временной изоляции призабойной зоны пласта/ Е.П. Каштанов, А.У. Бальдеков, Г.Г.Баязитова, В.М. Богородский, B.C. Дергуга и A.A. Дергачев (СССР). -№ 3992336/22-03; Заявлено 19.11.85, ДСП.

29. Пат. 2068081 РФ, МКИ6 Е 21 В 43/12. Состав для глушения скважин/ Б.А. Мамедов, Ф.Х Галеев, O.A. Чукчеев, Н.М. Николаев, Ш.И. Гайнаншин, Д.В. Зазирный (РФ). № 96103492/03; Заявлено 04.03.96, опубл. 20.10.96, Бюл. №29.

30. Пат. 2116433 РФ, МКИ С 09 К 7/02. Вязкоупругий состав для заканчивания и ремонта скважин/ В.Г. Татауров, A.M. Нацепинская, O.A. Чугуева, Ю.М. Сухих, Б.А. Акулов, О.В. Гаршина (РФ). № 9611946/03; Заявлено 27.09.96; Опубл. 27.07.98, Бюл. № 21.

31. Пат. 2144608 РФ, МКИ Е 21 В 33/138. Способ блокирования поглощающих пластов в скважине/ А.Н. Дудов, A.A. Ахметоов, A.M. Шарипов, Г.А. Киряков, Д.Н. Хадиев, К.А. Жуковский (РФ). № 99107597/03; Заявлено 21.04.99; Опубл. 20.01.2000, Бюл. № 2.

32. А. с. 1416669 СССР, МКИ4 Е 21 В 33/138. Вязкопластичный материал для изоляции пластов/ O.A. Морозов, B.C. Горшенев, J1.M. Баева, Е.Г. Чуклина (СССР). № 4059218/22-03; Заявлено 21.04.86; Опубл. 15.08.88, Бюл. №30.

33. А. с. 1423726 СССР, МКИ4 Е 21 В 33/13. Способ временной изоляции призабойной зоны пласта/ А.Б.Сулейманов, Б.М. Халилов, Т.Б. Геокчаев, P.A. Дашдиев, C.B. Магеррамова (СССР). № 4132999/22-03; Заявлено 28.08.86; Опубл. 15.09.88, Бюл. № 34.

34. А. с. 1279294 СССР, МКИ6 Е 21 В 33/138. Способ временной закупорки продуктивных пропластков/ П.Г. Кулагин, A.A. Васильченко, Е.В. Соломатина (СССР). № 3858726/03; Заявлено 13.02.85; Опубл. 10.10.95, Бюл. №28.

35. А. с. 1680950 СССР, МКИ5 Е 21 В 33/138. Гелеобразующий состав для блокирования пластов/ O.A. Морозов, JI.M. Баева, A.B. Федосеев (СССР). № 4277412/03; Заявлено 06.07.87; Опубл. 15.06.94, Бюл. № 22.

36. А. с. 1815991 СССР, МКИ5 Состав для глушения или разобщения ствола скважины/ И.З. Ахметшина, В.Б. Сажин, Л.И. Шейнцвит, В.И. Мирдяшев, Н.П. Захарченко и В.И. Шемелина (СССР). № 4293648/03; Заявлено 03.08.87; ДСП.

37. Пат. 2143054 РФ, МКИ6 Е 21 В 33/138, С 09 К 7/08. Способ глушения скважины / Ю.М. Басарыгин, В.Ф. Будников, A.A. Карепов, В.А.

38. Юрьев, и др. (РФ). № 98116700/03; Заявлено 01. 09. 98; Опубл. 20.12.99, Бюл. № 35.

39. Пат. 2146757 РФ, МКИ7 Е 21 В 33/138. Способ глушения скважин / Ю.М. Басарыгин, A.A. Карепов, Б.А. Павленко, В. Ф. Будников и др. (РФ). № 97115400/03; Заявлено 15.09. 97; Опубл. 20.03. 2000, Бюл. № 8.

40. Пат. 2144608 РФ, МКИ7 Е 21 В 33/138. Способ блокировки поглощающих пластов в скважине/ А.Н. Дудов, A.A. Ахметов, A.M. Шарипов, Г.А. Киряков и др. (РФ). № 99107597/03; Заявлено 21. 04. 1999; Опубл. 20.01. 2000, Бюл. №2.

41. А. с. 11463008 СССР, МКИ4 С 09 К 7/06. Способ глушения скважин/ Н.И Рылов, Г.И. Захаров (СССР). № 3629231/23-03; Заявлено 26.07.83; Опубл. 23.03.85, Бюл. №11.

42. А. С. 715771 СССР, МКИ Е21 В 33/13, Способ изоляции пластовых вод /B.C. Абдулин, Г.Д. Савенков, Г.Г. Вахитов и др.(СССР).-№2603952/22-03; Заявлено 08.02.78; Опубл. 15.02.80, Бюл. № 6.

43. Технологические основы и опыт применения внутрипластовых термохимических обработок / B.C. Бойко, Г.Д. Савенков, В.М. Дорошенко -Нефтяная и газовая промышленность.- 1982.- № 2.~ С. 35-38.

44. Силикатно-щелочное воздействие на пласт в условиях Арланского месторождения /Р.Х. Алмаев, И.Ф. Рахимкулов, B.C. Асмоловский и др.-Нефтяное хозяйство.- 1992.- № 9.- С. 22-26.

45. Гидрогели из растворов силиката натрия / В.А. Кан, Ю.А. Поддубный, И.А. Сидорова. Нефтяное хозяйство.- 1984.- № 10.- С.44-46.

46. Пат. 2147333, МКИ7 Е 21 В 33/138. Способ изоляции водопритоков/ Е.З. Гильденберг, A.B. Левковский. (РФ). № 99119991/03. Заявлено 22.09.99, опубл. 10.04. 2000, Бюл. № 10.

47. Пат 2102595 РФ, МКИ6 Е 21 В 43/32. Состав для блокирования водоносных пластов/ М.И. Старшов, В.М. Айдуганов (РФ). № 96104511/03; Заявлено 06.03.96; опубл. 20.01.98, Бюл. № 2.

48. Пат. 2103500 РФ, МКИ6 Е 21 В 43/32, 33/138. Состав для блокирования водоносных пластов/ В.М. Айдуганов, М.И. Старшов (РФ). -№ 96117747/03; Заявлено 05.09.96; Опубл. 27.01.98, Бюл. № 3.

49. Пат. 2102593 РФ, МКИ6 Е 21 В 43/32, 33/138. Состав для блокирования водоносных пластов/ В.М. Айдуганов, М.И. Старшов (РФ). -№ 95121296/03; Заявлено 19.12.95; Опубл. 20.01.98, Бюл. № 2.

50. Пат. 2103498 РФ, МКИ6 Е 21 В 43/32, 33/138. Состав для блокирования водоносных пластов/ В.М. Айдуганов, М.И. Старшов (РФ). -№ 96116220/03; Заявлено 09.08.96; Опубл. 27.01.98, Бюл. № 3.

51. Пат. 2102594 РФ, МКИ6 Е 21 В 43/32, Состав для блокирования водоносных пластов/В.М. Айдуганов, М.И. Старшов (РФ). № 96104510/03; Заявлено 06.03.96; Опубл. 20.01.98, Бюл. № 2.

52. А. с. 1329240 СССР. МКИ Е 21 В 33/138. Состав для изоляции вод в скважинах/ Заявлено 1985, ДСП

53. Пат. 2064571 РФ, МКИ Е 21 В 33/138. Гелеобразующий состав для изоляции водопритоков и увеличения добычи нефти/ Т.А. Исмагилов, Н.И. Хисамутдинов, А.Г. Темин и др. (РФ).- № 94029846/03; Заявлено 16.08.94; Опубл.27.07.96, Бюл. № 21.

54. Пат. 2067157 РФ, МКИ Е 21 В 33/138 . Состав для изоляции пластовых вод/Н.Р. Старкова, B.C. Антипов, О.И. Рубинштейн (РФ).- № 94030107/03; Заявлено 11.08. 94; Опубл. 27.09.96, Бюл. № 27.

55. Пат. 2097539 РФ,МКИ Е 21 В 43/22, 43/32. Состав для регулирования проницаемости пласта и изоляции водопритоков/В.Н. Хлебников, P.P. Ганиев, Г.Х. Якименко и др. (РФ).- № 95101954/03; Заявлено 09.02. 95; Опубл.27.11.97, Бюл. № 33

56. Пат. 2108455 РФ, МКИ Е 21 В 43/32. Способ изоляции притока пластовых вод/В.В. Мазаев, C.B. Гусев, Я.Г. Коваль, Н.Е. Полторанин (РФ).-№ 97104315/03; Заявлено 19.05. 97; Опубл. 10.04.98, Бюл. № 10.

57. Пат. 2105878 РФ, МКИ Е 21 В 43/32, 43/22. Состав для ограничения притока пластовых вод/ Н.Е. Полторанин, В.В. Мазаев, C.B. Гусев, Я.Г. Коваль (РФ).- № 96109860/03; Заявлено 15.05.96; Опубл. 27.02.98, Бюл. № 6.

58. Пат. 2099520 РФ, МКИ Е 21 В 43/32. Состав для изоляции водопритока в скважину/ А.Ю. Рыскин, В.Г. Беликова, Р.Г. Рамазанов (РФ).-№ 95110338/03; Заявлено 19.06. 95; Опубл. 20.12.97, Бюл. № 35

59. Пат 2094606 РФ, МКИ Е 21 В 43/32. Состав для изоляции высокопроницаемых интервалов пласта/JI.К. Алтунина, В.Н. Кувшинов, JI.A. Стасьева и др. (РФ).- № 95118896/03; Заявлено 08.11. 95; Опубл. 27.10.97, Бюл. №30, ч. И.

60. Пат. 2103499 РФ, МКИ Е 21 В 43/32, 33/138. Состав для блокирования водоносных пластов/ М.И. Старшов, В.М. Айдуганов (РФ).-№ 96117746/03; Заявлено 05. 09. 96; Опубл. 27.01.98 , Бюл. № 3.

61. Применение водоизолирующих составов на месторождениях Шаимского района / В.В. Девятов.- Нефтяное хозяйство.- 1995.-№ 5-6.-С.59-61.

62. Неорганические гели для увеличения нефтеотдачи неоднородных пластов с высокой температурой / JÏ.K .Алтунина, В.А. Кувшинов.-Нефтяное хозяйство.- 1995.- № 4.- С.36-38.

63. Гелеобразующие композиции на основе нефелина для увеличения нефтеотдачи пластов / Р.Н. Фахретдинов, P.C. Мухаметзянова, A.A. Берг, J1.T. Мухаметзянова.-Нефтяное хозяйство.-1995.- № 3.- С.45-46.

64. Промысловые испытания гидролизованного полиакрилонитрила (гипана) при изоляции пластовых вод / Б.М. Калашников, А.Ш. Газисов,

65. A.Г. Юсупов .- РНТС, Сер.Нефтепромысловое дело. М.: ВНИИОЭНГ 1971.-№ 5.- С.3-7.

66. Сидоров И.А. Применение гидролизованного полиакрилонитрила для ограничения притока пластовых вод. Сб: Бурение скважин и добыча нефти. / Тр. ТатНИИ, вып. 17, Казань, 1971.

67. Исследование гипана с целью изоляции пластовых вод на месторождениях Западной Сибири /Турбин В.А., Золин Б.К., Овчинников

68. B.И. и др. Проблемы нефти и газа Тюмени, НТС, вып. 22, Тюмень, 1974.

69. Применение растворов полиакриламида для ограничения притока вод в нефтяные скважины / И.А. Сидоров.- Обз. зарубеж. лит.- М.: ВНИИОЭНГ, 1986.

70. Пат. 1828491 СССР, МКИ5 Е 21 В 33/138. Состав для изоляции водопритока в скважину/ C.B. Долгов, Р.Н. Каллаева, A.A. Гаврилов (СССР). № 4931338/03; Заявлено 26.04.91; Опубл. 15.07.91, Бюл. № 26.

71. Сидоров И. А. и др. Применение растворов метаса для ограничения водопритоков в эксплуатационные скважины / РНТС Нефтепромысловое дело, № 2, 1976.

72. Избирательные способы водоизоляционных работ / P.A. Габадуллин, Р.Х. Муслимов, В.Г. Халтурин.- Нефтяное хозяйство.-1985.- № 6.- С. 40-44.

73. Применение нефтесернокислотной смеси для ограничения притока вод в добывающие скважины / И.Ф. Глумов и др.- Обз.инф. Сер. Нефтепромысловое дело. М.: ВНИИОЭНГ, 1985. С. 39 .

74. Технология селективной изоляции водопритоков с использованием полимербитумных материалов / А.И. Комиссаров, Р.Х. Молаев, Б.С. Худжиев .- Нефтяное хозяйство.- 1985.- № 6.- С. 55.

75. Нурбаев Б. Разработка технологий ремонтно- изоляционных работ в скважинах месторождений Западной Сибири с применением смолы ТС-10: Автореферат на соискание ученой степени к.т.н., Тюмень, 1977 ( на правах рукописи) 23 с.

76. А. с. 1059126 СССР, МКИ3 Е 21 В 33/138. Полимерный состав для изоляциии пластов в скважине / В.А. Волошин, Л.В. Палий (СССР). № 3330532/22-03; Заявлено 21.07.81; Опубл. 07.12.83, Бюл. № 45.

77. А. с. 1051230 СССР, МКИ3 Е 21 В 33/138. Полимерный состав для изоляции пластов в скважине/ В.Л. Назаренко, А.И. Бережной, Л.А. Езлова (СССР). № 3439207/22-03; Заявлено 23.03.82; Опубл. 30.10.83, Бюл. № 40.

78. Пат. 2017936 РФ, МКИ5 Е 21 В 33/138. Изолирующий состав/ Т.Г. Валеева, ЮЛ. Вердеревский, В.Л. Попова, И.В. Михеева, Н.И. Кобяков,

79. Ю.Н. Арефьев, P.P. Галимов (РФ). № 4922373/03; Заявлено 28.03.91; Опубл. 15.08.94, Бюл. № 15.

80. Бальдеков А.У. Применение тампонажных составов на основе полиуретанов для изоляционных работ в скважинах. М.: ВНИИОЭНГ, 1986. (Обзорная информ. Сер. нефтепромысловое дело). 39 с.

81. Поздеев О.В., Глушенко В.Н. Ограничение водопритоков в скважины обратными латекснефтяными эмульсиями, М.:ВНИИОЭНГ, 1989. - (Обзорная информ. Сер. нефтепромысловое дело).

82. Пат. 2143543 РФ, МКИ6 Е 21 В 33/138, 43/32. Способ изоляции неоднородного по проницаемости продуктивного пласта. Н.В. Прокшина, В.Н. Павлычев, В.Г. Уметбаев, Л.Д. Емалетдинова и др. (РФ). № 98104159/03. Заявлено 18.02.98, опубл. 27.12.99, Бюл. № 36.

83. Свойства и перспективы применения водоизолирующих реагентов / Ю.Н. Янковский, И.И. Маслов, Л.А. Скородиевская.-Нефтяное хозяйство.-1984.- № 8.- С.52-55.

84. Эффективность использования тампонажных составов АКОР/ К.Э. Колесников, В.М. Строганов, С.А. Рябоконь и др.-Нефтяное хозяйство.-1991.-№4.- С. 44-45.

85. Пат. 2066734 РФ, МКИ Е 21 В 33/138. Состав для тампонирования водопроявляющих скважин/ В.М. Строганов, Л.А. Скородиевская, A.M.

86. Строганов, Д.В. Хосроев, С.А. Рябоконь (РФ). № 4882818/03; Заявлено 13.11.90; Опубл. 20.09.96, Бюл. № 26.

87. Пат. 2144607 РФ, МКИ Е 21 В 33/138. Водоизолирующий состав/ JI.A. Скородиевская, С.А. Рябоконь, H.A. Качерова, M.JI Мирная, Е.М. Мышлеев, H.H. Поликанов, Ю.Т. Ефимов, А.П. Рисс (РФ). № 99107497/03; Заявлено 13.04.99; Опубл. 20.01.2000, Бюл. № 2.

88. Опытно-промышленные испытания селективных водоизолирую-щих реагентов на основе кремнийорганических соединений/ A.B. Маля-ренко, Ю.В. Земцов, A.C. Шапатин. Нефтяное хозяйство.-1981.- № 1, С. 35-38.

89. Методы селективной изоляции водопритоков в нефтяных скважинах и перспективы их применения на месторождениях Западной Сибири /A.B. Маляренко, Ю.В. Земцов.-Обз. инф. Сер. Нефтепромысловое дело,- вып. 1 (130) М.: ВНИИОЭНГ, 1987.

90. Пат. 2071549 РФ, МКИ Е 21 В 33/138. Состав для изоляции водопритока в скважине/ P.P. Кадыров, М.Х. Салимов, С.С. Латыпов, Б.М. Калашников (РФ). № 94042310/03; Заявлено 25.11.94; Опубл. 10.01.97, бюл. № 1.

91. Ишкаев Р. К. Исследование и разработка технологий изоляции водопритоков при первичном вскрытии продуктивных пластов месторождений, находящихся на поздней стадии разработки /Автореферат на соискание ученой степени к.т.н., Тюмень, 1998.

92. Амиян В. А., Амиян A.B. Повышение производительности скважин,- М.: Недра,- 1986, С. 128-130

93. Повышение эффективности капитального ремонта скважин в условиях Крайнего Севера / Ф.А. Гусейнов, A.M. Расулов.- Обз. инф. Сер. «Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений», вып.5. М.:ВНИИЭгазпром, 1989.

94. Щелкачев В.Н., Лапук Б.Б. Подземная гидравлика. 1949. М-Л: Гостоптехиздат. С. 180.

95. Щелкачев В.Н., Лапук Б.Б. Подземная гидравлика. 1949. М-Л: Гостоптехиздат, С. 71.

96. O.K. Ангелопуло, В.М. Подгорнов, В.Е. Аваков . Буровые растворы для осложненных условий. М., Недра, 1988 г, С. 28-67.

97. Пат. 2012776 РФ, МКИ5 Е 21 В 33/138. Состав для временной изоляции пласта/ C.B. Долгов, Т.Ш. Вагина, А.П. Рудой, A.A. Гаврилов (РФ). № 4943511/03; Заявлено 07,06. 91; Опубл. 15.05.94, Бюл. № 9.

98. Тагиров K.M., Долгов C.B., Вагина Т.Ш., Гаврилов A.A. Состав для временной изоляции продуктивного пласта в процессе капитального ремонта скважин.// Сб. научных статей ВНИИгаза. М., 1993. - С. 60-63.

99. Пат. 2115686 РФ, МКИ6 С09К 7/02 . Технологическая жидкость для перфорации и глушения скважин / Н.Р. Старкова, Л.С. Бриллиант, В.Г. Новожилов, С.Ф. Чернавских. (РФ). № 97109448/03. Заявлено 04.06.97, опубл.20.07.98, Бюл. № 20.

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

101. Долгов C.B., Каллаева Р,Н., Вагина Т.Ш., Гаврилов A.A. Результаты лабораторных исследований влияния составов для временной изоляции продуктивных пластов на проницаемость песчаников. //

102. Технология строительства газовых и газоконденсатных скважин: Сб. научных статей ВНИИгаза. М., 1991.

103. Предварительные рекомендации по проведению ремонтных работ на скважинах ПХГ ПО «Югтрансгаз» при аномально высоких пластовых давлениях. // отчет по договору УП-; СР/89.91. , рук. Долгов С.В. Ставрополь, 1989.

104. Временная инструкция по проведению ремонтных работ на скважинах ПХГ ПО «Югтрансгаз» при аномально высоких пластовых давлениях. // Отчет по договору УП 4 СР/89.91, рук. Долгов С.В. Ставрополь, 1990.

105. Инструкция по глушению и освоению скважин с применением предварительного блокирования концентрированными меловыми суспензиями (пастами), Орджоникидзе, 1074г.

106. A.c. 981583 СССР, МКИ Е 21 В 33/138. Состав для временной закупорки пласта/ Б.С. Сергеев, В.В. Калашников, М.Н. Лебедева и др. (СССР).- № 3007401/22-03; Заявлено 02.10.80; Опубл. 15.12.82, Бюл. № 46.

107. Корнеев В.И., Данилов В.В. Растворимое и жидкое стекло Стройиздат, Спб., 1996. С.64

108. Айлер Р. Химия кремнезема. В 2т. М. : Мир 1982. 197 с.

109. Пат. 2150573 РФ, МКИ6 Е 21 В 33/138. Состав для временной изоляции продуктивного пласта/ P.A. Гасумов, Т.Ш. Вагина, Е.П.

110. Серебряков, В.З. Минликаев, Р.Н. Каллаева, С. П. Пучков, Г.Н. Пестерников (РФ).- № 99100443/03; Заявлено 05.01.99; Опубл. 10.06.2000, Бюл. № 16.

111. Разработать комплекс технологических методов ремонтно-изоляционных работ в скважинах с АНПД // Отчет по договору 8Г/98.99, заданиеЗ., рук. Гасумов P.A. Ставрополь: СевКавНИПИгаз, 1998.

112. Пат. 1680950 РФ, МКИ5 Е 21В 33/138. Гелеобразующий состав для блокирования пластов/ O.A. Морозов, J1.M. Баева, A.B. Федосеев (РФ).-№ 4277412/03; Заявлено 06.07.87; Опубл. 15.06.94, Бюл. № 22.

113. O.K. Ангелопуло, В.М. Подгорнов, В.Е. Аваков . Буровые растворы для осложненных условий. М., Недра, 1988 г, С. 60-61.

114. Bernard G. G., Holm L.W. Влияние пены на проницаемость пористой среды для газа.// ЭИ ВИНИТИ, сер. Нефте- и газодобывающая промышленность. М., 1965, № 2. - С. 11-23.

115. Канн К.Б. Капиллярная гидродинамика пен.// Сиб. отд. АН. -Новосибирск: Наука, 1989. 167с.

116. Чистяков Б.Е., Чернин В.Н. Особенности пенообразования в смесях вода углеводородная жидкость // Газовая промышленность, М., 1977. №7.-С. 30-31.

117. Евгеньев А.Е., Туринер В.Н. О реологических свойствах пены в пористой среде // Изв. высш. учебных заведений, сер. Нефть и газ. М., 1967, № 12.-С78-80.

118. Чистяков Б.Е., Перцов A.B., Чернин В.Н. Образование и основные свойства пен. Агрегативная устойчивость и ее критерии.// Коллоидный журнал. т. 50. - М., 1988, вып.З. - С 542-549.

119. Нифантов В.И., Каллаева Р.Н., Димитриади Ю.К. Влияние твердой фазы на устойчивость и кратность пены // Строительство газовых и газоконденсатных скважин: Сб. научных статей ВНИИгаза. М., 1992. - С. 105-116.

120. А. с. 1609813 СССР, МКИ5 С 09 К 7/08. Пенообразующий состав для временной изоляции пласта /С. В, Долгов, Р.Н. Каллаева, Т.Ш. Вагина, Д.И. Земенков, А.П. Рудой (СССР). № 4497107/24-03; Заявлено 18,09. 88; опубл. 30.11.90, бюл. № 44.

121. Предварительные рекомендации по технологии проведения ремонтных работ на скважинах месторождения Шамхал-Булак. / Отчет по договору 4Д/90.91. , рук. Тагиров K.M. Ставрополь: СевКавНИИгаз, 1990. 28 с.

122. A.M. Гольденберг, А.Е. Малицкий, О.В. Фещук. Реагент для вспенивания газового конденсата / Нефтепромысловое дело, 1982, № 3,1. С 5-18.

123. A.A. Акулыиин. Некоторые аспекты использования новых набухающих полимерных материалов/ Нефтяное хозяйство, № 7., 1999г., С. 47-48, Москва.

124. A.c. 1746958/03 СССР, МКИ5 Е 21 В 33/138. Полимерный состав для временной изоляции пласта/ K.M. Тагиров, В.И. Нифантов, Р.Н. Каллаева, Т.Ш. Вагина, В.И. Ильяев, A.A. Акулыпин, Д.И. Швец, Н.П. Воробьева (СССР). № 4776958/03; Заявлено 02.01.90; Не публ.

125. Р. Робинсон, Р. Стоке. Растворы электролитов. М., 1963, Ин. литература, С 78 79

126. А. с. 1417532 СССР, МКИ Е21В 33/138. Буферная жидкость для глушения нефтяных и газовых скважин/А.А. Акулыпин, А.И. Акулыпин, Д.И. Швец и др.(СССР).- № 4066143/22-03; Заявлено 24.03.86; ДСП

127. А. с. 1121281 СССР, МКИ С09К 7/02. Безглинистый буровой раствор/ Б.А. Андерсон, Т.П. Бочкарев, С.М. Ахмадеева и др. (СССР).- № 3571700/23-03; Заявлено 01.04.83; Опубл. 30.10.84, Бюл. № 40.

128. Пат. 2137904 РФ, МКИ6 Е 21 В 33/138, 43/32. Реагент для приготовления изолирующего состава и изолирующий состав/ Ю.Л.

129. Вердеревский, Н.Х. Борисова, С.Н. Головко и др. (РФ).- № 97120649; Заявлено 15.12.97; Опубл. 20.09.99, Бюл. № 26.

130. Пат. 2017936 РФ, МКИ5 Е21В 33/138. Изолирующий состав/ Т.Г. Ва-леева, Ю.Л. Вердереевский, В.Л. Попова и др. (РФ).- № 4922373/03; Заявлено 28.03.91; Опубл. 15.08.94, Бюл. № 15.

131. Айлер Р. Химия кремнезема. В 2т.: Мир, 1982. 197с.

132. Шабанова H.A., Корнеева Т.В., Фролов Ю.Г. Структурообра-зование в золях кремниевой кислоты. Труды МХТИ. Получение и применение гидрозолей кремнезема. Под ред. Фролова. М., 1980, 16с.

133. Carman P.S. Trans. Faradau Soc., 1947, м 36, p 964.

134. Серебряков Е.П., Вагина Т. Ш. Разработка составов для селективной водоизоляции газовых скважин месторождений Западной Сибири // Нефть и газ: Сб. научных трудов СевКавГТУ, вып. 2. Ставрополь,1999.

135. Гасумов P.A., Вагина Т.Ш., Серебряков Е.П. и др. Исследования составов и технологий для ликвидации водопритоков в газовых скважинах // Сб. научных трудов СевКавГТУ, серия Нефть и газ, вып. 3. Ставрополь,2000.

136. Разработать технологию изоляции пластовых вод в маломощных (4-5 м) пластах с обводненной подошвой // Отчет по договору 30Г/93.95, задание 3., рук. Долгов C.B., Ставрополь, 1994.

137. Вагина Т. Ш., Гаврилов A.A., Гасумов P.A. и др. Результаты лабораторных исследований водоизолирующих составов// Строительство газовых и газоконденсатных скважин: Сб. научн. статей ВНИИгаза, М. , 1996.-С 150 152.

138. Долгов C.B., Вагина Т.Ш., Гаврилов A.A. Результаты опытно-промышленных испытаний технологии временной изоляции продуктивного пласта.// Строительство газовых и газоконденсатных скважин: Сб. научных статей ВНИИгаза, М. , 1992., С. 54-57.

139. Тагиров K.M., Долгов C.B., Бекетов С.Б. Особенности глушения скважин с аномально низким пластовым давлением.// Строительство газовых и газоконденсатных скважин. Сб. научных статей ВНИИгаза, М., 1993., С 63-66.

140. Долгов C.B., Каллаева Р.Н., Вагина Т.Ш. Технология временной изоляции призабойной зоны пласта многокомпонентными пенами// Газовая промышленность. М., 1990., № 1., С 27-28.