Разработка углеводородных суспензий цемента, стабилизированных ПАВ, для ремонтно-изоляционных работ в нефтяных скважинах тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 02.00.11, кандидат технических наук Ефимов, Максим Николаевич

• Ефимов, Максим Николаевич
• кандидат технических наук
• 2012

Оглавление диссертации кандидат технических наук Ефимов, Максим Николаевич

СОДЕРЖАНИЕ

Введение

Глава 1. Литературный обзор

1.1 Причины обводнения скважин и методы борьбы с ними

1.2 Тампонажные материалы, применяемые для водоизоляции

1.2.1 Тампонирующие смеси на базе органических вяжущих 15 материалов - полимерные тампонажные материалы (ПТМ)

1.2.2 Гелеобразующие водоизоляционные материалы (ГВМ)

1.2.3 Цементно-полимерные тампонажные растворы

1.2.4 Углеводородные суспензии цементов (УСЦ) 45 Глава 2. Методы исследования

2.1 Методика приготовления УСЦ в лабораторных условиях

2.2 Методика оценки максимальной эффективной концентрации 59 ПАВ в модельной УСЦ

2.3 Методики исследования УСЦ

2.4 Методика фильтрационного эксперимента 69 Глава 3. Разработка составов УСЦ с регулируемыми физико- 72 химическими свойствами

3.1 Применяемые реагенты

3.2 Подбор ПАВ и определение их оптимальных концентраций

3.2.1 Выбор дисперсионной среды и ПАВ

3.2.2 Определение максимальной эффективной концентрации ПАВ

3.2.3 Определение оптимальных концентраций ПАВ «АБР»

и «АБСК» в УСЦ

3.2.4 Исследование свойств УСЦ с использованием смеси ПАВ «АБР» и «ВКС-Н», «АБСК» и «ВКС-Н»

3.2.5 Определение межфазного натяжения растворов ПАВ

3.2.6 Определение межфазного натяжения комплексов ПАВ

3.2.7 Определение оптимального соотношения реагентов по технологическим параметрам УСЦ

3.2.8 Подбор тонкодисперсных добавок-регуляторов физико-химических свойств УСЦ

3.2.9 Подбор жидких добавок-регуляторов физико-химических свойств УСЦ

3.3 Разработка УСЦ с применением цементных смесей высокой дисперсности «ЦС БТРУО» марок «Медиум» и «Микро»

3.4 Фильтрационные эксперименты 117 Глава 4 Результаты проведения промысловых испытаний разработанных составов и технологий селективной изоляции и ликвидации заколонных перетоков 127 Основные выводы и рекомендации 13 7 Литература 139 Приложение А

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Разработка углеводородных суспензий цемента, стабилизированных ПАВ, для ремонтно-изоляционных работ в нефтяных скважинах»

Введение

В настоящее время нефтяные компании мира добывают в среднем три тонны воды на каждую тонну нефти, извлекаемой из истощающихся пластов. Огромные средства тратятся ежегодно на подготовку и утилизацию добываемой воды. В процессе эксплуатации месторождения обводненность продукции постоянно увеличивается. В результате, расходы на переработку воды достигают стоимости добываемой нефти, а обводненность — «экономического предела». Поступление воды в скважину возможно как по каналам фильтрации по мере истощения залежи, так и за счет прорыва нагнетаемой воды, поступления ее посредством заколонной циркуляции сверху или снизу продуктивного горизонта, а также из-за нарушения целостности обсадной колонны. Технологии ограничения водопритоков за счет закачки тампонирующих материалов снижают количество добываемой из скважины воды, но при этом снижают также и добычу нефти, т.к. неселективно кольматируют все поры коллектора.

При ремонтно-изоляционных работах (РИР) в добывающих скважинах необходимо применение таких водоизоляционных материалов, которые селективно снижают количество добываемой из скважины воды, не

уменьшая при этом дебита нефти.

Эффективным тампонажным материалом для изоляции водопритоков, обладающим селективными свойствами, являются нефтецементы -суспензии цемента в нефти, широко применяющиеся в России и за рубежом. Однако нефтецементы обладают рядом недостатков, такими как высокая вязкость и фильтратоотдача, низкая седиментационная устойчивость и недостаточная прочность цементного камня.

Цель работы: Выявление механизма образования и стабилизации углеводородных суспензий цемента (УСЦ) с повышенной агрегативной устойчивостью, низкой вязкостью и высокой степенью образования цементного

камня для разработки составов и технологий для РИР в добывающих скважинах.

Основные задачи исследований

1. Анализ существующих реагентов для селективной изоляции водопритоков в добывающих скважинах.

2. Научное обоснование выбора реагентов для углеводородной суспензии цемента (УСЦ): композиции ПАВ, дисперсионной среды, цемента различной дисперсности для регулирования вязкостных, седиментационных и фильтрационных свойств.

3. Обоснование применения цементов различной степени помола для изоляции водопритока в добывающих скважинах, работающих в условиях различного типа коллекторов (терригенный, карбонатный, смешанный) и приемистости скважин.

4. Разработка технических условий для производства специальных цементных смесей и реагентов для выполнения водоизоляционных работ (ВИР).

5. Разработка технологии изоляции водопритоков с применением УСЦ различной дисперсности.

6. Промысловые испытания разработанных УСЦ при РИР (ликвидация заколонной циркуляции и ликвидация негерметичности эксплуатационной колонны) и проведение селективной изоляции водопритоков, анализ полученных результатов.

Научная новизна

1. На основе изучения механизма образования и стабилизации

углеводородных суспензий цемента установлено, что для повышения

агрегативной устойчивости УСЦ и управления степенью гидрофобности

поверхности частиц цемента необходимо сочетание анионоактивного

маслорастворимого ПАВ - продукта конденсации жирных кислот и аминов

5

(Гидрофобизатор АБР) и неионогенного водорастворимого ПАВ -оксэтилированного нонилфенола (Нефтенол ВКС-Н). Определены оптимальные соотношения между этими классами ПАВ для обеспечения седиментационной устойчивости суспензий.

2. Разработана методика определения селективности УСЦ.

3. Экспериментально показано, что для управления фильтратоотдачей и седиментационной стабильностью УСЦ необходимо в суспензию добавлять тонкодисперсный минеральный наполнитель - микрокремнезем и маслорастворимый полимер - полиизобутилен или их сочетания.

4. Экспериментально доказана возможность проникновения УСЦ в высокопроницаемые зоны коллектора. Определены глубины проникновения углеводородных суспензий цемента в модель пласта в зависимости от дисперсности применяемой цементной смеси (ЦС) и проницаемости модели пласта.

5. Экспериментально установлена необходимость закачки буфера углеводородной жидкости в количестве не менее одного объема пор перед закачкой УСЦ в пористую среду, насыщенную водой.

Практическая ценность и реализация в промышленности

1. Разработаны новые УСЦ «Безводный тампонажный раствор на углеводородной основе (БТРУО)» с применением ЦС «БТРУО» марок «Стандарт», «Медиум» и «Микро» для проведения РИР и селективной изоляции водопритоков в добывающих скважинах, обладающие низкой фильтратоотдачей, высокой седиментационной устойчивостью.

2. Разработана новая комплексная технология изоляции водопритоков в добывающих скважинах с использованием углеводородного раствора ПАВ, обратной эмульсии с докреплением УСЦ «БТРУО» с использованием ЦС с различной степенью дисперсности в зависимости от типа коллектора и степени дренированности пласта.

3. Разработаны ТУ на новые реагенты для УСЦ «БТРУО»: «ДС БТРУО», «ПАВ БТРУО», «ЦС БТРУО» марок «Стандарт», «Медиум» и «Микро», а также налажен их выпуск в ЗАО «Петрохим».

4. Разработанные реагенты и комплексная технология изоляции водопритоков успешно внедрены на объектах ОАО «Оренбургнефть» (проведено 12 операций с успешностью 67 %); ОАО «Роснефть-Пурнефтегаз» (проведено 4 операции с успешностью 85 %), ОАО «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз» (проведено 9 операций с успешностью 80 %).

Заключение диссертации по теме «Коллоидная химия и физико-химическая механика», Ефимов, Максим Николаевич

Основные выводы и рекомендации

1. Проведен анализ опыта применения нефтецементных и дизельцемент-ных растворов при РИР в нефтяных добывающих скважинах. Выявлены недостатки и преимущества УСЦ. Разработаны требования к УСЦ.

2. Разработаны методика определения эффективной концентрации ПАВ и методика оценки селективности УСЦ, позволяющая определять степень образования цементного камня и степень замещения углеводородной жидкости на воду.

3. Установлено, что для получения седиментационно-устойчивой суспензии цемента в углеводородной дисперсионной среде необходимо использование композиции ПАВ, состоящей из маслорастворимого анионактивного ПАВ - продукта конденсации жирных кислот с аминами (ПАВ «Гидрофоби-затор АБР») и водорастворимого неионогенного ПАВ - оксэтилированного нонилфенола («Нефтенол ВКС-Н»).

4. Впервые экспериментально установлено, что управление фильтрационными потерями УСЦ возможно за счет введения в суспензию следующих веществ: тонкодисперсного минерального наполнителя микрокремнезема и маслорастворимого полимера полиизобутилена или их сочетаний в зависимости от условий применения УСЦ в конкретной скважине.

5. Получен патент РФ № 2357999. Тампонажный раствор «НЦР ХИМЕКО - ВМН».

6. На основании фильтрационных экспериментов и опытных работ на скважинах установлено, что использование «ЦС БТРУО» марки «Стандарт» в УСЦ «БТРУО» возможно только при РИР в высокопроницаемых карбонатных и высокодренированных терригенных коллекторах на завершающем этапе эксплуатации скважин. Доказана необходимость закачивания углеводородной буферной жидкости перед порцией УСЦ для предотвращения преждевременного загущения и роста давления закачки УСЦ.

137

7. Показано, что для расширения области применения УСЦ «БТРУО» в скважинах с терригенными и карбонатными коллекторами необходимо использование цементов с различной степенью дисперсности: ЦС «БТРУО» марок «Стандарт», «Медиум» и «Микро».

8. Разработаны рекомендации по применению УСЦ «БТРУО»: марка «ЦС БТРУО», объем раствора, объем буферной жидкости с учётом приемистости, типа коллектора, дебита скважины.

9. В результате внедрения разработанной технологии селективной изоляции водопритоков на месторождениях ОАО «Оренбургнефть» было проведено 12 операций по селективной изоляции водопритоков в карбонатных коллекторах с успешностью 67 %; с применением комплексной технологии селективной изоляции проведены четыре операции на Сугмутском месторождении ОАО «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз» и четыре операции на Барсу-ковском месторождении ОАО «Роснефть-Пурнефтегаз» с успешностью 85 %.

10. С применением разработанных реагентов ДС «БТРУО», ПАВ «БТРУО» и ЦС марки «Микро» были проведены ремонтно-изоляционные операции по ликвидации заколонных перетоков и негерметичности обсадной колонны в пяти скважинах Карамовского, Спорышевского и Вынгапуровского месторождений ОАО «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз» с успешностью 80 %.

Список литературы диссертационного исследования кандидат технических наук Ефимов, Максим Николаевич, 2012 год

Литература

1 Григулецкий В.Г. Обводнение месторождений - коренной вопрос современности Российской нефтегазовой отрасли // Технологии ТЭК. - 2007. - №4. - С. 14-16.

2 Серебренников И.В. Разработка экспресс - метода выбора скважин для проведения работ по ограничению водопритоков: автореф. дис. канд. техн. наук: 25.00.17 .-Тюмень, 2008.-23 с.

3 Демахин С.А., Демахин А.Г. Селективные методы изоляции водопритока в нефтяные скважины. - Саратов: ГосУНЦ «Колледж», 2003. - 163 с.

4 Стрижнев В.А., Корнилов A.B., Никишов В.И., Уметбаев В.Г. Анализ мирового опыта применения тампонажных материалов при ремонтно-изоляционных работах // Нефтепромысловое дело. - 2008. - №4. - С. 28-34.

5 Хлебникова М.Э., Сингизова В.Х., Чукашев В.Н., Тазиев М.М., Фахретдинов Р.Н., Телин А.Г. Анализ литературных и патентных источников по технологиям селективной изоляции воды и ликвидации заколонных перетоков // Интервал. - 2003. - №9 (56). - С Л18-141.

6 Стрижнев К.В. Классификация тампонажных материалов для ремонтно-изоляционных работ в скважинах // Нефтяное хозяйство. - 2010. - № 12. - С. 63-65.

7 Булатов А.И. Тампонажные материалы. - М.: Недра. - 1987. - 280 с.

8 Титков Н.А, .Дон Н.С. Технология цементирования нефтяных скважин. -М.: Гостоптехиздат, 1960. - 232 с.

9 Кадыров P.P. Методы ограничения водопритоков при строительстве и эксплуатации скважин: автореф. дисс. доктора техн. наук: 25.00.17. -Бугульма, 2009. - 46 с.

10 Булатов А.И., Макарепко П.П., Проселков Ю.М. Буровые промывочные и тампонажные растворы. - М.: Недра, 1999. - 424 с.

11 Тахаутдинов Ш.Ф., Ибрагимов Н.Г., Ибатуллин P.P., Кадыров P.P., Юсупов И.Г. Методы ограничения водопритока при строительстве и эксплуатации скважин // Нефтяное хозяйство. - 2011. - № 7. - С. 43-47.

12 Лымарь И.В., Демяненко Н.А., Пысенков В.Г., Пирожков В.В. Проблемы и пути совершенствования технологий РИР на месторождениях РУП ПО «Белоруснефть» // Интервал. - 2006. - № 6. - С. 18-23.

13 Патент США №7128148, МПК Е21 В 33/138 (2006.01) N 10/826615. Жидкость для обработки скважин (тампонажная) и методы блокирования проницаемости в подземной области. Well treatment fluid and methods for blocking permeability of a subterranean zone. Halliburton Energy Services, Inc., Eoff Larry S., Szymanski Michael J.

14 Еремин Г.А, Крымов В.И., Усов C.B. Особенности применения фенолоспиртов для изоляционных работ // Нефтяное хозяйство. - 1979. -№ 1. - С.24-28.

15 Кадыров P.P., Саханова А.К., Архиреев В.П., Кузнецова О.Н. Применение синтетических смол для РИР // Нефтяное хозяйство. - 2005. - №11. - С.70-72.

16 Вахитов Т.М., Камалетдинова P.M., Емалетдинова Л.Д., Каргапольцева Т.А. Совершенствование технологии проведения ремонтно-изоляционных работ в скважинах с использованием синтетических смол // Нефтяное хозяйство. - 2010. - № 2. - С. 84-86.

17 Патент РФ № 2248441, МПК7 Е 21В 33/138. Состав для ремонтно-изоляционных работ в скважине / Кадыров P.P., Сахапова А.К., Салихов М.М., Латыпов Р.Ф., Галиев Р.Ф.

18 Патент РФ № 2259469, МПК 7 Е21В 33/138. Полимерный тампонажный состав / P.P. Кадыров, А.К. Сахапова, О.Н. Кузнецова, В.П. Архиреев. 19Бочкарев В.К. Разработка и исследование технологий ограничения и ликвидации водопескопроявлений в нефтяных скважинах: автореф. дисс. канд. техн. наук.: 25.00.17. - Тюмень. - 2009. - 29 с.

20 Петров Н.А., Кореняко А.В., Янгиров Ф.Н., Есипенко А.И. Ограничение

140

притока воды в скважинах. - СПб.: Недра. - 2005. - 130 с.

21 Ибрагимов Г.З., Фазлутдинов К.С., Хисамутдинов Н.И. Применение химических реагентов для интенсификации добычи нефти. - М.: Недра. -1991.-384 с.

22 Патент РФ №2071549, МПК6 E21B33/138. Состав для изоляции водопритока в скважине / Кадыров P.P., Салимов М.Х., Латыпов С.С., Калашников Б.М.

23 Кононенко A.A. Исследование и разработка технологии комплексного воздействия кремнийорганических соединений для повышения продуктивности обводненных скважин: автореф. дисс. канд. техн. наук.: 25.00.17. - Тюмень, - 2008, 28 с.

24 Строганов В.Я., Строганов A.M. Кремнийорганические тампонажные материалы и перспективы развития // Интервал. - 2006. - № 6. - С. 24-32.

25 Скородиевская JI.A., Строганов A.M., Рябоконь С.А. Повышение эффективности водоизоляционных работ путем использования материала АКОР-БЮО // Нефтяное хозяйство. - 1999. - №2. - С. 16-19.

26 Скородиевский В.Г., Шурыгин М.Н., Яковенко В.И., Скородиевская Л.А. Решение проблемы ограничения водопритоков в скважинах с подошвенным залеганием воды // Нефтяное хозяйство. - 2008. - №3. - С. 82-85.

27 Фахретдинов Р.Н., Мухаметзянова P.C., Берг A.A., Васильева Е.Ш., Камалов М.М., Илюков В.А. Гелеобразующие композиции на основе нефелина для увеличения нефтеотдачи пластов // Нефтяное хозяйство. - 1995. - № 3. - С. 41-46.

28 Горбунов А.Т., Старковский A.B., Рогова Т.С., Кручинина Н.Е., Бетев A.A. Гелеобразующие составы на основе нефелинового концентрата для изоляции водопритока и водопоглощения в скважинах нефтяных месторождений. - М.: Труды ВНИИнефть. - 2003, - вып. 129, - с. 35-41.

29 Кадыров P.P., Хасанова Д.К. Применение жидкого стекла с повышенным

модулем для ограничения притока вод в скважину // Нефтяное хозяйство. -

141

2006.-№3,-С. 62-63.

30 Клещенко И.И., Григорьев A.B., Телков А.П. Изоляционные работы при заканчивании и эксплуатации нефтяных скважин. - М.: Недра. - 1998. - 267 с.

31 Старковский A.B., Старковский В.А. Изоляция притока воды в нефтяных скважинах щелочными силикатными гелями // Нефтяное хозяйство. - 2008. -№9.-С. 34-36.

32 Патент РФ № 2150571, МПК7 E21B33/138. Гелеобразный состав для изоляции пластовых вод в скважине. / Курочкин Б.М., Лобанова В.Н., Нурмухаметов P.C., Кандаурова Г.Ф., Галимов Р.Х., Хасанов Я.З., Правдюк

A.Н., Маркелов А.Л., Хисамов P.C., Сулейманов Э.И., Жабин A.A.

33 Патент РФ № 2244819 РФ, МПК7 Е21В43/32. Состав для изоляции водопритоков в скважину / Ханнанов Р.Г., Кадыров P.P., Хасанова Д.К., Бадыкшин Д.Б., Маркелов А.Л., Бакалов И.В.

34 Каримов Н.Х. Гелеобразующий состав. // Изобретения и рацпредложения в нефтегазовой промышленности. - 2003. - №6. - С. 53.

35 Кудина Е.Ф., Печерский Г.Г., Ермолович O.A., Макаревич A.B., Гулевич

B.В. Гелеобразующая композиция на основе жидкого стекла для ограничения водопритока в скважины // Вопросы химии и химической технологии. - 2009, - №2. - С. 125-130.

36 Осипов П. В., Крупин С. В., Губайдуллин А. А. Анализ эффективности гелеобразующих составов на основе высокомодульных растворимых стекол, применяемых в ОАО "Татнефть" // Нефтяное хозяйство. - 2007. - №6. - С. 6669.

37 Патент РФ № 2133328, МПК6 E21B33/138. Облегченный тампонажный состав / Хлебников В.Н., Уметбаев В.Г., Волочков Н.С., Назметдинов P.M.

38 Патент США № 3804058, кл. 166-292, опубл. 1974.

39 Крылов В.И. Изоляция поглощающих пластов в глубоких скважинах. - М.: Недра. - 1980. - с. 304.

40 Патент РФ № 2136843, МПК6 E21B33/138. Тампонажный раствор /

142

Цыцымушкин П.Ф., Коновалов Е.А., Гороновия С.Н., Хайруллин С.Р., Цыцымушкин А.П.

41 Патент РФ № 2187621, МПК7 E21B33/138. Облегченная тампонажная смесь / Вяхирев В.И., Фролов A.A., Сорокин В.Ф., Подшибякин В.В., Уросов С.А., Клюсов В.А, Каримов И.Н., Овчинников В.П.

42 Патент РФ № 2230883, МПК7 E21B33/138. Облегченный тампонажный раствор / Бурдыга В.А., Бакиров Д.Л., Каримов Н.Х.

43 Патент РФ № 2292373, МПК С09К8/473 (2006.01), С04В7/12 (2006.01) / Облегченный тампонажный цемент и способ его получения / Акчурин Х.И., Каримов Н.Х., Мяжитов P.C., Каримов И.Н., Алибаев И.А., Клюсов A.A., Фролов A.A., Амирханова С.И.

44 Овчинников В.П., Кузнецов В.Г., Флоров A.A., Газгиреев Ю.О. Анализ свойств тампонажных материалов для цементирования скважин в криолитозоне. - Сб. тр. Института нефти и газа. Нефтегазовое направление. Тюм. Гос. Нефтегаз. Ун-т. - Тюмень: Вектор Бук. - 2004, С. 6-10.

45 Лазарев П. Микросферы ЗМ™ Glass Bubbles серии HGS улучшают свойства облегченного тампонажного раствора // Oil & Gas Eurasia. - 2009. -№ 11.-С. 9-11.

46 Данюшевский В.М., Алиев, B.C., Толстых И.Ф. Справочное руководство по тампонажным материалам. - М.: Недра, 1987. - с. 156.

47 Чернышев С.Е., Турбаков М.С., Крысин Н.И. Расширяющийся тампонажный раствор для проведения водоизоляционных работ в скважинах // Нефтяное хозяйство. - 2011. - № 1. - С. 78-80.

48 Патент №2155263РФ, МПК7 Е21 В 33/138. Расширяющийся тампонажный состав для низкотемпературных скважин / Анисимов A.A., Симоненко Л.И., Злотников Г.П., Погорелов Е.В., Гукасова Н.М., Будовкина Л.С.

49 Газгиреев Ю.О. Исследование и разработка облегченных расширяющихся

тампонажных растворов для цементирования скважин в криолитозоне:

143

автореф. дисс. канд. техн. наук: 25.00.15. - Тюмень. - 2004. - 22 с.

50 Каримов И.Н. Разработка облегченных расширяющихся тампонажных цементов для крепления скважин: автореферат дисс. канд. техн. наук: 25.00.15. - Уфа. - 2004. - 24 с.

51 Патент РФ № 2198999, МПК7 E21B33/138. Тампонажный материал для высокотемпературных скважин / Клюсов В.А., Юзвицкий В.П., Поляков В.Н., Кривобородов Ю.Р, Каримов И.Н.

52 Фролов A.A. Совершенствование технических средств и технологий для цементирования газовых скважин месторождений Крайнего Севера. Тюмень: изд. ТюмГНГУ. - 2000, - 164 с.

53 Шатов A.A., Дрямина М.А. Специальные тампонажные композиции для низкотемпературных скважин на основе вторичных материальных ресурсов соды // Химия в интересах устойчивого развития. - 2005, т.13. - №5. - С. 663667.

54 Блажевич В.А., Умрихина E.H., Уметбаев В.Г. Ремонтно-изоляционные работы при эксплуатации нефтяных месторождений. - М.: Недра. - 1981. -236 с.

55 Уметбаев В.Г., Мерзляков В.Ф., Волочков Н.С. Капитальный ремонт скважин. Изоляционные работы - Уфа: РИД АНК «Башнефть», 2000. - 424 с.

56 Басарыгин Ю.М., Булатов А.И., Проселков Ю.М. Бурение нефтяных и газовых скважин. - М.: ООО «Недра-Бизнесцентр». - 2001. - 679 с.

57 В. А. Блажевич, В. Г. Уметбаев, В. А. Стрижнев Тампонажные (изоляционные) материалы для ремонтно-изоляционных работ в скважинах. - Уфа: РИО Госкомиздата БАССР. - 1992. - 88 с.

58 Авт. свид. СССР 1484917, кл. Е21 В 33/138, от 1987 г.

59 Авт. свид. СССР 1637406, кл. Е21 В 33/138, от 1989 г.

60 Авт. свид.СССР № 1714089, кл. E21B33/138 Тампонажный раствор Данилевич П.М., Струбалина Н.В., Зотова Л.П., Ларин А.Г., Галиченко М.П.

61 Патент РФ № 2035585, МПК6 E21B33/138. Тампонажный раствор для

144

ремонтных работ и крепления скважин / Перейма А.А., Тагиров К.М., Ильяев В.И., Ковалев А.А.

62 Патент РФ № 2281309, МПК С09К8/467 (2006.01). Дисперсно-армированный тампонажный раствор / Михеев М.А., Уляшева Н.М., Юдин В.М., Захаров Б.И.

63 Патент РФ № 2078908, МПК6 E21B33/138. Комплексная добавка в тампонажный раствор на основе портландцемента / Мосиенко В.Г., Петраков Ю.И., Педус A.M., Никифорова В.Н.

64 Патент РФ № 2136845, МПК6 E21B33/138. Тампонажный раствор / Каримов Н.Х., Агзамов Ф.А., Акчурин Х.И., Долгих Ф.А., Шкаретный В.И., Газизов Х.В., Каримов И.Н.

65 SU 1670099, 15.08.1991.

66 Патент США № 6592660, МПК 7 С 04 В 20/00. Способы и составы для формирования проницаемых цементных фильтров в скважинах. Methods and compositions for forming permeable cement sand screens in well bores. Halliburton Energy Services, Inc., Nguyen Philip D., Crook Ronald J., Barton Johnny A., Brown David L.

67 Патент США № 7021380, МПК 7 E 21 В 33/138. Состав цементного раствора с замедлителем схватывания и способ его использования. Compositions comprising set retarder compositions and associated methods. Halliburton Energy Services, Inc., Caveny William J., Morgan Rickey L., Koch Ronney R.

68 Патент США №7363977, МПК E 21 В 33/13, НКИ 166/294. Способ и устройство для предотвращения инверсии латекса в цементном составе с соленой водой при использовании такого состава в подземной формации.

69 Заявка 102006038809 Германия, МПК 8 С 04 В 24/28 (2006.01), Е 21 В 43/22 (2006.01).

70 Меденцев В.М., Куксов А.К., Ашрафьян М.О., Гринько Ю.В. Комплексные

реагенты для обработки тампонажных растворов // Нефтяное хозяйство. -

145

1997.-№7.- С. 11-12.

71 Будько A.B. Разработка и исследование технологии и технических средств повышения качества разобщения продуктивных горизонтов снижением количества свободной воды затворения на ранних стадиях твердения тампонажных растворов: автореферат дисс. канд. техн. наук.: 25.00.15. -Тюмень. - 2004. - 26 с.

72 Патент РФ №2149981, МПК7 E21B33/138. Тампонажный раствор / Татауров В.Г., Кузнецова О.Г., Сажина Е.М., Акулов Б.А., Зуева H.A., Денщиков П.А., Басков Б.Н., Сбродов С.Г.

73 Патент. РФ №2191251, МПК7 E21B33/138. Тампонажный раствор (Варианты) / Кузнецова О.Г., Татауров В.Г., Чугаева O.A.

74 Патент РФ № 2150572, МПК7 E21B33/138. Тампонажный состав / Курочкин Б.М., Лобанова В.Н., Студенский М.Н., Вакула А.Я., Гимазов И.Н., Муртазин М.А., Максимов В.Н., Луконин A.M.

75 Патент РФ №2172812, МПК7 E21B33/138. Способ приготовления облегченного тампонажного раствора / Цыцымушкин П.Ф., Горонович С.Н., Тиньков И.Н., Елисеев В.А., Хайруллин С.Р., Цыцымушкин А.П.

76 Патент РФ №2268352, МПК7 E21B33/138. Облегченный тампонажный раствор / Кадыров P.P., Ахмадишин Ф.Ф., Сахапова А.К., Андреев В.А.

77 Патент РФ №2303048, МПК С09К8/473 (2006.01). Облегченный тампонажный раствор / Кустышев И.А., Щербич Н.Е., Кустышев A.B., Овчинников В .П., Зиновьев В.М., Кустышев Д.А., Чижов И.В.

78 Патент РФ №2333346, МПК E21B33/138. Способ ликвидации негерметичности эксплуатационной колонны нефтегазовой скважины / Кустышев A.B., Кустышев И.А., Щербич Н.Е., Зазуля Г.П., Обиднов В.Б., Зиновьев В.М., Кустышев Д.Л., Ваганов Ю.В., Лахно Е.Ю., Кряквин Д.А., Немков A.B.

79 Патент РФ №2288250, МПК С09К8/473 (2006.01). Облегченный

полимерный тампонажный состав для нефтяных и газовых скважин / Белей

146

И.И., Зиновьев В.М., Карнаухов H.A., Коновалов Е.А., Наумов Б.В.,. Кустышев И.А, Щербич Н.Е., Вялов В.В., Чернухин В.И., Куценко Г.В.

80 Патент РФ №2239050, МПК7 E21B33/138. Способ приготовления облегченного тампонажного раствора / Лукманов P.P., Бакиров Д.Л., Бурдыга В.А., Дорошенко И.Я., Попов В.Н.

81 Патент РФ №2180391, МПК7 E21B33/138. Гидрофобный полимерный тампонажный состав для нефтяных и газовых скважин / Курочкин Б.М., Басов Б.К., Тахаутдинов Ш.Ф., Хисамов P.C., Гилязов Ш.Я., Морозов B.C.

82 Патент РФ №2213844, МПК7 E21B33/138. Способ приготовления тампонажного раствора / Мосиенко В.Г., Гасумов P.A., Климанов A.B., Нерсесов C.B., Петялин В.Е., Пономаренко М.Н., Андреев О.П., Ставкин Г.П.

83 Патент РФ №2305695, МПК С09К/467 (2006.01). Тампонажный состав / Живаева В.В., Воробьев C.B., Ивонтьев К.Н., Кабо В.Я., Комзалов А.Г.

84 Патент РФ №2245990, МПК7 E21B33/138. Тампонажная композиция / Гноевых А.Н., Гейхман М.Г., Рябоконь A.A., Коновалов Е.А., Фролов A.A., Уросов С.А., Кривобородов Ю.Р., Кузнецова Т.В., Клюсов H.A.

85 Патент РФ №2319722, МПК С09К8/467 (2006.01). Полимерцементный тампонажный раствор / Щукин В.Н., Галустянц В.А., Котельников В.А., Путилов С.М., Давыдкина Л.Е

86 Котельников В.А., Давыдкина Л.Е., Путилов С.М., Ангелопуло O.K., Никитин В.Н. Полимерцементный тампонажный состав для разобщения пластов в эксплуатационных скважинах // Бурение и нефть. - 2009. - №1. - С. 30-33.

87 Патент РФ №2356930, МПК С09К8/42 (2006.01). Тампонажный состав для цементирования обсадных колонн и способ его приготовления / Алтунина Л.К., Кувшинов В.А., Стасьева Л.А., Филин В.В.

88 Феденец P.M., Лях С.Н., Кузнецов А.Ю., Найков Э.В. Совершенствование

качества цементирования обсадных колонн на Южно-Приобском

месторождении // Бурение и нефть. - 2009. - № 12. - С. 20-22.

147

89 Мачинский Е.К., Стафикопуло А.Н. Нефтецементный раствор для повторного цементирования // Нефтепромысловое дело. - 1956. - №4. - С. 16-18.

90 Романюк Ф.И., Кравченко И.И., Карташев H.A. Изоляция подошвенных вод в эксплуатационных скважинах керосино-цементными смесями // Нефтяное хозяйство. -1957, - №6. - С. 46-48.

91 Романюк Ф.И., Кравченко И.И., Карташев H.A. Изоляция пластовых вод цементными смесями на нефтяной основе. - М.: ГОСИНТИ. - 1959. - 121 с.

92 Рагимов М.С., Исаев М.Р. Опыт изоляции пластовых вод нефтецементным раствором // Нефтяное хозяйство. - 1958. - №6. - С. 65-68.

93 Севастьянов С.И. Новая технология изоляции вод нефте-цементными растворами в эксплуатационных скважинах // Нефтепромысловое дело. -1959.-№3.-С. 55-58.

94 Сафин В.Г., Иманаев Н.Г., Копылов JIM. Изоляция притока пластовых вод цементными растворами на углеводородной основе // Нефтяное хозяйство. - 1974.- №6. - С. 63-66.

95 Кошелев А.Т. и др. Совершенствование рецептур углеводородных цементных растворов и технологии их отверждения // Сб. Трудов ВНИИКРнефть, Технические средства, материалы и технология крепления скважин. - Краснодар. - 1986. - С. 62-71.

96Р.Р. Кадыров, A.C. Жиркеев, Д.К. Хасанова, Г.Ф. Кандаурова, И.Н. Файзуллин Применение высоковязкой нефти для водоизоляционных работ в карбонатных коллекторах // Нефтяное хозяйство. - 2010. - № 1. - С. 79-81.

97 Патент РФ № 2139985, МПК E21B33/138. Тампонажный материал / Вяхирев В .И., Ипполитов В.В., Добрынин Н.М., Ахметов A.A., Уросов С.А., Фролов A.A., Рябоконь A.A., Клюсов В.А.

98 Патент РФ №2370516, МПК С09К8/487 (2006.01). Тампонажный цементный раствор селективного действия / Грайфер В.И., Котельников В.А., Галустянц В.А.

99 Серенко И.А., Булатов А.И., Каримов Н.Х. Материалы, используемые при вторичном цементировании скважин. - М.: ВНИИОЭНГ. - 1981. - 82 с.

100 Diesel Oil - Cement Slurry // Cementing Technology Manual, Section 11, Halliburton, October 1993, p. 7-11.

101 Шуть К.Ф. Технические условия и методы испытания тампонажных цементов. Москва, 2005. - 152 с.

102 Гельфман М.И., Ковалевич О.В., Юстратов В.П. Коллоидная химия. -СПб.: «Лань». - 2010. - 336 с.

103 Ходаков Г.С. Реология суспензий. Теория фазового течения и ее экспериментальное обоснование. // Российский химический журнал. - 2003, т. XLVII, № 2. - С. 33-44.