Теория и практика вскрытия и разобщения продуктивных пластов со сложными термобарическими условиями тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 25.00.15, доктор технических наук Овчинников, Павел Васильевич

• Овчинников, Павел Васильевич
• доктор технических наук
• 2007

Оглавление диссертации доктор технических наук Овчинников, Павел Васильевич

ВВЕДЕНИЕ.

1 ВЛИЯНИЕ ГЕОЛОГИЧЕСКИХ УСЛОВИЙ ЗАЛЕГАНИЯ КОЛЛЕКТОРОВ НЕФТИ И ГАЗА НА СОСТОЯНИЕ РАБОТЫ СКВАЖИН.

1.1 Краткая характеристика коллекторов нефти и газа месторождений севера Тюменской области.

1.2 Краткая характеристика коллекторов нефти и газа Оренбургского региона.

1.3 Промывочные жидкости, рекомендуемые для вскрытия продуктивных пластов и краткая их характеристика.

1.4 Промывочные жидкости, используемые при вскрытии продуктивных пластов на месторождениях, разбуриваемых ООО «Бургаз» ОАО «Газпром».

1.5 Технология и технические средства для разобщения продуктивных горизонтов.

2 АНАЛИЗ СОСТОЯНИЯ КАЧЕСТВА ВСКРЫТИЯ И РАЗОБЩЕНИЯ ПРОДУКТИВНЫХ ГОРИЗОНТОВ.

2.1 Обоснование показателей оценки качества вскрытия продуктивных пластов.

2.2 Результаты оценки качества вскрытия продуктивных пластов.

2.3 Анализ состояния качества цементирования скважин.

ВЫВОДЫ ПО РАЗДЕЛУ 2.

3 ПРОЦЕССЫ ВЗАИМОДЕЙСТВИЯ «СКВАЖИНА - ПЛАСТ». РАЗРАБОТКА ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ РЕШЕНИЙ ПО СНИЖЕНИЮ ИХ ИНТЕНСИВНОСТИ.

3.1 Роль процессов взаимодействия «скважина - пласт» в обеспечении качества вскрытия и разобщения продуктивных пластов.

3.2 Теоретические представления о механизме кольматации, технические средства для ее осуществления.

3.3 Разработка технологии управляемого метода кольматации и технических средств для его реализации в процессе цементирования.

3.4 Специальные технологические жидкости для ликвидации поглощений.

ВЫВОДЫ ПО РАЗДЕЛУ 3.

4 РАЗРАБОТКА РЕЦЕПТУР ПРОМЫВОЧНЫХ ЖИДКОСТЕЙ ДЛЯ ВСКРЫТИЯ ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ С РАЗЛИЧНЫМИ ТЕРМОБАРИЧЕСКИМИ УСЛОВИЯМИ.

4.1 Причины и факторы ухудшения фильтрационных свойств коллекторов нефти и газа.

4.2 Обоснование типа и компонентного состава промывочных жидкостей.

4.2.1 Обоснование типа и состава промывочной жидкости для вскрытия поровых и порово-трещинных коллекторов с пластовыми давлениями выше гидростатического давления в скважине.

4.2.2 Обоснование типа и состава промывочной жидкости для вскрытия трещинных коллекторов с пластовыми давлениями ниже гидростатического давления в скважине.

4.3 Результаты исследований физико-механических свойств биополимерсолевого раствора.

4.3.1 Результаты исследований по обоснованию вида полимера.

4.3.2 Результаты исследований по изучению влияния солей на набухаемость глинистых материалов.

4.3.3 Результаты исследований реологических и фильтрационных свойств биополимерсолевого раствора.

4.3.4 Результаты исследований физико-механических свойств раствора с конденсированной твердой фазой.

ВЫВОДЫ ПО РАЗДЕЛУ 4.

5 РАЗРАБОТКА СОСТАВОВ И ИССЛЕДОВАНИЕ ФИЗИКО-МЕХАНИЧЕСКИХ СВОЙСТВ ТАМПОНАЖНЫХ РАСТВОРОВ.

5.1 Разработка метода повышения седиментационной устойчивости тампонажных растворов на основе портландцемента.

5.1.1 Обоснование технологических решений повышения седиментационной устойчивости.

5.1.2 Результаты исследований фильтрационных и структурно-реологических свойств водных растворов оксиэтилцеллюлозы.

5.1.3 Результаты исследований влияния ОЭЦ на технологические свойства тампонажных растворов и цементного камня.

5.1.4 Результаты исследований суффозионной устойчивости тампонажных растворов с добавками ОЭЦ.

5.1.5 Результаты исследований усадочных деформаций полимерцементйых тампонажных составов.

5.1.6 Предполагаемое объяснение механизма снижения показателя фильтратоотдачи тампонажных растворов с добавками высокомолекулярных соединений.

5.2 Разработка и результаты исследований физико-механических свойств облегченных тампонажных растворов.

5.2.1 Обоснование выбора вида облегчающей добавки.

5.2.2 Результаты исследований влияния микросфер на физико-механические свойства тампонажного раствора (камня).

5.2.2.1 Влияние микросфер (МС) на прочностные свойства формирующегося камня.

5.2.2.2 Влияние высокопрочных микросфер (ВМС) на физико-механические свойства тампонажного раствора (камня).

5.2.2.3 Результаты исследований физико-механических свойств облегченного тампонажного раствора с расширяющимися добавками.

5.2.3 Результаты экспериментальных исследований по оценке термостойкости цементного камня.

5.3 Оценка коррозионной стойкости тампонажного камня.

5.3.1 Обоснование необходимости проведения исследований.

5.3.2 Объяснение механизма разрушения цементного камня под воздействием сероводорода.

5.3.3 Объяснение механизма разрушения цементного камня в условиях углекислой коррозии.

5.3.4 Объяснение механизма коррозионного разрушения цементного камня при совместном воздействии сероводорода и углекислоты.

5.3.5 Обоснование требований к тампонажным цементам для повышения их коррозионной стойкости.

5.3.6 Тампонажные материалы для крепления сероводород-содержащих интервалов.

5.3.7 Результаты исследований коррозионной стойкости тампонажных материалов в условиях сероводородной и углекислотной агрессии.

ВЫВОДЫ ПО РАЗДЕЛУ 5.

6 РЕЗУЛЬТАТЫ ОПЫТНО-ПРОМЫШЛЕННОГО ВНЕДРЕНИЯ ПРЕДЛОЖЕННЫХ ТЕХНИЧЕСКИХ И ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ РАЗРАБОТОК.

6.1 Технология приготовления биополимерсолевых буровых растворов.

6.1.1 Технология приготовления биополимерной промывочной жидкости на основе крахмального реагента.

6.1.2 Технология приготовления биополимерных промывочных жидкостей на основе ацетата калия.

6.1.3 Технология приготовления биополимерного раствора с использованием формиатов натрия и полисахаридов.

6.1.4 Технология приготовления коллоидполимерных буровых растворов.

6.2 Технология приготовления и применения рецептур тампонажных растворов.

6.2.1 Технология приготовления полимерцементных тампонажных композиций.

6.2.2 Технология приготовления облегченных микросферами тампонажных растворов.

6.3 Результаты опытно-промышленного внедрения биополимерсо-левых растворов.

6.3.1 Результаты опытно-промышленного внедрения промывочной жидкости на основе крахмального реагента.

6.3.2 Результаты опытно-промышленного внедрения промывочной жидкости на основе ацетата калия.

6.3.3 Результаты опытно-промышленного внедрения промывочной жидкости на основе формиата натрия.

6.3.4 Результаты опытно-промышленного внедрения коллоидполи-мерного бурового раствора.

6.4 Результаты опытно-промышленного внедрения технологии подготовки ствола скважины методами кольматации и полимерцементных тампонажных композиций.

6.5 Результаты опытно-промышленного внедрения облегченных микросферами тампонажных растворов.

ВЫВОДЫ ПО РАЗДЕЛУ 6.

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Теория и практика вскрытия и разобщения продуктивных пластов со сложными термобарическими условиями»

Актуальность проблемы. Реализация энергетической политики страны связано с максимально эффективным использованием запасов углеводородного сырья. Значительный период эксплуатации многих крупных нефтегазовых месторождений России определяет современное состояние их освоения и разработки.

Так, за более чем 70-летнюю историю развития нефтедобычи в Республике

Башкортостан, где месторождения нефти и газа представлены практически всеми j известными типами залежей, добыто 1,5 млрд. т нефти, более 70 млрд. м газа, степень выработки начальных извлекаемых запасов достигла более 84 %, текущая обводненность - более 90 %, значительно снизились объемы добычи нефти, выросла доля остаточных запасов (до 80 % от остаточных извлекаемых).

На месторождениях Республики Татарстан отобрано 92,9 % активных и 45,4 % трудноизвлекаемых запасов. В структуре остаточных извлекаемых запасов активные составляют 20,4 %, трудноизвлекаемые - 79,6 %.

Семидесятые, восьмидесятые годы прошлого столетия явились вехой открытия и разработки нефтяных и газовых месторождений Западной Сибири, где в настоящее время добывается более 90 % российского газа и 70 % нефти. В настоящее время отмечается снижение темпов добычи углеводородного сырья. Несмотря на то, что на территории Западной Сибири вместе с Восточной Сибирью и шельфом дальневосточных морей разведаны и разрабатываются новые месторождения, прирост разведанных запасов только на 65-70 % восполняют годовую добычу нефти. В результате основной объем добычи углеводородного сырья почти полностью приходиться на разработанные и, в большинстве своем, истощенные месторождения Западной Сибири и Урало-Поволжья. Например, по Самотлорскому месторождению около 50 % эксплутационного фонда приходится на малодебитные скважины с производительностью не превышающей 2-3 т/сут, что на грани рентабельности. У каждой второй скважины коллекторские свойства снижены вдвое, у каждой десятой - на 90 %. Бездействующий фонд скважин составляет более 36 %, текущий коэффициент нефтеотдачи - около 0,19.

Аналогичное положение наблюдается и на газовых месторождениях. Увеличивается выработка запасов (например, на Медвежьем ГКМ она составляет 77 %), снижаются пластовые давления (по указанному месторождению с 11,7 до 3,0 МПа и ниже), увеличивается число ремонтных работ в скважинах - по ОАО «Газпром» за последние пять лет число ремонтных работ возросло в 2,05 раза, в том числе по Западно-Сибирскому газодобывающему региону в 1,68 раза. Следует отметить, что при повышении сложности работ, их эффективность снизилась - по сеноманским скважинам с 95 % до 81 %, в целом по ОАО «Газпром» она не превышает 62 %.

Истощение активных запасов углеводородов на открытых и осваиваемых месторождениях обуславливает необходимость ввода в разработку новых сложнопостроенных месторождений, постоянного совершенствования технологий строительства скважин, непрерывного контроля и управления состоянием разработки уже осваиваемых месторождений с целью максимального использования потенциальных возможностей каждой скважины, каждого продуктивного пласта.

Реализация изложенного возможна в основном за счет максимального обеспечения сохранности естественных фильтрационно-емкостных свойств коллекторов нефти и газа при первичном вскрытии и надежного их разобщения от выше и нижезалегающих проницаемых пластов.

Основная причина, обуславливающая возникновение данной проблемы - это процессы взаимодействия между скважиной и вскрываемыми проницаемыми пластами при ее строительстве, которые, в значительной степени, определяются геологическими и термобарическими условиями, видами насыщающего пласт флюида, используемыми технологиями и техническими средствами.

Термобарические условия в скважине различны:

- по температуре: от минусовых (4 - 8) °С до высоких положительных (150 С и выше. Максимальная зафиксированая температура в скважине - 237 °С);

- по давлению: от величины значительно ниже гидростатического (аномально низкие пластовые давления - АНПД) до аномально высоких пластовых давлений - АВПД.

Вид насыщающего пласт флюида также различен - вода, нефть, конденсат, газ. В их составе содержатся различные соединения, многие из которых токсичны для человеческого организма, другие вызывают коррозионное поражение технических сооружений, конструкций, материалов, что может в последствии отразиться на экологической обстановке в районе расположения объекта.

Для решения этих проблем разработаны и применяются технологические жидкости, физико-механические свойства которых должны отвечать требованиям обеспечения сохранности естественных коллекторских свойств, вскрываемых бурением, продуктивных пластов с последующим их надежным разобщением от выше и нижезалегающих проницаемых пластов. Созданы и широко внедряются промывочные жидкости и тампонажные растворы различных типов, с различным соотношением и видами добавок, реагентов и т.д. Несмотря на это, рассматриваемая проблема и на сегодня является актуальной. Фактическая производительность скважин зачастую не отвечает потенциальным возможностям пластов, в скважинах наблюдаются заколонные давления, перетоки и т.д. Подтверждением является ежегодный рост числа ремонтных работ в скважинах. Таким образом, изложенное свидетельствует, что в многообразии протекающих процессов в скважине, в особенности при ее заканчивании, учитываются не все, подлежащие исследованию, факторы, влияющие на конечный результат.

Цель работы

Обеспечение качественного вскрытия и надежного разобщения коллекторов нефти и газа путем разработки специальных буровых и тампонажных растворов и комплексной технологии их применения.

Основные задачи исследований

1 Анализ результатов теоретических и технологических решений по обеспечению сохранности фильтрационно-емкостных свойств коллекторов, насыщенных углеводородами, с последующей разработкой теоретических предпосылок по их реализации.

2 Исследование технологических свойств промывочных жидкостей и разработка составов с малым содержанием твердой фазы для вскрытия продуктивных пластов в условиях АНПД и АВПД.

3 Разработка и исследование физико-механических свойств облегченных тампонажных растворов с высокими изоляционными характеристиками для различных термобарических условий.

4 Обоснование технологий применения разработанных промывочных и тампонажных растворов, обеспечивающих качественное вскрытие и разобщение пластов.

5 Внедрение разработанных технологий и технических средств по вскрытию и разобщению продуктивных пластов.

6 Обобщение результатов промышленных испытаний разработанных технико-технологических решений. Разработка нормативной документации для широкого промышленного использования.

Научная новизна выполненной работы

1 Разработаны научно обоснованные принципы повышения производительности и долговечности работы скважин со сложными термобарическими условиями.

2 Дано теоретическое обоснование выбора и применения реагентов для управления свойствами буровых и тампонажных растворов.

3 Развито научное обоснование условий эффективного применения технологий управляемой кольматации и специальных технологических жидкостей для качественного вскрытия и разобщения продуктивных пластов.

4 Для вскрытия терригенных коллекторов нефти и газа с высоким содержанием глинистых включений обоснована и подтверждена, результатами промышленного внедрения, целесообразность и эффективность использования биополимерсолевых и аэрированных систем промывочных жидкостей.

5 Разработаны теоретические предпосылки совершенствования физико-механических свойств тампонажных растворов (седиментационной устойчивости, объемных деформаций, прочностных свойств, температуростойкости формирующегося камня и др.) путем введения в состав вяжущего, на основе портландцемента, газонаполненных кремнеземосодержащих материалов (микросфер различной модификации). Предложено объяснение механизма формирования цементного камня из тампонажного раствора, содержащего и микросферы.

Практическая ценность и реализация

По результатам теоретических и экспериментальных исследований разработаны и внедрены при строительстве нефтяных и газовых скважин в различных регионах страны:

- рецептуры промывочных жидкостей для вскрытия продуктивных пластов с малым содержанием твердой фазы на основе полимерсолевой композиции (полимер в сочетании с солями хлорида калия, формиатов натрия и калия); гидрогелевых буровых растворов с конденсированной твердой фазой;

- составы облегченных расширяющихся, термостойких тампонажных материалов с использованием в качестве облегчающей добавки кремнезсодержащих, газонаполненных микросфер различных типов (алюмосиликатных, стеклянных, высокопрочных и др.).

Внедрение технико-технологичеких разработок осуществлено в ООО «Бургаз» ОАО «Газпром» при строительстве скважин на месторождениях севера Тюменской области, центральном и южном регионах страны: Оренбуржье, Кубань. Результаты выполненного комплекса теоретических, экспериментальных, промысловых исследований и разработанные при этом технические и технологические решения способствовали повышению продуктивности скважин, сокращению сроков испытания (освоения) и ввода их в эксплуатацию, улучшению экологической обстановки в районах ведения буровых работ. Они также явились основой для разработки нормативных документов, используемых при строительстве скважин в ООО «Бургаз». Отдельные результаты исследований используются в вузах при проведении лекционных занятий для подготовки специалистов нефтегазового направления.

Заключение диссертации по теме «Технология бурения и освоения скважин», Овчинников, Павел Васильевич

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

1 Научно обосновано и в промышленных условиях подтверждено повышение качества вскрытия и разобщения продуктивных пластов с использованием комплекса взаимоусиливающих технико-технологических решений, направленных на снижение отрицательных последствий процессов взаимодействия «скважина - пласт», включающих применение высокоэффективных промывочных и тампонажных растворов с одновременной кольматацией проницаемых пластов.

2 В целях снижения объема проникающего в пласт фильтрата технологических жидкостей, используемых при строительстве скважин, повышения устойчивости приствольной части проницаемых пластов, формирования цементного камня квазиоднородного по своим свойствам на всем протяжении интервала цементирования предложено при вскрытии бурением, подготовке ствола скважины к спуску обсадной колонны или в процессе цементирования применять методы кольматационной обработки ствола скважины. Для реализации данного предложения разработаны технические средства (устройства, материалы).

3 Для повышения качества вскрытия и разобщения коллекторов нефти и газа по результатам теоретических и экспериментальных исследований разработаны и успешно внедрены технологические решения, включающие: разработку рецептур полимерсолевых и коллоидполимерных буровых растворов с малым содержанием кислоторастворимой твердой фазы; введение в состав тампонажного портландцементного раствора водорастворимых высокомолекулярных соединений на основе оксиэтилцеллюлозы; использования высокодисперсных, газонаполненных, кремнеземосодержащих в аморфном состоянии материалов (АСПМ и ВМС).

4 Разработаны и опробованы при вскрытии пород коллекторов порово-трещинного типа на месторождениях севера Тюменской области полимерсолевые промывочные жидкости с малым содержанием твердой фазы, включающие: для регулирования реологических параметром и седиментационной устойчивости биополимер (крахмал картофельный, технический либо Xanthan gum); для ингибирования процессов гидратации и диспергирования глинистых включений, снижения поверхностного натяжения и капиллярного давления, защиты от воздействия бактерицидов и регулирования плотности растворов - соли ацетата калия либо формиата натрия; для снижения показателя фильтроотдачи -Tylosa Е29651; для кольматации поровой структуры проницаемых пластов на стадии их вскрытия и регулирования плотности раствора - мраморную крошку фракции 0,1-0,2 мм либо мел.

Для пород коллекторов трещинного типа (известняков) апробирован и предложен коллоидполимерный буровой раствор с конденсированной твердой фазой, представленный алюмохлоридом, каустической содой, стабилизаторами (полимерами - модифицированным крахмалом, карбоксилметилцеллюлозой, либо карбоксиметилкрахмалом) и молотым мелом техническим.

5 В целях предупреждения и ликвидации поглощения, уменьшения степени загрязненности продуктивных пластов обосновано применение полимерсолевых и полимерцементных тампонажных растворов с пониженной фильтроотдачей. Изучены физико-механические свойства, показано их преимущество. Выявлено и рекомендовано оптимальное сочетание компонентов.

6 В развитие исследований в области создания облегченных тампонажных растворов научно обоснована, экспериментально и в промысловых условиях доказана эффективность применения в качестве облегчающих добавок к тампонажным портландцементам алюмосиликатных (АСПМ) и высокопрочных стеклянных (ВМС) микросфер. Исследовано их влияние на физико-механические и реологические свойства тампонажного раствора и камня; определено оптимальное содержание в составе композиции. Обоснованы области использования: АСПМ рекомендовано для цементирования эксплуатационных колонн, перекрывающих сеноманские отложения, ВМС-валанжин.

7 Изучено влияние повышенных температур (более 100 °С) и агрессивных сред (сероводорода и углекислого газа) на изменение структуры порового пространства и прочностные свойства сформированного цементного камня предложенного состава. На основе результатов теоретических и экспериментальных исследований разработан тампонажный материал, устойчивый к их воздействию. Повышенная коррозийная и термическая стойкость объясняется формированием малопроницаемого камня, преимущественно представленного низкоосновными гидросиликатами кальция типа тоберморит, ксонолит.

8 Результаты теоретических, экспериментальных и промысловых исследований явились основой разработки технико-технологических регламентов по совершенствованию качества вскрытия и разобщения продуктивных пластов в скважинах со сложными термобарическими и геологическими условиями; используются научно-исследовательскими институтами и другими организациями при составлении технических проектов на строительство скважин для филиала «Тюменбургаз» ООО «Бургаз»; явились основанием выдачи патентов Российской Федерации [255-260, 384-389]. Промышленное внедрение комплексной технологии, рецептур промывочных жидкостей осуществлено на 34 скважинах, облегченные тампонажные растворы и полимерцементные композиции используются в настоящее время на каждой скважине филиала «Тюменбургаз».

9 Теоретические предпосылки решения поставленной проблемы, объяснения процессов взаимодействия «скважина - пласт», технические и технологические рекомендации по обеспечению сохранности фильтрационно-емкостных свойств коллекторов нефти и газа вошли в учебно-методические издания и используются при изучении дисциплин «Заканчивание скважин» и «Вскрытие продуктивных пластов» для студентов нефтегазового направления.

Список литературы диссертационного исследования доктор технических наук Овчинников, Павел Васильевич, 2007 год

1. Результаты поисково-разведочного бурения скважин: Отчёт геологический // Комплексная тематическая экспедиция филиала «Тюменбургаз» ООО «Бургаз». Новый Уренгой, 2003. - 65 с.

2. Берг О.Р. Сейсмическое обнаружение и оценка дельты и турбидитовых последовательностей // Бюл. Американского общества геологов-нефтяников. -1982.-№ 9.-С. 1271-1288.

3. Наумов А.Л. О литологических залежах углеводородов на севере Западной Сибири / А.Л. Наумов, Т.М. Онищук, Н.П. Дядюк // Геология нефти и газа.-1979.-№ 8.-С. 15-20.

4. Бородкин В.Н. Условия формирования и фации ачимовской толщи севера Западной Сибири / В.Н. Бородкин, A.M. Брехунцов // Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений. 1999. - № 5. - С. 10-16.

5. Политыкина М.А. О пластовом строении Оренбургского газоконденсат-ного месторождения // Геология нефти и газа. 1980. - № 6. - С. 26-33.

6. Чернов Н.И. О зональном распределении фильтрационных свойств в газонасыщенных карбонатных породах Оренбургского месторождения. -ВНИИГазпром, 1981.-№6.

7. Жабрев И.П. Суперколлекторы Оренбургского газоконденсатного месторождения / И.П. Жабреев, М.А. Политыкина, Ю.В. Участкин // Геология нефти и газа. 1979. - № 3. - С. 20-28.

8. Политыкина М.А. Сульфатный метасоматоз в карбонатных коллекторах (на примере Оренбургского месторождения) / М.А. Политыкина, А.Е. Гладков // РН. Сер. Геология и разведка газовых, газоконденсатных месторождений. 1983. -№ 7.-С. 1-4.

9. Исследование газодинамических свойств пластов, физико-химических и товарных характеристик флюидов нефтегазоконденсатных месторождений: Отчет о НИР / Фонды ВУНИПИгаз; Руководитель Д.З. Сагитова. Оренбург, 1995. - 97 с.

10. Грей Дж. Состав и свойства буровых агентов (промывочных жидкостей): Перевод с анг. / Дж. Грей, Г. Дарли. М.: Недра, 1985. - 509 с.

11. Тевзаде Н.Р. Совершенствование технологии заканчивания скважин при вскрытии трещинных коллекторов на примере месторождений Грузии: Дис. . канд. техн. наук. Краснодар: ВНИИКРнефть, 1991. - 164 с.

12. Дедусенко Г.Я. Буровые растворы с малым содержанием твердой фазы / Г.Я. Дедусенко, В.И. Иванников, М.И. Липкес. М.: Недра, 1985. - 160 с.

13. Новые системы буровых растворов на водной основе для ингибирования глинистых сланцев // НТИС. Сер. Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море (зарубежный опыт). 1994. - Вып. 2. - С. 18-25.

14. Андресон Б.А. Полимерные буровые растворы за рубежом / Б.А. Андресон, А.У. Шарипов, К.Л. Минхайров // Обзорная информ. Сер. Бурение. -1980.-Вып. 5.-47 с.

15. Булатов А.И. Перспективы заканчивания скважин в СССР / А.И. Булатов, Э.М. Тосунов // Нефтяное хозяйство. 1980. - № 8. - С. 4-17.

16. Рабинович Н.Р. Оценка качества вскрытия пластов и освоения скважин / Н.Р. Рабинович, Н.Т. Смирнова, Н.Р. Тевзаде. М.: ВНИИОЭНГ, 1990. - 40 с.

17. Масляков А.П. Буровые растворы для вскрытия продуктивных пластов. -М.: ВНИИОЭНГ, 1985. 57 с.

18. Яненко В.И. Применение синтетических ПАВ в качестве добавки к буровым растворам при вскрытии продуктивных пластов / В.И. Яненко, А.П. Крезуб, Л.И. Дегтярева. М.: ВНИИОЭНГ, 1987. - 48 с.

19. Скоморовский Н.И. Применение ПАВ для вскрытия нефтяных пластов // Нефтяное хозяйство. 1976. - № 7. - С. 51-52.

20. Пащенко А.А. Гидрофобизация / А.А. Пащенко, М.Г. Воронков. Киев: Наукова думка, 1973. - 239 с.

21. Лернер Б.Е. Опыт применения анионоактивных ПАВ для обработки промывочных растворов при вскрытии продуктивных горизонтов на Приуралье // Нефтяная и газовая промышленность. 1981. - Вып. 1. - С. 26-29.

22. Применение нефтяных растворов в бурении и влияние их на результаты геофизических исследований скважин // Обзорная информ. Сер. Бурение (зарубежный опыт). -1985. Вып. 12. - 43 с.

23. Касьянов Н.М. Вопросы повышения качества вскрытия продуктивных отложений / Н.М. Касьянов. В.Ф. Штормин // Обзорная информ. Сер. Бурение. -1969.-С. 89.

24. Мархасин И. Л. Исследование свойств и структуры граничных слоев // Вскрытие продуктивных горизонтов и освоение нефтегазовых скважин: Тез. докл. Всесоюз. науч.-техн. конф. Ивано-Франковск: ИФИНГ, 1982. - С. 7-8.

25. Мухин Л.К. Кольматирующая способность растворов на углеводородной основе / Л.К. Мухин, В.Н. Соловьев, В.Н. Табученко // Обзорная информ. Сер. Бурение.- 1969.-С. 69-71.

26. Середа Н.Г. Бурение нефтяных и газовых скважин / Н.Г. Середа, Е.М. Соловьев. М.: Недра, 1974. - 454 с.

27. Кошелев В.Н. Экспериментальные исследования ПАВ комплексного действия СНПХ ПКД 515 / В.Н. Кошелев, О.А. Лушпеева, Г.Б. Проводников // Вопросы промывки скважин с горизонтальным участком ствола: Сб. науч. тр. -Краснодар: НПО Бурение, 1998. С. 114-120.

28. Прусова Н.Л. Исследование процесса закупоривания проницаемых пород дисперсной фазой различных буровых растворов и разработка очистительных устройств: Дис. канд. техн. наук. М., 1988. - 176 с.

29. Гусман A.M. Влияние условий очистки забоя скважины на механическую скорость бурения (по материалам советских и зарубежных исследований) // Сб. науч. тр. ВНИИБТ. 1970. - Вып. 24. - С. 95-116.

30. Литвишко В.Г. Опыт применения слабоструктурированного бурового раствора / В.Г. Литвишко, М.И. Липкес // Обзорная информ. Сер. Бурение. 1975. -№ 8.-С. 14-17.

31. Штурн В.Б. Исследование некоторых вопросов отбора керна коронками керноотборников на каротажном кабеле: Автореф. дис. . канд. техн. наук. Уфа: УНИ, 1975.-22 с.

32. Практика обработки глинистых растворов в США. М.: Госинти, 1958.

33. Пат. 2061731 РФ, С 09 К 7/02. Безглинистый буровой раствор / Н.И. Крысин, A.M. Нацепинская, P.M. Минаева, Ф.Н. Гребнева, Ю.М. Сухих, Т.Н.Крапивина, Т.И. Соболева (Россия). № 94005205/03; Заявлено 26.02.94; Опубл. 10.06.96, Бюл. № 16.

34. Пат. 4255268 США, МКИ3 С 09 К7/00. Буровой раствор с вязкостным агентом / W.R. Yrace Со (Yacob Block). Заявлено 1978.

35. Крылов В.И. Применение кольматантов в жидкостях для первичного вскрытия продуктивных пластов с целью сохранения их коллекторских свойств / В.И. Крылов, В.В. Крецул // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. 2005. - № 5. - С. 36-41.

36. Рябоконь С.А. Новая технологическая жидкость для заканчивания и ремонта скважин / С.А. Рябоконь, Б.А. Мартынов, А.А. Бояркин, И.Е. Александров, Я.Г. Дударов // Интервал. 2003. - № 12. - С. 62-67.

37. Федосов Р.И. Новые системы безглинистых полимерногидрогелевых буровых растворов / Р.И. Федосов, А.И. Пеньков, Б.А. Никитин // Нефтяное хозяйство. 1999. - № 2. - С. 20-22.

38. ГОСТ 7759-73. Магний хлористый технический (бишофит). Технические условия. М.: Изд-во стандартов, 1988. - 11 с.

39. Львова И. Комплексная технология заканчивания скважин / И. Львова, Н. Рылов, Р. Вафин, А. Гимаев, А. Егоров // Бурение и нефть. 2005. - № 4. - С. 24-26.

40. Пат. 3921733 США, МКИ3 С09 К7/00. Метод бурения скважин с использованием гелеобразных полимеров. Phillips petroleum / Richard Z. Clampitt. -Заявлено 1972.

41. Зобнин И. Применение буровых растворов для качественного вскрытия продуктивного пласта // Бурение и нефть. 2005. - № 4. - С. 22-23.

42. Пат. 969708 РФ, С 09 К 7/02. Буровой раствор / И.Ю. Хариев, Н.И. Македонов, К.В. Иогансен, В.З. Ага-Алиева, С.А. Шелягова (Россия). № 293453723; Заявлено 04.06.80; Опубл. 30.10.82, Бюл. № 40.

43. Давыдов В.К. Техника и технология вскрытия продуктивных пластов на месторождениях, находящихся на поздней стадии эксплуатации // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. 2005. - № 6. - С. 25-26.

44. Андресон Б.А. Полимерный раствор для глушения скважин / Б.А. Андресон, К.Л. Минхайров // Информ. листок. 1980. - № 13-80. - 4 с.

45. Белей И.И. Полимерный алюмоакриловый промывочный раствор / И.И. Белей, Е.А. Коновалов // Газовая промышленность. -1981.- № 1. С. 13-15.

46. А.с. 897833 СССР, МКИ3 С 09 К 7/02. Полимерный буровой раствор / В.И. Леонидов, Г.А. Пахмурин, Л.П. Проскурин, И.Г. Кирель, Г.И. Исаева (СССР). -№2912875/23-03; Заявлено 07.01.80; Опубл. 15.01.82, Бюл.№ 2.

47. Андресон Б.А. Эмульсионно-гелевый полисахаридный раствор для бурения скважин в сложных горно-геологических условиях / Б.А. Андресон, Г.Г. Мурзагулов, А.Г. Сунагатуллин, Р.А. Гайнуллин // Интервал. 2003. - № 1. - С. 6063.

48. Пат. 2019552 РФ, С 09 К 7/02. Безглинистый буровой раствор для вскрытия продуктивных пластов / М.С. Окунев, Л.П. Сергиенко, А.У. Шарипов, В.А. Иванова (Россия). № 5051781/03; Заявлено 10.07.1992; Опубл. 15.09.1994, Бюл. № 17.

49. Пат. 2012584 РФ, С 09 К 7/02. Буровой раствор / АЛ. Третьяк (Россия). -№4933201/03; Заявлено 11.03.1991; Опубл. 15.05.1994, Бюл. № 9.

50. Пат. 2038362 РФ, С 09 К 7/02. Буровой раствор / А.Я.Третьяк (Россия). -№ 93014619/03; Заявлено 22.03.1993; Опубл. 27.06.1995, Бюл. № 18.

51. А.с. 1321740 СССР, МКИ С 09 К 7/02. Состав для вскрытия продуктивного пласта / И.Ю. Хариев (Россия). № 3913442/23-03; Заявлено 14.06.1985; Опубл. 07.07.1987, Бюл. № 25.

52. А.с. 969710 СССР, МКИ С 09 К 7/02. Промывочная жидкость для вскрытия пласта / А.А. Мартаков, О.П. Дианова, Т.П. Бранд Р.Ф. Баджурак, М.К. Сартбаев (СССР). № 3266985/23-03; Заявлено 31.03.81; Опубл. 30.10.82, Бюл. № 40.

53. А.с. 642352 СССР, МКИ2 С 09 К 7/00 Промывочная жидкость для вскрытия пласта // В.М.Беляков, Е.К. Коптелова, В.К. Роговой, Р.Ф. Баджурак, Н.Г. Сапожников (СССР). № 2165709/22-03; Заявлено 22.07.75; Опубл. 15.01.79, Бюл. № 2.

54. Байков Н.М. Новые буровые растворы для проходки скважин // Бурение и нефть. 2002. - № 11. - С. 47-49.

55. Булатов А.И. Справочник по промывке скважин / А.И. Булатов, А.И. Пеньков, Ю.М. Проселков. М.: Недра, 1984. - 315 с.

56. Шарипов A.M. Использование пенных систем при ремонте газовых скважин // Газовая промышленность. 1987. - № 5. - С. 25.

57. Маковей Н. Гидравлика бурения. М.: Недра, 1986. - 536 с.

58. Тагиров К.М. Вскрытие продуктивных нефтегазовых пластов с анамальными давлениями / К.М. Тагиров, А.Н. Гноевых, А.Н. Лобкин. М.: Недра, 1996. - С. 3 - 27.

59. Амиян В.А. Вскрытие и освоение нефтегазовых пластов / В.А. Амиян, А.В. Амиян, Н.П. Васильева. М.: Недра, 1980.

60. Ивачев Л.М. Борьба с поглощениями промывочной жидкости при бурении геологоразведочных скважин. М.: Недра, 1982. - С. 105-121.

61. Межлумов А.О. Использование аэрированных жидкостей при проводке скважин. М.: Недра, 1976. - 229 с.

62. Горонович С.Н. Технологические основы технологии бурения и капитального ремонта скважин с использованием пенных систем / С.Н. Горонович, B.C. Горонович. Оренбург: ВолгоУралНИПИгаз, 1996. - С. 4-6.

63. Тихомиров В.К. Пены. Теория и практика их получения и разрушения. -М.: Химия, 1975.-264 с.

64. Тихомиров В.К. Пены. Теория и практика их получения и разрушения. -М.: Химия, 1983.-С. 10-35.

65. Тарнавский А.П. Исследование и разработка тампонажных материалов для цементирования газовых скважин с сероводородосодержащей продукцией: Автореф. дис. канд. техн. наук. М.: МИНХ и ГП им.Губкина, 1978. - С. 20.

66. Тарнавский А.П. Проникновение сероводородосодержащего газа через цементный камень / А.П. Тарнавский, В.А. Золотухин // Экспресс-информация. Геология, бурение и разработка газовых месторождений. 1911. - № 12 (36). - С. 11-12.

67. Тарнавский А.П. Изменение некоторых свойств песчанистого цемента в среде сероводородосодержащего газа // Экспресс-конференция. 1975. - № 17. -С. 19-20.

68. Тарнавский А.П. Тампонажный цемент в сероводородной среде // Газовая промышленность. 1975. - № 1. - С. 39.

69. Рахимбаев Ш.М. К вопросу о механизме сульфоалюминатной коррозии цемента// Неорганические материалы: Изв. АБП. 1969. - № 5. - С. 34-35.

70. Новохатский Д.Ф. Тампонажные шлаковые цементы и растворы для цементирования высокотемпературных скважин и технология их применения: Автореф. дис. д-ра техн. наук. Баку, 1975.

71. Новохатский Д.Ф. Коррозионная стойкость камня из ШПЦС-1200 с добавкой КМЦ.-РНТС / Д.Ф. Новохатский, Л.И. Рябова, З.Л. Лайко // Бурение. -1976.-Вып. 6.-С. 28-29.

72. Новохатский Д.Ф. Влияние добавки гипана коррозионную стойкость цементного камня / Д.Ф. Новохатский, Н.А. Иванова, Л.И. Рябова // Техника и технология промывки и крепления: Тр. ВНИИКрнефти. 1975. - Вып. 9. - С. 28-32.

73. Тванова Н.А. Изучение влияние пластовых сероводородных вод на стойкость цементного камня / Н.А. Тванова, Д.Ф. Новохатский, Г.Г. Ганиев // Промывка и технология крепления скважин: Тр. ВНИИБТ. М., 1973. - С. 250255.

74. Иванова Н.А. Влияние агрессивный сред на стойкость цементного камня из доменных основных шлаков / Н.А. Иванова, Д.Ф. Новохатский, Л.И. Рябова // Бурение. 1972. - Вып. 8. - С. 22-28.

75. Иванова Н.А. Автореф. дис. . канд. техн. наук. Ташкент, 1972.

76. Иванова Н.А. Влияние агрессивных сред на стойкость цементного камня из доменных основных шлаков / Н.А. Иванова, Д.Ф.Новохатский, Л.И. Рябова // Бурение. 1972. - Вып. 3. - С. 19-22.

77. Данюшевский B.C. Справочное руководство по тампонажным материалам / B.C. Данюшевский, И.Ф.Толстых, В.М. Милыптейн. М.: Недра, 1973.-С.311.

78. Данюшевский B.C. Газовая сероводородная коррозия тампонажного камня / B.C. Данюшевский, А.П. Тарнавский // Газовая промышленность. 1977. -№6.-С. 46-48.

79. Данюшевский B.C. Воздействие сероводородосодержащего природного газа на стойкость цементного кольца скважин / B.C. Данюшевский, А.Л. Тарнавский // Резюме докладов ГЕОХЕМ-76. ЧССР, Готвальдов, 1976. - С. 45-46.

80. Данюшевский B.C. Исследование процессов твердения тампонажных цементов в специфических условий глубоких скважин: Автореф. дис. . д-ра техн. наук. М., 1973. - 32 с.

81. Данюшевский B.C. Проектирование оптимальных составов тампонажных составов. М.: Недра, 1978. - С. 293.

82. Рояк С.М. Технология и свойства специальных цементов / С.М. Рояк, A.M. Дмитриев // Труды совещания по химии и технологии цемента. -Стройиздат, 1967. С. 219-227.

83. Руководство по определению скорости коррозии цементного камня, раствора и бетона в жидких агрессивных средах. М.: Стройиздат, 1975. - С. 24.

84. Петраков Ю.И. Результаты исследования коррозионной стойкости цементного камня // Проблемы освоения газовых ресурсов Северного Кавказа: Сб. тр. ВНИИЭгазпром, 1980. - С. 30-36.

85. Иванова Н.А. О влиянии сероводородных пластовых вод на стойкость утяжеленных цементов // Тр. ВНИИБТ. М., 1972. - Вып. 8. - С. 331-334.

86. Булатов А.И. Управление физико-механическими свойствами тампонажных систем. М.: Недра, 1976. - 248 с.

87. Булатов А.И. Цементирование глубоких скважин. М.: Недра, 1964.197 с.

88. Булатов А.И. Цементы для цементирования глубоких скважин. М.: Гостоптехиздат, 1962. - С. 202.

89. Булатов А.И. Тампонажные шлаковые цементы и растворы для цементирования глубоких скважин / А.И. Булатов, Д.Ф.Новохатский. М.: Недра, 1975.-С. 224.

90. Булатов А.И. О необходимости учета седиментационной устойчивости тампонажных растворов / А.И. Булатов, А.К. Куксов, О.Н. Обозин // Бурение. -1971.-№2,7.-С. 9-11.

91. Булатов А.И. Коррозия тампонажных цементов / А.И. Булатов, Ш.М. Рахимбаев, Д.Ф. Новохатский. Ташкент: Изд-во Узбекистан, 1970. - С. 96.

92. Липовецкий А.Я. Влияние некоторых добавок на коррозийную стойкость цементов в пластовых водах Башкирии / А.Я. Липовецкий, В.Э. Лейрих, З.Н. Данюшевская // Известия вузов. Нефть и газ. 1961. - № 11. - С. 95-98.

93. Клявин P.M. Коррозийная стойкость камня из тампонажных цементов в пластовых водах сакмаро артинских отложений / P.M. Клявин, P.P. Лукманов, А.У. Шарипов//Бурение. - 1976. -№4. - С. 23-31.

94. Клявин P.M. Коррозийная стойкость тампонажных цементов с добавкой хлористого кальция / P.M. Клявин, P.P. Лукманов, А.У. Шарипов // Нефтяное хозяйство. 1977. - № 8. - С. 34-36.

95. Гельфман Т.Н. Влияние водоотдачи на процессе формирования цементного камня и на качество цементирования скважин / Т.Н. Гельфман, P.M. Клявин // Материалы совещания по формированию цементного камня. 1982.

96. Ягафаров А.К. Обработка результатов гидродинамических исследований непереливающих скважин / А.К. Ягафаров, О.В. Нагарев, Б.А. Ерка, И.А. Кудрявцев, В.К. Федорцов, В.И. Колесов // Нефтяное хозяйство. 2004. - № 12.-С. 55-57.

97. Нагарев О.В. Оценка качества заканчивания скважин на месторождениях Западной Сибири / О.В. Нагарев, А.К. Ягафаров, В.К. Федорцов, В.П. Овчинников // Бурение и нефть. 2005. - № 9. - С. 22-24.

98. Ягафаров А.К. Прогнозирование потенциальной продуктивности непереливающих нефтяных скважин / А.К. Ягафаров, Н.П. Кузнецов, И.А. Кудрявцев, Х.Н. Музипов, О.В. Нагарев, B.JI. Недочетов, В.К. Федорцов // Нефтяное хозяйство. 2005. - № 12. - С. 53-55.

99. Нагарев О.В. Методики оценки качества заканчивания скважин / О.В. Нагарев, А.К. Ягафаров, В.К. Федорцов, В.П. Овчинников // Известия вузов. Нефть и газ. 2005. - № 6. - С. 14-21.

100. Мирзаджанзаде А.Х. Основы технологии добычи газа / А.Х. Мирзаджанзаде, O.JI. Кузнецов, К.С. Басниев, З.С. Алиев. М.: ОАО Изд-во Недра, 2003. - 880 с.

101. Инструкция по комплексному исследованию газовых и газоконденсатных пластов и скважин / Под ред. Г.А. Зотова, З.С. Алиева. М.: Недра, 1980.-301 с.

102. Рабинович Н.Р. Методика оценки качества вскрытия пластов и освоения скважин. М.: МНП, 1985. - 87 с.

103. Пенжоян А.А. Оценка ингибирующих свойств буровых растворов. // Промывка скважин: Сб. науч. тр. Краснодар: ВНИИКРнефть, 1989. - С. 17-23.

104. Фролов А.А. Научное обоснование, разработка и внедрение современных технологий разобщения пластов сложнопостроенных газовых месторождений: Дис. д-ра техн. наук: 25.00.15. Тюмень, 2001. - Т. 1. - 393 е.; Т.2.-23 с.

105. Овчинников П.В. Исследование и разработка комплекса технических средств и технологий разобщения пластов газовых скважин: Дис. . канд. техн. наук: 05.15.10. Тюмень, 1998. - 200 с.

106. Булатов А.И. Тампонажные материалы / А.И. Булатов, B.C. Данюшевский. М.: Недра, 1987. - 280 с.

107. Бутт Ю.М. Исследование процесса минералообразования при получении вяжущего автоклавного твердения из искусственных сырьевых смесей./ Ю.М. Бутт, Ж.С. Воробьев, В.А. Соколовский, М.М. Николаев // Тр. ВНИИБТ-РОМ. М., 1969. - № 14 (42). - С. 10-20.

108. Бутт Ю.М. Гидратация клинкерных минералов портландцемента и их смесей с гипсом и опокой / Ю.М. Бутт, Г.А. Батырбаев // Тр. Казахского филиала АН СССР. 1961. - Т. 3 (5). - С. 71-74.

109. Бутт Ю.М. Влияние состава цемента и условий твердения на формирование структуры цементного камня / Ю.М. Бутт, В.М. Колбасов // VI Междунар. конгресс по химии цемента. -М.: Стройиздат, 1976. С. 281-288.

110. Бутт Ю.М. Твердение вяжущих при повышенных температурах / Ю.М. Бутт, J1.H. Рашкевич. М.: Госстройиздат, 1961. - 230 с.

111. Кравцов В.М. Тампонажные материалы для крепления скважин в сложных геолого-технических условиях: Автореф. дис. . д-ра техн. наук. Уфа, 1984.-47 с.

112. Кравцов В.М. Крепление высокотемпературных скважин в коррозионно-активных средах / В.М. Кравцов, Ю.С. Кузнецов, М.Ф. Мавлютов, Ф.А. Агзамов. М.: Недра, 1987.-190 с.

113. Кржеминский С.А. Автоклавная обработка силикатных изделий. М.: Стройиздат, 1974. - 186 с.

114. Овчинников В.П. Разработка специальных тампонажных композиций и технологии подготовки ствола скважины для разобщения пластов в различных термобарических условиях: Автореф. дис. д-ра техн. наук. Уфа, 1992. - С. 47.

115. Рояк С.М. Тампонажные цементы // VI Междунар. конгресс по химии цемента. М., 1975. - С. 246-264.

116. Рояк С.М. Специальные цементы / С.М. Рояк, Г.С. Рояк. М.: Стройиздат, 1979.-250 с.

117. Баженов B.C. Испытания и исследование буровых и тампонажных растворов при высоких температурах и давлениях. М.: ВНИИОЭНТ, НТО, 1972.

118. Bessey G.E. Discussion of Report «Cement hydration at elevated temperatures» by Kalousek G.L. Proceedings of the Third International Symposium of the Chemistry of Cement, London, 1952, p.357-361.

119. Chen S.V. Research an Cetents for Geothermal and Deep oil Wells. Society petroleum Engineers Journal, 1976, p. 307-309.

120. ГОСТ 632-80. Трубы обсадные и муфты к ним. Технические условия. -М.: Изд-во стандартов, 1989. 69 с.

121. Дияк И.В. Исследование основных факторов, влияющих на качество цементирования нефтяных и газовых скважин: Автореф. дис. . канд. техн. наук. -Ивано-Франковск, 1977. 26 с.

122. Номикосов Ю.П. Некоторые вопросы повышения качества цементирования буровых скважин: Автореф. дис. . канд. техн. наук. 1972. - С. 24.

123. Булатов А.И. Совершенствование гидравлических методов цементирования скважин / А.И. Булатов, Р.Ф. Уханов. М.: Недра, 1978. - 280 с.

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

125. Поляков В.Н. Повышение эффективности разорения и изоляции продуктивных пластов при их разбуривании / В.Н. Поляков, P.P. Лукманов, А.У. Шарипов, М.Р. Мавлютов, B.C. Асмоловский, Б.З. Кабиров // РНТС. Сер. Бурение. 1979.-№9.-С. 8-11.

126. РД 39-2-861-83. Технология струйной обработки проницаемых пород при заканчивании скважин / В.Н. Поляков, P.P. Лукманов, P.M. Клявин, М.Р. Мавлютов. Уфа: Башнипинефть, 1983. - 26 с.

127. Иванов Ф.М. Основные направления применения химических добавок к бетону / Ф.М. Иванов, В.Г. Батраков, А.В. Лагойда // Бетон и железобетон. -1981.-№9.-С. 3-5.

128. Номикосов Ю.П. О влиянии толщины глинистой корки на цементировку скважин // Тр. Академии нефтяной промышленности. -Гостоптехиздат, 1955. Вып. 11. - С. 91-94.

129. Леонидова А.И. Влияние глинистой корки на фильтрационные свойства цементных растворов / А.И. Леонидова, Е.М. Соловьев // Тр. НИНХ и ГЛ. 1966. - Вып. 60. - С. 56-63.

130. Леонидова А.И. Исследование фильтрационных свойств тампонажных растворов / А.И. Леонидова, Е.М. Соловьев // Тр. МИНХ и ГП. 1964. - Вып. 46. -С. 73-77.

131. Жужиков В.А. Фильтрование. Теория и практика разделения суспензий: 3-е изд., перераб. и доп. М.: Химия, 1971. - 440 с.

132. Жигач К.Ф. Влияние промывочных жидкостей на проницаемость кернов / К.Ф. Жигач, К.Ф. Паус // Нефтяное хозяйство. 1957. - № 11. - С. 62-64.

133. Голышкина Л.А. Экспериментальные исследования герметичности контактных зон системы «порода цементный камень - обсадная труба» / Л.А. Голышкина, И.Г. Юсупов, И.С. Катеев // Тр. ТатНИПИнефть. - Казань, 1975. -Вып. 21. - С.106-111.

134. Аплекперов В.Т. Кольматация проницаемых пластов в процессе бурения и ее последствия / В.Т. Аплекперов, В.А. Никитин // Нефтяное хозяйство. 1972.-№8.-С. 21-24.

135. Крылов В.И. Основные направления развития техники и технологии в области крепления скважин и буровых растворов // Бурение. 1980. - № 10. - С. 2-5.

136. Баранов B.C. Связность глинистых корок // АНХ. 1950. - № 7. - С. 24.

137. Потрашов А.Н. Напорные движения грунтового песка, насыщенного мелкими песчаными и глинистыми частицами // Изд. НИИГ. 4.1. 1935. - № 15, 16. - С. 73-76.

138. Марухняк Н.И. Целесообразность удаления глинистой корки со стенок скважины перед цементированием обсадных колонн // Тр. конф. по вопросамтехнологии цементирования скважин. М.: ВНИИОЭНГ, 1970. - Вып. 3. - С. 5155.

139. Ахунов С.М. Исследование процессов технологии цементирования скважин: Автореф. дис. канд. техн. наук. Уфа, 1968. - 32 с.

140. Мавлютов М.Р. Воздействие на твердые частицы бурового раствора при кольматации стенок скважины / М.Р. Мавлютов, Х.И. Акчурин, С.В. Соломенников, Н.П. Туровский. М.: Недра, 1997. - 123 с.

141. Баженов Ю.М. Влияние молекулярных масс лигносульфанатов на свойства бетона / Ю.М. Баженов, Е.Н. Покровская, Т.П. Никифорова // Бетон и железобетон. 1980. - № 6. - С. 9-11.

142. Динзбург J1.C. Вязко-упругий разделитель, используемый при цементировании скважин и последовательной прокачке смешивающихся жидкостей / Экспресс-информ. Сер. Бурение. 1972. - № 20. - С. 17-18.

143. РД 39-2-388-80. Инструкция по применению малоконцентрированных латексов (MKJ1) для ликвидации поглощений бурового раствора / Б.М. Курочкин. -М., 1980.

144. Вяхирев В.И. Специальные тампонажные материалы для разобщения пластов в различных термобарических условиях / В.И. Вяхирев, Ю.С. Кузнецов, В.П. Овчинников, А.А. Шатов, Е.С. Кузнецов. Тюмень: Вектор Бук, 1997.-240 с.

145. Гайворонский И.Н. Коллекторы нефти и газа Западной Сибири / И.Н. Гайворонский, Г.Н. Леоненко, B.C. Замахаев. М.: ЗАО «Геоинформмарк», 2000. -364 с.

146. Басарыгин Ю.М. Технологические основы освоения и глушения нефтяных и газовых скважин / Ю.М. Басарыгин, В.Ф. Будников, А.И. Булатов, Ю.М. Проселков. М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2001. - 543 с.

147. Подгорнов В.М. Формирование призабойной зоны с целью повышения продуктивности нефтегазодобывающих скважин: Автореф. дис. . д-ра. техн. наук. -М., 1991.- 52 с.

148. Ягафаров А.К. О применении полимеров в качестве структурообразователей буровых растворов при вскрытии продуктивных горизонтов / А.К. Ягафаров, О.В. Нагарев, И.И. Клещенко, В.П. Овчинников // Нефтепромысловое дело. 2004. - № 2. - С. 33-35.

149. Шарипов А.У. Проектирование и регулирование основных показателей бурения глубоких скважин.- М: ВНИИОЭНГ, 1995. 280 с.

150. Басарыгин Ю.М. Заканчивание скважин / Ю.М. Басарыгин, А.И. Булатов, Ю.М. Проселков. М., 2000. - 668 с.

151. СТО 03-92-80. Струйная обработка проницаемых пород при бурении скважин. Уфа: БашНИПИнефть, 1980. - 22 с.

152. Орлов Л.И. Влияние промывочной жидкости на физические свойстваколлекторов нефти и газа / Л.И. Орлов, А.В. Ручкин, Н.М. Свихтушин. М: Недра, 1975.-212 с.

153. Сидоровекий В.А. Вскрытие пластов и повышение продуктивности скважин. М.: Недра, 1978.-256 с.

154. Рахматуллин Р.К. Влияние полимерных растворов на качество вскрытия гранулярных коллекторов / Р.К. Рахматуллин, Н.М. Касьянов // Тр. ВНИИБТ. 1984. - Вып. 59. - С. 45-50.

155. Сонич В.П. Исследование петрофизических свойств пород-коллекторов нефтегазовых месторождений Западной Сибири для обоснования параметров продуктивных пластов. Тюмень: СибНИИНП, 1985. - 316 с.

156. Анализ качества первичного вскрытия продуктивных пластов по глубине проникновения фильтрата бурового раствора в пласт. Тюмень: ТюменНИИгипрогаз, 1989. - 18 с.

157. Norrish A.F. «Dis Farad Socn», 18,20,1954.

158. Беляев C.C. Особенности микробиологических процессов в заводняемого нефтяном месторождении Среднего Приобья / С.С. Беляев, Е.П. Розанова, И.А. Борзенкова//Микробиология. 1990. - Т. 59. - № 6. - С. 1075-1081.

159. Вавер В.И. Факторы, определяющие содержание сероводорода в продукции скважин и методы борьбы с микробиологической сульфатредукцией на месторождениях Нижневартовского района // Коррозия и защита. 1993. - № 19.-С. 5-7.

160. Laboratory investigation of parameters affecting optimization of micro-bial flooding in carbonate reservoirs / Almehaideb Reyadh, Zekri Abdulrazag // Petrol. Sci and Technol. 2002. - № 3-4. - С 377-392.

161. Хазипов Р.Х. Влияние температурных условий продуктивного пласта на особенности формирования биоценоза нефтепромысловой микрофлоры. / Р.Х.

162. Хазипов, Н.Н. Силищев, В.В. Леонов, Н.В. Симоненко, В.И. Новоселов // Нефтяное хозяйство. -1991. № 7. - С. 37-39.

163. Пат. 2158823 РФ, Е 21 В 43/22. Способ разработки нефтяного месторождения / А.З. Гарейшина, С.М. Ахметшина, Р.С. Хисамов, А.Н. Шакиров, М.А. Жеглов, И.Х. Гараев (Россия). № 98122152/13; Заявлено 09.12.1998; Опубл. 10.12.2000, Бюл. №31.

164. А.с. 829888 СССР, МКИ3 Е 21 В 43/32. Способ изоляции притока пластовой воды / А.З. Гарейшина, Р.Т. Булгаков, В.И. Козюро, B.C. Спорышев (СССР). № 2767168/22-03; Заявлено 03.04.1979; Опубл. 15.05.81, Бюл. № 18.

165. Хусаинов 3. М. Применение технологии биоцидного воздействия на Алехинском месторождении / З.М. Хусаинов, О.Р. Коробовкин, В.Л. Чирков, Н.Н. Силищев, А.В. Ключарев, Р.Х. Хазипов // Нефтепромысловое дело. 1999. - № 8. -С. 10-16.

166. Козлов А.А. Формирование и размещение нефтяных и газовых залежей. М.: Гостонтехиздат, 1959.

167. Эрвин М. Разработка бурового раствора с целью минимизации удержания воды в пласт за счет впитывания / М. Эрвин, К. Пирсон, Б. Беньон // Нефтегазовые технологии. 2005. - № 5. - С. 32-37.

168. Bennion D.B. Water and hydrocarbon phase trapping in porous media -Diagnosis, prevention and treatment / D.B. Bennion, R.F. Bietz, F.B. Thomas // The Petroleum Society of CIM № 95-69, CIM Annual Technical Convention, 1995.

169. Bennion D.B. Reductions in the productivity of oil and gas reservoirs due to aqueous phase trapping / D.B. Bennion, R.F. Bietz, F.B. Thomas, D.W. Benion // The Petroleum Society of CIM № 93-24, CIM Annual Technical Convention, 1993.

170. Bennion D.B. Formations damage and horizontal wells A productivity killer / D.B. Bennion, F.B. Thomas, R.F. Bietz // SPE 37138, Horizontal Well Technical Convention, Calgary, 1996.

171. Bennion D.B. Fluid design to minimize invasive damage in horizontal wells / D.B. Bennion, F.B. Thomas, D.W. Benion, R.F. Bietz // The Petroleum Society of CIM № 94-71, CIM Conference on Recent Advances in Horizontal Well Applications, 1994.

172. Gruber N.G. Water block effects in low permeability gas reservoirs. // The

173. Petroleum Society of CIM № 96-92, CIM Annual Technical Convention, 1996.

174. Akin S. Imbibition studies on low permeability porous media / S. Akin, A.R. Kovscek. SPE 54590, Western Regional Meeting, Anchorage, Alaska, 1999.

175. Erwin M.D. Multiwell interference test in the Colville River field / M.D. Erwin, R.S. Redman, L.A. Sanders. Alaska. SPE 77453, SPE Annual Technical Conference, 2002.

176. Петраков A. M. Особенности сохранения коллекторских свойств иризабойной зоны пласта в низкопроницаемых коллекторах // Бурение и нефть.-2003. -С. 52-53.

177. Горбунов А.Т. Литолого-петрофизическое изучение заглинизированных коллекторов / А.Т. Горбунов, А.Г. Ковалев, A.M. Петраков // Разработка нефтяных и газовых месторождений. Состояние, проблемы и пути их решения: Сб. тр. М.: ВНИИОЭНГ, 1996. - С. 193-220.

178. Грунтоведение / Под ред. Е.М. Сергеева. М.: Изд-во МГУ, 1983 - 389с.

179. Соколов В.Н. Микромир глинистых пород // Соросовский Образовательный Журнал. 1996. - № 3. - С. 56-64.

180. Королев В.А. Связанная вода в горных породах: новые факты и проблемы // Соросовский Образовательный Журнал. 1996. - № 9. - С. 79-85.

181. Городнов В.Д. Роль состава катионообменного комплекса глин в их устойчивости / В.Д. Городнов, А.А. Русаев // Дисперсные системы в бурении. -Киев: Наукова Думка, 1977. С. 91-93.

182. Гамзатов С.М. Влияние генезиса на поведение глинистых отложений при бурении и креплении скважин / С.М. Гамзатов, Ш.М. Рахимбаев, P.M. Рахметов // Экспресс-информ. Геология, бурение и разработка газовых месторождений. 1976. - № 13. - С. 3-4.

183. Лукманов P.P. Влияние полимерных буровых растворов на коллекторские свойства пород при заканчивании скважин. Тюмень: ЗапСибБурНИПИ, 1995.-76 с.

184. Нацепинская A.M. Исследование и совершенствование буровых растворов для Пермского Прикамья: Дис. канд. техн. наук. Пермь, 1982. - 189с.

185. Городнов В.Д. Влияние гидростатического давления на набухание глинистых пород / В.Д. Городнов, В.Ф. Печерников // Изв. вузов СССР. Нефть и газ. Баку: АзИНЕФТЕХИМ им. М. Азизбекова, 1962. - № 2.

186. Ангелопуло O.K. Основы выбора бурового раствора для борьбы с обвалами // Нефтяник. 1974. - № 5.

187. Злочевская Р.И. О взаимодействии глин с растворами электролитов в процессе их набухания / Р.И. Злочевская, В.И. Дивисилова // Связанная вода в дисперсных системах. М: МГУ, 1972. - С. 43-65.

188. Лопатин В.А. Анализ осложнений при бурении глубоких скважин в неустойчивых глинистых породах / В.А. Лопатин, Л.К. Мухин // Обзорная информ. Сер. Бурение. 1964. - № 7. - С. 21-23.

189. Зубарев В.Г. Исследование проникновения фильтрата промывочных жидкостей в глинистые породы / В.Г. Зубарев, Б.В. Байдюк // Экспресс-информация. 1973. - № 4.

190. Овчаренко Ф.Д. Гидрофильность глин и глинистых минералов. Киев: АН УССР, 1974. - Вып. XXXIX.

191. Городнов В.Д. Физико-химические методы предупреждения осложнений в бурении. М.: Недра, 1977. - 280 с.

192. Паус К.Ф. Аквакомплексы как понизители водоотдачи / К.Ф. Паус, Р.Г. Ахмадеев, А.П. Акатьев // Изв. вузов. СССР. Нефть и газ. Баку: АзИНЕФТЕХИМ им. М. Азизбекова, 1970. - № 3.

193. Тарасевич Ю.И., Овчаренко Ф.Д. Укр. Хим. Журн. 1966.32.1169.

194. Грим Р.Е. Минералогия и практическое использование глин. М.: Мир, 1967.-510 с.

195. Кистер Э.Г. Химическая обработка буровых растворов. М.: Недра, 1972.-392 с.

196. Самойлов О.Я. О гидратации ионов в водных растворах // Изв. АН СССР, отд. хим. наук. 1953. - № 2.

197. Крестов Г.А. От кристалла к раствору / Г.А.Крестов, В.А. Кобенин // Химия. 1977.- 112 с.

198. Физико-химическая механика дисперсных минералов / Под ред. Н.Н. Круглицкого. Киев: Наукова Думка, 1971. - 210 с.

199. Mooney K.W. Kecnan A.Y. Wood S.A. «У. Amer. Chem Soc», 74, 1952,1971.

200. Barser R.M., Mak Lood D.M. «Frans. Farad.Soc.» 50,980,1954.

201. Кошелев B.H. Общие принципы ингибирования глинистых пород и заглинизированных пластов // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. 2004. - № 1.-С. 13-15.

202. Ангелопуло O.K. Калиевые буровые растворы // Нефтяник. 1977. - №7.

203. Крысин Н.Й. Калийсодержащие отходы для обработки буровых растворов / Н.И. Крысин, Т.А. Скороходова, A.M. Нацепинская // Нефтяник. -1981. -№ 12.-С.13-14.

204. Новиков B.C. Результаты промышленного испытания калиевого раствора// Обзорная информ. Сер. Бурение. 1977. - № 6. - С. 32-36.

205. Drilling. 1975, v. 36, n 7, p. 90.

206. Forage, 1975,1-111, n 66, p. 85-106.

207. Tubman K. Petrol and Petrochem Inst., 1973, v. 13, n. 10, p. 74074.

208. World Oil. 1973, v. 177, n. 2, p. 42-46.

209. Свихнушин Н.М. Методы изучения неоднородных коллекторов при оценке кондиций и подсчете запасов / Н.М. Свихнушин, В.И. Азаматов. М.: Недра, 1971.

210. Новиков B.C. Влияние ингибированных растворов на устойчивость глинистых пород при бурении скважин: Автореф. дис . канд. техн. наук. М., 1968.-30 с.

211. Пат. 4536297 США. Well drilling and completion fluid composition / Loftin R.E., Son A.I. -N 572103; Заявлено 19.01.84; Опубл. 24.04.85.

212. Peinado M. France pot., № 1415646,1965.

213. Borrou A. US pot., № 3104704,1959 r.

214. Steiberg J. US pot., № 3332791, 1967 r.

215. Palumbo S. The development of potassium cellulosic polymers and their contribution to the inhibition of hydratable clays / S. Palumbo, D. Giacco, M. Ferrari, P. Pirovano // SPE JADC Drilling conference. 1989. III. - № 18477. - P. 149-152.

216. Рязанов Я.С. Справочник по буровым растворам. М.: Недра,1979. - С.49.52.

217. Коновалов Е.А. Применение сернокислого алюминия при бурении скважин / Е.А. Коновалов, В.Ю. Артамонов, И.И. Белей // Обзорная информ. Сер. Бурение. 1985. - С. 7-20.

218. Андресон Б.А. Растворы на полимерной основе для бурения скважин / Б.А. Андресон, Г.П. Бочкарев. М.: ВНИИОЭНГ, 1986. - С. 38-44.

219. Ильин Г.А., Мельников И.И. Термостойкий инвертный эмульсионный буровой раствор на основе соединения алюминия / Г.А. Ильин, И.И. Мельников // Бурение газовых и морских нефтяных скважин. 1981. - № 1.

220. Быстров М.М. Новая буровая промывочная жидкость // Геология, бурение и разработка газовых и морских нефтяных месторождений. 1984. - Вып. 9.-С. 14-16.

221. Глинка H.J1. Общая химия. -М.: Химия, 1966. 688 с.

222. Глинка H.JI. Общая химия: Учеб. для вузов, изд. 30-е, испр. М.: Интеграл - Пресс, 2004.

223. Курс общей химии / Под ред. профессора Н.В. Коровина. М.: Высшая Школа, 1981.-С. 279.

224. Слейбо У. Общая химия / У. Слейбо, Т. Персоне. М.: Мир, 1979.550 с.

225. Ахметов Н.С. Общая и неорганическая химия. М.: Высшая школа, 2003.-С. 492-495.

226. Краткий справочник по химии / Под общей ред. чл.-кор. АН УССР О.Д. Куриленко. Киев: Наукова Думка, 1974. - С. 68 - 70.

227. Лучинский Г.П. Курс химии. М.: Высшая школа, 1985. - С. 156; 179;

228. Фролов Ю.Г. Лабораторные работы и задачи по коллоидной химии / Ю.Г. Фролов, А.С. Гродский. М.: Химия, 1986. - С. 93 - 102.

229. Шерстнев Н.М. Применение композиций ПАВ при эксплуатации скважин. М.: Недра, 1988. - С. 47 - 70.

230. Расизаде Я.М. Глушение скважин // Нефтепромысловое дело и транспорт нефти. 1984. - Вып. 2. - С. 9 -11.

231. Шевцов В.Д. Регулирование давления в бурящихся скважинах. М.: Недра, 1984.-С. 18-23.

232. Рабинович Е.З. Гидравлика. М.: Недра, 1974. - С. 280 - 287.

233. Гиматудинов Ш.К. Физика нефтяного и газового пласта / Ш.К. Гиматудинов, А.И. Ширковский. М.: Недра, 1982. - 311 с.

234. Альтшуль Ф.Д. Примеры расчетов по гидравлике. М.: Строиздат,1977.

235. Пат. 2277572 РФ, С1 С 09 К 8/08. Высокоминерализованный безглинистый буровой раствор / П.В. Овчинников, И.Г. Яковлев, А.А. Фролов, А.В. Будько, С.В. Пролубщиков (Россия). № 2004135683/03; Заявлено 06.12.2004; Опубл. 10.06.2006, Бюл. № 16.

236. Пат. 2277569 РФ, С1 С 09 К 8/02. Буровой раствор / П.В. Овчинников, И.Г. Яковлев, А.А. Фролов, А.В. Будько, С.В. Пролубщиков (Россия). № 2004134762/03; Заявлено 29.11.2004; Опубл. 10.06.2006, Бюл. № 16.

237. Пат. 2203919 РФ, С2 7 С 09 К 7/02, Е 21 В 43/12. Жидкость для глушения скважин / В.П. Овчинников, В.И. Вяхирев, В.Ф. Сорокин, А.А. Фролов, П.В. Овчинников, Н.А. Аксенова, В.В. Салтыков, С.А. Уросов, В.В. Подшибякин,

238. В.Г. Татауров (Россия). № 2000133203/03; Заявлено 29.12.2000; Опубл. 10.05.2003, Бюл.№ 13.

239. Пат. 2277570 РФ, С1 С 09 К 8/04. Солестойкий буровой раствор для вскрытия продуктивных пластов / П.В. Овчинников, И.Г. Яковлев, А.А. Фролов, А.В. Будько, С.В. Пролубщиков (Россия). № 2004134648/03; Заявлено 26.11.2004; Опубл. 10.06.2006, Бюл. № 16.

240. Пат. 2277571 РФ, С1 С 09 К 8/08. Безглинистый буровой раствор / П.В. Овчинников, И.Г. Яковлев, А.А. Фролов, А.В. Будько, С.В. Пролубщиков (Россия). -№ 2004135682/03; Заявлено 06.12.2004; Опубл. 10.06.2006, Бюл. № 16.

241. Пат. 2277574 РФ, С1 С 09 К 8/467. Способ изоляции зон поглощений / П.В. Овчинников, С.Н. Горонович, П.Ф. Цыцымушкин, В.Н. Степанов, А.В. Ефимов, Н.П. Кобышев (Россия). -№ 2004131408/03; Заявлено 27.10.2004; Опубл. 10.06.2006, Бюл. №16.

242. Марченко Р.Т. Физическая и коллоидная химия. М.: Высшая школа, 1965.-С. 346-351.

243. Непер Д. Стабилизация коллоидных дисперсий полимерами. М.: Мир, 1986.

244. Фролов Ю.Г. Курс коллоидной химии. Поверхностные явления и дисперсные системы. М.: Химия, 1988. - С. 270-276.

245. Сульфацел. Техническая характеристика продукта. ЗАО «Полицел», Владимир, 1995.

246. Расчет максимального количества H2S, которое может быть нейтрализованно в буровом растворе // Word Oil. 1975, xll, 181. - № 7 - 74-75 p.

247. Временная инструкция по нейтрализации сероводорода в промывочных жидкостях при бурении скважин на Оренбургском газоконденсатном месторождении. Оренбург: «ВУНИПИгаз», 1979. - С. 5-11.

248. Фридрихсберг Д.А. Курс коллоидной химии. JL: Химия, 1984. - 368 с.

249. Зайцев О.С. Общая химия. Состояние веществ и химические реакции -М.: Химия, 1990.-С. 146-158.

250. Бережной А.И. К анализу форм движения материи в системе цементный раствор вмещающая среда // Известия вузов, Нефть и газ. - 1967.12 С. 40-42.

251. Бережной А.И. О факторах, влияющих на герметичность скважин, зацементированных тампонажным цементным раствором / Тр. Укр. науч.-исслед. Ин-та газа. М.: Недра, 1969. - Вып. 7. - С. 33-40.

252. Булатов А.И. К вопросу о седиментационной устойчивости тампонажных растворов / А.И. Булатов, О.Н. Обозин // Крепление скважин, буровые растворы и предупреждение осложнений: Сб. тр. Краснодар: ВНИИнефть, 1970. - Вып. 23.- С. 256-266.

253. Булатов А.И. Седиментация тампонажных растворов / А.И. Булатов, О.Н Обозин, А.В. Черненко // Буровые растворы и крепление скважин: Сб. тр. -Краснодар: Краснодарское кн. изд-во, 1971. С. 103 - 107.

254. Ахвердов И.Н. Структурообразование цементного камня с добавками суперпластификаторов. Механ. и технолог, композиционные материалы / И.Н. Ахвердов, В.В. Бабицкий, B.JI. Мерцинкевич // Тез. докл. 3 Нац. конф. София, 1982.-С. 485-488.

255. Баженов Ю.М. Применение суперпластификаторов в целях совершенствования технологии изготовления железобетона / Ю.М. Баженов, Г.С. Долгополов //Промышленное строительство. 1978. - № 5. - С. 11-13.

256. Баталов Д.М. Цементно-бентонитовые растворы для низкотемпературных скважин // Тр. ЗапСибНИГНИ. 1984. - С. 56-62.

257. Ашрафьян М.О. Эффективность вытеснения буровых растворов и разрушение глинистых корок при цементировании скважин. / М.О. Ашрафьян, А.И. Булатов // Тематич. науч.-техн. обзоры. Серия «Бурение». 1969.

258. Булатов А.И. Тампонажные материалы технология цементирования скважин. М.: Недра, 1982. - 296 с.

259. Булатов А.И. Технология цементирования нефтяных и газовыхскважин. М.: Недра, 1975. - 296 с.

260. А.с. 726306 СССР, МКИ3 Е 21 В 33/138. Тампонажный раствор / B.C. Бакшутов, В.В. Степанов, В.В. Бондаренко и др. (СССР). № 2501377/22-03; Заявлено 21.06.77; Опубл. 05.04.80, Бюл. № 13.

261. Булатов А.Н. Управление физико-механическими свойствами тампонажных систем. М.: Недра, 1975. - 218 с.

262. Пупков B.C. К вопросу о седиментационной устойчивости тампонажных растворов // Геология и особенности разработки нефтяных месторождений Сахалина: Сб. науч. тр. СахалинНИПИнефть. М.: ВНИИОЭНГ, 1977.-С. 82-85.

263. Новиков Г.П. Бурение скважин на термальные воды / Г.П. Новиков, Г.П. Гальянц, Ю.Н. Агеев, А.И. Вареца. М.: Недра, 1986. - 229 с.

264. Бутт Ю.М. Твердение цементов при пониженных температурах и структообразующая роль водорастворимых добавок к бетону / Ю.М. Бутг, В.М. Колбасов // Междунар. симпозиум по зимнему бетонированию.- М.: Стройиздат, 1975.-Т. 1.-С. 6-17.

265. Булатов А.И. Регулирование технологических показателей тампонажных растворов / А.И. Булатов, Н.А. Мариампольский. М.: Недра, 1988. -224 с.

266. Ребиндер П.А. Физико-химическая механика. М.: Знание, 1958.

267. ГОСТ 1581-96. Портландцементы тампонажные. Технические условия. М.: Изд-во стандартов, 1998. - 13 с.

268. Никитин В.М. Химия древесины и целлюлозы / В.М. Никитин, А.В. Оболенская, В.П. Щеголев. М.: Лесная пром-сть, 1978.-356 с.

269. Битенский В.Я. Производство эфиров целлюлозы / В.Я. Битенский, Е.П. Кузнецова. Л.: Химия, 1974.

270. Куксов А.К. Заколонные проявления при строительстве скважин / А.К. Куксов, А.В. Черненко // Обзорная информ. Техника и технология бурения скважин. 1988. - Вып. 9. - 68 с.

271. Булатов А.И. Тампонажные материалы / А.И. Булатов, B.C. Данюшевский // Учеб. пособие для вузов. М.: Недра, 1978. - 280 с.

272. Камалов О.Р. Формирование и работа тампонажного камня в скважине / О.Р. Камалов, Н.П. Ахрименко, О.П. Гень // Тез. докл. IV конф. Краснодар, 1987.-233 с.

273. Рахимбаев Ш.М. Регулирование технологических свойств тампонажных растворов. Ташкент: ФАН, 1976. - 160 с.

274. Мамаджанов У.Д. Фильтрация промывочных и цементных растворов. -Ташкент: Наука, 1964. 102 с.

275. Тагер А.А. Физико-химия полимеров. М.: Химия, 1978. - 536 с.

276. Вяхирев В.И. Облегченные тампонажные растворы для крепления газовых скважин / В.И. Вяхирев, В.П. Овчинников, П.В. Овчинников, В.В. Ипполитов, А.А. Фролов, Ю.С. Кузнецов, В.Ф. Янкевич, С.А. Уросов. М.: ООО «Недра», 2000.- 134 с.

277. Круглицкий Н.Я. Физико-химическая механика тампонажных растворов. Киев: Наука думка, 1974. - С. 151-154.

278. Данюшевский B.C. Справочное руководство по тампонажным материалам. -М.: Недра, 1973. 77 с.

279. А.с. 960420 СССР, МКИ3 Е 21 В 33/138. Способ приготовления облегченного тампонажного раствора / В.Ф. Горский, А.Н. Мельничук, А.Н. Берниковский (СССР). № 2871573/22-03; Заявлено 14.12.79; Опубл. 23.09.82, Бюл. № 35.

280. А.с. 1460200 СССР, МКИ3 Е 21 В 33/138. Облегченный тампонажный состав / В.Р. Абдуллин, А.В. Федорова, С.И. Зеликин, JI.M. Попова, В.П. Аберкон (СССР). № 3956889/23-03; Заявлено 17.07.85; Опубл. 23.02.89, Бюл. № 7.

281. А.с. 1124117 СССР, МКИ3 Е 21 В 33/138. Тампонажный материал для крепления скважин / В.И. Матицин, В.И. Рябченко, З.А. Литяева, Б.Ф. Егоренко, Н.П. Соколов, (СССР). № 3597927/23-03; Заявлено 21.02.83; Опубл. 15.11.84, Бюл. №42.

282. Пупков B.C. Исследование факторов, влияющих на качество крепления наклонных скважин на площади Одопту // Геология и разработка нефтяных месторождений Сахалина: Сб. науч. тр. СахалинНИПИнефть. М.: ВНИИОЭНГ. -1977.-С. 67-75.

283. А.с. 1201489 СССР, МКИ3 Е 21 В 33/138. Способ приготовления облегченного тампонажного раствора / В.П. Гнездов, B.C. Пупков, Ю.С. Кузнецов, В.М. Кравцов (СССР). № 3746601/22-03; Заявлено 26.03.84; Опубл. 30.12.85, Бюл.№ 48.

284. А.с. 1254139 СССР, МКИ3 Е 21 В 33/138. Тампонажная смесь / Н.Х. Каримов, М.А. Танкибаев, В.И. Петере, Н.В. Тренкеншу (СССР). № 3871777/2203; Заявлено 31.01.85; Опубл. 30.08.86, Бюл. № 32.

285. А.с. 1138481 СССР, МКИ3 Е 21 В 33/138. Тампонажный состав / Е.П. Катенев, А.А. Остапенко, Т.Н. Алексеенко, А.И. Бринцев (СССР). № 3613604/2203; Заявлено 04.04.83; Опубл. 07.02.85, Бюл. № 5.

286. А.с. 2460202 СССР, МКИ3 Е 21 В 33/138. Тампонажный раствор / М.Б. Хадыров, Л.Д. Ан, Ф.Г. Беленький, Л.Я. Полицкая (СССР). № 4178611/22-03; Заявлено 19.11.86; Опубл. 23.02.89, Бюл. № 7.

287. А.с. 1106893 СССР, МКИ3 Е 21 В 33/138. Тампонажный раствор для цементирования скважин / Т.М. Бондарчук, М.М. Дячишин, И.И. Цюцяк, И.Б. Гиблинский, А.Б. Чабанович (СССР). № 3501856; Заявлено 22.10.82; Опубл. 07.08.84, Бюл. № 29.

288. А.с. 1190000 СССР, МКИ3 Е 21 В 33/138. Тампонажный материал / А.И. Булатов, В.А. Яковлев, Д.Н. Шлевин (СССР). № 3707888/22-03; Заявлено 12.01.84; Опубл. 07.11.85, Бюл. № 41.

289. А.с. 884368 СССР, МКИ3 Е 21 В 33/138. Облегченный тампонажный раствор для низкотемпературных скважин / А.А. Клюсов (СССР). № 2977877/2203; Заявлено 25.08.80; Опубл. 01.07.85, Бюл. № 12.

290. А.с. 1278444 СССР, МКИ3 Е 21 В 33/138. Облегченный тампонажный материал / Н.А. Мариапольский, В.Ю. Комнатный, С.Б. Трусов, А.П. Руденко,

291. В.И. Судаков (СССР). № 387800/22-03; Заявлено 08.04.85; Опубл. 23.12.86, Бюл. №7.

292. А.с. 1453968 СССР, МКИ3 Е 21 В 33/138. Облегченный тампонажный раствор / И.Г. Верещака, В.А. Яковлев, А.С. Серяков, С.Г. Михайленко, В.Ю.Третинник, В.Н. Орловский (СССР). № 3978018/22-03; Заявлено 10.11.85; Опубл. 06.08.89, Бюл. № 6.

293. А.с. 1209827 СССР, МКИ3 Е 21 В 33/138. Тампонажный материал /

294. A.И. Булатов, Ю.Я. Тарадыменко, В.В. Галимова, Б.И. Нудельман, А.С. Свенцицкий, А.И. Стравчинский (СССР). № 3736220/22-03; Заявлено 04.05.84; Опубл. 07.02.86, Бюл. № 5.

295. А.с. 922268 СССР, МКИ3 Е 21 В 33/138. Облегченный тампонажный материал для крепления скважин / А.И. Булатов, В.А. Левшин, В.А. Антонов, Г.И. Гагай, М.В. Рогожина, Д.А. Лоскутов (СССР). № 2970335/22-03; Заявлено 06.06.80; Опубл. 23.04.82, Бюл. № 15.

296. А.с. 956754 СССР, МКИ3 Е 21 В 33/138. Облегченная тампонажная смесь / Н.Х. Каримов, Т.К. Рахматуллин, В.В. Иванов, Л.С. Запорожец, Л.П. Цхай,

297. B.И. Петере (СССР). № 3000882/22-03; Заявлено 03.11.80; Опубл. 07.09.82, Бюл. №33.

298. А.с. 1320393 СССР, МКИ3 Е 21 В 33/138. Облегченный тампонажный раствор / П.Я. Зельцер, Е.Б. Камынина, Л.В. Николаева, В.В. Севостьянов, П.В. Каверзин, Л.Б. Ковалевич (СССР). № 3967755/22-03; Заявлено 17.02.85; Опубл. 30.06.87, Бюл. № 24.

299. А.с. 884367 СССР, МКИ3 Е 21 В 33/138. Облегченный тампонажный раствор для низкотемпературных скважин / А.А. Клюсов (СССР). № 2977437/2203; Заявлено 05.08.80; Опубл. 01.07.84, Бюл. № 11.

300. А.с. 1298345 СССР, МКИ3 Е 21 В 33/138. Облегченный тампонажный раствор / А.П. Тарнавский, П.Ф. Цыцымушкин, Н.А. Рябинин, Г.Г. Искандрова, С.Н. Горонович, Б.В. Михайлов (СССР). № 3916693/22-03; Заявлено 21.06.85; Опубл. 23.03.87, Бюл. №11.

301. А.с. 734398 СССР, МКИ3 Е 21 В 33/138. Облегченный тампонажный раствор / Н.Ф. Пекарский, Н.П. Маслеев, Т.М. Бондарук, В.Ф. Стеценко, Н.С. Козак, Я.Ю. Соболевский (СССР). № 2664948/22-03; Заявлено 18.09.78; Опубл.1505.80, Бюл. № 18.

302. А.с. 1191558 СССР, МКИ3 Е 21 В 33/138. Тампонажная смесь / Т.Х. Муксинов, Ж.П. Саницкая (СССР). № 3729403/22-03; Заявлено 11.04.84; Опубл. 15.11.85, Бюл. №42.

303. А.с. 613083 СССР, МКИ3 Е 21 В 33/138. Способ получения тампонажного материала / А.Т. Горский, А.А. Клюсов, Э.Н. Лепнев, А.И. Козубовский, В.В. Соболевский (СССР). № 1956914/22-03; Заявлено 14.08.73; Опубл. 30.06.78, Бюл. № 24.

304. А.с. 883338 СССР, МКИ3 Е 21 В 33/138. Облегченный тампонажный раствор / Л.Т. Федорова (СССР). № 2900183/22-03; Заявлено 26.03.80; Опубл.2311.81, Бюл. №43.

305. А.с. 896954 СССР, МКИ3 Е 21 В 33/138. Облегченный тампонажный раствор для низкотемпературных скважин / А.А. Клюсов (СССР). № 2977435/2203; Заявлено 25.08.80; Опубл. 06.07.85, Бюл. № 14.

306. А.с. 1006719 СССР, МКИ3 Е 21 В 33/138. Облегченный тампонажный раствор / Р.П. Иванова, Т.Я. Гальперина, Л.А. Гречко, П.Я. Зельцер (СССР). № 3336883/22-03; Заявлено 15.09.81; Опубл. 23.03.83, Бюл. № 11.

307. А.с. 1105614 СССР, МКИ3 Е 21 В 33/138. Облегченный тампонажный материал / А.И. Булатов, В.Т. Филиппов, Д.Ф. Новохатский, С.Б. Трусов, А.К. Куксов, В.В. Гольдштейн (СССР). № 3567419/22-03; Заявлено 25.03.83; Опубл. 30.07.84, Бюл. № 28.

308. А.с. 635221 СССР, МКИ3 Е 21 В 33/138. Тампонажный состав / В.Н. Розов, М.П. Геранин, В.И. Рябов (СССР). № 1908068/22-03; Заявлено 23.04.73; Опубл. 30.11.78, Бюл. № 44.

309. А.с. 1021766 СССР, МКИ3 Е 21 В 33/138. Тампонажный раствор для холодных скважин / А.А. Клюсов, B.C. Антипов, J1.M. Каргапольцева, Ю.Л. Калугин (СССР). № 3370461/22-03; Заявлено 18.02.81; Опубл. 07.06.83, Бюл. № 21.

310. А.с. 1573141 СССР, МКИ3 Е 21 В 33/138. Облегченная тампонажная смесь / И.М. Давыдов, В.А. Евецкий, Л.Я. Кизилынтейн, А.Н. Костышев, А.Г. Перетятько, А.Л. Шпицглуз, В.Г. Рылов (СССР). № 4383256/22-03; Заявлено 12.04.89; Опубл. 23.06.90, Бюл. № 23.

311. А.с. 1550095 СССР, МКИ3 Е 21 В 33/138. Тампонажная смесь / А.А. Клюсов, В.В. Минаков, П.Г. Кожемякин, Л.М. Каргапольцева, А.Н. Кульков, Н.Г. Блезнюков (СССР). № 4389742/22-03; Заявлено 09.03.88; Опубл. 15.03.90, Бюл. №10.

312. А.с. 1035195 СССР, МКИ3 Е 21 В 33/138. Вяжущее для приготовления тампонажных растворов / Уфимский нефтяной институт (СССР). № 3381823/2203; Заявлено 14.01.82; Опубл. 15.08.83, Бюл. № 30.

313. А.с. 1465544 СССР, МКИ3 Е 21 В 33/138. Облегченный тампонажный раствор / В.Е. Ахрименко, Е.М. Левин, Л.В. Палий, В.Н. Никифорова (СССР). № 4237845/22-03; Заявлено 01.04.87; Опубл. 15.03.89, Бюл. № 10.

314. А.с. 1507954 СССР, МКИ3 Е 21 В 33/138. Облегченная тампонажная смесь / А.А. Клюсов, Ю.Т. Ивченко, В.И. Урманчеев, В.П. Герасимов, В.Г. Добрянский, В.И. Батурин (СССР). № 4319134/22-03; Заявлено 14.09.87; Опубл. 15.09.89, Бюл. №34.

315. А.с. 1294980 СССР, МКИ3 Е 21 В 33/138. Тампонажная смесь / Е.А. Ахметов, И.А. Фирсов, Е.Б. Есентаев, В.М. Онгоев, А.И. Ким (СССР).3935189/22-03; Заявлено 22.07.85; Опубл. 07.03.87, Бюл. № 9.

316. А.с. 1700202 СССР, МКИ3 Е 21 В 33/138. Тампонажный раствор / O.K. Ангелопуло, Х.А. Аль-Варди, К.А. Джабаров, А.А. Русаев, Е.А. Коновалов, И.В. Бойко (СССР). № 4650870/22-03; Заявлено 16.02.89; Опубл. 23.12.91, Бюл. № 47.

317. А.с. 1488436 СССР, МКИ3 Е 21 В 33/138. Тампонажный раствор / В.Ф. Горский, Ю.Ф. Шевчук, А.К. Куксов, С.Б. Трусов, Ф.В. Пирус, В.А. Ларин, Е.И. Жмуркевич, Б.Н. Прокопец (СССР). № 4303745/22-03; Заявлено 06.07.87; Опубл. 23.06.89, Бюл. №23.

318. А.с. 1099051 СССР, МКИ3 Е 21 В 33/138. Тампонажный раствор / Г.Р. Вагнер, Е.И. Прийма, Ю.И. Тарасевич, Б.И. Краснов, В.М. Шенбергер, Т.Г. Андроникашвили, К.М. Мчедлишвили (СССР). № 3500806/22-03; Заявлено 18.10.82; Опубл. 23.06.84, Бюл. № 23.

319. А.с. 628289 СССР, МКИ3 Е 21 В 33/138. Тампонажный раствор / Г.Р. Вагнер, В.П. Детков, Н.Н. Круглицкий, Ф.Д. Овчаренко, Е.И. Прийма, Ю.И. Тарасевич (СССР). № 2505253/22-03; Заявлено 07.07.77; Опубл. 15.10.78, Бюл. № 38.

320. Kennedy С.С. A portion of the system Silica-Water. Ecanomic Geology -V.45. № 7. № 50. - P. 37-39.

321. Taylor H.F.W. The Chemistry of Cement Proceeding of the Fourth International Symposium, I, Washington, 1960, p. 167-190.

322. Агзамов Ф.А. Повышение долговечности тампонажного камня в агрессивных флюидах нефтяных и газовых скважин / Ф.А. Агзамов, Б.С. Измухамбетов, Н.Х. Каримов, М.Р. Мавлютов // Издание Самарского филиала секции «Строительства» РИА. Самара, 1998.- 272 с.

323. Бутт Ю.М. Долговечность силикатных бетонов / Ю.М. Бутт, К.К. Куатбаев. М.: Недра, 1966. - 215 с.

324. Бутт Ю.М. Гидротермальный синтез монокристаллов силикатов и гидросилинатов кальция / Ю.М. Бутт, В. Тимашев, Л. Балкевич // Материалы III Междунар. симпозиума по силикатным изделиям автоклавного твердения.- М.: ВНИИСТРОМ, 1974. С. 30-35.

325. Дмитриев С.М. О твердении низкоосновных вяжущих в условиях высоких температур и давлений / С.М. Дмитриев, С.М. Рояк // Науч. сообщения НИИцемента. 1962. - № 13 (44).

326. Кравцов В.М. Тампонажный материал для крепления высокотемпературных скважин / В.М. Кравцов, Ю.С. Кузнецов, М.Г. Есенков // Технология бурения нефтяных и газовых скважин: Межвуз. науч.-тематич. сб. -Уфа, 1979.-Вып. 6.-С. 21-25.

327. Кравцов В.М. О возникновении зародышей кристаллогидратов на поверхности и вблизи частиц вяжущего / В.М. Кравцов, А.Ф. Полак, В.О. Яковлев // Научные исследования института НИИпромстрой: Тез. докл. и сообщений конф. -Уфа, 1972.

328. Кравцов В.М. Кинетика гидротермального синтеза гидросиликатов кальция / В.М. Кравцов, Ф.А. Агзамов, Н.Т. Белюченко // Физико-химическая механика дисперсных систем и материалов: Тез. докл. Республик, конф. -Харьков, 1980. С. 287-288.

329. Васильев В.В. Разработка известково-кремнезистых тампонажных композиций для крепления глубоких скважин: Автореф. дисс. . канд. техн. наук. -Уфа: УНИ, 1988.-24 с.

330. Бабушкин В.И. Термодинамика силикатов / В.И. Бабушкин, Г.М. Матвеев, О.П. Мчедлов-Петросян. М.: Стройиздат, 1986. - 408 с.

331. Фролов А.А. Облегченные тампонажные растворы для цементирования газовых скважин месторождений Крайнего Севера / А.А. Фролов, В.П. Овчинников, П.В. Овчинников, В.Ф. Сорокин // Известия вузов. Нефть и газ. -2000,-№2.-С. 27-33.

332. Сорокин В.Ф. К вопросу цементирования интервалов высоких температур // Известия вузов. Нефть и газ. 2000. - №. 5. - С. 17.

333. Фролов А.А. Результаты статистического моделирования показателей свойств облегченных стеклянными микросферами тампонажных композиций /

334. Сорокин В.Ф. Термодинамическое обоснование выбора кремнеземсодержащих добавок для крепления высокотемпературных интервалов /

335. B.Ф. Сорокин, Н.А. Аксенова // Проблемы совершенствования технологий строительства скважин и подготовка кадров для Западно-Сибирского нефтегазодобывающего комплекса: Материалы Всерос. науч-техн. конф. -Тюмень: ТюмГНГУ, 2000. С. 27-28.

336. Вяхирев В.И. Облегченные и сверхлегкие тампонажные растворы / В.И. Вяхирев, В.В. Ипполитов, А.А. Фролов. М.: Недра, 1999. - 181 с.

337. Вяхирев В.И. Облегченные тампонажные растворы для крепления газовых скважин / В.И. Вяхирев, В.П. Овчинников, А.А. Фролов. М.: Недра, 2000.-134 с.

338. Вяхирев В.И. Облегчающая добавка к тампонажным растворам / В.И. Вяхирев, В.В. Ипполитов, Е.Г. Леонов, В.Ф. Янкевич, И.И. Белей, С.И. Райкевич, А.А. Фролов // Газовая промышленность. 1997. - № 6. - С. 21-24.

339. Гиллер А.Л. Таблицы межплоскостных расстояний. М.: Недра, 1996. -Т. И.-С. 94-180.

340. Методика исследований структуры порового пространства // Методические указания кафедры строительных материалов МХТИ им. Д. Менделеева. М.: МХТИ, 1987. - 40 с.

341. А.с. 927972 (СССР), Е 21 В 33/13. Способ химической обработки тампонажных растворов / B.C. Данюшевский, К.А. Джабаров, Л.Г. Жукова (СССР). Опубл. 1982, Бюл. № 18.

342. Агзамов Ф.А. Повышение долговечности тампонажного камня в агрессивных флюидах нефтяных и газовых скважин / Ф.А. Агзамов, Б.С. Измухамбетов, Н.Х. Каримов, М.Р. Мавлютов. Уфа: Самара, 1998.

343. Данюшевский B.C. Воздействие сероводородосодержащего природного газа на стойкость цементного кольца скважин / B.C. Данюшевский,

344. A.П. Тарнавский// Резюме докл. ГЕОХЕМ-76. ЧССР, Готвальдов, 1976. - С. 4546.

345. Данюшевский B.C. Проектирование оптимальных составов тампонажных составов. М.: Недра, 1978. - С. 293.

346. Кравченко И.В. Глиноземистый цемент. М., 1961.

347. Кинд В.В. Некоторые вопросы и задачи в области коррозии гидротехнического бетона // Коррозия бетона и меры борьбы с ней: Сб. тр. М.: Изд-воАН, 1954.-С. 35-44.

348. Кинд В.В. Коррозия цементов и бетона в гидротехнических сооружениях. -М.: Госэнергоиздат, 1955. С. 320.

349. Рябова Л.И. Опыт крепления скважин в условиях повышенной углекислотной агрессии / Л.И. Рябова, В.М. Кравцов, А.И. Булатов, М.Р. Мавлютов, Ф.А. Агзамов //Бурение. -1981. № 2. - С. 13-15.

350. Мамаджанов У.Д. Коррозия тампонажных цементов в углекислотной среде // Тр. АН УзССР, отдел, тех. Наук. 1976. - С. 69-73.

351. Кравцов В.М. К механизму и кинетике коррозии тампонажного камня в условиях сероводородной агрессии / В.М. Кравцов, М.Р. Мавлютов, Ф.А. Агзамов, Ю.С. Кузнецов, Н.Т. Белюченко // Известия вузов. Нефть и газ. 1980. -№ п.-с. 11-15.

352. Кравцов В.М. Исследование коррозийной стойкости специальных цементов в минерализованных средах / В.М. Кравцов, А.И. Рябова, Ф.А. Агзамов,

353. B.П. Овчинников// Проблемы использования химических средств и методов увеличения нефтеотдачи пластов: Тез. V Республик, межотрасл. науч.-практ.конф. Уфа, 1980.-С. 207-211.

354. Кравцов В.М. Стойкость тампонажных материалов в условиях газовой сероводородной агрессии / В.М. Кравцов, М.Р. Мавлютов, Д.Ф. Новохатский // Газовая промышленность. 1982. - № 4. - С. 33-35.

355. Кравцов В.М. О долговечности тампонажного камня нефтяных и газовых скважин в условиях сероводородной агрессии / Ф.А. Агзамов, М.Р. Мавлютов, А.И. Спивак // Газовая промышленность 1979. - № 12. - С. 23-24.

356. Москвин В.М. Коррозия бетона. М.: Стройиздат, 1952. - 343 с.

357. Мачинский Е.К. Шлако-песчаные цементы ГрозНИИ с естественным кварцевым песком / Е.К. Мачинский, А.И. Булатов // Нефтяное хозяйство. 1960. -№3.

358. Москвин В.Н. Коррозия бетона. М.: Стройиздат, 1952. - 343 с.

359. Лаптев Ф.Ф. Агрессивное действие вод на карбонатные породы, гипсы и бетон. ГОНТИ, 1039.

360. Авилов В.И. Сероводородная коррозия цементного камня в затрубном пространстве газовых скважин / В.И. Авилов, B.C. Данюшевский, А.П. Тарнавский // Бурение газовых и газоконденсатных скважин. 1981. - Вып. 1.-44 с.

361. Методическое руководство по определению и регулированию содержания твердой фазы в буровом растворе при первичном вскрытии продуктивных пластов. Пермь, 1997. - 28 с.

362. Сорокин В.Ф. Разработка и исследование тампонажных материалов для крепления высокотемпературных газовых скважин (на примере месторождений Крайнего Севера Тюменской области): Автореф. дис. . канд. техн. наук: 25.00.15. Тюмень, 2001. - 23 с.

363. Пат. 2244098 РФ, CI Е 21 В 33/138. Облегченный тампонажный раствор / В.П. Овчинников, В.Г. Кузнецов, П.В. Овчинников, А.А. Фролов, А.В. Будько, Ю.О. Газгиреев, Н.П. Кобышев (Россия). № 2003125923/03; Заявлено 22.08.2003; Опубл. 10.01.2005, Бюл. № 1.

364. Пат. 2289015 РФ, CI Е 21 В 33/14. Устройство и способ цементирования скважин / М.В. Двойников, В.П. Овчинников, П.В. Овчинников, С.В. Пролубщиков, А.А. Третьяков (Россия). № 2005113473/03; Заявлено 03.05.2005; Опубл. 10.12.2006, Бюл. № 34.

365. Тип и технологические параметры бурового раствора

366. Тип бурового раствора Вскрываемый продуктивный пласт Интервал бурения, м Плотность, кг/м Условная вязкость, с Фильтрация по ВМ-6, *> см /30 мин Корка, мм СНС, дПа 1 мин 10 мин рН Пластическая вязкость, мПа-с ДНС, дПа Содержание, %1. ТФ песка

367. Полимер-глинистый Сеноман ПК! 1100-1200 1080-1350 25-35 5-6 1 10/20 7-8 12-15 20-25 15-16 1,0

368. Полимер-глинистый Неоком ПК,9-21 1400-1850 1060-1080 25-30 4-5 1 5-8/10-15 8-9 12-15 20-25 13-27 <1,0

369. Гидрофобный эмульсионный Неоком ПК . 9-21 1400-1850 1030 200-300 0,3-0,5 0,3 60-120 20 80-150 - 1,0

370. Полимер-глинистый Валанжин БУ8.,О 2700-3000 1100-1140 70-80 1,6 0,3 0-10/5-20 9 10-12 15-24 12-17 1,0

371. Полимер-глинистый Валанжин БУ ц-16 3000-3500 1060 30-40 3 0,5 2-4/12-19 9 20-22 80-90 5-8 1,0

372. Инвертно-эмульсионный Валанжин БУц-16 3000-3500 950 70-90 0 0,1 20-40/40-80 Электростабильность 290-350 В 1,0

373. Утяжелённый глинистый АЧ1-4 3550-3850 1400-1850 30-50 3-5 0,5 30-40/60-90 9-10 30-45 60-70 8-12 1,0

374. Утяжелённый глинистый Ю2-5 3900-4300 1900-2150 35-60 2-3 0,5 30-40/60-90 8,5-9 30-45 60-70 <5 без утяжелителя 1,0

375. Сведения о результатах освоения скважин

376. Р-10300 2918-2927 9 240 100-300 ЗПКТ-89 180 отв. Конденсат 216 161 Диафрагма 0 14 мм 277,00 1488р-10300 2875-2860 15 235 100 -300 ПК-105С 300 отв. повтор ЗПКТ-89 300 отв. NaCl с Y=1050 кг/м3 Конденсат 816 181 Нефть 10 м3 /сут 2016

377. Примечание: * наклонно направленная скважина; ** - субгоризонт397