Помощь в написании студенческих работ
Антистрессовый сервис

Разработка технологий, направленных на сохранение фильтрационно-емкостных свойств пласта при ремонте скважин

Диссертация: Разработка технологий, направленных на сохранение фильтрационно-емкостных свойств пласта при ремонте скважин
ДиссертацияПомощь в написанииУзнать стоимостьмоей работы

Установлено, что наполнители природного происхождения Полицелл ЦФ и отход производства — табачная пыль в результате растворения поверхностных слоев целлюлозы за счет модификации хлористым цинком, в лучшей степени обеспечивают блокирующие свойства состава с органическим наполнителем, а для обеспечения эффективности деблокирования продуктивного пласта и сохранения ФЕС пласта необходимо использовать… Читать ещё >

Разработка технологий, направленных на сохранение фильтрационно-емкостных свойств пласта при ремонте скважин (реферат, курсовая, диплом, контрольная)

Содержание

  • 1. АНАЛИЗ ОТЕЧЕСТВЕННОГО И ЗАРУБЕЖНОГО ОПЫТА В ОБЛАСТИ ПРИМЕНЕНИЯ ТЕХНОЛОГИЙ, НАПРАВЛЕННЫХ НА СОХРАНЕНИЕ ФИЛЬТРАЦИОННО-ЕМКОСТНЫХ СВОЙСТВ ПРОДУКТИВНОГО ПЛАСТА ПРИ РЕМОНТЕ СКВАЖИН
    • 1. 1. Анализ применяемых технологий и технологических жидкостей при глушении скважин
    • 1. 2. Анализ составов и технологий для изоляции и ограничения водопритоков при проведении ремонтно-изоляционных работ
  • 2. ИССЛЕДОВАНИЯ И РАЗРАБОТКА ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ЖИДКОСТЕЙ И ТЕХНОЛОГИИ ГЛУШЕНИЯ СКВАЖИН В УСЛОВИЯХ АНПД ПРИ ПРОВЕДЕНИИ РЕМОНТНЫХ РАБОТ
    • 2. 1. Исследование и разработка блокирующих составов глушения скважин с АНПД для различных горногеологических условий
      • 2. 1. 1. Исследования свойств блокирующих составов и их влияния на изменение естественной проницаемости породы
      • 2. 1. 2. Исследование влияния блокирующих составов на набухаемость горных пород
      • 2. 1. 3. Исследования влияния блокирующих составов на структурно-механическую прочность породы пласта
    • 2. 2. Разработка технологии глушения скважин с временным блокированием продуктивного пласта в условиях АНПД при проведении ремонтных работ
  • 3. СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ МЕТОДА ИЗОЛЯЦИИ ВОДО-ПРИТОКОВ
    • 3. 1. Исследования и разработка гелеобразующих составов на основе силикатных реагентов с кислотным гелеобразова-телем
      • 3. 1. 1. Исследования гелеобразующей способности силикатного реагента «Монасил» в области рН от 1,0 до
    • 5. 0. и выше 7,
      • 3. 1. 2. Исследования влияния различных кислот на время гелеобразования
      • 3. 1. 3. Исследование водоизолирующих свойств гелеобразующих составов на основе силикатного реагента «Монасил»
    • 3. 2. Технология проведения работ по изоляции подошвенных вод в газовых скважинах с АНПД с использованием геле-образующего состава на основе силикатного реагента «Монасил»
  • 4. РЕЗУЛЬТАТЫ ОПЫТНО-ПРОМЫШЛЕННЫХ ИСПЫТАНИЙ РАЗРАБОТАННЫХ ТЕХНОЛОГИЙ НА ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЯХ И ПХГ ОАО «ГАЗПРОМ» И ОЦЕНКА ЭФФЕКТИВНОСТИ ПРИМЕНЕНИЯ РАЗРАБОТОК
    • 4. 1. Результаты ОПИ глушения скважин с временным блокированием
    • 4. 2. Результаты ОПИ технологии проведения работ по изоляции подошвенных вод в газовых скважинах с АНПД
    • 4. 3. Оценка эффективности применения разработок

Актуальность работы. Основные перспективы увеличения объемов добываемого природного газа на месторождениях связаны с поиском и совершенствованием системного подхода, обеспечивающего высокий уровень и темп добычи природного газа при высоких технико-экономических показателях.

В настоящее время большое количество месторождений, разрабатываемые предприятиями ОАО «Газпром», вступают в период перехода с «постоянной» на «падающую» добычу природного газа.

Пластовые давления в скважине падают, скорость газового потока заметно снижается и газ уже не может полностью выносить пластовую и конденсационную воду из скважины. Она постоянно скапливается на забое. К тому же ежегодно поднимается уровень газоводяного контакта. Слабосцементированные пласты увлажняются, и песок с газом начинает поступать в скважину. Этому также способствуют и возникшие напряжения в пласте. После нескольких ремонтов по удалению из скважины песчаных пробок в призабойной зоне образуются каверны, из-за чего интенсивно ускоряется разрушение призабойной зоны.

Эффективность капитального ремонта скважин во многом зависит от правильного выбора технологии ремонта скважин, причем предпочтение отдается технологиям с использованием эффективных технологических жидкостей на базе отечественных материалов.

Целенаправленный подход к выбору технологических жидкостей при ремонтах скважин и технологий их применения является неотъемлемым вопросом проблемы сохранения коллекторских свойств продуктивных пластов.

В мировой и отечественной практике накоплен богатый опыт разработки технологических жидкостей и технологий для ремонтно-восстановительных работ.

Однако многообразие горно-геологических условий месторождений не позволяет одинаково успешно использовать известные разработки.

Поэтому, вопросы совершенствования и создания новых рецептур технологических жидкостей и технологий ремонтно-восстановительных работ (РВР), обеспечивающих не только предупреждение осложнений, но и повышение продуктивности скважин в послеремонтный период, остаются актуальными и требуют дифференцированного подхода применительно к конкретным условиям месторождений и ПХГ.

Цель работы — совершенствование действующих и разработка новых технологических жидкостей и технологий, обеспечивающих сохранение фильтра-ционно-емкостных свойств пласта и повышение технико-экономических показателей ремонта скважин в сложных геолого-технических и природно-климатических условиях месторождений и ПХГ.

Основные задачи.

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕЗУЛЬТАТЫ РАБОТЫ.

1 Установлено, что наполнители природного происхождения Полицелл ЦФ и отход производства — табачная пыль в результате растворения поверхностных слоев целлюлозы за счет модификации хлористым цинком, в лучшей степени обеспечивают блокирующие свойства состава с органическим наполнителем, а для обеспечения эффективности деблокирования продуктивного пласта и сохранения ФЕС пласта необходимо использовать полимеры МС Bioxan, Суль-фацелл, которые образуют непрочные водородные связи с породой пласта.

2. Разработан состав с органическим наполнителем для временного блокирования пласта скважин, характеризующихся высокой проницаемостью и раз-рушаемостью коллекторов.

3. Установлено, что наиболее эффективными жидкостями блокирования продуктивных пластов, представленными низкопроницаемыми коллекторами, склонными к набуханию и пластовой температурой до +150 °С, являются составы с конденсируемой твердой фазой, имеющей частицы различные по форме и размерам. Разработан и защищен патентом РФ гидросолегелевый состав, обладающий высокой ингибирующей способностью и обеспечивающий сохранение фильтрационно-емкостных свойств пласта при высоком качестве блокирования скважины и её- деблокировании в процессе освоения.

4. Доказано, что полимерные блокирующие составы с органическим наполнителем и полимерные гидросолегелевые составы оказывают минимальное отрицательное влияние на набухаемость и изменение структурно-механической прочности породы за счет минимального проникновения в пласт, обеспечиваемого компонентным составом и тиксотропностью, что значительно снижает протекание физико-химических реакций при контакте растворов (или жидкой фазы растворов) с породами пласта.

5. Выявлены зависимости сроков гелеобразования в силикатных системах на основе реагента «Моносил» от значения рН. Максимальная по времени устойчивость золей с наиболее продолжительным периодом гелеобразования наблюдается при рН 1,5 -3,0. Минимальная устойчивость золей и быстро протекающий процесс образования геля наблюдается в области рН ~ 7,0. Выше рН 7,0 гель не образуется.

6. Установлена эффективность применения различных кислот в качестве гелеобразователей в силикатных системах. Необходимую прочность изолирующего экрана с периодом гелеобразования, достаточным для проведения технологических операций, обеспечивают НТФ, винная и лимонная кислота.

7. Разработан гелеобразующий состав для изоляции водопритоков на основе порошкообразного силиката марки «Монасил» и органической кислоты, использование которого значительно повышает эффективность и технологичность процесса водоизоляции.

8. Разработана технология изоляции подошвенных вод, включающая создание водоизоляционного барьера в пласте разработанным маловязким гелеоб-разующим составом и установку цементного моста в скважине.

9. Результаты проведенных исследований и разработки, полученные в рамках данной диссертации, внедрены при ремонте скважин Медвежьего НГКМ, Юбилейного ГКМ, Ямсовейского ГКМ, Ямбургского ГКМ, Пунгинского ПХГ.

Показатель ожидаемой коммерческой эффективности от внедрения в пересчете на одну скважину составляет 16,7 млн руб.

Показать весь текст

Список литературы

  1. А.с. 874 977 СССР, МКИ3 Е 21 В 33/138. Способ заканчивания скважин / С. Н. Назаров (СССР). 2 871 891/22−03- заявл. 17.01.80- опубл. 23.10.81, Бюл. № 39.
  2. Пенообразующие жидкости для глушения скважин / A.M. Шарипов, Х. Ш. Сабиров, Т. Г. Кутлубаева, Ю. С. Клочко // Нефтяная и газовая промышленность. 1983. -№ 1.-С. 38−41.
  3. А. с. 1 584 466 СССР, МКИ5 Е 21 В 43/00. Пенообразующий состав для глушения скважин / С. В. Долгов, Р. Н. Каллаева (СССР). 4 193 285/03- заявл. 09.02.87- опубл. 20.04.99, Бюл. № 11,(ч. II).
  4. Глушение скважин на длительный срок при помощи трехфазной пены / А. П. Агишев, Э. М. Арутюнян, Е. Ф. Зубков и др. // Газовая промышленность. -1965.-№−2.-С. 11−23.
  5. И.Д. Пенообразующие составы для повышения эффективности эксплуатации скважин // Газовая промышленность. 1977. — № 6. — С. 39.
  6. Исследование устойчивости многофазных пен / И. Б. Портная, JI.H. Суч-кова, С. Н. Новгородова и др. // Коллоидный журнал. 1981. — Т. 43, Вып. 5. -С. 883−889.
  7. С.В. Разработка методов проведения ремонтных работ и освоения скважин с использованием пен и газообразных агентов: Дис. докт. техн. наук. Ставрополь, 2002.-241 с.
  8. Пат. 2 152 973 Российская Федерация, МПК7 С 09 К 7/08. Пенообразующий состав для глушения скважин / К. М. Тагиров, Р. А. Гасумов, А. А. Перейма, Н. Б. Козлов, В. И. Шамшин.- заявитель и патентообладатель ОАО «СевКавНИ
  9. ПИгаз» ООО «Газпром». № 98 110 405/03- заявл. 26.05.98- опубл. 20.07.2000, бюл. № 20.
  10. Глушение скважин пенными системами / К. М. Тагиров, В. Е. Шмельков, Р. А. Гасумов // Мат. I Региональной научн-техн. конф. «Вузовская наука — Северо-Кавказскому региону». / СевКавГТУ. Ставрополь, 1997. — С. 174−175.
  11. С.А. Технологические жидкости для заканчивания и ремонта скважин / Краснодар, 2002. 274 с.
  12. , H.JI. Общая химия / 15-е изд. испр. JI.: Химия, 1971.
  13. . С.А. Технологические жидкости на основе тяжелых рассолов для заканчивания и ремонта скважин за рубежом // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. — 1990. № 7 — С. 51.
  14. . С.А. Жидкости глушения для ремонта скважин и их влияние на коллекторские свойства пласта // Нефтепромысловое дело. 1989. — № 9 — С. 45.
  15. O.K., Подгорнов В. М., Аваков В. Э. Буровые растворы для осложненных условий.- М.- Недра, 1988.-135 с
  16. Р.А., Вагина Т. Ш., Гаврилов А. А. Глушение скважин с АНПД на месторождениях Крайнего Севера //Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. 2007. — № 9. — С. 37
  17. Р.А., Гаврилов А. А., Вагина Т. Ш. Результаты опытно-промышленных испытаний технологии временной изоляции продуктивного пласта //Государственный концерн «Газпром», ВНИИгаз: сб. научных трудов./ ВНИИгаз. М., 1992.
  18. Р.А., Гаврилов А. А., Вагина Т. Ш. Гидросолегелевый блокирующий состав и технология его применения на скважинах ЗападноСибирского нефтегазового Бассейна // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. -2009. № 10.
  19. Д.А. Гидрогелевые растворы на основе пластовых рассолов -жидкости для глушения скважин при капитальном ремонте //Экспресс-информ. Сер. Геология, бурение и разработка газовых месторождений. 1982. — Вып. 24.-С. 19.
  20. Пат. 2 203 304 Российская Федарация, МПК7 С 09 К 7/06. Жидкость для глушения скважин / Паникаровский В.В.- заявитель и патентообладатель ООО «ТюменНИИгипрогаз» № 2 001 118 238/03- заявл. 02.07.2001- опубл. 27.04.2003, Бюл. № 12.
  21. Г. А., Кендис М. Ш., Глущенко В. Н. Применение обратных эмульсий в нефтедобыче /М.: Недра, 1991. -147−159 с.
  22. Ах. 1 629 308 СССР, МПК5 С 09К 7/02. Инвертная эмульсия для глушения и заканчивания скважин / Г. С. Поп, O.JT. Главати, П. А. Гереш и др. (СССР). 4 467 102/03- заявл. 27.07.88- опубл. 23.02.91, Бюл. № 7.
  23. Новая технология глушения, консервации и освоения скважин / Г. С. Поп, К. А. Барсуков, А. А. Ахметов и др. // Газовая промышленность. 1990. -№ 9. — С. 39−40.
  24. А. с. 1 175 951 СССР, МКИ4 С 09 К 7/00. Жидкость для глушения скважин / Р. Ф. Уханов, А. К. Кусков, Л. И. Шейнцвит, С. А. Рябоконь и В.Е. Архи-менко (СССР). -3 696 861/22−03- заявл. 30.01.85- опубл. 30.08.85, Бюл. № 32.
  25. Пат. 2 201 498 Российская Федерация, МПК7 Е 21 В 43/12 С 09 К 7/06. Жидкость для глушения и консервации скважин / Рябоконь С.А.- заявитель и патентообладатель ОАО НПО «Бурение» № 2 001 108 932/03- заявл. 04.04.2001- опубл. 27.03.2003, Бюл. № 9.
  26. Пат. 2 217 464 Российская Федерация, МГЖ7 С 09 К 7/06, Е 21 В 43/12. Способ блокирования продуктивного пласта / Акчурин Х.И.- заявитель и патентообладатель ООО «Азимут». № 2 002 120 650/03- заявл. 29.07.2002- опубл. 27.11.2003, Бюл.№- 33.
  27. А.с. 599 049 СССР, МКИ2 Е 21 В 33/138. Состав для временной закупорки пласта / В. П. Гончаров, А. И. Бабаян, Л. В. Акатов, В. В .Голубев, Л. М. Матвиенко, Р. И. Стрицлер и В. Е. Городецкий (СССР). № 1 253 075/22−03- заявл. 01.07.68- опубл. 25.03.78, Бюл. № 11.
  28. Пат. 3 613 790 США, МКИ Е 21 В 33/138. Метод изоляции пластов/ Stout Caleb М., Smith Charles F., Nolan Thomas J (США), заявл. 24.09.69- опубл. 19.10.71.
  29. А. с. 981 583 СССР, МКИ3 Е 21 В 33/138. Состав для временной закупорки пласта / Б. С. Сергеев, В. В. Калашнев, М. Н. Лебедева, И. Ф. Гайденко, М. Е. Колесников, Е. В. Демиденко и И. Я. Марченко (СССР). 3 007 401/22−03- заявл. 02.10.80- опубл. 15.12.82, Бюл. № 46.
  30. А. с. № 1 044 768 СССР, МКИ3 Е 21 В 33/138. Состав для разобщения пласта от ствола скважины / И. Ю Харив, М. П. Ковалко и B.C. Сафонов (СССР). -3 346 515/22−03- заявл. 13.10.81- опубл. 30.09.83, Бюл. № 36.
  31. А. с. № 1 074 887 СССР, МКИ3 С 09К 7/02. Жидкость для заканчивания и ремонта скважин / М. А Бурнштейн, И. И. Маслов, Л. А. Скородиевская, Н. И. Тернавский (СССР). 3 466 652/23−03- заявл. 07.07.82- опубл. 23.02.84, Бюл. № 7.
  32. А. с. 1 802 084 СССР, МКИ5 Е21 В 33/138. Способ блокирования поглощающих пластов / В. Ф. Троцкий, С. Г. Банчужный, И. Г. Зезекало, В. И. Тищенко (СССР). -4 890 276/03- заявл. 23.10.90- опубл. 15.03.93, Бюл. № 10.
  33. А. с. 1 828 912 СССР, МКИ5 Е21 В 33/138. Состав для блокирования поглощающих пластов / В. И. Тищенко, И. Г. Зезекало, В. Ф. Троцкий, Н.Я. Зезека-ло (СССР). 4 838 244/03- заявл. 03.05.90- опубл. 23.07.93, Бюл. № 27.
  34. Дж.Р. Состав и свойства буровых агентов (промывочных жидкостей) / Дж.Р. Грей, Г. С.Г Дарли- пер. с анг. М.: Недра, 1985.
  35. Вскрытие и освоение нефтегазовых пластов / В. А. Амиян, А. В. Амиян, Н. П. Васильева. -М.: Недра, 1980.
  36. Общий обзор жидкостей, используемых для заканчивания скважин // Экспресс информ. Сер. Бурение. Зарубежн. опыт. 1984. — Вып. II. -С. 1−5.
  37. Применение жидкостей для задавливания скважин / С. В. Зарипов, Л. И. Шейнцвит, В. И. Мердишев // Обзор, информ. Сер. Нефтепромысловое дело. -1981.
  38. О правильном выборе жидкости для заканчивания и ремонта скважин// Экспресс информ. Сер. Бурение. Зарубеж. опыт. 1986. — Вып. 18. — С. 19−23.
  39. Жидкости глушения для ремонта скважин и их влияние на коллектор-ские свойства пласта / С. А. Рябоконь, А. А. Вольтере, А. Б. Сурков, В.Н. Глу-щенко // Обзор, информ. Сер. Нефтепромысловое дело. 1989. — Вып. 19. — С. 42.
  40. Использование обратных эмульсий в добыче нефти / Г. А. Орлов, М. Ш. Кендис, В. Н. Глущенко // Обзор, информ. Сер. Нефтепромысловое дело. 1986. -Вып. 6.-С. 48.
  41. В.А. Вскрытие пластов и повышение продуктивности скважин / М.: Недра, 1986. 256 с.
  42. С.А., Бражников А. А. Применение рассолов большой плотности в качестве бурового раствора при заканчивании скважин // НТИС. Нефте-пром. Геология, геофизика и бурение. 1985. — вып. 9. — С. 12−14.
  43. Новая технология вторичного вскрытия продуктивных пластов / И. Б. Хейфец, А. В. Бачериков, Р. С. Яремийчук, А. Т. Левченко // Обзор, информ. Сер. Нефтепромысловое дело. 1989. — Вып 9. — С. 12−14.
  44. Технология глушения скважин на ОГКМ / A.M. Шарипов, В. П. Николаев, И. З. Кургалиева, А. Ю. Гличев // Газовая промышленность. 1987. — № 4. -С. 17−22.
  45. У.Т., Патон Дж. Г. Растворы, не содержащие твердой фазы, для заканчивания и ремонта скважин // Нефть, газ и нефтехимия за рубежом. — 1984.-№ 11.-С. 17−22.
  46. А.с. 715 771, СССР, Е 21 В 33/13 Способ изоляции пластовых вод / B.C. Абдулин, Г. Д. Савенков, Г. Г. Вахитов и др. (СССР). 2 603 952/22−03- Заявлено 08.02.78- опубл. 15.02.80, № 45.
  47. B.C., Савенков Г. Д., Дорошенко В. М. Технологические основы и опыт применения внутрипластовых обработок // Нефтяная и газовая промышленность. 1982. — № 2, — С. 35−38.
  48. Пат. 2 124 622 Российская федерация МПК6 Е 21 В 33/138. Состав для блокирования водоносных пластов / М. И. Старшов, В.М. Айдуганов- заявитель и патентообладатель ООО «Инженерно-производственный центр». —№ 97 109 433/03- заявл. 04.06.97- опубл. 10.01.1999.
  49. Пат. 2 127 359 Российская Федерация МПК6 Е 21 В 43/22 Способ получения добавки к закачиваемой в пласт воде / Д. А. Кау шанский, В.Б. Демьянов-ский- завитель и патентнообладатель Каушанский Д. А. — № 98 110 168/03- заявл. 29.05.98- опубл. 10.03.99.- Бюл. № 7.
  50. Пат. 2 176 309 Российская Федерация МПК7 Е 21 В 33/138. Способ блокирования высокопроницаемых пластов / М. И. Стартов, Г. Ф. Кандаурова, Н. Н. Ситников и др.- заявитель и патентнообладатель ЗАО «Геотех» № 99 124 518/03- заявл. 23.11.99- опубл. 27.11.2001.
  51. Пат. 2 209 297, Российская Федерация МКИ7 Е 21 В 33/138, 43/22. Состав для изоляции водопритоков в скважине / Гасумов Р. А., Нерсесов С. В., Мосиен-ко В.Г., Крюков О. В., Остапов О. С., Пономаренко М. Н., Климанов А.В.- заявл. 24.09.2001- опубл. 27.07.2003.
  52. В.И., Усов С. В. Промышленное применение соленаполненного полимерного тампонажного материала для крепления призабойной зоны скважин // Технология крепления скважин (Краснодар) 1978. — Вып. 15. — С. 3945.
  53. А.с. 1 661 369 СССР, МКИ5 Е 21 В 33/138. Состав для временной изоляции нефтегазоводонасыщенных пластов / З. Т. Дмитриева, Л. Д. Тихонова, Ю.И.
  54. Левус и др. (СССР) 4 646 480/03, 4 645 671/03 -заявл. 12.12.88- опубл. 1991, Бюл. № 25.
  55. Н.А. Ограничение водопритока в нефтяные скважины // Обзорная информация./ ВНИИОЭНГ. М., 1995. — С. 65.
  56. А.С. 1 263 813 СССР М. КИ4 Е 21B33/138. Гелеобразующий состав для закупоривания пластов / Б. С. Лядов, А. Т. Кошелев, С. В. Усов и др./ (СССР). -3 826 455/22−03- заявл. 17.12.84- опубл. 26.08.86, бюл. № 38.
  57. А.С. 1 266 966 СССР М. КИ4 Е 21B33/138. Состав для изоляции водопритока в скважину Текст. / З. Ф. Праздникова, Л. А. Филатова и В. Ф. Будников / (СССР). 3 878 066/22−03- заявл. 22.01.85- опубл. 30.10.86, бюл. № 40.
  58. А.С. 1 006 717 СССР М. КИ3 Е 21B33/138. Состав для изоляции притока воды в скважину / И. И. Мутин, М. М. Загиров, И. Г. Юсупов и др./ (СССР). -3 320 886/22−03- заявл. 23.07.81- опубл. 23.03.83, бюл. № 11.
  59. А.С. 1 153 042 СССР М. КИ4 Е 21B33/138. Состав для изоляции притока пластовых вод в скважину / Р. Р. Кадыров, М. М. Загиров, И. И. Мутин и др./ (СССР). -3 581 995/22−03- заявл, 21.04.83- опубл. 30.04.85, бюл. № 16.
  60. А.С. 1 059 133 СССР М. КИ3 Е 21B33/138. Смесь для тампонирования зон поглощения в буровых скважинах / С. Р. Хайрулин, И. А. Фирсов, А. А. Савкин и др./ (СССР). 3 452 865/22−03- заявл. 26.02.82- опубл. 07.12.83, бюл. № 45.
  61. А.с. 1 776 766 СССР, МКИ Е 21 В 33/138. Гелеобразующий тампонажный состав / Ю. Д. Абрамов, С. И. Осипов, Г. М. Острянская (СССР). 4 856 194/03- заявл. 21.05.90- опубл. 23.11.92, Бюл. № 43.
  62. Пат. 4 721 161 США МКИ4Е 21 В 33/138. Способ уменьшения проницаемости призабойной зоны подземного пласта- опубл. 26.01.88.
  63. Н.П., Воробьева Е. В., Мажайко Е. Ф. Комплексообразование между лигносульфнатами и формальдегидной смолой в водосолевой среде// Журнал прикладной химии. -1988. -№ 3.
  64. Новые перспективы полимерного заводнения в России / С. А. Власов, Я. М. Каган, А. В. Фомин и др. // Нефтяное хозяйство. 1998. — № 5. — С.46−49.
  65. , А.В., Земцов Ю. В. Методы селективной изоляции водопри-токов в нефтяных скважинах и перспективы их применения на месторождениях Западной Сибири // Обзор, информ. Сер. Нефтепромысловое дело. 1987. -Вып. 1.
  66. , А.В., Земцов Ю. В., Шапатин А. С. Опытно-промышленные испытания селективных водоизолирующих реагентов на основе кремнийорга-нических соединений // Нефтяное хозяйство. — 1981. — № 1.
  67. Селективная изоляция силанами притока пластовых вод / И. И. Маслов,
  68. A.Д. Бичкевский, И. А. Левченко, И. М. Губенко // Нефтяное хозяйство. 1976. -№ 5.
  69. Элементорганические полимеры для изоляции притока пластовых вод /
  70. B.А. Ковардаков, Е. М. Духненко, Н. В. Комаров и др. // Нефтяное хозяйство. -1978.-№ 1.
  71. И.И., Янковский Ю. Н., Скородиевская Л. А. Повышение эффективности водоизолирующих реагентов на основе кремнийорганических соединений // Азерб. Нефт. Хозяйство. 1983. — N° 9.
  72. А.с. 1 006 712 СССР, МКИ Е 21 В 33/13 Состав для изоляции притока пластовых вод / Г. М. Швед, и др. (СССР). 33 247 443/22−03- заявл.22.03.82- опубл. 04.02.83. Бюл. № 11.
  73. Исследование свойств тампонажного материала на основе полифенилэ-токсисилоксана / Ю. В. Земцов, В. В. Белогуров, О. А. Ротанова и др.// Строительство скважин и совершенствование вскрытия продуктивных пластов в Западной Сибири./ СибНИИНП. Тюмень, 1982.
  74. А.с. 1 078 036 СССР, МКИ3 Е 21 В 43/32. Состав для селективной изоляции пластовых вод в нефтяных и газовых скважинах / И. И. Клещенко и др. (СССР). 3 496 314/22−03- заявл. 18.06.82- опубл. 04.01.83. Бюл. № 9.
  75. Пат. 2 244 804 Российская Федерация, МПК Е 21 В 33/138 Тампонажный состав / Л. А. Скородиевская, В. Г. Скородиевский, Г. В. Максимова и др.- заявитель и патентнообладатель ОАО «Химпром». № 2 003 115 994/03- заявл. 28.05. 2003- опубл. 20.01.2005.
  76. Ю.Н., Маслов И. И., Скородиевская JI.A. Свойства и перспективы применения водоизолирующих реагентов // Нефтяное хозяйство. -1984.- № 5.
  77. , JI.A. Исследование гидрофобизирующей способности реагентов АКОР // Серия НГ. Геология, геофизика и бурение. 1985. — № 10.
  78. Ограничение водопритока составами АКОР / Д. В. Хосроев, Ю. Н. Янковский, С. А. Рябоконь и др. // Нефтяное хозяйство. 1992.'— № 6.
  79. А.с. 1 227 804 СССР МКИ4 Е 21 В 33/138. Тампонажный состав для временной изоляции пласта / Б. К. Выстороп, А. В. Ферштер, С. Д. Нечаева. (СССР). -3 744 771/22−03- заявл. 10.04.84- опубл. 30.04.1986, Бюл. № 16.
  80. А.с. 1 051 226 СССР МКИ3 Е 21 В 33/13. Способ временной изоляции пласта / А. Ш. Газизов, В. К. Петухов и др. (СССР). 3 386 217/22−03- заявл. 18.01.82- опубл. 30.10.1983, Бюл. № 40.
  81. JI.M. Промывочные жидкости и тампонажные смеси./ М.: Не-дра.1987.-174−231 с.
  82. А.У. Применение тампонажных составов на основе полиуретанов для изоляционных работ в скважинах // Обзорная информация./ ВНИИО-ЭНГ.-М., 1986.-С. 39.
  83. А.С. 815 261 СССР М. КЛ3 Е 21B33/138. Тампонажный раствор / Г. Р. Вагнер, А. С. Гараев, Л. П. Гузенко и др./ (СССР). 2 710 661/22−03- заявл. 10.01.79- опубл. 23.03.81, бюл. № 11.
  84. А.С. 1 150 345 СССР М. КИ Е 21B33/138. Полимерный тампонажный состав. / В. В. Гольдштейн, А. И. Булатов, B.C. Лядов и др./ (СССР). 3 449 355/2203- заявл. 05.02.82- опубл. 15.04.85, бюл. № 14.
  85. А.С. 1 305 308 СССР М. КИ4 Е 21B33/138. Тампонажный раствор. / В. Е. Архипенко, О. П. Гень, О. Р. Камалов и др./ (СССР). 3 956 654/22−03- заявл. 29.07.85- опубл. 23.04.87, бюл. № 15.
  86. А.С. 739 216 СССР М. КЛ2 Е 21B33/138. Тампонажный раствор. / В. А. Яковлев И.В. Дияк и Д. Н .Шлевин / (СССР). 2 584 161/22−03- за-явл.27.02.78- опубл. 05.06.80, бюл. № 21.
  87. А.С. 684 127 СССР М. КЛ2 Е 21B33/138. Тампонажный состав. / Н. М. Макеев, Е. П. Ильясов, В. И. Капралов и др./ (СССР). 1 723 977/22−03- за-явл.13.12.71- опубл. 05.09.79, бюл. № 33.
  88. А.С. 907 221 СССР М. КЛ3 Е 21B33/138. Тампонажный раствор, для цементирования глубоких нефтяных и газовых скважин / П. Д Алексеев, Л.Т. Ды-тюк, B.C. Петров и др./ (СССР). 2 943 595/22−03- заявл. 19.06.80- опубл. 23.02.82, бюл. № 7.
  89. . Р.Ж. Способ ликвидации поглощений и водопроявлений высокой интенсивности //Нефтяное хозяйство. — 1988. — № 5. — С. 57−59.
  90. А.С. 991 025 СССР М. КЛ3 Е 21B33/138. Тампонажный раствор / З. Д. Рогоза, Е. Ф. Исакова, В. В. Федоров и др./ (СССР.). 3 252 902/22−03- заявл. 27.02.81- опубл. 23.01.83, бюл. № 3.
  91. А.С. 785 463 СССР М. КЛ3 Е 21B33/138. Тампонажный раствор / Г. А. Белоусов, Б. М. Скориков, В. П. Пустовалов и др./ (СССР). 2 700 742/22−03- заявл. 21.12.78- опубл. 07.12.80, бюл. № 45.
  92. А.С. 1 263 817 СССР М. КЛ4 Е 21B33/138. Тампонажный раствор / Л. К. Мухин, Н. И. Щавелев, О. В. Прохоров и др./ (СССР). 3 829 476/22−03- заявл. 16.10.84- опубл. 15.10.86, бюл. № 38.
  93. А.С. 1 011 856 СССР М. КЛ3 Е 21B33/138. Тампонажный раствор для цементирования глубоких нефтяных и газовых скважин / О. К. Ангелопуло, В. С. Бакшутов, М. Я. Бикбау и др./ (СССР). 3 294 359/22−03- заявл. 27.05.81- опубл. 15.04.83, бюл. № 7.
  94. В.А. Повышение производительности скважин./ М.: Недра, 1986.- 128−130 с.
  95. А.В., Куксов А. Н., Комнатный Ю.Д. О роли изолирующей способности тампонажного раствора при разобщении пластов в скважинах
  96. Тез. докл. к конф.-дискус. «Формирование и работа тампонажного камня в скважине». Краснодар, 1984.-С. 8−9.
  97. В.Г. Причины затрубных газопроявлений после цементирования обсадных колонн в газовых скважинах и методы их предотвращения //Реф. научно-техн. сб., сер. Бурение. — 1964, — № 2. — С 16−19.
  98. Sutton D. Annular gas flow theory and prevention methods described / D. Sutton, F. Sabins, R. Paul.//Oil and Gas J. 1984, — vol 82, № 51. — P 109−112.
  99. P.A., Нерсесов C.B., Мосиенко В. Г. Технология изоляции притока пластовых вод в газовых и газоконденсатных скважинах //Обзорная информация. Приложение к журналу «Наука и техника в газовой промышленности». Москва, 2005. -С. 107.
  100. Ограничения притока подошвенных вод в газовых и газоконденсатных скважинах / Р. А Гасумов, Т. Ш. Вагина, А. А. Гаврилов, И. Ю. Шихалиев,
  101. С.В. Мазанов //Проблемы эксплуатации и капитального ремонта скважин на месторождениях и ПХГ: сб. научных трудов. / СевКавНИПИгаз. Ставрополь, 2005.
  102. А.С. 1 490 258, Е 21 В 43/32. Способ изоляции обводнившейся нижней части продуктивного пласта. /ВНИИ БТ. 4 322 722/23−03- Заявл. 29.10.87- опубл. 30.06.1989, Бюл. № 24.
  103. , В.А., Амиян А. В. Повышение производительности скважин / М.: Недра, 1986. 128−130 с.
  104. Ф.А., Расулов A.M. Повышение эффективности капитального ремонта скважин в условиях Крайнего Севера // Обзор, информ. Сер. разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений./ ВНИИЭгаз-пром.-М., 1989. -Вып.5.
  105. Патент 2 211 569, Е 21 В 43/32, 33/138 Способ изоляции притоков подошвенной воды в газовых скважинах в условиях АНПД / Р. А. Гасумов, А. А. Перейма, В. Е. Дубенко, Заявлено 21.06.96, з-ка № 96 113 023/03, опубл. 1998, № 31.
  106. С.В., Вагина Т. Ш., Гаврилов А. А. Результаты лабораторных исследований водоизолирующих составов. //Технология строительства газовых и газоконденсатных скважин: сборник научных трудов / «Газпром» ВНИИгаз. -М., 1991.
  107. В.А. Совершенствование разработки месторождений Крайнего Севера // Газовая промышленность. 2002. — № 6. — С 29−31.
  108. Л.П. Статистические методы оптимизации химических процессов / М.: Химия, 1972, 199−218 с.
  109. В. Г. Гасумов Р.А. Универсальная установка для испытания газопроницаемости кернов // Сб. научных статей: «Строительство газовых и га-зоконденсатных скважин"/ ВНИИгаз. М., 1997. — С. 54−55
  110. Р.А., Мосиенко В. Г. К вопросу о методике испытания изолирующей способности специальных технологических жидкостей и тампонажных растворов // Сб. научных статей: «Строительство газовых и газоконденсатных скважин"/ ВНИИгаз. М., 1997. — С. 51−54
  111. , Р.Е. Минералогия и практическое использование глин / М.: Мир, 1967.-551 с.
  112. Р. Коллоидная химия кремнезема и силикатов //- М.: Госстройиз-дат, 1959.
  113. Р. Химия кремнезема: в 2 т. / Р. Айлер. М.: Мир, 1982, — 197с.
Заполнить форму текущей работой

Сессия? Спокойно!