Совершенствование технологии цементирования скважин: на примере месторождений ООО "РН-Юганскнефтегаз" тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 25.00.15, кандидат технических наук Атгараев, Владимир Федорович

• Атгараев, Владимир Федорович
• кандидат технических наук
• 2008

Оглавление диссертации кандидат технических наук Атгараев, Владимир Федорович

Цель работы.

Основные задачи исследований.

Введение.

Глава 1. Анализ состояния технологии цементирования скважин на месторождениях Западной Сибири.

1.1 Геолого-физические особенности низкопроницаемых коллекторов по ряду нефтяных месторождений Западной Сибири.

1.2 Анализ состояния бурения скважин на Приобском местрождении

1.3 Обзор литературных источников, содержащих анализ современного состояния технологии цементирования скважин на месторождениях Западной Сибири.

1.4 Постановка задач исследования.

Глава 2. Исследование свойств и разработка рецептур облегченных цементных растворов.

2.1 Общие сведения о тампонажных растворах на основе глинопо-рошков.

2.2 Сопоставительный анализ свойств облегченных цементных растворов при «сухом» и «мокром» способах введения в них бентонитового порошка.

2.3 Влияние химических реагентов серии Крепь на свойства цементных растворов.

Глава 3. Разработка технологии цементирования скважин, режимов движения тампонажных растворов и оценка влияния основных факторов на качество цементирования.

• 3.1 Разработка технологии цементирования скважин с применением реагента Крепь-2.

3.2 исследование режимов движения тампонажных растворов на примере цементирования скважин на Приобском месторождении

3.3 Оценка влияния основных факторов на критерий качества цементирования скважин по данным АКЦ-метрии.

Глава 4. Разработка и совершенствование технических средств для повышения качества цементирования скважин.

Глава 5. Результаты внедрения новой технологии и технических средств при цементировании скважин на месторождениях Западной Сибири.

5.1 Цементирование скважин Сибирской геофизической компанией (СГК)

5.2 Цементирование скважин Сибирской Сервисной компанией (ССК)

5.2.1 Цементирование скважин Нефтеюганским филиалом «ССК»

5.2.2 Цементирование скважин Стрежевским филиалом «ССК»

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Совершенствование технологии цементирования скважин: на примере месторождений ООО "РН-Юганскнефтегаз"»

Важность качественного цементирования скважин обусловлена тем, что это заключительный этап строительства скважины, при котором в случае неудачи его выполнения все предшествующие успехи могут быть сведены к минимуму. Анализ промыслового материала и литературных источников показывает, что до настоящего времени, несмотря на совершенствование технологических процессов и технических средств, всё ещё высок процент скважин с заколонными проявлениями пластовых флюидов и межпластовыми перетоками, что свидетельствует о низком качестве разобщения пластов, особенно на многопластовых месторождениях с небольшими перемычками между продуктивными и напорными водоносными пластами.

Теоретические и экспериметальные исследования показывают, что основными причинами этих осложнений являются флюидопроводящие каналы, возникающие в твердеющем тампонажном растворе в период формирования цементного камня, и микрозазоры между цементным камнем и поверхностью обсадных труб.

Выполнение этой задачи требует решения сложных вопросов правильного выбора тампонажного раствора, обладающего рядом специфических свойств с соответствующими показателями, которые в совокупности однозначно определяют пригодность данного раствора формировать герметичное цементное кольцо, способное противостоять напорному воздействию пластовых флюидов в заданных геолого-технических условиях в течение длительного срока службы скважины. Существующие тампонажные составы без специальной химической обработки не могут выполнить свою основную функцию -обеспечить герметичность заколонного пространства.

Высокое качество разобщения пластов не может быть обеспечено, если не проводится подготовка ствола скважины перед спуском колонны, а сама колонна не оборудуется требуемым количеством центрирующих элементов, не применяется в достаточном количестве буферная жидкость и не выдерживается оптимальный режим течения восходящего потока жидкостей в зако-лонном пространстве.

Важная задача при цементировании - обеспечение седиментационной устойчивости растворов. При низкой седиментационной устойчивости увеличивается проницаемость цементного камня вдоль оси скважины, нарушается его сплошность из-за образования водяных поясов и продольных каналов, особенно при больших зенитных углах скважины.

Другой задачей является сохранение коллекторских свойств продуктивных горизотов. Для этого применяются тампонажныые растворы с пониженной водоотдачей.

Анализ состояния крепления скважин на месторождениях Западной Сибири и, в частности, на месторождениях ОАО "РН-Юганскнефтегаз" показывает, что данная проблема по-прежнему остаётся актуальной. Её решению посвящена данная диссертация.

Заключение диссертации по теме «Технология бурения и освоения скважин», Атгараев, Владимир Федорович

Основные выводы и рекомендации

1. Проведен анализ состояния цементирования скважин на месторождениях Западной Сибири, который определил актуальность проблемы в части необходимости исследования и разработки новых рецептур гельцементных растворов, совершенствования технологического процесса и создания технических средств.

2. Подтверждена эффективность "мокрого" способа приготовления гельцементного раствора, при котором достигаются лучшие показатели по объему получаемого раствора и времени загустевания при сохранении практически на одном уровне водоотделения и прочности формируемого камня. Выявлено, что для повышения качества гельцементных растворов необходимо применять специальные глинопорошки, не обработанные содой и полимером, что позволяет управлять свойствами раствора и камня.

3. Подтверждена эффективность действия комплексного реагента «Крепь-2» с увеличенным содержанием пластификатора на реологические параметры тампонажных растворов и на гидродинамические давления при цементировании скважин. Установлено, что в процессе цементирования при использовании рас

137 творов, не содержащих реагент «Крепь-2», возрастают потери давления и создаются условия для возникновения гидроразрыва и поглощения в скважине, чего не наблюдается в седиментационностойких растворах, содержащих данный реагент. Предложены новые составы тампонажных растворов, в том числе с дополнительным введением реагента НТФ для условий месторождений ООО «РН-Юганскнефтегаз».

4. Установлено, что технологические свойства цементных растворов значительно улучшаются при введении в них химических добавок типа «Крепь» вследствие улучшения реологических параметров растворов и гидродинамических характеристик процесса.

5. Рассмотрен механизм влияния ввода реагента типа «Крепь» на свойства гельцементного раствора , который заключается в том, что «Крепь» близка по химическому составу к гельцементному раствору. При их взаимодействии ускоряется образование гидратных фаз за счет создания сростков со значительным числом координационных связей, вызывающих кольматацию пор.

6. Определено, что успешное внедрение новой технологии на Приобском месторождении позволило повысить коэффициент качества цементирования от 0,43-0,87 до 0,80-0,99 вследствие применения моющей буферной жидкости, о тампонажных растворов плотностью 1500 и 1950 кг/м , новых химических реагентов, а также изменения режима цементирования согласно компьютерной гидравлической программе.

7. Проведена оценка совместного влияния пластификатора С-3 и стабилизатора «Крепь» на изменение реологических показателей цементных растворов, показавшая, что увеличение содержания С-3 в растворе снижает динамическое напряжение сдвига и потери давления в скважине.

8 Проведен расчёт гидравлических сопротивлений с применением цементных растворов, обработанных реагентом «Крепь-2», показавший снижение суммарного градиента давления жидкости на забой, при котором исключаются условия для возникновения поглощения в скважине.

9. Изучены некоторые особенности процесса цементирования в период пуска продавочной пробки, когда в колонне возникает «пустое» пространство и режим движения потока может измениться с напорного на безнапорный, при котором суммарное давление жидкостей в затрубном пространстве может превысить давление гидроразрыва наиболее «слабого» пласта. Проведены расчеты, позволяющие определить условия сохранения напорного движения.

10. Разработаны рецептуры цементных и гельцементных растворов плотностью 1500 и 1950 кг/м3 на основе реагентов серии «Крепь» и реагента НТФ, отличающиеся седиментационной устойчивостью, сроками загустевания, более высокой прочностиью цементного камня и повышенной адгезией.

11 .Доказана высокая надежность работы новых и усовершенствованных элементов технологической оснастки, включающих:

- обратный клапан для цементирования, который позволяет после получения момента "стоп" сбросить избыточное давление и обеспечить плотный контакт цементного камня с колонной;

- устройство для разъединения хвостовиков, что позволяет осуществлять подвеску хвостовика на цементном камне и исключает опасность прихвата заливочных труб во время схватывания цементного раствора за счет удаления из скважины от излишков цементного раствора выше разъединителя непосредственно после получения давления «стоп» частичным отворотом, открытием циркуляционных отверстий и восстановлением циркуляции выше головы хвостовика;

- центратор, позволяющий, устанавливать его на муфте обсадной трубы, улучшая центрирование колонны и качество цементирования.

12. Разработаны статистические модели для оценки влияния основных факторов на критерий качества цементирования скважин на Приобском месторождении по данным АКЦ-метрии, позволяющие прогнозировать величину коэффициента качества цементирования.

13. Обобщены результаты внедрения новой технологии и технических средств при цементировании скважин на месторождениях Западной Сибири. Установлены причины снижения качества цементирования некоторых скважин и сформулированы рекомендации по совершенствованию технологического процесса. Экономический эффект по результатам внедрения только клапана ЦКОД му-146 при строительстве скважин в ООО «РН-Юганскнефтегаз» в 2007году составил 7353,8 тыс. руб. Суммарный годовой экономический эффект от применения новых технических средств, технологий, растворов и реагентов составил более 15 миллионов рублей.

Список литературы диссертационного исследования кандидат технических наук Атгараев, Владимир Федорович, 2008 год

1. А.с. № 635223. СССР. Буферная жидкость, В.А. Прасолов и др. Б.И., 1978, №44.

2. Атгараев В. Ф., Добросмыслов А. С., Нижник А. Е. Результаты влияния реагентов-регуляторов свойств тампонажных растворов на качество цементирования эксплуатационных колонн на Приобском месторождении//Труды ОАО НПО "Бурение", вып. 10, 2003.

3. Ахметов Р.Я., Губайфулин P.P. и др. Опыт работы ЗАО «ПБНК» по повышению качества крепления скважин на Средне-хулынском месторожде-нии//НТЖ Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море М.: ОАО ВНИИОЭНГ, 2005.- № 4.- с.41-43.

4. Ашрафьян М.О. Технология разобщения пластов в осложненных условиях. М.: Недра, 1989. - 228 с.

5. Ашрафьян М. О. Режимы движения жидкостей при цементировании сква-жин//Нефтяное хозяйство, 2004.- № 1.-е. 28-29.

6. Ашрафьян М. О., Шабанов В. В. Гидравлическая программа цементирования обсадных колонн//Сборник научных трудов ОАО НПО "Бурение", вып. 11,2004,- с. 147-153.

7. Ашрафьян М.О., Булатов А.И. Эффективность вытеснения буровых растворов и разрушение глинистых корок при цементировании скважин. -ТНТО. Сер.«Бурение». М., ВНИИОЭНГ, 1969.

8. Ашрафьян М.О., Бортов А.В. Опыт цементирования кондукторов на ме140сторождениях ОАО «Юганскнефтегаз//Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море- 1998 № 12. - с.19-22. 52.

9. Ашрафьян М. О., Кривошей А. В. Влияние снижения пластового давления и очистки каверн на качество цементирования скважин//Нефтяное хозяйство, 2006.-№ 11,-с. 58-59.

10. Ашрафьян М. О., Кривошей А. В. Совершенствование технологии цементирования скважин на месторождениях ООО " Сибирская геофизическая компания'У/Нефтяное хозяйство, 2007, № 6. с. 12-14.

11. Ашрафьян М. О., Лебедев О. А., Саркисов Н. М. Совершенствование конструкций забоев скважин. М.: Недра, 1987.С.

12. Ашрафьян М. О., Шабанов В. В., Атгараев В. Ф. Разработка режимов движения тампонажных растворов при цементировании скважин на Приобском месторождении//Сборник научных трудов ОАО НПО "Бурение", 2007, вып. 16.-с. 106-116.

13. Бакшутов B.C. Минерализованные тампонажные растворы для цементирования скважин в сложных условиях.- М.: Недра, 1986.-272 с.

14. Барановский В.Д., Булатов А.И., Крылов В.И. Крепление и цементирование наклонных скважин.- М.: Недра, 1983.- 352 с.

15. Белоусов. Г.А и др. Применение в процессе цементирования скважин органно-минеральной буферной жидкости //АНХ. М., 1983, № 8.- с. 25-29.

16. Беляев К. В. Повышение трещиностойкости облегченного цементного камня//НТЖ Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море — М.: 2003, № 10.- С.-35-41.

17. Быстротвердеющий тампонажный материал для проектирования скважин в условиях низких положительных температур//М.О.Ашрафьян, А.Е. Ниж-ник, Ю.В. Гринько и др.//Нефт. хоз-во, 2004, № 1.- с. 46-49.

18. Булатов А.И. Цементирование глубоких скважин. М.: Недра, 1964.

19. Булатов А.И. Формирование и работа цементного камня в скважине. -М.: «Недра», 1990, 409 с.

20. Булатов А. И., Доманов Г. П. Повышение качества цементирования скважин.- Краснодар: Краснодар, кн.изд-во, 1968.

21. Булатов А., Уханов Р.Ф. Совершенствование гидравлических методов цементирования скважин.- М.Недра, 1978.-С.158-207.

22. Булатов А.И., Проселков Ю.М., Шаманов С.А. Техника и технология бурения нефтяных и газовых скважин: Учеб. для вузов. М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2003. -1007 с.

23. Булатов А. И., Уханов Р. Ф. Исследование свойств и совершенствование технологии применения вязкоупругих буферных жидкостей//РНТС. Сер. Бурение/ВНИИОЭНГ. 1983.

24. Бурдыга В. А. Разработка новых составов буферных жидкостей для крепления нефтяных скважин на месторождениях Среднего Приобья//НТЖ Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море — М.: ОАО ВНИИОЭНГ, 2005, № 9. с. 59-60.

25. Влияние содержания и состава твердой фазы промывочной жидкостина технико-экономические показатели бурения на месторождениях ОАО142

26. Юганскнефтегаз"/В. Ф. Атгараев, В. А. Ермаков, А. Б. Охотников, А. Р. Арс-ланбеков Труды ОАО НПО "Бурение", вып. 8, 2002.-е. 116-122.

27. Буферные жидкости, используемые при цементировании скважин/ А. И. Булатов, Р. Ф. Уханов и др.//Обзор. Информ. ВНИИОЭНГ. Сер. Бурение. -1987.

28. Василенко И.Р., Баишев А.Б., Спицын В.Ю. Технология повышения надежности крепи эксплуатационных колонн//Бурение и нефть.-2003.- № 1.

29. Данюшевский B.C. Проектирование оптимальных составов тампонажных цементов. -М.: «Недра», 1978 , 294.

30. Двойников М., Овчинников В., Будько А., Газгиреев Ю. Цементирование скважин на Варьеганском месторождении. Бурение и нефть. 2004, май с. 1820.

31. Детков В. П., Хисматулин А. Р. Влияние буферной жидкости на качество крепления скважин//НТЖ Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море-М.: ОАО ВНИИОЭНГ, 2003. № 3 .- с. 33-39.

32. Добросмыслов А.С., Атгараев В.Ф., Бортов А. В. Анализ состояния бурения скважин на Приобском месторождении//Труды ОАО НПО "Бурение" .Краснодар.-2003.-вып. 9.-е. 241-248.

33. Дубенко В. Е., Шамшин В. Е., Беляков А. П. Комплексная технология очистки и цементирования каверн//НТЖ Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море М.: 2002, № 3. - С.-22-27.

34. Еременко Т. Е., Мочернюк Д. Ю., Гелетий Н. Г. Влияние реологических свойств и режимов потока в процессе замещения жидкостей при цементировании скважин//Труды института УкрНИИпроект.- 1962. вып. 9.

35. Ермаков В. А., Охотников А. Б., Атгараев В. Ф. Опыт строительства скважин с номинальными диаметрами ствола 215,9 мм и эксплуатационной колонны 177,8 мм//Труды ОАО НПО "Буренпе".-Краснодар.- 2002. вып.7.-с. 253259.

36. Каримов Н.Х., Измухамбетов B.C., Газизов Х.И. Получение на основе местных глин нового вида расширяющегося тампонажного материала//Деп. ГОСИНТИ, №5458-Ка 94, Алмаата,1994, 2с.

37. Ильин Г.А., Соловьев Е.М., Воздвиженский В.В. Влияние минеральных добавок на реологические свойства цементных растворов//Нефтяное хозяйство, М, 1970, № 9.

38. Инструкция по применению материала буферного порошкообразного БП-100, РД 39-1-468-80/Краснодар, 1980 г.

39. Использование газонаполненных кремнийсодержащих материалов в качестве облегчающих добавок/ Вяхирев В.И., Фролов А.А., Овчинников В.П. и др.// Межвуз. сборник трудов.- Тюмень: ТюмГНГУ, 1997, с.34.

40. Исследование бентонитовых глин различных марок для приготовления гельцементных растворов/В. Ф. Атгараев, J1. С. Пальчикова, Н. Н. Петрова и др. Труды ОАО НПО "Бурение", вып. 15, 2006.-е. 102-109.

41. Круглицкий Н.Н. Физико-химическая механика тампонажных раство-ров.//Киев: «Наукова думка», 1974, с.151-154.

42. Куксов А. К., Бабаян Э. В., Шевцов В. Д. Предупреждение и ликвидация газонефтеводопроявлений при бурении. М.: Недра, 1992.

43. Крылов Д. А., Таламанов Е. Н. Влияние геологических факторов на качество цементирования нефтяных скважин//РНТС. Сер. Бурение/ВНИИОЭНГ. -1980.-Вып. 5.

44. Курочкин Б. М., Лебедев Е. Д. Технологический комплекс для крепления скважин в сложных условиях//НТЖ Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море М.: 2002, № 2. - C.-37-39.

45. Литвишко А.Г., Векслер А.И. Вытеснение глинистого раствора при цементировании скважин. «Труды ВНИИНГП», Волгоград, 1967.- Вып. 1.

46. Лукманов P.P., Бакиров Д.Л., Бурдыга В.А. Разработка облегченного тампонажного раствора для крепления скважин в условиях Среднего При-объя//М.: ОАО ВНИИОЭНГ, 2004. № 4,- с. 29-31. Литература.

47. Лукманов Р. Р., Бакиров Д. JI., Бурдыга В. А. Исследования и опыт крепления расширяющейся тампонажной композицией в ООО "ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь"//НТЖ Строительство нефтяных и газовых скважин на Суне и на море М.: 2004, № 4.-С.-29-33.

48. Лушпеева О.А., Кошелев В.Н., Зозуля Г.П. Применение ПАВ комплексного действия при бурении скважин в ОАО «Сургутнефтегаз»//Нефть и газ, Тюм. ГТУ, 1999 , № 4.- с. 37-42.

49. Мироненко О.Н. Разработка технологии применения и рецептуры вяз-коупругого состава. Известия Северо-Кавказского научного центра и высшей школы. Технические науки. 1981. № 1.-е. 91-94.

50. Михеев М. А., Уляшева Н.М. Новые композиции тампонажных растворов для крепления скважин в сложных горно-геологических условиях// НТЖ Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море М.: 2004, № 3.-с.- 25-28.

51. Некоторые факторы, влияющие на качество цементирования скважин на Приобском месторождении/В. Ф. Атгараев, А. С. Добросмыслов, А. В. Бортов, А. Е. Нижник-Труды ОАО НПО "Бурение", вып. 9, 2003.-е. 236-240.

52. О механизме влияния нефти на застойные области в процессе промывки и цементировки скважин. Мирзаджанзаде А.Х., Гулизаде М.П., Аскеров Б.А., Расизаде Я.М., Шерстнев Н.М.//Известия ВУЗов, сер. «Нефть и газ», 1969, № 4.

53. Облегченный тампонажный раствор с добавкой минерализованного глинопорошка.// ОАО ВНИИОЭНГ, М., 1976,Проспект ВДНХ, 1 с.

54. Полиалкиленгликолевые растворы (ПАГРы) новое поколение растворов для бурения и заканчивания скважин/ Кошелев В.Н., Пеньков А.И., Вахру-шев Л.П. и др.// Сб. трудов ОАО НПО «Бурение», вып. 6. - Краснодар, 2001.

55. Рябоконь С.А., Бортов А.В., Нижник А.Е. Технические средства и технология, обеспечивающие сохранение коллекторских свойств продуктивных пластов при цементировании скважин//Труды ОАО НПО «Бурение» Краснодар, - 2001.- Вып.6.- с. 56-66.

56. Рябоконь С.А., Ашрафьян М.О., Гринько Ю.В. Седиментационно устойчивые тампонажные составы для цементирования горизонтальных и пологих145скважин // Нефт. хоз-во, 2003.- № 4.-е. 98-101.

57. Рябоконь С.А. Рябова Л.И. Тампонажные растворы повышенного качества // Нефт. хоз-во, 2003, № 12. с.32-34.

58. Рябова Л.И. Тиксотропные тампонажные растворы повышенной изолирующей способности//НТЖ Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море -М.: ОАО ВНИИОЭНГ, 2004.- № 1.- с.36-41.

59. Рябова Л.И. Получение тампонажных растворов с нулевым водоотде-лением // Нефтяное хозяйство.-1996.- №7.- с. 17-19.

60. Современные технологии и технические средства для крепления нефтяных и газовых скважин // М.О. Ашрафьян, Д.Ф. Новохатский, О.А. Лебедев и др. Под общей редакцией д.т.н., проф. Рябоконя С.А. Краснодар: Изд-во «Просвещение - Юг», 2003. — 365 с.

61. ТУ 9391-281-00147001-2003. Материал буферный порошкообразный структурировано-моющий. Технические условия, 2003.

62. ТУ 9291-193-00147001-99. Материал буферный порошкообразный структурированный. Технические условия, 1999.

63. Трусов С. Б. Легкие и облегченные тампонажные цементы // М.: ОАО ВНИИОЭНГ.-1990.- с.64.

64. Филатов Б. С. Гидродинамика буровых растворов и тампонажных смесей. В кн. "Справочник инженера по бурению", т.1, гл. 12. Изд-во "Недра", М.,1973.

65. Прямов П. А., Зарипов В. В. Определение дефектов в цементном кол faneце по данным акустического и гамма-гамма-каротажа//РНТС. Сер. Буре-ние/ВНИИОЭНГ. М., 1979.-вып. 11.

66. Опыт цементирования скважин на Киняминском месторождении (ООО "Сибирская геофизическая компания")/Ю. В. Гринько, Г. Г. Трапизонян, В. Ф. Атгараев, Е. В. Худобин Труды ОАО НПО "Бурение", вып. 14, 2005. - с. 214221.

67. Орешкин Д. В., Янкевич В. Ф., Первушин Г. Н. Проблемы крепления стенок при строительстве нефтяных и газовых скважин //НТЖ Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море М.: 2002, № 7-8. - C.-43-46.

68. Пат. № 63417 (Россия). Цементировочная головка. Авт. изобрет. А. Е. Нижник, С. А. Рябоконь, В. В. Шабанов, В. Ф. Атгараев. Б. И. 27.05.2007, №15.

69. Пат. №61784 (Россия). Клапан обратный для обсадных колонн. Авт. изобрет. А. Е. Нижник, С. А. Рябоконь, В. JI. Дробов, А. В. Бортов, В. Ф. Атгараев. Опубл. в Б. И. 10.03.2007, № 7.

70. Пат. № 59130 (Россия). Устройство для спуска и цементирования хвостовика. Авт. изобрет. А. Е. Нижник, С. А. Рябоконь, B.JI. Дробов, А. В. Бортов, В. Ф. Атгараев. Опубл. в Б. И. 10.12.2006, № 34.

71. Цырин Ю. 3., Ванифатьев В. И. Крепление скважин с применением проходных пакеров. М.: Недра, 1987.

72. Цементирование скважин тампонажными растворами с высокими изолирующими свойствами//М.О.Ашрафьян, Ю.В. Гринько, А.Е. Нижник и др.//Нефяное .хозяйство, 2002.-№ 3.- с. 29-31.

73. Шамина Т. В., Нижник А. Е. Использование эффективных буферных жидкостей залог качественного цементирования обсадных колонн//НТЖ Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море - М.: ОАО ВНИИОЭНГ, 2004, № 5. - е.- 45-46.

74. Экспериментальные и промышленные испытания по созданию прочного контакта в системе цементное кольцо — обсадная труба//В.П. Детков, Н.Т.Печенкин, Х.Ж. Узбекгалиев, Л.В.Макаров.- РНТС, сер. Бурение, вып. 7, 1972, с. 15-19

75. Элланский М.М. Инженерия нефтегазовой залежи. Т. 1. Нефтегазовая147залежь и ее изучение по скважинным данным. — М.: Издательство «Техника» ООО «ТУМАГРУПП». — 2001. — 288 с.

76. B.A.Andreson, A.F.Maas, A.I.Penkov, V.N. Koshelev, I.H. Fathutdinov. Complex inhibitor Drilling mud for drilling deep wells in complicated conditions/ Petroleum Engineer International.- August, 1999.pp.51-57.

77. Howard G. C., Clark J. B. Factors to be considered in obtaining proper cementing of casing//Oil and Gas J. 1948. - 11/11.- V.46. - № 46.

78. Petersom Y. Untersuchungin Zur Entfernung non Spulungs filterkuchen bci Byngranm-zementutionen. Berbauwissenscha uften, 1986, 13, № 2.

79. S.R. Keller, RJ. Crook at al//Deviated weellbore cementing: Part I.J. of Petrol. Technol.1987.- Vol. 39,n.8-p.955-9605. 59.