Помощь в написании студенческих работ
Антистрессовый сервис

Разработка тампонажных материалов и технологических жидкостей для заканчивания и ремонта скважин в сложных горно-геологических условиях

Диссертация: Разработка тампонажных материалов и технологических жидкостей для заканчивания и ремонта скважин в сложных горно-геологических условиях
ДиссертацияПомощь в написанииУзнать стоимостьмоей работы

Разработаны научно обоснованные положения, обуславливающие комплексный подход к оценке состояния крепи скважин (цементного кольца и металла обсадных труб), реализованные при создании новых методов коррозионных испытаний, разработке новых сероводородостойких цементов и ингибирующих добавок в тампонажные растворы, одновременно повышающих термодинамическую устойчивость металла и новообразований… Читать ещё >

Разработка тампонажных материалов и технологических жидкостей для заканчивания и ремонта скважин в сложных горно-геологических условиях (реферат, курсовая, диплом, контрольная)

Содержание

  • 1. ВЛИЯНИЕ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ЖИДКОСТЕЙ ДЛЯ ЗАКАНЧИВА НИЯ И РЕМОНТА СКВАЖИН НА КОЛЛЕКТОРСКИЕ СВОЙСТВА ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ
    • 1. 1. Анализ причин ухудшения фильтрационно-емкостных свойств продуктивных пластов при бурении и ремонте скважин
    • 1. 2. Влияние свойств буровых и тампонажных растворов на качество разобщения пластов и их естественную проницаемость
    • 1. 3. Оценка результатов применения жидкостей глушения при проведении ремонтно-восстановительных работ в скважинах предприятий ОАО «Газпром» с позиций сохранения коллекгорских свойств пласта
    • 1. 4. Сохранение коллекторских свойств пласта применением биополимерных систем при заканчивании и ремонте скважин
    • 1. 5. Выводы
  • 2. РАЗРАБОТКА МЕТОДОВ КОРРОЗИОННЫХ ИСПЫТАНИЙ И ИССЛЕДОВАНИЯ ТАМПОНАЖНЫХ ЦЕМЕНТОВ В СЕРОВОДОРОД-СОДЕРЖАЩИХ АГРЕССИВНЫХ СРЕДАХ
    • 2. 1. Состояние крепи скважин в условиях сероводородной агрессии
      • 2. 1. 1. Влияние сероводорода на крепь скважины
      • 2. 1. 2. Сероводородная коррозия цементного камня
      • 2. 1. 3. Роль цементного камня в предохранении обсадных колонн от наружной коррозии
    • 2. 2. Разработка методов коррозионных испытаний
      • 2. 2. 1. Экспресс-метод оценки активности тампонажных материалов к сероводороду
      • 2. 2. 2. Метод исследования сероводородостойкости цементного камня при повышенных температурах, давлениях и концентрациях агрессивной среды. Л
      • 2. 2. 3. Метод оценки защитных свойств цементного камня при действии сероводородсодержащих агрессивных сред
      • 2. 2. 4. Метод определения рационального содержания ингиби-рующей добавки в жидкой фазе гидратирующихся цементов
    • 2. 3. Исследования сероводородостойкости тампонажных цементов
      • 2. 3. 1. Ингибирующие добавки к тампонажным растворам
      • 2. 3. 2. Исследования защитных свойств ингибиторов
      • 2. 3. 3. Исследования сероводородостойкости цементного камня из тампонажных материалов различных типов
      • 2. 3. 4. Влияние ингибитора ВФПМ на технологические свойства тампонажных растворов
    • 2. 4. Выводы
  • 3. РАЗРАБОТКА КОРРОЗИОННО-СТОЙКИХ ТАМПОНАЖНЫХ МАТЕРИАЛОВ, ЦЕМЕНТНЫХ РАСТВОРОВ И ИНГИБИРУЮЩИХ ДОБАВОК
    • 3. 1. Коррозионно-стойкие тампонажные материалы
      • 3. 1. 1. Тампонажные цементы на основе никелевых шлаков
      • 3. 1. 2. Тампонажный материал на основе отхода строительного производства
      • 3. 1. 3. Тампонажный материал с сидеритом для крепления скважин в условиях АВПД
    • 3. 2. Цементные растворы для условий сероводородной агрессии и способы их получения
    • 3. 3. Ингибирующие добавки для повышения защитных свойств цементного камня
    • 3. 4. Выводы
  • 4. РАЗРАБОТКА РЕАГЕНТОВ И ТАМПОНАЖНЫХ РАСТВОРОВ ДЛЯ
  • ПОВЫШЕНИЯ КАЧЕСТВА РАЗОБЩЕНИЯ ПЛАСТОВ ПРИ ЗА-КАНЧИВАНИИ И РЕМОНТЕ СКВАЖИН
    • 4. 1. Повышение качества разобщения пластов путём физикохимического модифицирования тампонажных растворов
    • 4. 2. Разработка комплексных реагентов и совершенствование свойств тампонажных растворов
      • 45. 2. 1. Реагенты на основе фосфоновых комплексонов
      • 4. 2. 2. Реагент с кремнийорганическим компонентом
      • 4. 2. 3. Реагент на основе отхода производства ланолина
      • 4. 2. 4. Реагент-пластификатор
    • 4. 3. Разработка тампонирующих материалов для изоляции притока пластовых вод
      • 4. 3. 1. Тампонирующие составы для изоляции водопритоков
      • 4. 3. 2. Технология проведения водоизоляционных работ с предварительным блокированием продуктивного пласта
    • 4. 4. Выводы
  • 5. ИССЛЕДОВАНИЯ И РАЗРАБОТКА БЛОКИРУЮЩИХ ЖИДКОСТЕЙ С НАПОЛНИТЕЛЯМИ ДЛЯ ГЛУШЕНИЯ СКВАЖИН В УСЛОВИЯХ АНПД
    • 5. 1. Наполнители растительного происхождения для временного блокирования продуктивных пластов
      • 5. 1. 1. Обоснование применения наполнителей в технологических жидкостях для ремонта скважин с АНПД
      • 5. 1. 2. Характеристика и свойства разработанных растительных наполнителей
    • 5. 2. Исследования и разработка пеноэмульсий с растительными наполнителями
      • 5. 2. 1. Влияние физико-химических свойств торфа на блокирующую способность пеноэмульсионных систем
      • 5. 2. 2. Исследования технологических свойств и разработка составов блокирующих жидкостей с наполнителями
      • 5. 2. 3. Оценка фильтрационных свойств пеноэмульсий с растительными наполнителями
      • 5. 2. 4. Сравнительные испытания технологических свойств пеноэмульсий с различными наполнителями
      • 5. 2. 5. Исследования влияния вида наполнителя и технологии приготовления блокирующей жидкости на ее свойства
    • 5. 3. Исследования и разработка инвертных эмульсий с наполнителем
  • АПТОН-РС
    • 5. 4. Выводы

Ускорение технического прогресса и экономики Российской Федерации в значительной степени зависит от темпов развития газовой промышленности, являющейся одной из ключевых отраслей топливно-энергетического комплекса страны.

Обеспечение роста добычи газа зависит как от сокращения сроков разведки и освоения новых месторождений, так и от более полного использования эксплуатационного фонда скважин месторождений, находящихся в разработке.

Вовлечение в разработку новых месторождений, в том числе со специфическими условиями заканчивания скважин: АВПД, наличие в газе сероводорода (таких в РФ открыто 162), — где цементирование скважин сопровождается осложнениями, требует разработки новых тампонажных материалов и растворов с соответствующими этим условиям свойствами.

Очевиден тот факт, что обеспечение надежного изоляционного комплекса скважин с наличием в продукции сероводорода, особенно при таком его высоком содержании в газе, как на Астраханском ГКМ (до 25 об. %), представляет определенные трудности из-за его чрезвычайно агрессивного влияния как на состояние цементного камня, так и контактирующего с последним металла обсадных труб, с поверхностью которых газ взаимодействует из-за некачественного цементирования или проникновения в результате капиллярно-пористой структуры цементного кольца.

Цементный камень, являясь диффузионным барьером, предотвращает непосредственный контакт пластовых флюидов с колонной. С течением времени в тампонажном материале при воздействии агрессивных сред происходят физико-химические процессы, снижающие устойчивость металла под цементной оболочкой, и он начинает корродировать. Коррозия колонн и нарушение герметичности затрубного пространства при разрушении цементного камня приводят к возникновению межпластовых перетоков и заколонных газопроявлений, что недопустимо с позиций охраны недр и природной среды от последствий вредного влияния сероводорода.

Применение коррозионно-стойких тампонажных материалов при цементировании скважин в условиях сероводородной агрессии является лишь частью решения проблемы повышения надежности крепи, так как коррозионно-стойкий цементный камень, представленный низкоосновными минералами и имеющий пониженное значение рН поровой жидкости, не обеспечивает устойчивого состояния металлоконструкций при действии сероводорода. Поэтому особую актуальность представляет комплексное решение задачи: получение цементного кольца повышенной коррозионной стойкости и обеспечение эффективной защиты поверхности обсадных труб от сероводородной коррозии.

В связи с отсутствием методов коррозионных испытаний цементного камня в сероводородных средах с учетом термобарических условий скважин для объективной оценки коррозионной стойкости цементного кольца в реальных скважинах актуальным является вопрос разработки устройств и способов для проведения таких исследований.

Помимо создания коррозионно-стойких тампонажных материалов с высокими защитными свойствами к металлу труб для крепления скважин с сероводород-содержащей продукцией, нерешенной остается задача качественного разобщения пластов при строительстве газовых и газоконденсатных скважин месторождений и ПХГ, наиболее распространенным осложнением которого являются заколонные флюидопроявления. Практика показывает, что одной из основных причин этого является применение тампонажных растворов, технологические свойства которых требуют совершенствования. Поэтому модифицирование тампонажных растворов физико-химическими методами: обработкой комплексными реагентами с целью придания им меньшей водопотребности, получения седиментационно-устойчивых тиксотропных систем с низкой водоотдачей, образующих при твердении прочный малопроницаемый цементный камень, является малозатратным и перспективным направлением.

Учитывая, что важное место в выполнении программы обеспечения роста добычи газа занимают работы по повышению эффективности разработки истощенных месторождений, направленные на максимальное извлечение углеводородного сырья из недр и соответственное увеличение конечного коэффициента газокон-денсатоотдачи месторождений, чрезвычайно актуальной является задача повышения качества ремонтных работ газовых и газоконденсатных скважин. Так как большинство месторождений находится на завершающей стадии разработки, характеризующейся АНПД, обводнением скважин, разрушением ПЗП с образованием в ней каверн и песчаных пробок в стволе скважин, целесообразным в направлении повышения качества РВР таких скважин является применение рабочих и промывочных систем, а также жидкостей глушения, минимально воздействующих на продуктивный пласт и способствующих сохранению его ФЕС.

Поскольку предлагаемая диссертационная работа посвящена решению комплекса задач, направленных на совершенствование заканчивания скважин и их капитального ремонта, ее тема является актуальной и перспективной, а разработка тампонажных материалов и технологических жидкостей для заканчивания и ремонта скважин в осложненных условиях имеет важное народнохозяйственное значение.

Целью работы является повышение качества заканчивания и ремонта скважин в сложных горно-геологических условиях путем применения тампонажных материалов и технологических жидкостей, обеспечивающих сохранение коллек-торских свойств продуктивных пластов и увеличение производительности скважин.

В соответствии с поставленной целью решались следующие основные задачи:

1. Оценка влияния технологических жидкостей для заканчивания и ремонта скважин на коллекторские свойства продуктивных пластов.

2. Изучение влияния сероводорода на крепь скважины.

3. Разработка методов коррозионных испытаний и исследование сероводоро-достойкости тампонажных цементов.

4. Разработка коррозионно-стойких тампонажных материалов и ингибиро-ванных цементных растворов для крепления скважин в условиях сероводородной агрессии.

5. Разработка комплексных реагентов и модифицированных тампонажных растворов для повышения качества разобщения пластов при заканчивании и ремонте скважин.

6. Разработка блокирующих жидкостей с наполнителями для глушения скважин в условиях АНПД.

Методы исследований основаны на анализе и обобщении имеющихся промысловых, лабораторных и теоретических данных по рассматриваемым проблемам и на результатах собственных экспериментальных, стендовых, промысловых и аналитических исследований с использованием современных приборов и оборудования, в том числе и специально созданного, математических методов и моделирования на ЭВМ.

Научная новизна диссертации заключается в том, что на основании теоретического обобщения результатов экспериментальных исследований разработаны научно обоснованные технические решения, позволяющие достигнуть значительного прогресса в направлении повышения качества заканчивания и ремонта газовых (газоконденсатных) скважин и обеспечения их высокой производительности в процессе эксплуатации.

1. Обоснованы и разработаны методики коррозионных испытаний цементного камня, позволяющие оценить его активность к сероводороду и обеспечивающие проведение исследований в условиях, близких к скважинным по температуре, давлению и концентрации агрессивной среды.

2. Установлено, повышенная коррозионная стойкость к сероводороду тампонажных материалов на основе никелевого шлака и циклонной пыли-уноса обусловлена образованием при их твердении термодинамически устойчивых в кислых средах низкоосновных продуктов гидратации.

3. Теоретически обоснована и экспериментально установлена эффективность применения ингибиторов на основе отходов производства морфолина для повышения сероводородостойкости цементного камня и одновременной защиты поверхности обсадных колонн от сероводородной коррозии, обусловленная термостойкостью ингибиторов, их сорбционной способностью и химической совместимостью со щелочной средой тампонажных растворов.

4. Определено, что модифицированные комплексными реагентами тампонаж-ные растворы с повышенной тиксотропией и антифильтрационными свойствами обеспечивают сохранение естественной проницаемости коллекторов в условиях АНГГД в результате предварительной закачки блокирующего агента перед изоляционной композицией в процессе заканчивания и ремонта скважин.

5. Теоретически обоснована и экспериментально подтверждена эффективность повышения блокирующих свойств биополимерных систем с пониженной плотностью при совместном применении биополимера Ритизан (шт. Асте1: оЬас1ег 8р.) с КССБ и полисахаридного комплекса Сараксан-Т (шт. ХагЛотопая сатреБЙз) — КМК-БУР2 с ПАВ.

6. Определено, что технологические жидкости на биополимерной основе для заканчивания и ремонта скважин способствуют повышению эффективности проводимых работ с сохранением коллекторских свойств пласта в результате синер-гетического эффекта взаимодействия компонентов, обуславливающего снижение проникновения жидкостей в призабойную зону за счет улучшения их структурно-реологических показателей и антифильтрационных свойств.

7. Установлено, что стабилизация технологических свойств разработанных блокирующих жидкостей обеспечивается толерантностью их ингредиентов к модифицированным наполнителям растительного происхождения, а повышение эффективности глушения скважин в процессе РВР с сохранением ФЕС продуктивных пластов обусловлено совокупностью свойств жидкости — носителя и наполнителя, образующих плотный закупоривающий экран с армирующим каркасом.

Основные защищаемые положения:

1. Методы коррозионных испытаний цементного камня.

2. Результаты исследований коррозионной стойкости цементного камня из различных вяжущих в термобарических условиях скважин.

3. Коррозионно-стойкие тампонажные материалы и ингибированные тампо-нажные растворы для условий сероводородной агрессии.

4. Комплексные реагенты и модифицированные тампонажные растворы для повышения качества разобщения пластов при заканчивании и ремонте скважин.

5. Блокирующие жидкости с наполнителями для глушения скважин с АНПД.

Практическая значимость работы определяется соответствием направлений исследований составляющих ее частей содержанию научно-технических программ, в т. ч. отраслевых программ НИОКР ОАО «Газпром» в области бурения, капитального ремонта газовых и газоконденсатных скважин месторождений и ПХГ.

Разработан комплекс технических решений, направленных на повышение качества заканчивания и ремонта скважин:

1. Устройства и методы коррозионных испытаний цементного камня, в том числе в условиях, близких к скважинным по температуре, давлению и концентрации агрессивной среды (A.c. СССР 747 281, 813 201).

2. Коррозионно-стойкие тампонажные материалы и растворы, применение которых способствует повышению качества крепления и надежности эксплуатации скважин в условиях сероводородной агрессии (A.c. СССР 814 919, 1 160 773, 1 187 405, 1 258 031, 1 403 695, 1 453 969, 1 466 310, 1 496 356, 1 556 160, 1 595 057, 1 595 058).

3. Ингибирующие добавки в тампонажный раствор, обеспечивающие высокую степень защиты металла обсадных колонн от сероводородной коррозии (A.c. СССР 1 114 008, 1 193 960, 1 275 887, 1 347 539, 1 452 063, 1 469 779, 1 485 625, 1 533 259).

4. Комплексные реагенты для регулирования свойств тампонажных растворов, применение которых способствует получению седиментационно-устойчивых тиксотропных дисперсных систем с низкой водоотдачей (A.c. СССР 1 773 093, 1 839 039, 1 839 040, пат. РФ 2 013 524, 2 033 519).

5. Тампонажные растворы для водоизоляционных работ (пат. РФ 2 035 585) и способ изоляции притока подошвенных пластовых вод в газовых и газоконденсатных скважинах при АНПД (пат. РФ 2 121 569).

6. Наполнители для блокирующих жидкостей, применение которых при глушении скважин с АНПД в процессе РВР способствует сохранению коллекторских свойств продуктивных пластов (пат. РФ 2 330 055).

7. Составы технологических жидкостей с наполнителями растительного происхождения для ремонта скважин в условиях АНПД, обеспечивающие повышение качества РВР с восстановлением дебитов скважин на уровне доремонтных значений (пат. РФ 2 152 973, 2 205 943, 2 606 720, 2 245 441, 2 266 394).

Разработанные с участием диссертанта методы коррозионных испытаний цементного камня обеспечили проведение исследований при разработке тампонаж-ных цементов организациями-соисполнителями задания ГКНТ и Госплана СССР ОЦ.005.11.01 «Создать и освоить в производстве коррозионно-стойкий тампонаж-ный материал для крепления скважин в условиях сероводородной агрессии», в выполнении которого участвовали: б. СевКавНИИгаз, Волго-УралНИПИгаз, Вол-гоградНИПИнефть, ВНИИгаз и ВНИИКрнефть с координирующей ролью Сев-КавНИИгаза.

Разработка «Способ коррозионных испытаний цементного камня в условиях, имитирующих условия реальных скважин по температуре, давлению и концентрации сероводорода» экспонировалась в павильоне «Газовая промышленность» Всероссийского выставочного центра и удостоена серебряной медали.

Результаты выполненных работ нашли отражение в 15 регламентирующих документах, определяющих правила и технологию работ по заканчиванию и капитальному ремонту скважин на различных месторождениях и ПХГ.

Результаты проведенных соискателем исследований и разработки, выполненные по теме диссертации, внедрены при строительстве сероводородсодержащих скважин Астраханского ГКМ, месторождений Саман-Тепе и Советабад в Восточной Туркмении, использованы при цементировании эксплуатационных колонн Северо-Ставропольского ПХГ, а также при капитальном и текущем ремонтах газовых скважин на месторождениях и ПХГ в условиях АНПД: в ООО «Уренгой-газпром», «Тюментрансгаз», «Ноябрьскгаздобыча», «Ямбурггаздобыча», «Надым-газпром», «Кавказтрансгаз», «Газпром ПХГ» .

Разработки по теме диссертации могут быть использованы при заканчивании и ремонте не только газовых (газоконденсатных) скважин, но и нефтяных с соответствующими геолого-техническими условиями.

Апробация работы. Основные положения диссертационной работы докладывались на Международных, Всероссийских и региональных совещаниях, конференциях и симпозиумах: науч.-практ. конф. «Проблемы и перспективы развития сверхглубокого бурения», Грозный, 1982; XVII Всесоюзном симпозиуме «Реология бетонных смесей и ее технологические задачи», Юрмала, 1982; П зональной науч.-техн. конф. по проблемам нефтяной и газовой промышленности Северного Кавказа, Ставрополь, 1983; Всесоюзной конф.-дискуссии «Формирование и работа тампонажного камня в скважине», пос. Дивноморский Краснодарского кр., 1984; на Ш науч.-практ. конф. «Повышение эффективности науч.-иссл. работ в решении задач газодобывающей отрасли ТССР», Ашхабад, 1984; VI Республ. конф. по физико-химии, технологии получения и применения промывочных жидкостей, дисперсных систем и тампонажных растворов, ИКХХВ АН УССР, Киев, 1985; VI науч.-практ. конф. «Оптимальные методы разработки сероводородсо-держащих месторождений газа», Ашхабад, 1986; IV конф.-дискуссии «Формирование и работа тампонажного камня в скважине», Краснодар, 1987; VIII науч.-практ. конф. «Совершенствование технологии бурения скважин в осложненных горно-геологических условиях Восточной Туркмении», Ашхабад, 1988; XXVI на-уч.-техн. конф. СтГТУ, Ставрополь, 1996; I Per. науч.-техн. конф. «ВУЗовская наука — Северо-Кавказскому региону», СтГТУ, Ставрополь, 1997; Межрег. науч.-техн. конф. по проблемам газовой промышленности России, СтГТУ, Ставрополь, 1997; Межд. науч.-практ. конф. «Проблемы эксплуатации и капитального ремонта скважин на месторождениях и ПХГ», Кисловодск, 2003; Межд. науч.-практ. конф. «Проблемы эксплуатации и капитального ремонта скважин», Кисловодск, 2004; XIII науч.-практ. конф. МУС «Проблемы развития газовой промышленности Западной Сибири», ТюменНИИгипрогаз, Тюмень, 2004; Межд. науч.-практ. конф. «Проблемы добычи газа, газового конденсата, нефти», Кисловодск, 2005—2008.

Публикации. По теме диссертации опубликовано 160 печатных работ, в том числе авторских свидетельств на изобретения и патентов РФ — 46.

Объем работы. Диссертация изложена на 300 страницах машинописного текста, включает 64 таблицы и 49 рисунков. Работа состоит из введения, пяти глав, основных выводов и рекомендаций, списка использованных источников из 213 наименований и приложения.

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ.

В результате проведенных теоретических, экспериментальных и промысловых исследований и научного обобщения полученных данных в области заканчи-вания и ремонта скважин решена важная для отрасли и экономики России проблема повышения объемов добычи газа, имеющая большое народнохозяйственное значение.

На основании результатов аналитических исследований состояния вопросов заканчивания и ремонта скважин в осложненных горно-геологических условиях (АВПД, сероводородная агрессия АНПД) разработаны и нашли практическое применение тампонажные материалы и технологические жидкости с улучшенными физико-механическими и структурно-реологическими свойствами, что способствует повышению качества заканчивания и ремонта скважин с сохранением кол-лекторских свойств продуктивных пластов.

Разработаны научно обоснованные положения, обуславливающие комплексный подход к оценке состояния крепи скважин (цементного кольца и металла обсадных труб), реализованные при создании новых методов коррозионных испытаний, разработке новых сероводородостойких цементов и ингибирующих добавок в тампонажные растворы, одновременно повышающих термодинамическую устойчивость металла и новообразований цементного камня к воздействию сероводорода. Научно обоснована с описанием механизма взаимодействия ингредиентов разработка новых технологических жидкостей для заканчивания и ремонта скважин в осложненных горно-геологических условиях.

1. Установлено, что одной из основных причин потери продуктивности скважин является применение не соответствующих их геолого-техническим условиям технологических жидкостей при заканчивании и ремонте скважин. Использование этих жидкостей без учета физико-химических характеристик и геологофизических особенностей коллекторов приводит к ухудшению ФЕС последних, резкому снижению производительности скважин.

2. Разработаны методики проведения коррозионных испытаний, в том числе в условиях, приближенных к условиям скважин по температуре, давлению и концентрации сероводорода, позволяющие реально оценить свойства цементного камня с позиции его устойчивости к воздействию агрессивных сред.

3. В результате изучения механизма сероводородной коррозии цементного камня из различных вяжущих установлены коэффициенты активности тампонаж-ных цементов к взаимодействию с сероводородом с образованием сульфатной и сульфидной серы:

— для портландцементов АБо3 в пределах 0,66^-3,51 иА3 В пределах 1,98-^9,56- для шлаковых вяжущих А$о3 в пределах 0,15-И), 46 и в пределах 0,37-^1,62.

НП на основе никелевого шлака имеет А$о3, равный нулю).

Коэффициент коррозионной стойкости цементного камня после 6 мес. выдерживания в сероводородной среде повышенной концентрации (30 г/л) при имитировании термобарических условий реальных скважин составляет 0,90 — 0,92 для НКИ- 0,96 — 0,98 для НП- 0,85 — 0,88 для ШПЦС-200- 0,70 — 0,72 для ШПЦС-120. Камень из портландцемента полностью разрушается.

4. Разработаны коррозионно-стойкие цементы (НКИ-и, НП-х, ПЦТ I-100+ЦГ1У, ПЦТ I-100+сидеритовая руда) и ингибированные тампонажные растворы, применение которых при цементировании сероводородсодержащих скважин повышает надежность их крепи.

5. Установлено, что высокие защитные свойства в тампонажных растворах сохраняют водорастворимые ингибиторы пленочного типа на основе отходов производства морфолина, обладающие термостойкостью, сорбционной способностью и химической совместимостью со щелочной средой поровой жидкости цементного камня. В наибольшей степени этим требованиям отвечает ингибитор

ВФПМ, рекомендованный к применению в концентрации 1,3 — 2,2% в жидкости затворения в зависимости от типа цемента.

6. Для цементирования скважин с содержанием сероводорода во флюиде пласта 6-^-25% при повышенных и высоких температурах следует применять там-понажные материалы на шлаковой основе (ШПЦС-120 и ШПЦС-200), смеси ПЦТ I-100+ЦПУ, ПЦТ I-100+сидеритовая руда с 0,6-^1,1% ингибитора ВФПМ или его аналогов от массы цемента.

Для регулирования технологических свойств ингибированных тампонажных растворов рекомендуется использовать химические реагенты и их комбинации, не ухудшающие эффективности действия ингибиторов (мае. %): декстрин (0,10 -0,70) — хромпик (0,05 — 0,50) — СДБ (0,10 — 0,30) — КМЦ (0,10 — 0,25).

7. Разработаны комплексные, реагенты для регулирования свойств цементных растворов физико-химическими методами, использование которых позволяет снизить водоотдачу, повысить седиментационную устойчивость и тиксотропию тампонажных растворов, повысить прочность и снизить газопроницаемость цементного камня.

8. Подтверждено, что новые комплексные реагенты, сочетающие в себе свойства пластификаторов, понизителей водоотдачи и стабилизаторов тампонажных растворов, в результате активности их ингредиентов к составляющим вяжущего и синергетического эффекта взаимодействия компонентов позволяют регулировать свойства тампонажных растворов в широком диапазоне температур и обеспечивать качественное разобщение пластов при заканчивании и ремонте скважин.

9. Разработаны и внедрены составы тампонажных растворов с целью изоляции водопритоков в газовых и газоконденсатных скважинах в условиях АНПД. Эффективность их применения обусловлена низкой фильтрацией и седиментацией, повышенной тиксотропией, снижением пористости, получением плотного малопроницаемого цементного камня, обеспечивающего прочный контакт с обсадными трубами и горной породой.

10. Установлено, что после ремонтно-изоляционных работ по существующей технологии происходит снижение дебита скважин на 50−60% от доремонтного. Разработана и внедрена на месторождениях Западной Сибири новая технология изоляции подошвенных водопритоков в условиях АНПД газовых скважин с предварительным блокированием продуктивного горизонта, позволяющая сохранить его коллекторсие свойства и повысить производительность скважин.

11. Экспериментально установлена эффективность совместного применения биополимера Ритизан (шт. Асте1: оЬас1ег Эр.) с КССБ и полисахаридного комплекса Сараксан-Т (шт. ХапШтопаБ сатреБШз) — КМК-БУР2 и ПАВ как стабилизаторов биополимерных систем с пониженной плотностью, обуславливающих повышение их антифильтрационных и блокирующих свойств.

12. Определено, что биополимерные жидкости для заканчивания и ремонта скважин способствуют повышению эффективности проводимых работ с сохранением коллекторских свойств пласта в результате синергетического эффекта взаимодействия компонентов, обуславливающего снижение проникновения жидкостей в призабойную зону за счет увеличения фильтрационных сопротивлений в пористых средах.

13. Получены кривые течения (реограммы) и уравнения, описывающие реологическое поведение разработанных биополимерных систем для глушения скважин степенной моделью Оствальда — де Ваале как жидкостей с высокой псевдопластичностью, что расширяет область их применения: эти биополимерные системы могут использоваться для вскрытия продуктивных пластов при бурении горизонтальных и наклонно-направленных скважин, а также для бурения боковых стволов и проведения в скважинах ремонтных работ.

14. Установлена целесообразность использования волокнистых материалов растительного происхождения в качестве наполнителей блокирующих жидкостей, что обеспечивает сохранение ФЕС продуктивных пластов. Такими материалами являются травяная мука из отходов сельскохозяйственного производства и торф, на основе которого разработаны наполнители Целлотон-РС и АПТОН-РС, а также жидкости глушения с этими наполнителями.

15. Установлено, что стабилизация технологических свойств разработанных блокирующих жидкостей обеспечивается толерантностью их ингредиентов к модифицированным наполнителям растительного происхождения, а повышение эффективности глушения скважин в процессе РВР с сохранением ФЕС продуктивных пластов обусловлено совокупностью свойств жидкости — носителя и наполнителя, образующих плотный закупоривающий экран с армирующим каркасом.

16. Разработанные коррозионно-стойкие цементы и ингибированные тампо-нажные растворы внедрены при креплении сероводородсодержащих скважин в условиях АВПД, комплексные реагенты и тиксотропные тампонажные растворы с низкой водоотдачей — при заканчивании и ремонте скважин, блокирующие жидкости с наполнителями — при глушении скважин месторождений и ПХГ в условиях АНПД.

Опытно-промышленные испытания и внедрение разработок, направленных на повышение качества заканчивания и ремонта скважин, проведены на скважинах б. ПО «Астраханьгазпром», «Туркменгазпром», ООО «Уренгойгазпром», «Тюмен-трансгаз», «Ноябрьскгаздобыча», «Ямбурггаздобыча», «Надымгазпром», «Кавказ-трансгаз», «Газпром ПХГ». Экономический эффект при этом составил 555,9 млн. рублей.

Показать весь текст

Список литературы

  1. Дж. Р., ДарлиГ.С. Г. Состав и свойства буровых агентов (промывочных жидкостей) /Пер. с англ. — М.: Недра. 1985. — 509 с.
  2. В.А., Амиян A.B., Васильева Н. П. Вскрытие и освоение нефтегазовых пластов. -М.: Недра. 1980. — 380 с.
  3. Общий обзор жидкостей, используемых для заканчивания скважин //Экспр,-информ. Сер. Бурение: зарубежный опыт. М.: ВНИИОЭНГ, 1984. — Вып. 2. -С. 1−5.
  4. C.B., Шейнцвит А. И., Мердишев В. И. Применение жидкостей для за-давливания скважин //Обз.инф. Сер. Нефтепромысловое дело. — М.: ВНИИОЭНГ, 1981.-31 с.
  5. О правильном выборе жидкости для заканчивания и ремонта скважин //Экспр.-информ. Сер. Бурение: зарубежный опыт. М.: ВНИИОЭНГ, 1986. — Вып. 18. -С. 19−23.
  6. Использование обратных эмульсий в добыче нефти /Г.А. Орлов, М. Ш. Кендис, В. Н. Глущенко и др. //Обз.инф. Сер. Нефтепромысловое дело. -М.: ВНИИОЭНГ, 1986. Вып. 6. — 48 с.
  7. Ф.А., Расулов А. И. Метод определения степени загрязненности газового пласта //Науч.-техн. достижения и передовой опыт, рекомендуемые для внедрения в газовой промышленности. — М. — 1990. — Вып. 3. — С. 21−26.
  8. С.А., Бражников A.A. Применение рассолов большой плотности в качестве бурового раствора при заканчивании скважин //НТИС. Сер. Геология, геофизика и бурение. М.: ВНИИОЭНГ, 1985. — Вып. 9. — С. 12−14.
  9. Новая технология вторичного вскрытия продуктивных пластов /И.Б. Хейфец, A.B. Бачериков, P.C. Яремийчук, А. Т. Левченко //Обз.инф. Сер. Нефтепромысловое дело. -М.: ВНИИОЭНГ, 1989. Вып. 9. — С.12−14.
  10. Технология глушения скважин на ОГКМ /A.M. Шарипов, В. П. Николаев, И. З. Кургалиева, А. Ю. Гличев //Газовая промышленность. 1987. — № 4. — С. 17−22.
  11. КорлиУ.Т., Паттон Дж.Г. Растворы, не содержащие твердой фазы, для за-канчивания и ремонта скважин //Нефть, газ и нефтехимия за рубежом. — 1984.-№ 11.-С. 22−27.
  12. Опыт и перспективы использования обратных эмульсий для глушения скважин /И.П. Королев, В. Н. Глущенко, М. Ш. Кендис, Г. А. Орлов //Нефтяное хозяйство. 1986. — № 10. — С. 59−62.
  13. ГуревичГ.Р., Соколов В. А., ШмыгляП.Т. Разработка газоконденсатных месторождений с поддержанием пластового давления. — М.: Недра, 1976. — 184 с.
  14. P.A. Разработка комплекса технологий по заканчиванию и ремонту газовых скважин, направленных на сохранение естественной проницаемости продуктивного пласта: Дис.. д-ра техн. наук (05.15.10). — Ставрополь: Сев-КавНИПИгаз, 1999. 452 с.
  15. K.M., Гноевых А. Н., Лобкин А. Н. Вскрытие продуктивных нефтегазоносных пластов с аномальными давлениями. — М.: Недра, 1996. — 183 с.
  16. Г. Т. Вскрытие и обработка пласта. — М.: Недра, 1970. — 510 с.
  17. А.К. Вскрытие продуктивных пластов. М.: Недра, 1968. — 413 с.
  18. В.Ф. Состав и свойства промывочных жидкостей для бурения нефтяных скважин. М.: Недра, 1967. — 595 с.
  19. Теория и практика заканчивания скважин: В 5 т. /А.И. Булатов, П. П. Макаренко, В. Ф. Будников и др.- Под ред. А. И. Булатова. — М.: ОАО «Издательство «Недра», 1977. Т. 1. — С. 65−71.
  20. А.Г., ВалеевШ.И., Наумов В. П. Охрана окружающей среды при применении углеводородных жидкостей для глушения //Сб. науч. тр. /Баш-НИПИнефть. Уфа: БашНИПИнефть, 1984. — Вып. 68. — С. 37−41.
  21. Жидкости глушения для ремонта скважин и их влияние на коллекторские свойства пласта /С.А. Рябоконь, A.A. Вольтере, А. Б. Сурков и др. — //Обз.инф. Сер. Нефтепромысловое дело. М.: ВНИИОЭНГ, 1989. — 43 с.
  22. В.П. Классификация и экспериментальная оценка кольматирующих свойств промывочных жидкостей и реагентов, применяемых при бурении скважин //Совершенствование процессов бурения скважин и нефтеотдачи: Сб. науч. тр. КПиТ. 1984. — С. 8−25.
  23. В.Т., Никишин В. А. Кольматация проницаемых пластов в процессе бурения и ее последствия //Нефтяное хозяйство. — 1972. -№ 8. С. 21—24.
  24. A.A., Рябоконь С. А. Влияние бромидов кальция на проницаемость продуктивных горизонтов //Совершенствование техники и технологии крепления скважин: Сб. науч. тр. ВНИИКРнефти. — 1984. — С. 83−88.
  25. Буровой раствор и управление его реологическими свойствами при бурении скважин в осложненных условиях /В.Ф. Чихоткин, А .Я. Третьяк, Ю.М. Ры-бальченко, M.JI. Бурда //Бурение и нефть, 2007. № 7−8. С. 58−60.
  26. А.Х., Караев А. К., Мовсумов A.A. Гидравлические особенности проводки скважин в сложных условиях //Научно-техн. сб. Сер. Бурение. М.: ВНИИОЭНГ, 1971. — 47 с.
  27. Rittez J.B., McDaniel B.R. New Preflush Technique Aids Primary Remedial Cements Jobs //World Oil, vol. 168, № 2, 1968. P. 117−126.
  28. McLean R.H., Manry C.W., Whitaker W.W. Displacement Mechanics in Primary Cementing //J.Petrol. Techn., vol. 19, № 2, 1967. P. 91−96.
  29. Газопроявления в скважинах и борьба с ними /А.И. Булатов, В. И. Рябченко, И. Я. Сибирко и др. М.: Недра, 1969. — С. 63−144.
  30. Крепление скважин при вскрытии продуктивных пластов/K.M. Тагиров, P.A. Гасумов, A.A. Перейма и др. //Газовая промышленность. 1998. — № 10. — С. 42−44.
  31. Пенные системы с наполнителем для глушения скважин /K.M. Тагиров, P.A. Гасумов, A.A. Перейма и др.//Газовая промышленность. — М. — 1999. — № 8. — С. 50−51.
  32. Технология глушения скважин на ОГКМ /A.M. Шарипов, В. П. Николаев, И. З. Нургалиева и др. //Газовая промышленность. — М. 1987. — № 4. — С. 36.
  33. Ф.А., Расулов A.M. Повышение эффективности капитального ремонта газовых скважин в условиях Крайнего Севера //Обз. инф. Сер. Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. — М.: ВНИИЭгазпром, 1989 Вып. 5. — 38 с.
  34. Р.Д. Применение волокнистых наполнителей в инвертно-эмульсионных растворах для повышения качества капитального ремонта скважин: Автореф. дис.. канд. техн. наук (25.00.15). Уфа: УГНТУ, 2002.-24 с.
  35. Г. А. Разработка блокирующих растворов для глушения скважин Уренгойского месторождения в условиях аномально низких пластовых давлений: Автореф. дис.. канд. техн. наук (25.00.15). Уфа: УГНТУ, 2001. — 24 с.
  36. A.A. Повышение эффективности и экологической безопасности эксплуатации и капитального ремонта газовых скважин: Автореф. дис.. д-ра техн. наук (25.00.15). Уфа: УГНТУ, 2001. — 48 с.
  37. Капитальный ремонт скважин в условиях АНПД /В.И. Шамшин, Д. А. Удодов, P.A. Гасумов и др. //Газовая промышленность. — М. -2001. № 4. — С. 44−46.
  38. О.Ф. Физико-химические основы регулирования изолирующих свойств безглинистых полисахаридных буровых растворов: Автореф. дис.. д-ра техн. наук (25.00.15). Уфа: УГНТУ, 2005. — 49 с.
  39. Пат. 2 226 540 РФ, МПК7 С 09 К 7/02. Безглинистый буровой раствор /Киселев П.В., Кислова Т. В., Тимеркаев М. М. Бюл. № 10 (I ч.), 2004.
  40. Пат. 2 266 312 РФ, МПК7 С 09 К 7/02. Полимерный буровой раствор для вскрытия продуктивных пластов /Стрижнев К.В., Румянцева Е. А., Назарова
  41. A.К. и др. Бюл. № 35, 2005.
  42. Разработка биополимерных солевых растворов для бурения боковых стволов из эксплуатируемых скважин /Е.К. Зозуля, А. Б. Тулубаев, Ф. С. Потехин и др. //Сб. науч. тр. /Инст.-т нефти и газа, Тюм. гос. нефтегаз. ун-т. — Тюмень: Вектор Бук, 2004. С. 115−118.
  43. В.И., Легеза A.C. Биополимерный реагент БП-2 и буровые растворы на его основе //Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. 2002. — № 7 — 8. — С. 29−32.
  44. Биополимерный реагент для буровых растворов, используемых при бурении горизонтальных и наклонно направленных скважин /А.М. Бородин, A.B. Ивахненко, A.B. Барков и др. //Сб. науч. тр. /НПО «Бурение». Краснодар: НПО «Бурение», 2005. — Вып. 13. — С. 77−83.
  45. С.А. Технологические жидкости для заканчивания и ремонта скважин. Краснодар: ООО «Просвещение-Юг», 2002. — С. 30.
  46. Пат. 2 168 531 РФ, МПК7 С 09 К 7/00. Безглинистый буровой раствор для вскрытия продуктивных пластов /Пеньков А.И., Кошелев В. Н., Куксов В. А. и др. — заявитель и патентообладатель Пеньков А. И., Кошелев В. Н., Куксов
  47. B.А. и др. Бюл. №. 16, 2001.
  48. ФА., Морозов Д. В. Применение биополимеров для водоизоляции пластов // Конгресс нефтегазопромышленников России: Материалы конгресса (Уфа, 20−23 мая 2003 г.). Уфа: Мир печати, 2003. — С. 66.
  49. Пат. 2 274 651 РФ, МПК8 С 09 К 8/08. Полимерглинистый раствор для бурения скважин в многолетнемерзлых породах /Перейма A.A., Гасумов P.A., Черкасова В. Е. Бюл. № 11, 2006.
  50. Пат. 2 315 076 РФ, МПК8 С 09 К 8/20. Утяжеленный буровой раствор /Перейма A.A., Гасумов P.A., Черкасова В. Е. Бюл. № 2, 2008.
  51. Исследование реологических свойств биополимерных растворов при вскрытии продуктивных отложений /Н.З. Гибадуллин, И. А. Четвертнева, Б.А. Анд-ресон и др. // Сб. науч. тр. / БашНИПИнефть. Уфа: БашНИПИнефть, 2003. -Вып. 111.-С. 214−222. .
  52. Реологические особенности буровых биополимерных жидкостей /В.И. Крылов, В. В. Крецул // Нефтяное хозяйство. — 2002. — № 9. — С.54−56.
  53. A.A., Гасумов P.A., Черкасова В. Е. Технологические жидкости на биополимерной основе для бурения и ремонта скважин //Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. — 2008. — № 3. — С. 35—39.
  54. Перспективы применения биополимеров в технологических жидкостях для капитального ремонта скважин /A.A. Перейма, P.A. Гасумов, В. Е. Черкасова и др. //Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. — 2007.-№ 9-С. 46−52.
  55. Оценка применения биополимера Ритизан для бурения и ремонта скважин /A.A. Перейма, Н. Ю. Игнатенко, В. Е. Черкасова и др. //Газовая промышленность. 2008. — № 9. — С. 75−77.
  56. Технологические жидкости для освоения скважин с АВПД /А.А. Перейма, Н. М. Дубов, В. Е. Черкасова и др. //Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море.- 2008. № 3 — С. 40−44.
  57. Пат. 2 348 670 РФ, МПК8 С 09 К 8/08. Безглинистый буровой раствор /Перейма А.А., Гасумов Р. А., Черкасова В. Е., Дубов Н. М. Бюл. № 7, 2009.
  58. Пат. 2 351 628 РФ, МПК8 С 09 К 8/06, 8/08. Биополимерный буровой раствор /Перейма А.А., Гасумов Р. А., Черкасова В. Е. и др. — Бюл. № 10, 2009.
  59. А.А. Ингибированные тампонажные составы для условий сероводородной агрессии: Дис.. канд. техн. наук (05.23.05). — Ставрополь: Сев-КавНИИгаз, 1986. 202 с.
  60. Petersen J.S. Extensive water analysis in Ceiling field. — Oil and gas. — 1946. № 11.-P. 112−118.
  61. Albertson M.L. Corrosion in high pressure gas condensate wells. Oil and gas. -1946. -№ 12.-P. 97−105.
  62. Kennet Eilerts. Sodium chromate effective in combating corrosion in gas wells. -Oil and gas. 1946. — № 5. — P. 121−126.
  63. Poetker R.H., Brock P. S., Huckseberg S.A. Does the inhibitor squeeze method work? Petroleum Engineer. — 1957. — № 12 — P. 125−132.
  64. Poetker R.H., Stone Y.D. Inhibition improve 17% while cost dropped 50%. — Oil and gas. 1956. — № 6. — P. 115−120.
  65. Коррозия тампонажных цементов /А.И. Булатов, Ш. М. Рахимбаев, Д.Ф. Но-вохатский и др. Ташкент: Узбекистан, 1970. — 96 с.
  66. О.И., Барбакадзе Е. О. Химизм взаимодействия гидратации асбоцемента с сероводородом //Тр. НИИАсбестоцемент. — М.: Госстройиздат, 1963. -Вып. 17.-С. 36−56.
  67. Г. И., Данюшевский B.C. Влияние сероводорода на разрушение цементного камня в пластовых артинских водах //Строительство предприятий нефтепереработки и нефтехимии: Тр. БашНИИстрой. — М.: Стройиздат. 1965. — Вып. 5. — С. 364−373.
  68. Влияние сероводородоеодержащих пластовых вод на коррозионную стойкость цементного камня /А.И. Булатов, H.A. Иванова, Д. Ф. Новохатский и др. //Нефтяное хозяйство. 1981. — № 7. — С. 27—30.
  69. Стойкость тампонажных материалов в сероводородной среде /В.М. Кравцов, К. Н. Евстегнеев, Ф. А. Агзамов, Т. В. Романова //Нефтяное хозяйство. — 1983. -№ 11.-С. 6−9.
  70. Долговечность тампонажного камня в условиях сероводородной агрессии /В.М. Кравцов, Ф. А. Агзамов, М. Р. Мавлютов, А. И. Спивак. //Газовая промышленность. 1979. — № 12. — С. 23−24.
  71. Стойкость тампонажных материалов в условиях газовой сероводородной агрессии /В.М. Кравцов, М. Р. Мавлютов, Д. Ф. Новохатский и др. //Газовая промышленность. 1982. — № 4. — С. 33—35.
  72. Е.В. Особенности проводки скважин на Астраханском своде //Обз.инф. Сер. Бурение газовых и газоконденсатных скважин. — М.: ВНИИ-Эгазпром, 1979. Вып. 6. — 44 с.
  73. Данюшевский В. С, Тарнавский А. П. Газовая сероводородная коррозия тампонажных цементов//Газовая промышленность. — 1977. — № 6. — С. 12—15.
  74. Сероводородная коррозия цементного камня в затрубном пространстве газовых скважин /В.И. Авилов, B.C. Данюшевский, А. П. Тарнавский и др. //Обз.инф. Сер. Бурение газовых и газоконденсатных скважин. М.: ВНИИ-Эгазпром, 1981.-Вып. 1.-43 с.
  75. Результаты исследований коррозионной стойкости цементного камня /Ю.И. Петраков, В. И. Зубков, A.A. Перейма и др. //Проблемы освоения газовых ресурсов Северного Кавказа: Тр. М.: ВНИИЭгазпром, 1980. — С. 36−38.
  76. Д.Ф., Рябова Л.И, Чайко З. П. Коррозионная стойкость камня из ШПЦС-120 с добавками КМЦ //РНТС. Сер. Бурение. М.: ВНИИОЭНГ, 1976.-Вып. 6.-29 с.
  77. Lafiima H. Recherches sur les aluminates de calcium et sur leurs combinations avec le chloride et de sulfate de calcium. Paris, 1932.
  78. М.М., Юсупов И. Г., Максутов PIA. Борьба с коррозией промыслового оборудования /Юбз.инф. Сер. Коррозия и защита в нефтегазовой промышленности.-М.: ВНИИОЭНГ, 1972. 38 с.
  79. Коррозионная стойкость тампонажных материалов, применяемых при цементировании скважин /М.М. Загиров, A.B. Перов, A.C. Губарева, И. Г. Юсупов. /Юбз.инф. Сер. Коррозия и защита в нефтегазовой промышленности. — М.: ВНИИОЭНГ, 1981.-42 с.
  80. В.Ф., Роу Д.А. Коррозионное влияние сероводорода и двуокиси углерода на оборудование нефтяных скважин //lV-й межд. нефт. конгр.: Бурение скважин и добыча нефти и газа. — М.: Гостоптехиздат, 1956. — Т. 3. — С. 174−194.
  81. Н.Е. Достижения в области защиты нефтегазопромыслового оборудования ингибиторами коррозии /Юбз.инф. Сер. Коррозия и защита в нефтегазовой промышленности. — М.: ВНИИОЭНГ, 1978. 48 с.
  82. A.A. Сероводородная коррозия и меры её предупреждения. — М.: Недра, 1966. — 176 с.
  83. А.Ю., Бондарева М. М. Растворимость газов в воде под давлением. — М.: Гостоптехиздат, 1963. — 145 с.
  84. А.Ю. Максимум растворимости компонентов газовой смеси^ в жидкости//Доклады АН СССР. М., 1960.-Т. 130.-С. 359−361.
  85. Ю.Р. Коррозия и окисление металлов /Перевод с англ. под ред. И. Л. Розенфельда. М.: Машгиз, 1962. — 856 с.
  86. Дж. Ингибиторы коррозии. /Перевод с англ. под ред. Л. И. Антропова. М.: Химия, 1966. — 309 с.
  87. М.Д., Рождественский Ю. Г., Калимулин A.A. Предупреждение локальной коррозии нефтепромыслового оборудования /Юбз.инф. Сер. Коррозия и защита в нефтегазовой промышленности. — М: ВНИИОЭНГ, 1981. — 55 с.
  88. З.П., Кутовая A.A., Кирильченко Н. Е. Определение солевого состава продуктов коррозии //Газовая промышленность, 1982. — № 4. — С. 35—36.
  89. Л.И., Макушин Е. М., Панасенко В. Ф. Ингибиторы коррозии металлов. -Киев: Техника, 1981. 183 с.
  90. B.C. Проблема долговечности тампонажных цементов //Технология бурения нефтяных и газовых скважин: Тр. МИНХ и ГП им. И. М. Губкина, 1980.-Вып. 152.-С. 110−113.
  91. М.М., Перов A.B. Защита обсадных колонн нагнетательных скважин /Юбз.инф. Сер. Коррозия и защита в нефтегазовой промышленности. — М.: ВНИИОЭНГ, 1978. 36 с.
  92. Методика оценки технической надежности обсадных колонн нефтяных скважин для месторождений, находящихся на поздней стадии разработки (РД 39−1-14−78) /ТатНИПИнефть. Бугульма, 1977. — 87 с.
  93. A.c. 1 193 960 СССР, МКИ3 С 04 В 24/18. Комплексная добавка для цементно-бетонной смеси /Т.Д. Дибров, В. Ф. Волошин, A.A. Перейма и др. — Опубл. не подлежит.
  94. A.c. 1 275 887 СССР, МКИ4 С 04 В 24/12. Комплексная добавка для бетонной смеси /Т.Д. Дибров, А. К. Шейнкман, A.A. Перейма и др. Опубл. не подлежит.
  95. A.c. 1 469 779 СССР, МКИ4 С 04 В 22/08. Комплексная добавка для бетонной смеси /В.Ф. Волошин, А. К. Шейнкман, A.A. Перейма и др. Опубл. не подлежит.
  96. A.c. 1 452 063 СССР, МКИ4 С 04 В 22/08, 24/32. Комплексная добавка для бетонной смеси /В.Ф. Волошин, А. К. Шейнкман, A.A. Перейма и др. — Опубл. не подлежит.
  97. A.c. 1 485 625 СССР, МКИ4 С 04 В 24/04. Бетонная смесь /В.Ф. Волошин, А. К. Шейнкман, A.A. Перейма и др. — Опубл. не подлежит.
  98. Г. П., Данюшевский B.C. Коррозия цементного камня в нефтяных скважинах. Уфа: Башкортостан, 1964. — 60 с.
  99. Экспресс-метод оценки активности тампонажных материалов к сероводороду /Петраков Ю.И., Перейма А. А, Зубков. В.И.и др. //Нефтяное хозяйство. 1983. -№ 4. — С. 67−68.
  100. И.А., Нешта П. И. Изучение коррозионной стойкости цементных образцов с помощью глубинной кассеты //НТС. Сер. Бурение. — М.: ЦНИИТЭнефтегаз, 1964. С. 25−28.
  101. Стойкость тампонажных материалов в сероводородной среде /В.М. Кравцов, К. Н. Евстигнеев, Ф. А. Агзамов и др. //Газовая промышленность. -1983.-№ п.-С. 6−9.
  102. Метод исследования коррозионной стойкости тампонажных материалов при повышенных температурах и давлениях /Ю.И. Петраков, A.A. Перейма, Г. Д. Дибров и др. //Нефтяное хозяйство. 1984. — № 1. — С. 18−21.
  103. A.c. 747 281 СССР, МКИ2 G 01 N 17/00. Устройство для коррозионных испытаний /Ю.И. Петраков, А. И. Ниценко, A.A. Перейма и др. Бюл. № 14, ч. З, 1999.
  104. A.c. 813 201 СССР, МКИ3 G 01 N 17/00. Способ коррозионных испытаний /Ю.И. Петраков, A.A. Перейма, А. И. Ниценко и др. — Бюл. № 10, 1981.
  105. Ю.И., Перейма A.A., Кривошеева И. Л. Об оценке предела прочности цементного камня на разрыв путем раскалывания образцов-цилиндров //Теория и практика сооружения эксплуатационных газовых скважин: Сб. науч. тр. М.: ВНИИгаз, 1983. — С. 111−115.
  106. С.Н., Розенталь Н. К. Коррозионная стойкость железобетонных конструкций в агрессивной промышленной среде. — М.: Стройиздат, 1976. — 208 с.
  107. Коррозия бетона и железобетона, методы их защиты /В.М. Москвин, Ф. М. Иванов, С. Н. Алексеев, Е. А. Гузеев. — М.: Стройиздат, 1980. 536 с.
  108. Методы контроля скорости коррозии и содержания агрессивных компонентов в промысловых средах /Ф.А. Асфандияров, Ф. А. Астрова, Р. Н. Липович и др. //Обз.инф. Сер. Коррозия и защита в нефтегазовой промышленности. М.: ВНИИОЭНГ, 1980. — 62 с.
  109. A.A. Оптимизация содержания ингибирующей добавки в жидких фазах гидратирующихся цементов //Теория и практика сооружения эксплуатационных газовых скважин: Сб. науч. тр. — М.: ВНИИгаз, 1983. — С. 116−121.
  110. A.A., Петраков Ю. И. Пути предотвращения сероводородной коррозии в целях повышения надежности и долговечности скважин //Обз.инф. Сер. Коррозия и защита сооружений в газовой промышленности. — М.: ВНИИЭгазпром, 1988. Вып. 3. — 19 с.
  111. А.Д., Розенфельд Ф. С. Очистка газа. М.: Недра, 1967. — С. 392.
  112. A.A. Цемент тампонажный сероводородостойкий НКИ и НП //РНТС. Сер. Бурение газовых и морских нефтяных скважин. М.: ВНИИЭгазпром, 1982. — Вып. 6. — С. 23−24.
  113. A.A., Осадчая И. Л. Тампонажный цемент на основе никелевых шлаков //Технология строительства газовых и морских нефтяных скважин в сложных горно-геологических условиях: Сб. науч. тр. — М.: ВНИИгаз, 1987. -С. 131−135.
  114. A.c. 814 919 СССР, МКИ3 С 04 В 7/14. Вяжущее /М.Д. Кяляшев, Г. Д. Диб-ров, A.A. Перейма и др. — Бюл. № 11,1981.
  115. A.c. 1 187 405 СССР, МКИ3 С 04 В 7/14. Вяжущее /Г.Д. Дибров, Ю. И. Петраков, A.A. Перейма и др. — Опубл. не подлежит.
  116. A.c. 1 258 031 СССР, МКИ4 С 04 В 24/30. Композиция для тампонирования скважин /В.Ф. Волошин, А. К. Шейнкман, A.A. Перейма и др. Опубл. не подлежит.
  117. A.A., Петраков Ю. И. Коррозия ингибированного цементного камня //Проблемы технологии сооружения газовых и газоконденсатных скважин: Сб. науч. тр. -М.: ВНИИгаз, 1985. С. 93−97.
  118. A.c. 1 125 357 СССР, МКИ3 Е 21 В 33/138. Тампонажный материал /С.А. Абрамов, В. А. Антонов, А. И. Булатов и др. Бюл. № 43, 1984.
  119. A.c. 926 239 СССР, МКИ3 Е 21 В 33/138. Тампонажная смесь для приготовления тампонажного раствора для глубоких температурных скважин /Г. Ка-каджанов, Е. И. Карпенко, С. Т. Колосай, A.A. Арамян. Бюл. № 17, 1982.
  120. Тампонажный сероводородостойкий материал для крепления сероводород-содержащих скважин /A.A. Перейма, P.A. Гасумов, Ю. И. Петраков и др. //Сб. науч. тр. /СевКавНИПИгаз. Ставрополь: СевКавНИПИгаз, 2004. Вып. 40.-С. 196−205.
  121. A.c. 1 453 969 СССР, МПК4 Е 21 В 33/138. Тампонажный материал /A.A. Перейма, Б. С. Дашевский, Ю. И. Петраков и др. — Бюл. № 11, ч. 2, 1999.
  122. A.A. Коррозионно-стойкий тампонажный материал для крепления скважин в условиях сероводородной агрессии //Газовая промышленность. — 2008.-№ 5.-С. 80−82.
  123. Тампонажные смеси для скважин с аномальными пластовыми давлениями /Н.Х. Каримов, Б. Н. Хахаев, Л. С. Запорожец и др. М.: Недра, 1977. — С. 97.
  124. А.И. Тампонажные материалы и технология цементирования скважин. -М.: Недра, 1982. С. 197−201.
  125. Влияние утяжеляющих добавок на прочность цементного камня /А.А Перейма, Ю. И. Петраков, Л. В. Перцева, И. Л. Осадчая //Совершенствование техники и технологии строительства газовых и газоконденсатных скважин: Сб. науч. тр. -М.: ВНИИгаз, 1989. С.105−108.
  126. A.c. 1 640 368 СССР, МКИ5 Е 21 В 33/138. Тампонажный раствор /A.A. Перейма, Л. В. Перцева. Бюл. № 13, 1991.
  127. A.c. 1 595 058 СССР, МКИ5 Е 21 В 33/138. Утяжеленный тампонажный материал /A.A. Перейма, В. Т. Филлипов Ю.И. Петраков и др. — Бюл. № 11, ч. 2, 1999.
  128. A.c. 785 463 СССР, МКИ3 Е 21 В 33/138. Тампонажный раствор /Г.А. Белоусов, Б. М. Скориков, В. П. Пустовалов и др. — Бюл. № 45, 1980.
  129. A.c. 927 972 СССР, МКИ3 Е 21 В 33/138. Способ химической обработки тампонажных растворов /B.C. Данюшевский, К. А. Джабаров, Л. Г. Журова и др.-Бюл. № 18, 1982.
  130. A.c. 1 160 773 СССР, МПК6 Е 21 В 33/138. Способ химической обработки тампонажных растворов на основе металлургических шлаков /A.A. Перейма, Ю. И. Петраков, Г. Д. Дибров и др. Бюл. № 11, ч. 2, 1999.
  131. A.c. 1 403 695 СССР, МКИ4 Е 21 В 33/138. Тампонажный раствор /A.A. Пе-рейма, Ю. И. Петраков, В. Ф. Волошин и др. Бюл. № 11, ч. 2, 1999.
  132. A.c. 1 595 057 СССР, МКИ5 Е 21 В 33/138. Тампонажный раствор /A.A. Пе-рейма, Ю. И. Петраков, JI.B. Перцева и др. — Бюл. № 13, ч. 2, 1999.
  133. A.A. Тампонажный раствор для крепления сероводородсодержа-щих скважин //Газовая промышленность. — 1991. — № 7. — С. 23−24.
  134. A.c. 1 556 160 СССР, МКИ5 Е 21 В 33/138. Способ приготовления тампонаж-ного раствора /A.A. Перейма, JI.B. Перцева. Бюл. № 13, ч.2, 1999.
  135. A.c. 1 466 310 СССР, МКИ4 Е 21 В 33/138. Способ приготовления тампонаж-ного раствора для крепления газовых и нефтяных скважин /A.A. Перейма, Ю. И. Петраков, И. Л. Осадчая и др. — Бюл. № 11, ч.2, 1999.
  136. A.c. 840 294 СССР, МКИ3 Е 21 В 33/138. Способ приготовления тампонажного раствора/Г.А. Белоусов, А. Г. Потапов, Б. М. Скориков. Бюл. № 23, 1981.
  137. A.c. 1 496 356 СССР, МКИ4 Е 21 В 33/138. Способ химической обработки тампонажных растворов /В.Ф. Волошин, А. К. Шейнкман, A.A. Перейма и др. — Опубл. не подлежит.
  138. A.c. 1 347 539 СССР, МКИ4 Е 21 В 33/138. Ингибирующая добавка для тампонажного раствора /В.Ф. Волошин, А. К. Шейнкман, A.A. Перейма и др. — Опубл. не подлежит.
  139. A.c. 1 114 008 СССР, МПК6 С 04 В 24/24. Комплексная добавка для бетонной смеси /В.Ф. Волошин, А. К. Шейнкман, A.A. Перейма и др. — Бюл. № 14, ч. 3, 1999.
  140. A.c. 1 533 259 СССР, МКИ4 С 04 В 24/12. Строительный раствор /A.A. Перейма, Ю. И. Петраков, В. Ф. Волошин и др. Бюл. № 14, ч. З, 1999.
  141. A.A., Бакуменко B.C. Тампонажный материал на базе отхода строительного производства //Экспр.-информ. Сер. Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. М.: ВНИИОЭНГ, 1990. — Вып. 1.-С. 28−31.
  142. A.A. Применение ингибированных тампонажных растворов для крепления скважин месторождений Восточной Туркмении //Экспр.информ. Сер. Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море.-М.: ВНИИОЭНГ, 1990.-Вып. 2.-С. 12−15.
  143. A.A., Петраков Ю. И., Перцева J1.B. Совершенствование цементирования скважин месторождения Саман-Тепе //Экспр.-информ. Сер. Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. — М.: ВНИИОЭНГ, 1990. Вып. 3.- С. 15−17.
  144. A.A. Тампонажные смеси на основе отходов производства //Газовая промышленность. 1988. — № 12 — С. 30−31.
  145. Sutton D.L., Sabins F., Paul R. Annular gas flow theory and prevention methods described //Oil and Gas J. 1984. — vol. 82. — № 50. — P. 84 — 92.
  146. Sutton D.L., Sabins F., Paul R. New evaluation for annular gas flow potential //Oil and Gas J. — 1984.-vol. 82.-№ 51.-P. 109−112.
  147. P.A., Перейма A.A. Повышение качества крепления скважин //Газовая промышленность. 2001. — № 5. — С. 4416.
  148. Комплексные реагенты для обработки тампонажных растворов /В.М. Ме-денцев, А. К. Куксов, М. О. Ашрафьян, Ю. В. Гринько //Нефтяное хозяйство. -1997.-№ 7.-С. 11−12.
  149. Цементирование скважин тампонажными растворами с высокими изолирующими свойствами /М.О. Ашрафьян, Ю. В. Гринько, А. К. Куксов и др. //Нефтяное хозяйство. 2002. — № 3. — С. 29−31.
  150. Пат. 2 033 519 РФ, Е 21 В 33/138. Пластификатор тампонажных растворов /Перейма A.A., Петраков Ю. И., Гасумов P.A. и др. — Бюл. № 11. — 1995.
  151. B.C., Алиев Р. Х., Толстых И. Ф. Справочное руководство по тампонажным материалам. — М.: Недра, 1987. 373 с.
  152. A.A., Петраков Ю. И. Комбинированная добавка комплексного действия для тампонажных растворов //Строительство газовых и газокон-денсатных скважин: Сб. науч. тр. — М.: ВНИИгаз, 1993. С. 27−32.
  153. С.А., Ашрафьян М. О., Гринько Ю. В. Седиментационно-устойчивые тампонажные составы для цементирования горизонтальных и пологих скважин //Нефтяное хозяйство. — 2003. № 4. — С. 98−101.
  154. A.A. Вязкоупругие растворы для изоляции поглощающих пластов //Нефтепромысловое дело. 2009. — № 4. — С. 34—38.
  155. H.A., Рябова Л. И., Сурикова O.A. Регулирование свойств тампонажных растворов с помощью многофункциональных реагентов //Обз. инф. Сер. Техника и технология бурения скважин. М.: ВНИИО-ЭНГ, 1988.-Вып. 7.-62 с.
  156. A.c. 1 839 040 СССР, МПК6 Е 21 В 33/138. Комплексный реагент для тампонажных растворов на основе портландцемента /A.A. Перейма, Л.В. Перце-ва, Ю. И. Петраков и др. Бюл. № 10, 1995.
  157. A.c. 1 839 039 СССР, МПК6 Е 21 В 33/138. Комплексный реагент для тампонажных растворов на основе шлаковых вяжущих /A.A. Перейма. — Бюл. № 10, 1995.
  158. A.A., Гасумов P.A., Петраков Ю. И. Реагент для получения це-ментно-полимерных тампонажных растворов с улучшенными технологическими свойствами //Строительство газовых и газоконденсатных скважин: Сб. науч. тр.-М.: ВНИИгаз, 1996.-С. 41−47.
  159. A.c. 1 329 240 СССР, МКИ4 Е 21 В 33/138. Состав для изоляции вод в скважинах /И.А. Сидоров, Ю. А. Подцубный, В. М. Сазонова и др. — Бюл. № 22,1995.
  160. A.c. 1 773 093 СССР, МКИ5 Е 21 В 33/138. Композиция для тампонажного раствора /A.A. Перейма, В. И. Ильяев, Л. В. Перцева. Бюл. № 11, ч.2, 1999.
  161. Л.В., Никитина Л. В., Чернов A.B. Синтез и основные свойства гид-роформалюмината кальция //Прикладная химия. — 1983. — № 12. — С. 2747— 2748.
  162. Некоторые закономерности взаимодействия гипана с солями двухвалентных металлов /В.В. Гольдштейн, В. И. Крылов, Т. А. Николаева и др.
  163. Промывка и технология крепления скважин: Тр. — М.: ВНИИБТ, 1973. — С. 64−71.
  164. Пат. 2 013 524 РФ, МКИ5 Е 21 В 33/138. Комплексный реагент для обработки тампонажных растворов /Перейма A.A., Перцева Л. В., Петраков Ю. И. и др. Бюл. № 10,1994.
  165. Ram’achandran V.C. Interection of calcium lignosulfonaite with tricalcium silicate and calcium hydroxide //Cement & Concrete Research. — 1972. — № 2. — P. 179−194.
  166. M.M. Некоторые вопросы теории вяжущих веществ //Известия АН СССР. Неорганические материалы. — 1971. — Т. 8. — № 3. С. 276−287.
  167. Пат. 2 033 519 РФ, МПК6 Е21ВЗ 3/138. Пластификатор тампонажных растворов /Перейма A.A., Петраков Ю. И., Гасумов P.A. и др. — Бюл. № 11,1995.
  168. Крепление скважин при вскрытии продуктивных пластов /Тагиров K.M., Гасумов P.A., Перейма A.A. и др. //Газовая промышленность. — 1998. № 10.-С. 42−44.
  169. A.A., Гасумов P.A. Тампонажный раствор для ремонтно-изоляци-онных работ и цементирования скважин //Строительство газовых и газо-конденсатных скважин: Сб. науч. статей. — М.: ВНИИгаз, 1995. — С. 46—50.
  170. A.A., Гасумов P.A. Модифицированный тампонажный раствор для ремонтно-изоляционных работ //Тез. докл. межрег. науч.-техн. конф. по пробл. газ. промышл. России. Ставрополь: СтГТУ, 1997. — С. 14—15.
  171. Тампонирующий материал для ремонтно-изоляционных работ /K.M. Тагиров, P.A. Гасумов, A.A. Перейма, и др. //Газовая промышленность. — 1998. — № 1.-С. 40−41.
  172. Пат. 2 035 585 РФ, МПК6 Е 21 В 33/138. Тампонажный раствор для ремонтных работ и крепления скважин /Перейма A.A., Тагиров K.M., Ильяев В. И. и др.-Бюл. № 14, 1995.
  173. A.c. 1 703 807 СССР, МПК5 Е 21 В 33/138. Тампонажный раствор /А.Н. Кук-сов, З. Ш. Ахмадишин, Л. В. Палий и др. — Бюл. № 1. — 1992.
  174. Изоляция притока подошвенных вод с предварительным блокированием продуктивного пласта /P.A. Гасумов, В. З. Минликаев, A.A. Перейма и др. //Сб. науч. тр. /СевКавНИПИгаз. Ставрополь: СевКавНИПИгаз, 2000. -Вып. 32.-С. 117−121.
  175. Пат. 2 121 569 РФ, МПК6 Е 21 В 33/138. Способ изоляции притока подошвенной воды в газовых скважинах в условиях АНПД /Гасумов P.A., Перейма A.A., Дубенко В. Е. Бюл. № 31, 1998.
  176. L. Поведение пен в пористой среде //Экспр.-информ. Сер. Нефте-и газодобывающая промышленность. М.: ВИНИТИ, 1974. — Вып. 18. — С. 12−18.
  177. Применение пенных систем с торфощелочным наполнителем для глушения скважин при проведении ремонтных работ /A.A. Перейма, P.A. Гасумов, Ю. Н. Луценко и др. //Сб. науч. тр. /СевКавНИПИгаз. — Ставрополь: СевКавНИПИгаз, 2000. Вып. 32. — С. 105−112.
  178. Исследование влияния физико-химических свойств торфа на блокирующую способность трехфазных пенных систем /A.A. Перейма, P.A. Гасумов, В. З. Минликаев и др. //Сб. науч. тр. /СевКавНИПИгаз. — Ставрополь: СевКавНИПИгаз, 2000. Вып. 32. — С. 112−117.
  179. Пат. 2 152 973 РФ, МПК7 С 09 К 7/08. Пенообразующий состав для глушения скважин /Перейма A.A., Тагиров К. М, Гасумов P.A. и др. — Бюл. № 20, 2000.
  180. Пат. 2 205 943 РФ, МПК7 Е 21 В 43/12, С 09 К 7/08. Пеноэмульсионный состав для глушения скважин /Перейма A.A., Гасумов P.A., Тагиров O.K. и др. Бюл. № 16, 2003.
  181. Пат. 2 206 720 РФ, МПК7 Е 21 В 43/11. Жидкость для перфорации скважин /Перейма A.A., Гасумов P.A., Астапова З. А. и др. — Бюл. № 17, 2003.
  182. Пат. 2 245 441 РФ, МПК7 С 09 К 7/08. Пенообразующий состав для глушения скважин /Перейма A.A., Гасумов P.A., Черкасова В. Е. — Бюл. № 3, 2005.
  183. Пат. 2 266 394 РФ, МПК7 Е 21 В 43/12. Пенообразующий состав для глушения скважин /Перейма A.A., Черкасова В. Е., Гасумов P.P. Бюл. № 35, 2005.
  184. БасниевК.С., КагинаИ.Н., Максимов В. М. Подземная гидравлика. -М.: Недра, 1993.-С. 341.
  185. Глушение и освоение скважин в условиях пониженных пластовых давлений /Я.И. Тернавский, Н. Р. Акопян, Т. В. Рассохин и др. //Газовая промышленность. М. — 1972. — № 8. — С. 5−8.
  186. Uarrison U.W. Diverting agents — history and application //Journal of Petroleum Technology. 1972. — Vol. 5. — P. 593−598.
  187. Пат. 2 078 907 РФ, МПК6 E 21 В 33/138. Состав для временной изоляции пласта /Перейма A.A., Гасумов P.A., Долгов C.B. и др. Бюл. № 13, 1997.
  188. В.А. Повышение качества вскрытия продуктивного пласта //Обз.инф. Сер. Бурение. М.: ВНИИОЭНГ, 1983. — Вып. 3. — 44 с.
  189. И.С. Почвоведение. — М.: Агропромиздат, 1989. — 720 с.
  190. Пат. РФ 2 209 226, МПК7 С 09 К 7/00. Способ приготовления порошкообразного торфяного реагента для промывочных жидкостей /Романов В.В., Гасумов P.A., Коновалов Е. А. и др. — Бюл. № 21, 2003.
  191. A.A., Черкасова В. Е. Влияние фракционного состава наполнителей на технологические свойства пеноэмульсий //Сб. науч. тр. /СевКавНИПИгаз. Ставрополь: СевКавНИПИгаз, 2003. — Вып. 39. — С. 54−59.
  192. Состав и питательность кормов: Справочник /И.С. Шумилин, Г. П. Державина, A.M. Артюшин и др.- под ред. И. С. Шумилина. — М.: Агропромиздат, 1986.-303 с.
  193. Разработка реагента-наполнителя к промывочным жидкостям для глушения скважин: отчёт о НИР (заключ.): 0251−02−2, этап 5 /СевКавНИПИгаз- рук. Гасумов P.A.- отв. исполн. Перейма A.A. — Ставрополь, 2003. 79 с.
  194. Пат. РФ 2 330 055, МПК8 С 09 К 8/20, С 09 К 8/42. Способ приготовления полидисперсного торфяного реагента для буровых растворов и жидкостей глушения /Перейма A.A., Черкасова В. Е., Гасумов P.P. — Бюл. № 21, 2008.
  195. A.A., Гасумов P.A., Черкасова В. Е. Стендовые испытания технологии применения блокирующих жидкостей с наполнителем растительного происхождения //Сб. научн. тр. /СевКавНИПИгаз. Ставрополь: СевКавНИПИгаз, 2003. — Вып. 39. — С. 40−49.
  196. Применение пенных систем с торфощелочным наполнителем для глушения скважин при проведении ремонтных работ /A.A. Перейма, P.A. Гасумов, Ю. Н. Луценко и др. //Сб. науч. тр. /СевКавНИПИгаз. Ставрополь: СевКавНИПИгаз, 2000. — Вып. 32. — С. 105 — 112.
  197. Исследование блокирующей способности жидкостей глушения с наполнителями растительного происхождения /A.A. Перейма, В. Е. Черкасова, P.P. Гасумов, Г. Ф. Тукаева //Сб. науч. тр. /СевКавНИПИгаз. — Ставрополь: СевКавНИПИгаз, 2004.-Вып. 41.-С. 137−145.
  198. Эффективность применения торфяных наполнителей в составах жидкостей глушения /A.A. Перейма, P.A. Гасумов, В. Е. Черкасова, В. Н. Селюкова //
  199. Сб. науч. тр. /СевКавНИПИгаз. Ставрополь: СевКавНИПИгаз, 2005. -Вып. 43.-С. 107−114.
  200. Результаты стендовых испытаний блокирующих свойств пеноэмульсий с наполнителями /A.A. Перейма, P.A. Гасумов, В. Е. Черкасова, В.Н. Селюко-ва //Сб. науч. тр. /СевКавНИПИгаз. — Ставрополь: СевКавНИПИгаз, 2005. — Вып. 43.-С. 158−167.
  201. A.A., Черкасова В. Е., Тукаева Г. Ф. К вопросу оценки фильтрационных свойств пеноэмульсий с растительными наполнителями //Сб. науч. тр. /СевКавНИПИгаз. Ставрополь: СевКавНИПИгаз, 2004. — Вып. 41. — С. 159−168.
  202. Пеноэмульсии с наполнителями растительного происхождения для ремонт-но-восстановительных работ в скважинах с АНПД /A.A. Перейма, В.А. Су-ковицын, В. Е. Черкасова и др. //Газовая промышленность. 2008. — № 4. — С. 66−67.
  203. P.A., Перейма A.A. Жидкости глушения и технология их применения при ремонте скважин с низким пластовым давлением //Обз. инф. Сер. Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. — М.: ООО «ИРЦ Газпром», 2008. 152 с.
Заполнить форму текущей работой

Сессия? Спокойно!