Разработка технологии и материалов для ремонтно - изоляционных работ при расконсервации скважин тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 25.00.15, кандидат технических наук Шаталов, Дмитрий Александрович

• Шаталов, Дмитрий Александрович
• кандидат технических наук
• 2011

Оглавление диссертации кандидат технических наук Шаталов, Дмитрий Александрович

ВВЕДЕНИЕ

1. АНАЛИЗ СОСТОЯНИЯ СЕРВИСНОГО ОБСЛУЖИВАНИЯ ПРИ 8 КАПИТАЛЬНОМ РЕМОНТЕ СКВАЖИН

1.1. Основы сервиса и перспективы его развития

1.2. Роль нефтегазового сервиса в ТЭК России

1.3. Анализ состояния буровых работ

1.4. Анализ ремонтно - изоляционных работ

2. ВЫБОР МЕТОДИК ИССЛЕДОВАНИЙ СВОЙСТВ РАСТВОРА И 38 КАМНЯ И ПЛАНИРОВАНИЕ ЭКСПЕРИМЕНТОВ

2.1. Стандартные методы

2.2. Специальные методы

2.3. Основы методического подхода к планированию экспериментов

2.3.1. Классификация видов анализа

2.3.2. Дисперсионный анализ

2.3.3. Регрессионный анализ

2.3.4. Исследования физико-механических свойств камня системой «МаШсаё»

3. ХАРАКТЕРИСТИКА ОБЛЕГЧЕННЫХ ТАМПОНАЖНЫХ 62 РАСТВОРОВ И ИСХОДНЫХ КОМПОНЕНТОВ

3.1. Методы проектирования составов цементных растворов ^ пониженной плотности

3.1.1. Методы расчета плотности облегченных тампонажных растворов

3.1.2. Выбор вида облегчающей добавки

3.1.3. Свойства облегчающих добавок и содержащих их тампонажных ^5 цементов и растворов

3.1.4. Бентонитовые и глиноцементные растворы для тампонирования горных пород

3.2. Исследование тампонажных составов с облегчающими исследуемыми добавками, регулирующими их свойства

3.2.1. Результаты исследований свойств тампонажных составов 59 стандартными методами (ГОСТ 1581-96).

3.2.2. Результаты исследования прочности рецептур тампонажного 75 камня

3.2.3. Результаты рентгенофазового анализа образцов камня

3.2.4. Результаты исследования рецептуры облегченного тампонажного gg раствора, содержащий алюмосиликатные микросферы (рецептура №2)

3.2.5. Результаты исследования добавки диатомита на свойства раствора 93 и камня

3.2.6. Определение физико - механических свойств тампонажного камня ^02 из исследуемых рецептур

4. РАЗРАБОТКА СПОСОБА РАСКОНСЕРВАЦИИ СКВАЖИНЫ г 14 ПУТЕМ БУРЕНИЯ БОКОВОГО СТВОЛА

4.1. Выбор конструкции забоя боковых стволов

4.2. Разработка способа расконсервации скважины 120 ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ 126 СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ 128 ПРИЛОЖЕНИЕ 1 138 ПРИЛОЖЕНИЕ 2 142 ПРИЛОЖЕНИЕ 3 146 ПРИЛОЖЕНИЕ

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Разработка технологии и материалов для ремонтно - изоляционных работ при расконсервации скважин»

Актуальность работы

Энергетической стратегией России на период до 2030 года предусматривается довести добычу нефти в России до 530-535 млн. тонн и газа до 885 - 940 млрд. куб.м. Здесь ведущая роль принадлежит Тюменской области, на долю которой приходится 291 - 292 млн. тонн нефти и 608 - 625 млрд. куб.м. газа. При этом на развитие нефтяного комплекса России в 2009 - 2030 годах потребуется капитальных вложений в объеме 609 - 625 млрд. долл. США, а на развитие газовой промышленности 565 - 590 млрд. долл. США.

Большинство месторождений нефти и газа Тюменской области находятся либо вступили в позднюю стадию разработки, для которой характерна падающая добыча углеводородного сырья. Для данной стадии характерным является изношенность основных фондов - это прежде всего стареющий фонд более 160 тысяч пробуренных скважин, высокая обводненность нефтяной продукции (75 - 90 %), падение пластовых давлений и выработанность запасов газов крупнейших газовых месторождений (сеноманские отложения Уренгойского, Медвежьего, Заполярного ГКМ) и др. Вместе с тем поставлены амбициозные задачи в «Программе развития до 2020 года», которые должны решаться за счет прироста запасов нефти на больших глубинах, а газа - в Надым-Пур-Тазовском районе Тюменской области, включая месторождения п-ва Ямал и шельфовую зону Карского моря (Штокмановское месторождение), где нужны новые технологии ГРР и добычи углеводородов в условиях суровой ледовой обстановки Заполярья.

Роль нефтегазового сервиса при выполнении поставленных задач трудно переоценить. Объективно эффективность освоения недр и функционирования добывающих компаний напрямую зависит от технического и технологического обновления отраслей ТЭК. Производным синонимом этого обновления является сервисное обслуживание, включающее бурение, эксплуатацию и ремонт скважин. При этом в рамках сервисного рынка быстрее растут потребности в высокотехнологичных услугах (геофизика, горизонтальное бурение, гидроразрыв пластов, ремонтно-изоляционные работы, сооружение боковых и горизонтальных дополнительных стволов, применение технологий гибких безмуфтовых труб, вторичные и третичные методы увеличения нефтеотдачи пластов и многие другие). Особого подхода требует проблема интенсивно растущего бездействующего фонда скважин, который составляет сегодня около 40 % всего пробуренного фонда (при нормируемом проектами разработки в 10 %).

В этот фонд сегодня относят не только скважины, законсервированные на длительный срок в соответствии с действующими ПБ 08-624-03 (их реальная цифра порядка 16 % всего фонда скважин), но и остановленные как нерентабельные, чаще обводнившиеся, иногда просто «брошенные» еще в период распада бывшего СССР (7,5 тыс. по данным Госкомфонда). В таких условиях требуется серьезная специализация и решить проблему можно через сервисный подход через создание специализированных самостоятельных сервисных организаций, которые сами будут заботиться об уровне своей эффективности. Таким компаниям для развития не нужны директивные указания: через них модернизация с инновациями сами потянутся в нефтегазовый сектор. Кроме того, через сервис становится возможным инвестировать углеводородные доходы в другие отрасли экономики, чтобы Россия могла зарабатывать не только и не столько на нефтегазодобыче, но и на технологиях, оборудовании и материалах.

Мировые тенденции таковы, что носителями новых идей для нефтегазовой промышленности давно стали сервисные компании, а сам нефтегазовый сервис является одним из важнейших «локомотивов» для развития высоких технологий в нефтегазовом комплексе и именно качество и надежность являются составляющими настоящего сервиса.

По экспертным оценкам в России нефтегазовым сервисом занимаются более 200 компаний и их сфера обслуживания постоянного расширяется как по спектру предлагаемых технологий, так и по качеству договорных услуг. При этом, приход западных компаний со своими высокими технологиями и многолетним мировым опытом работы послужил стимулом для разработки альтернативных отечественных технологий, техники и материалов, хотя многие из зарубежных «новинок» имеют российское происхождение.

Цель работы - дополнительная добыча углеводородов за счет разработки и внедрения технологии и материалов для крепления боковых стволов при расконсервации обводнившихся нефтяных и газовых скважин.

Основные задачи исследований

1. Анализ состояния нефтегазового сервиса в России и обоснование сервисного подхода к выбору перспективных технологий и материалов.

2. Разработка рецептур облегченных тампонажных растворов, современный уровень исследований которых позволяет рекомендовать их к применению в составе сервисных технологий ремонта нефтяных и газовых скважин.

3. Разработка способа расконсервации обводнившихся нефтяных и газовых скважин, включающего технологию крепления дополнительных боковых стволов.

4. Апробация разработанных материалов в сервисных организациях по ремонту обводнившихся нефтяных и газовых скважин.

Научная новизна

1. Обоснован сервисный подход к выбору технологий и материалов для РИР в нефтяных и газовых скважинах, базирующийся на их адекватности современным требованиям производства и востребованности на рынке сервисных услуг в ТЭК России.

2. Изучен механизм и доказана возможность формирования низкопроницаемого тампонажного камня на основе портландцемента ПЦТ 1-100 и диатомита Камышловского месторождения. Получены аналитические зависимости, описывающие физико-химические процессы в формирующемся во времени камне оптимизируемой рецептуры.

3. Установлена целесообразность применения капиллярной пропитки водой исследуемых образцов как экспрес - метода оценки водоизолирующих свойств, структуры формирующегося низкопроницаемого тампонажного камня.

Практическая ценность и реализация

1. Предложена методика исследования свойств облегченного тампонажного раствора и камня, включающая комплекс стандартных и специальных методов исследований, применение которых позволяет повысить надежность и качество полученных результатов, а значит и уровень сервиса технологии, в которой рекомендуется применение диатомито - содержащего тампонажного материала.

2. Для повышения качества крепления основных и боковых стволов в проблемных зонах водоперетоков, аномально низкого пластового давления (АНПД) и интервалах поступления высокообводненной продукции скважин предложен облегченный цементно - диатомитовый раствор, содержащий тампонажный портландцемент (70 %), диатомит (30 %), армирующую уплотняющую структуру камня (волокно Ф-1) и водоотталкивающую органическую добавку (керосин).

3. Разработан способ расконсервации скважины путем сооружения и крепления бокового наклонного ствола в обводнившихся нефтяных и газовых скважинах (патент РФ № 2349733), применение которого позволяет дополнительно добывать безводную нефть и конденсат (газ).

4. Разработанный облегченный тампонажный цементно -диатомитовый раствор применен при РИР в двух обводнившихся скважинах ООО «Ноябрьский КРС - Сервис» и в 2-х скважинах сервисной компании ООО «Газпром подземремонт Уренгой», что позволило только за три месяца 2010 года дополнительно добыть 1700 тонн безводной нефти.

Заключение диссертации по теме «Технология бурения и освоения скважин», Шаталов, Дмитрий Александрович

ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

1. На основе анализа и обобщения разработан сервисный подход к выбору технологий и материалов для ремонта нефтяных и газовых скважин, заключающийся в обосновании их востребованности и учета необходимости технологической адекватности современным требованиям производства. Показано, что наиболее востребованными сервисными технологиями на рынке услуг в нефтегазовом комплексе для условий Западной Сибири являются: РИР, ГРП, бурение боковых стволов, расконсервация скважин (доля которых составляет от 10 до 16 %).

2. Для обеспечения сервисного проведения работ по РИР предложен и детально исследован состав облегченного цементно - диатомитового тампонажного раствора (ПЦТ 1-100 - 69,96 %, диатомит - 30 %) с добавками (керосин в воде затворения 1 %, волокно Ф-1 - 0,04 %), регулирующими основные технологические свойства формируемого низкопроницаемого камня.

3. Установлена возможность и объяснены особенности твердения камня из вяжущего материала, получаемого введением в портландцемент (ПЦТ1-100) 30 % диатомита Камышловского месторождения, содержащего, по сравнению с известными месторождениями, повышенное количество (не менее 82 %) мелкокристаллического органического кремнезема и глинозема (около 7 %).

4. Получены аналитические зависимости в виде уравнений регрессии, описывающие закономерности формирования прочности камня на изгиб в 2-х суточном возрасте (показатель ГОСТ 1581-96), а также функциональные зависимости изменения основных физико - механических свойств камня в процессе твердения в течение 28 суток (прочности на изгиб и на сжатие, прочности сцепления с металлом, водопроницаемости, времени капиллярной пропитки камня водой), полученные с применением системы Ма1сЬаё, которые позволяют оценивать поведение во времени камня из рекомендуемого диатомито-содержащего (30 %) тампонажного состава (рецептура № 5) во времени.

5. Разработан с участием автора способ расконсервации обводнившихся скважин сооружением бокового ствола (патент № 2349733), траектория которого пересекает ухудшенную в процессе эксплуатации призабойную зону, а также интервалы водонасыщенной части продуктивного нефтяного пласта, изолировать которые предлагается разработанным тампонажным материалом.

6. Разработанный тампонажный материал реализован в сервисных компаниях нефтяной (ООО Ноябрьский «КРС - Сервис») и газовой (ООО «Северподземремонт Уренгой») отраслях ТЭК Западной Сибири, где из 4 отремонтированных обводнившихся скважин в течение трех месяцев 2010 года было получено дополнительно 1700 тонн безводной нефти.

Список литературы диссертационного исследования кандидат технических наук Шаталов, Дмитрий Александрович, 2011 год

1. Кулибанова В.В. Маркетинг: Сервисная деятельность: Учебное пособие. СПб.: Питер, 2000. - 240 с.

2. Шафранник Ю. Катализатор модернизации // Нефть России. 2010. -№10. - С.78-81.

3. Баскаев К. Сервис на продажу// Нефтяной сервис. 2010. №1(7). С.2-3.

4. Сантьяго К. Мы должны быть готовы к окончанию кризиса. // Нефтяной сервис. 2009. -№5(6). С.20-21.

5. Шмаль Г. Колорит нефтесервиса. Необходима преемственность // Нефтесервис. 2009. - №5(6). С.2-3.

6. Баскаев К. Бурная работа // Нефтяной сервис. 2010. - №1(7). С. 16-23.

7. Сервис после кризиса // Нефтесервис. 2009. - №1(5). С.3-5.

8. Ю.Сомов А. Сервис разбитый вдребезги // Нефтяной сервис. 2005. - №10. С.2-5.

9. П.Новиков B.C. Повышение эффективности управления строительством скважин / B.C. Новиков, Л.В. Родимов, A.C. Новиков // Нефтяное хозяйство.-2010. №5. С. 108-111.

10. Завьялов Д. Сервис «просел» // Нефтяной сервис. 2009. №5(6). С.4-9. 13.Энергетическая стратегия России на период до 2030 года. Перспективы и стратегические инициативы развития топливно-энергетического комплекса // Москва, 2008.

11. Романов Р. Нефтегазовый комплекс РФ. URL: http://roman.by/r-97684.html

12. Акатьев В. Новая стратегия требует объединения усилий / В.Акатьев // Нефть и капитал. 1997. - № 9. С.76-80.

13. Бадовский H.A. Обеспечение качества и рентабельности скважин в комплексе их создания и применения / Н.А.Бадовский, Е.И.Королько, Ю.Н.Щепилло // Нефтяное хозяйство. -1998. № 5. С. 10-14.

14. Миракян В.И. Новое в технике контроля параметров траектории ствола скважины / В.И.Миракян, В.И.Грайфер, В.П.Иванов, А.В.Мнацаканов, В.Р.Иоанесян, В.И.Зубарев // Нефтяное хозяйство. -1998. № 5. С.15-18.

15. Мнацаканов A.B. Причины выбросов в скважине и обнаружение газонефтеводопроявлений на ранней стадии их возникновения / А.В.Мнацаканов, Р.В.Аветов, П.В.Куцын, О.А.Блохин // Нефтяное хозяйство. 1998. - № 5. С.25-29.

16. Мессер А.Г. Новая техника для бурения и капитального ремонта скважин /

17. A.Г.Мессер, Л.А.Райхерт // Нефтяное хозяйство. 1998. - № 5. С.30-31.

18. О.Шайхутдинов Р.Т. Бурение горизонтальных скважин из эксплуатационных колонн диаметром 146мм / Р.Т.Шайхутдинов.

19. B.Е.Бирюков, В.Г.Тимошин, Ю.И.Спиваковский, Е.М.Курнев // Нефтяное хозяйство. 1999. - № 6. С. 19-20.

20. Мерзляков В.Ф. Технология сохранения естественной продуктивности пласта при первичном и вторичном вскрытиях // Нефтяное хозяйство. -2003.-6. С.38-39.

21. Кунцяк Я.В. Комплексный сервис эффективное решение задач бурения с отбором керна / Я.В. Кунцяк, Я.С. Гаврилов, Ю.В. Дубленич, Р.Х. Муслимов, P.C. Хисамов, А.К. Назипов, С.Ю. Ненароков // Нефтяное хозяйство.-2003.- 11. С.34-35.

22. Харламов К.Н. Прогнозирование повреждения пласта на основе оценки отрицательного влияния буровых растворов на его проницаемость / К.Н. Харламов, Т.В. Трошева, Е.А. Усачева // Нефтяное хозяйство. 2003. - 11. С.36-37.

23. Лукманов P.P. Разработка и внедрение новых технологий при строительстве скважин на месторождениях ООО «ЛУКОЙЛ Западная Сибирь» // Нефтяное хозяйство. - 2006. - 11. С. 16-18.

24. Кустышев Д.А. Восстановление обводненной газовой скважины бурением бокового ствола / Д.А.Кустышев, В.Н.Никифоров, И.В.Чижов, М.Г.Гейхман, Д.А.Шаталов // Известия высших учебных заведений. Нефть и газ. 2010. - № 3. С.48-51.

25. В трехмерном пространстве // Нефть России. 2010. - №10. - С.76-77.

26. Усманов Т.С. Снижение рисков при проведении ремонтно-изоляционных работ / Т.С. Усманов, И.Ф. Хатмуллин и др. // Нефтяное хозяйство. 2004. -8. С.86-89.

27. Кряквин Д.А. Оценка успешности колтюбинговых технологий при ремонте скважин на Уренгойском месторождении / Д.А.Кряквин, A.B. Кустышев, Н.В. Рахимов, В.Н. Хозяинов, Д.А. Шаталов // «Время Колтюбинга» («Coiled Tubing Times»). 2007. - 9. С.43-45.

28. Шмидберский П.А. Перспективы развития нанотехнологий в Западной Сибири / П.А. Шмидберский, A.A. Шмидберская, Г.П. Зозуля, Д.А. Шаталов, A.B. Кустышев, В.Н. Никифоров / Наука и техника в газовой промышленности. -2010. № 3. С. 19-22.

29. Коротченко А.Н. Разработка условий и рекомендаций для осуществления успешного гидравлического разрыва пласта / А.Н.Коротченко, А.В.Кустышев, Д.А.Шаталов // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. 2010. - №7. С.48-50.

30. Маслимов С.Р. Опыт интенсификации притока сеноманских газовых скважин методом гидравлического разрыва пласта / С.Р. Маслимов, Р.В. Ткаченко, Д.А. Кустышев, Д.А. Шаталов // Наука и техника в газовой промышленности. 2010. - №4. С. 18-20.

31. Пат. № 2349733. Способ расконсервации скважины (варианты) / A.B. Кустышев, И.А. Кустышев, Ю.В. Ваганов, В.М. Шенбергер, Д.А. Кряквин, A.B. Немков, Д.А. Шаталов, А.Г. Лесниченко, С.Г. Кочетов. Заявка: 2007114427/03, 16.04.2007. Заявлено 27.10.2008.

32. Рахимов Н.В. Разработка технологии водоизоляционных работ с использованием колтюбинговых установок на месторождениях ООО "Уренгойгазпром": автореф. дис. на соискание уч. ст. канд. тех. наук: 2006. / Рахимов Николай Васильевич. Краснодар, 2006. - 24 с.

33. Мировой флот колтюбинговых установок продолжает расти // Coiled tubing times. -2010. -№31.-С.12

34. Шенбергер В.М., Зозуля Г.П., Гейхман М.Г., Матиешин И.С., Кустышев A.B. Техника и технология строительства боковых стволов в нефтяных и газовых скважинах: Учебное пособие. Тюмень: ТюмГНГУ, 2007. - 594с.

35. Стрижнев К.В. Ремонтно-изоляционные работы в скважинах: Теория и практика. СПб.: «Недра», 2010. - 560 с.

36. Белонин М.Д., Подольский Ю.В. Нефтегазовый потенциал России и возможности его реализации (оценки и прогнозы на основе имитационных технологий). СПб.: Недра, 2006. - 376 с.

37. Долгосрочная государственная программа изучения недр и воспроизводства МСБ России на основе баланса потребления и воспроизводства потребления сырья. М.: МПР РФ, 2005. - 144 с.

38. Журавлев А. Чем богаты? Нефть России, №10, 2006. - С. 12 - 15.

39. Караганов В.В., Кульпин Л.Г., Мурзин P.P., Симонов Ю.А. Шельф России: прогноз добычи углеводородов до 2030 г. и инфраструктура технико-технологического обеспечения. Нефтяное хоз-во, №6, 2006. С. 76 - 78.

40. Недропользование в Ханты-Мансийском АО в 2004 году. Гос. Проедприятие ХМАО «Научно-аналитический центр рационального недропользования им. В.И.Шпильмана», Тюмень - Ханты-Мансийск, 2005.- 116 с.

41. Лаптев В.В. Развитие нефтегазового сервиса России. Нефтяное хоз-во, № 6, 2006. С. 71-75.

42. Стрижнев К.В. Прогресс с затянутым поясом. // Нефть России. 2005. - С. 6-7.

43. РД 08-492-02 «Инструкция о порядке ликвидации, консервации скважин и оборудования их устьев и стволов». М.: Госгортехнадзор, 2002. - С.24-26

44. Гилязов P.M. Бурение нефтяных скважин с боковыми стволами.-М.: «Недра-Бизнесцентр», 2002.-255с.

45. A.A. Латуфуллин Основные методы увеличения охвата пластов воздействием в России. «Бурение и нефть» №1.2009 г.-С. 6-9.

46. Баскаев К. Снова на подъеме // Нефть России. 2011. - №3. - С.64-67.

47. Булатов А.И. Буровые промывочные и тампонажные растворы: Учеб. Пособие для вузов / А.И. Булатов, П.П. Макаренко, Ю.М. Проселков. -М.:Недра, 1999.-424 с.

48. Прибор ультразвуковой «Бетон 32». Руководство по эксплуатации: ООО Инженерно - технический центр средств контроля качества «КОНТРОС». - Солнечногорск, 2003 г.

49. Методические указания по определению прочности бетона ультразвуковым методом по ГОСТ 17624-87: ООО Инженерно -технический центр средств контроля качества «КОНТРОС». -Солнечногорск, 2004 г.

50. Определение времени загустевания (консистенции) тампонажных растворов. Паспорт и инструкция по эксплуатации прибора «Консистометр ZM 1002».

51. Определение расширения тампонажного раствора и камня. Паспорт иинструкция по эксплуатации прибора «ПР-50». 65.Проницаемость цемента. Инструкция по эксплуатации: «Модель 2030»

52. Определение расширения или усадки цемента. Паспорт и инструкция по эксплуатации прибора Chandler Engineering 4268ES.

53. Данюшевский B.C., Алиев P.M., Толстых И.Ф. Справочное руководство по тампонажным материалам. 2-е изд., перераб. и доп.- М.: Недра, 1987,- 373 с.

54. Пименова Л.Н. Рентгенофазовый анализ: методические указания к лабораторной работе по дисциплине «Физико-химические методы исследования» / Л.Н. Пименова. Томск: Изд-во ТГАСУ, 2005. - 14 с.

55. Шейкин А.Е. Безусадочный портландцемент / А.Е. Шейкин, Т.Ю. Якуб. -М.: изд-во литературы по строительству, 1966. 104 с.

56. Шенк X. Теория инженерного эксперимента / X. Шенк. М.: ИЗДАТЕЛЬСТВО «МИР», 1972. - 386 е., С.5-19.

57. Кремер Н.Ш. Теория вероятности и математическая статистика. М.: Юнити Дана, 2002. - 343с.

58. Профессиональный информационно-аналитический ресурс, посвященный машинному обучению, распознаванию образов и интеллектуальному анализу данных. MachineLearning.ru

59. Спирин H.A. Методы планирования и обработки результатов инженерного эксперимента: Конспект лекций (отдельные главы из учебника для вузов) / Н.А.Спирин, В.В.Лавров. Под общ. ред. Н.А.Спирина. Екатеринбург: ГОУ ВПО УГТУ-УПИ, 2004. 257 с.

60. ГОСТ 310.4-81. Цементы. Методы определения предела прочности при изгибе и сжатии. М.: ИПК Изд-во стандартов, 1981. - 11 с.

61. Техническое описание волокон Ф-1™

62. Булатов А.И. Тампонажные материалы и технология цементирования скважин. М.: Недра, 325 с.

63. Бутт Ю.М., Сычев М.М., Тимашев В.В. Химическая технология вяжущих материалов: учебное пособие для вузов/ Под ред. Тимашева B.B. М.: Высш. Школа, 1980. - 412 е.,

64. А.Х. Мирзанжанзаде, В.И. Мищевич, Н.И. Титков и др. Повышение качества цементирования нефтяных и газовых скважин / М., «Недра», 1975.-232 с.

65. Новохатский Д.Ф., Нижник А.Е. Особенности приготовления и применения сверхоблегченных тампонажных растворов на основе микросфер. М.: ВНИИОЭНГ, НТЖ «Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. 2010, №2. - С. 45+49.

66. Гребенщиков В.М., Овчинников В.П. Исследование технологических свойств газированных тампонажных суспензий. М.: ООО «Бурнефть»; РНТЖ «Бурение и нефть», 2009, №5. - С.22-24.

67. Формирование структуры цементного камня и его разрушение в зависимости от условий бурения и эксплуатации скважин // Г.П. Зозуля., Ю.В. Пахаруков, Е.Г. Казаков и др. М.: РНТЖ «Бурение и нефть»; 2008, №1. - с. 23-26.

68. Ларионова З.М., Никитина JI.B., Герамин В.Р„ Фазовый состав, микроструктура и прочность цементного камня и бетона. М.: Стройиздат, 1977. - 264с.

69. Химия и технология специальных цементов / Кравченко И.В., Кузнецов Т.В. и др. -М.: Стройиздат, 1979, 208с., ил

70. Пустовчар А.П. Эффективность применения активированных диатомитов в сухих строительных смесях. М.: РНТЖ, Строительные материалы, №10, 2006.

71. Описание программы Mathcad Web: http://cae.tsogu.ru/Programs/Mathcad/mathcad about.htm

72. Булатов А.И., Сидоров Н.А. Осложнения при креплении глубоких скважин. М., «Недра», 1966. 204 с.

73. Сеид Рза М.К., Шерстнев Н.М., Агаев М.Х. К вопросу исследования некоторых явлений, происходящих при твердении цементного раствора. «Азербайджанское нефтяное хозяйство», 1968, № 2. 196 с

74. Дмитриев А.Ю. Методика оценки возможности и целесообразности восстановления бездействующих скважин бурением из них дополнительных стволов / А.Ю. Дмитриев, П.С. Чубик, Л.Б. Абакумов // Нефтегазопромысловое дело. 2000. - № 10. - С. 13-17.

75. Справочная книга по текущему и капитальному ремонту нефтяных и газовых скважин / А.Д.Амиров и др. М.: Недра, 1979. - С.353-361.

76. Стрижов В. В. Методы индуктивного порождения регрессионных моделей. М.: ВЦ РАН. 2008. 55 с.

77. Химия тампонажных и промывочных растворов: учеб. пособие / Ф.А.

78. Агзамов, Б.С. Измухамбетов, Э.Ф. Токунова.- СПб.: ООО «Недра»,2011.-268 с.