Совершенствование технологических процессов и технических средств при заканчивании скважин

Тип работы:
Диссертация
Предмет:
ТЕХНИЧЕСКИЕ НАУКИ
Страниц:
310


Узнать стоимость

Детальная информация о работе

Выдержка из работы

Перспективы роста добычи нефти и газа в России напрямую связаны с объемами и эффективностью буровых работ и, главным образом, с разбурива-нием месторождений Западной Сибири. Наиболее сложна проводка скважин в условиях АНПД либо при давлениях, близких к гидростатическим. Слагающие такие месторождения низкопроницаемые коллектора подвергаются чрезмерному загрязнению компонентами технологических жидкостей, что приводит к резкому снижению дебита скважин. В этих условиях особое значение придается вопросам качества строительства, а именно: исключению осложнений, научно обоснованному выбору конструкции забоев, разработке способов предупреждения загрязнения продуктивного пласта фильтратами и твердой фазой буровых и цементных растворов, буферной жидкостью и жидкостью перфорации, предупреждения гидроразрыва пласта при цементировании.

Разработка и совершенствование технологических процессов и технических средств при заканчивании скважин является одной из актуальнейших задач, направленных на снижение материальных и энергетических затрат, повышение надежности и долговечности, максимальное сохранение коллектор-ских свойств продуктивных пластов, имеют большое народнохозяйственное значение.

Заканчивание строительства скважины является одним из основных и технологически сложных процессов, которые охватывают весь цикл работ от начала вскрытия продуктивного пласта бурением и до ввода скважины в эксплуатацию.

Несмотря на то, что проблеме повышения качества заканчивания скважин уделяется все большее внимание, заметногоО успеха добиться не удается. По нашим данным и оценкам многих исследователей, средняя относительная продуктивность пласта эксплуатационных скважин почти в два раза ниже потенциально возможной, а период освоения составляет от нескольких суток до месяцев. Кроме того, многие из вводимых скважин имеют межколонные давления или обводняются в первые месяцы работы. Это объясняется не только отсутствием современных разработок, но и плохой организацией их внедрения, а также тем, что разработки не являются комплексными и не привязаны к конкретным горно-геологическим условиям.

Одним из наиболее ответственных технологических процессов является крепление скважин, качество которого зависит от успешности изоляционных работ.

Анализ состояния фонда нефтяных и газовых скважин показал, что основными причинами низкого качества крепления скважин по-прежнему являются отсутствие герметичности заколонного пространства, а именно:

-затрубные, межколонные и межпластовые нефтегазоводопроявления и перетоки-

-недоподъем цементного раствора на заданную высоту.

Главным направлением работ по повышению качества заканчивания скважин, с точки зрения увеличения их производительности и повышения информативности, является решение задачи по максимально возможному сохранению проницаемости продуктивных пород в призабойной зоне пласта (ПЗП). Проблема сохранения коллекторских свойств является особенно актуальной в низкопроницаемых поровых, трещинно-поровых и трещинных коллекторах. Все это вызывает необходимость изучения и систематизации причин и выработки конкретных мероприятий с целью повышения качества крепления скважин и исключения осложнений с учетом геологических особенностей строения месторождений и применения новых технических средств, материалов и химических реагентов.

Актуальность проблемы совершенствования технологии заканчивания скважин, особенно на сложно построенных залежах при низкопроницаемых коллекторах подтверждается рядом научно-технических программ и теми проблемными вопросами, которые постоянно поднимаются на многих научно-практических конференциях и совещаниях разного уровня.

Цель работы.

Совершенствование технологических процессов, технических средств и комплексной технологии заканчивания скважин, обеспечивающих высокое качество цементирования обсадных колонн, сохранение коллекторских свойств продуктивных пластов и предупреждение осложнений при вскрытии, креплении, освоении и эксплуатации.

Основные задачи исследований.

1. Анализ состояния проблемы заканчивания скважин при вскрытии и креплении.

2. Обобщение опыта и исследование влияния основных технологических факторов на качество заканчивания скважин.

3. Совершенствование методики исследований с целью оценки влияния технологических жидкостей на проницаемость породы коллектора.

4. Установление влияния показателей свойств буровых, тампонажных растворов и камня, технологических факторов, геолого-физических характеристик коллекторов на оптимальный состав компонентов в рецептурах тампонажных растворов.

5. Исследование свойств тампонажных растворов и буферных жидкостей, обработанных новыми химическими реагентами, оптимизация их составов и установление влияния этих реагентов на проницаемость призабойной зоны пласта и физико-механические характеристики раствора и камня.

6. Разработка и совершенствование способов и технических средств для предотвращения загрязнения продуктивного пласта при заканчивании (креплении) скважин.

7. Создание комплекса технических средств, материалов и технологических решений, обеспечивающих высокое качество цементирования скважин в сложных горно-геологических условиях, в том числе при наличии аномальных пластовых давлений и многолетнемерзлых пород.

8. Обеспечение технического и экономического эффекта от практической реализации разработок при заканчивании скважин в различных горногеологических условиях.

Методика исследования

Для решения поставленных задач проанализированы и обобщены литературные и промысловые данные, проведены теоретические, лабораторные, стендовые и промысловые исследования с использованием современной аппаратуры, оборудования, методов моделирования и математической статистики.

Защищаемые положения.

На защиту выносится совокупность научных разработок и положений, методических, технических и технологических решений и рекомендаций, обеспечивающих высокое качество крепления скважин и сохранение коллек-торских свойств продуктивных пластов, включающая:

1. Результаты исследования влияния технологических факторов на качество заканчивания скважин.

2. Методика априорной оценки качества заканчивания скважин по данным лабораторных исследований.

3. Комплексный методический подход к выбору технологических решений, технических средств, материалов и химических реагентов для заканчивания скважин в сложных горно-геологических условиях.

4. Результаты исследования новых материалов и химических реагентов, влияющих на свойства буферных жидкостей и тампонажных растворов.

5. Оптимальные составы новых тампонажных материалов, буферных жидкостей и цементных растворов.

6. Конструктивные особенности технических средств, используемых при креплении скважин, и область их применения:

6.1. Особенности технологической оснастки эксплуатационных колонн, используемой для сохранения коллекторских свойств пласта.

6.2. Технические средства для повышения качества цементирования обсадных колонн, в том числе хвостовиков.

7. Результаты внедрения разработанных технико-технологических решений и рекомендаций при заканчивании скважин в различных горногеологических условиях.

Научная новизна

1. Обоснован метод количественной оценки качества заканчивания скважин и влияния различных факторов на сохранение коллекторских свойств пласта и качество цементирования.

2. Усовершенствована методика исследования влияния технологических жидкостей на проницаемость кернов.

3. Осуществлена прогнозная оценка влияния различных технологических жидкостей на фильтрационную характеристику продуктивного пласта, позволяющая регулировать их свойства применительно к конкретным геолого-техническим условиям.

4. Исследовано влияние процесса цементирования на продуктивность скважины.

5. Изучено по фактическим данным влияние режимов цементирования на полноту замещения бурового раствора цементным и качество крепления скважин.

6. Разработана методика компоновки элементов технологической оснастки для повышения надежности и эффективности их работы.

7. Созданы экспериментальные установки для проведения исследований по оценке влияния жидкой и твердой фаз буровых и цементных растворов на проницаемость образцов керна в условиях, близких скважинным.

8. Обоснован выбор технико-технологических решений для повышения качества крепления скважин в сложных горно-геологических условиях.

9. На уровне изобретений разработаны технологии, технические средства, материалы и химические реагенты.

Практическая значимость работы

Разработаны технологические решения, технические средства, и новые высокоэффективные химические реагенты и составы для приготовления буферных жидкостей и высокостабильных тампонажных растворов для применения в различных геолого-технических условиях крепления скважин, защищенные патентами РФ, и организовано их серийное производство. Разработки включают:

-буферные жидкости с регулируемыми параметрами (Пат. РФ № 2 253 008) —

— способы цементирования и материалы для приготовления тампонажных растворов (A.c. СССР № 1 513 127- Пат. РФ № 2 194 149- 2 194 844- 2 209 931- 2 220 275- 2 220 276- 2 220 277- 2 232 042- 2 240 421- 2 255 204- 2 256 775- 2 259 468- 2 266 390) —

— технические средства, используемые при креплении скважин (A.c. СССР № 619 624- Пат. РФ № 2 055 158- 47 959- 59 130- 61 784- 63 417- 67 172- 68 582- 73 383- 73 913- 2 326 233).

Результаты выполненного комплекса исследований вошли в отраслевые и региональные нормативные документы, инструкции, методики, а именно:

-РД 39−2-771−82 & laquo-Методика обоснования и выбора конструкции забоев нефтяных добывающих скважин& raquo--

-РД 39−2-1319−85 & laquo-Технология создания конструкции открытого забоя скважины& raquo--

-РД 39−147 009−542−87 & laquo-Методические указания по технологии установки цементных мостов в скважинах, осложненных высокотемпературными условиями, кавернозностью ствола, проявлениями и частичными поглощениями& raquo--

-Технологические регламенты на заканчивание скважин на месторождениях ОАО НК & laquo-Роснефть»- («РН-Пурнефтегаз», 2000 г., «РН-Юганскнефте-газ»), 2001 г., ОАО & laquo-РИТЭК»-, 2003 г. и др. -

-Технико-технологические регламенты на крепление скважин на месторождениях ОАО НК & laquo-Роснефть»- («РН-Пурнефтегаз», 2002 г., «РН-Юганскнефтегаз», 2003 г.), ООО & laquo-Уренгойгазпром»-, 2004 г. и ООО «Ямбург-газдобыча», 2004 г.

-Технико-технологические регламенты на выполнение отдельных технологических операций, включающие следующие технологии:

-& laquo-Технология создания конструкции открытого забоя скважины с использованием устройства УКСОЗ& raquo-, 1991 г. -

-& laquo-Технология ступенчатого цементирования скважин с использованием устройства УГЦС& raquo-, 1991 г. -

-& laquo-Технология селективного цементирования с использованием устройств УСЦС и УС и СЦС& raquo-, 1994 г. -

-& laquo-Технология спуска и цементирования потайных колонн и хвостовиков& raquo-, 1998 г.

Реализация работы в промышленности.

Основные результаты данной работы (руководящие документы, технологическая оснастка, материалы, химические реагенты и технология крепления скважин с их использованием) при непосредственном участии автора внедрены в производство и нашли широкое применение как при проектировании, так и при практической реализации процесса заканчивания нефтяных и газовых скважин на различных месторождениях, как в нашей стране, так и за её пределами (ОАО НК & laquo-Роснефть»- - & laquo-Юганскнефтегаз»-, & laquo-Пурнефтегаз»-, «Став-ропольнефтегаз», & laquo-Ванкорнефть»-), ОАО НК & laquo-Славнефть»- - «Славнефть-Красноярскнефтегаз», ОАО «Томскнефть-ВНК», ОАО & laquo-Газпром»- - (& laquo-Уренгойгазпром»-, & laquo-Ямбурггаздобыча»-, & laquo-Кубаньгазпром»-, & laquo-Томскгаз»-), ООО «Бур-газ» — (Ф. «Тюменбургаз», Ф. «Кубаньбургаз») и др., а также республик Белоруссии, Грузии, Казахстана, Украины и Вьетнама.

Апробация работы.

Основные положения диссертационной работы докладывались на ежегодных отраслевых и межотраслевых научно-технических и научно-практических конференциях ОАО НПО & quot-Бурение"-: г. Краснодар, & quot-Вопросы промывки скважин с горизонтальными участками ствола& quot-, 1998 г.- г. Анапа -& quot-Технология и материалы для бурения и ремонта нефтяных и газовых скважин& quot-, 2000 г.- & laquo-Новые технологии, технические средства и материалы в области промывки скважин при бурении, заканчивании и ремонтных работах& raquo-, 2001 г.- & laquo-Основные принципы выбора технологий, технических средств и материалов при строительстве и ремонте скважин с целью снижения их стоимости и повышения продуктивности& raquo-, 2001 г.- & laquo-Заканчивание скважин с низкопроницаемыми коллекторами на месторождениях Западной Сибири& quot-, 2002 г.- & laquo-Импортозамещающие материалы, химреагенты и технические средства для строительства и эксплуатации скважин& raquo-, 2002 г.- & laquo-Технологическое обеспечение работ по промывке, креплению, восстановлению производительности нефтяных и газовых скважин и охране окружающей среды& raquo-, 2003 г.- & quot-Сервисное обеспечение бурения и ремонта скважин& quot-, 2003 г.- & quot-Заканчивание и ремонт скважин в условиях депрессии на продуктивные пласты& quot-, 2004 г.- & laquo-Заканчивание и ремонт нефтегазовых скважин с полным сохранением их продуктивности& raquo-, 2004 г.- & quot-Разведочное бурение на суше и континентальном шельфе России& quot-, 2005 г!- & quot-Современная техника и технология закан-чивания скважин и бурения боковых стволов& quot-, 2006 г- & laquo-Техника и технология. бурения боковых стволов& raquo-, 2006 г.- & quot-Современные технико-технологические решения в области бурения и капитального ремонта скважин& quot-, 2007 г.- & laquo-Материалы и оборудование для бурения и ремонта скважин, в том числе импортозамещающие& raquo-, 2007 г.- & laquo-Инновационные направления в области техники и технологи бурения и ремонта нефтегазовых скважин& raquo-, 2008 г.- на семинаре для специалистов буровых и проектных организаций по теме & quot-Новые технологии, технические средства и материалы, рекомендуемые к включению в проект на строительство нефтегазовых скважин& quot-, г. Краснодар 18 — 21 февраля 2002 г.- на научно — технических советах ОАО & laquo-Газпром»- в г. г. Москве (2004 г.), Тюмени (2001, 2004 г.), Ставрополе (2000, 2003 г.), Краснодаре (2004 г.), на конференциях Ассоциации буровых подрядчиков в г. г. Анапе (2000 г.), Москве (2005 г.), на научно-технических советах нефтяных компаний (& laquo-Лукойл»- (2003 г.), & laquo-Сургутнефтегаз»- (2003 г.), & laquo-ТНК»- (2003 г.), «ТНК-ВР» (2004 г.), & laquo-Юкос»- (2002 г., 2003 г., 2004 г.), & laquo-Славнефть»- (2004 г.) и др.

Публикации.

По теме диссертации опубликованы 84 печатные работы, в том числе — одна монография, 2 научно-технических обзора, 2 авторских свидетельства и 23 патента РФ на изобретения и полезные модели, 56 статей.

Структура и объем работы.

Работа состоит из введения, шести глав, основных выводов, списка использованной литературы, включающего 286 наименований и приложений, изложена на 318 страницах машинописного текста, содержит 54 рисунка и 38 таблиц.

На разных этапах работа выполнялась в лабораториях заканчивания скважин, вскрытия продуктивных пластов, крепления скважин и в лаборатории технологической оснастки ВНИИКРнефть и ОАО & laquo-НПО & laquo-Бурение»-, в которых автор работал и участвовал в качестве исполнителя отдельных этапов или руководителем.

Большую консультативную и техническую помощь в работе на разных этапах ее выполнения оказывали проф. М. О. Ашрафьян, проф. А. К. Куксов, проф. Д. Ф. Новохатский, д.т.н. Л. И. Рябова, сотрудники лабораторий, которым автор выражает искреннюю благодарность. Автор считает своим приятным долгом выразить благодарность профессорам Булатову А. И., Крылову В. И., Демихову В. И., Рябоконю С. А., Рябченко В. И., а также Кошелеву В. Н., Яко-венко В.И., Шурыгину и многим другим сотрудникам ВНИИКРнефти и НПО & laquo-Бурение»- за участие в совместных разработках и обсуждениях, способствующих повышению качества данной работы. Автор сохранит добрую память о безвременно ушедших из жизни друзьях и коллегах Пенькове А. И., Резни-ченко И.Н., Мариампольском H.A., Лебедеве O.A., Хусиде Л. Б., Бортове A.B. Особую признательность автор выражает специалистам производственных предприятий & laquo-Красноленинскнефтегаз»-, & laquo-Пурнефтегаз»-, & laquo-Юганскнефтегаз»-, & laquo-Красноярскнефтегаз»-, & laquo-Ванкорнефть»-, & laquo-Таймырнефтеразведка»-, «Тюмен-бургаз», & laquo-Кубаньгазпром»- и др. за техническую помощь при практическом внедрении разработок на предприятиях отрасли.

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

1. Выполнен анализ промысловых и литературных данных, обобщены теоретические, экспериментальные и промысловые исследования, позволившие подтвердить отрицательное влияние технологических жидкостей на фильтрационную характеристику пород продуктивного пласта как порового, так и трещинного типов.

2.У совершенствована методика априорной оценки качества заканчивания скважин.

3. Установлено, что основными загрязняющими компонентами образцов керна низкопроницаемых пород порового и трещинного типа являются фильтраты буровых и цементных растворов и жидкость перфорации. Наибольшее закупоривающее действие оказывают фильтраты буровых растворов на водной основе, обработанные полимерными реагентами. Глубина проникновения таких фильтратов колеблется от нескольких десятков сантиметров до нескольких метров. При наличии глинистой корки твердая фаза цементных растворов в поры пласта не проникает, а количество отфильтровавшейся жидкости затворе-ния определяется проницаемостью пристенного слоя и свойствами цементного раствора. Основным поражающим агентом трещинных коллекторов является твердая фаза буровых и цементных растворов, которые, проникая глубоко в трещины и обезвоживаясь, образуют тампоны, резко снижающие проницаемость коллектора, вплоть до его закупорки.

4. Установлено, что наиболее эффективным типом бурового раствора для вскрытия пластов являются:

-для поровых коллекторов — растворы РНО, безглинистые и малоглинистые полиалкиленгликолевые, а также лигносульфонатные буровые растворы-

-для трещинных коллекторов — растворы РНО, безглинистые и малоглинистые полиалкиленгликолевые или полимерглинистые буровые растворы, содержащие кислоторастворимый наполнитель.

5. Определено, что для предупреждения поглощения и снижения глубины проникновения жидкой и твердой фаз бурового и цементного растворов эффективными мероприятиями являются:

-снижение водоотдачи буровых растворов до 3−4см /ЗОмин, а тампонаж-ных растворов до 10−40см3-

— для терригенных коллекторов — введение в раствор кислоторастворимых наполнителей и кольматантов- для карбонатных коллекторов трещинного типа — введение в раствор кислоторастворимых наполнителей, размеры которых подбираются в соответствии с диапазоном раскрытия трещин

6. Разработаны на уровне изобретений материалы и химические реагенты для обработки тампонажных растворов и буферных жидкостей. Выполнены исследования рецептур цементных растворов и буферных жидкостей с добавками новых реагентов, позволившие оптимизировать их составы и обеспечить сохранение коллекторских свойств продуктивных пластов.

7. Созданы экспериментальные установки для проведения исследований по оценке влияния жидкой и твердой фаз буровых и цементных растворов на проницаемость образцов керна в условиях, близких скважинным, а также новые технологии и технические средства, обеспечивающие: предупреждение поглощения тампонажного раствора и сохранение коллекторских свойств продуктивного пласта в результате использования специального оборудования для осуществления способа ступенчатого цементирования скважин с углом наклона более 30°, что исключает применение в качестве управляющего элемента для открытия цементировочных отверстий второй ступени падающих элементов (пробки-бомбы, шара и пр.) —

— заканчивание скважины открытым забоем при перекрытии заколонного пространства скважины любой конфигурации с коэффициентом кавернозности до 1,4 и углом наклона ствола до 90°-

— исключение отрицательного воздействия цементного раствора на приза-бойную зону пласта, позволяющее проводить качественное цементирование интервалов от забоя до подошвы продуктивного пласта и выше от кровли до проектной отметки, а также взрывных методов вторичного вскрытия пласта-

— спуск и цементирование потайных колонн и хвостовиков в скважины различной конфигурации с помощью устройств различного принципа действия (с вращением и продольным расхаживанием, с подвеской на клиньях, на цементном камне и с опорой на забой).

8. Разработаны отдельные виды технико-технологических решений:

-технологическая оснастка (муфты ступенчатого цементирования с гидравлическим управлением, центраторы-турбулизаторы, обратные клапаны для горизонтальных скважин, центратор и цементировочная головка для цементирования обсадных колонн с вращением, скважинные фильтры и др.) —

-химические реагенты для обработки буферных жидкостей и цементных растворов, освоено их промышленное производство-

-новые составы тампонажных материалов, растворов и буферных жидкостей, прошедшие широкую апробацию в различных горно-геологических условиях.

9. Результаты аналитических и экспериментальных исследований, конструкторских разработок и научно обоснованных технологических решений прошли широкую апробацию и успешно внедрены на многих месторождениях Западной и Восточной Сибири, республик Удмуртии и Дагестана, Краснодарского и Ставропольского краев, республик Белоруссии, Грузии, Казахстана и Вьетнама. Результаты внедрения подтвердили эффективность разработок, позволили повысить качество крепления и добывные возможности скважин. Средний коэффициент качества по более чем 400 скважинам по данным АКЦ-метрии составил около 0,9.

10. Общий экономический эффект от применения технологии, технических средств и материалов при заканчивании скважин в сложных геолого-технических условиях и на месторождениях с низкопроницаемыми коллекторами составил более 25 миллионов рублей.

ПоказатьСвернуть

Содержание

1. Анализ современного состояния технологии заканчивания скважин в сложных горно-геологических условиях.

1.1. Геологические особенности месторождений и связанные с ними ос ложнения при заканчивани и эксплуатации скважин.

1.2. Обзор литературных источников, содержащих анализ современного состояния технологии заканчивания скважин

1.3. Технология и технические средства, применяемые при креплении скважин.

1.4. Анализ влияния технологии заканчивания на продуктивность скважин.

1.5. Выводы

2. Исследование влияния основных факторов на качество заканчивания скважин.

2.1. Обоснование методики исследований, выбор и разработка экспериментального оборудования.

2.2. Исследование влияния технологических факторов на изменение кол-лекторских свойств низкопроницаемых пластов.

2.2.1. Изменение деформационных и прочностных характеристик пород-коллекторов при их вскрытии.

2.2.2. Влияние буровых и цементных растворов на проницаемость породы пласта.

2.2.3. Оценка влияния вторичного вскрытия на фильтрационную характеристику пласта-коллектора.

2.2.4. Методика априорной оценки качества заканчивания скважин по данным лабораторных исследований.

Список литературы

1. Аглиуллин М. М. Оценка глубины проникновения фильтрата промывочной жидкости по данным испытателей пластов // Оценка выработки и качества вскрытия пластов методами ГИС. Тр. БашНИПИнефть и ВНИИ нефтепромгеофизика,-Уфа, 1988, вып. 18,-с. 91−97.

2. Алекперов В. Т. Повышение качества цементирования скважин // Нефяное хозяйство. 1978. -№ 11.- С. 60−61.

3. Алекперов В. Т., Никишин В. Н. О кольматации проницаемых отложений при бурении скважин//РНТС. сер. Бурение/ВНИИОЭНГ. -1972. вып. 2. -С. 30−33.

4. Алекперов В. Т., Никишин В. А. Кольматация проницаемых пластов в процессе бурения и ее последствия//Нефтяное хозяйство.- 1972. -№ 8.

5. Александров B.C. Влияние конструкции забоя на результаты испытания глубоких разведочных скважин//РНТС. сер. Нефтегазовая геология, геофизика и бурение/ ВНИИОЭНГ- 1984. -№ 5.- С. 49−52.

6. Амиян В. А., Амиян A.B., Васильева Н. П. Вскрытие и освоение нефтегазовых пластов.- М.: Недра, 1980, 380 с.

7. Андрусяк А. Н. О влиянии полиакриламида на нефтепроницаемость кол-лекторов. //Тезисы докладов республиканской научно-практической конференции & quot-Совершенствование технологических процессов на стадии за-канчивания скважин& quot-- Гомель, 1983. С. 21−22.

8. Анализ и обобщение работ научно-исследовательских, конструкторских и производственных организаций в области совершенствования цементирования скважин. Отчет по теме 36/69. Рук. Булатов А. И. и др. ВНИИКР-нефть, Краснодар, 1969 г., 224 с.

9. Апанович Ю. Г., Яремийчук P.C., Кифор Б. М. Воздействие на призабой-ную зону пласта многократными депрессиями//Нефтяное хозяйство. -1985. -№ 4

10. A.c. № 1 055 852 СССР. Буферная жидкость //Анопин С.А. и др.- БИ.- 1983. -№ 43. 34.

11. И. A.c. № 1 104 240 СССР. Буферная жидкость//А.К. Мухин и др. -БИ.- 1984. -№ 23.

12. А.С. № 1 765 367 AI (СССР)МКИ5 Е21 ВЗЗ/14 Муфта ступенчатого цементирования/В.И. Беляев., В. Ю. Близнюков. Б.И., 1992, № 36.

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

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

15. Ахияров В. Х. Особенности образования зоны проникновения и ее влияние на характеристику коллекторов в терригенном разрезе ЗападноСибирской равнины//Тр. Зап. Сиб. НИГНИ. -1975. -вып106. -С. 151−161.

16. Афридинов И. Ф., Асфандияров С. Т., Овцын И. О. Применения комплексной технологии заканчивания скважин в АНК & laquo-Башнефть»-№ //НХ. -1998,-№ 8. С. -9−11.

17. Ахмадишин З. Ш., Палий JI.B., Ахрименко В. Е. Влияние обработки там-понажных растворов на величингу давления гидропрорыва// Нефтян. И газовая промышл. -1991. -«-1. -С. 24−27.

18. Ахрименко В. Е., Широкородюк Т. В., Белый В. И. Цементные растворы для низкотемпературных скважин//СТр-во Нефт. И газов. Скв. На суше и на море. ВНИИОЭНГ, 2000. № 12. -С16−18.

19. Ахрименко В. Е., Гагай Г. И. Горлов А.Е. Пути повышения изолирующей способности тампонажных растворов/ Нефт. И газов. Пр-ть-1991,-3.С. -23−25.

20. Ахрименко В. Е., Гень О. П., Камалов О. Р. Влияние водоотдачи тампонаж-ного раствора на формирование контакта обсадная труба- цементный камень// Тр. ВНИИКР. & laquo-Теория и практика крепления и ремонта скв. Кр-р1987. -С. 32−37.

21. Ашрафьян М. О. Технология разобщения пластов в осложненных условиях. — М.: Недра, 1989. — 228 с. 58.

22. Ашрафьян М. О., Нижник А. Е. Об условиях движения технологических жидкостей при цементировании скважин. /НТЖ. Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. -2008. № 10.- С. 32−33.

23. Ашрафьян М. О., Нижник А. Е. Об условиях существования напорного режима движения технологических жидкостей при цементировании сква-жин/НТЖ. Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. -2008. № 12.- С. 33−35.

24. Ашрафьян М. О. Режимы движения жидкостей при цементировании скважин//Нефтяное хозяйство, 2004.- № 1. -е. 28−29. 28. Ашр. Гринько Ю. В., Савенок Н. Б., Высокопрочные тампонажные составы для цем-я СКВ. //НХ 1995. № 3C-38−40.

25. Ашрафьян .О., Гринько Ю. В. Оценка эффективности реагентов-пеногасителей для цементных растворов. Тр. ОАО НПО & laquo-Бурение»- вып.6. Кр-р 2001. С88−92.

26. Ашрафьян М. О., Гринько Ю. В., Савенок Н. Б. Высокопрочные тампонажные составы для цементирования скважин. //НХ 1995. № 3,-С-38−40.

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

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

29. Ашрафьян М. О., Бортов A.B. Опыт цементирования кондукторов на месторождениях ОАО «Юганскнефтегаз//Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море- 1998 № 12. — с. 19−22. 52.

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

31. Ашрафьян М. О., Кривошей А. В. Совершенствование технологии цементирования скважин на месторождениях ООО «Сибирская геофизическая компания'7/Нефтяное хозяйство, 2007, № 6. с. 12−14.

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

33. Ашрафьян М. О., Бортов A.B. Опыт применения высокопрочных тампонажных составов на месторождениях ОАО & laquo-Юганскнефтегаз»- //Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море-1998-№ 11

34. Ашрафьян М. О., Лебедев O.A., Саркисов Н. М. Совершенствование конструкций забоев скважин.- М-., Недра, 1987, 156 с.

35. Ашрафьян М. О., Лебедев O.A., Саркисов Н. М. Заканчивание глубоких скважин за рубежом. //ОИ сер. Бурение, М., ВНИИОЭНГ, 1979, 68 с

36. Багринцев М. И. Информационно-методические предпосылки разработки критериев оценки качества вскрытия пластов//Нефтяное хозяйство.- 1985. -№ 11.

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

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

39. Бабаян Э. В. Буровые технологии. Краснодар: & laquo-Советская Кубань& raquo-. 2005. 584 с.

40. Белов В. П. Пути управления процессом кольматации проницаемых пород при бурении скважин//Изв. ВУЗов, сер. Нефть и газ.- 1989.- № 3.- С. 25−32.

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

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

43. Бережной А. И. Теоретические предпосылки совершенствования техники и технологии цементирования газовых скв. Тр. УкрНИИгаз1970. Вып. 49. М. Недра. С. 3−12.

44. Бережной А. И. О факторах, влияющих на герметичность скуважин, зацементированных тампонажным раствором. //Тр. УкрНИИгаз. -1969 вып. 111 (7)-М. Недра. СЗЗ-40.

45. Близнюков В. Ю., Беляев В. И. Испытание муфты цементировочной гидравлической для ступенчатого цементирования сплошных и потайных ко-лонн//ЭИ. сер. Техника и технология бурения скважин. -М.: ВНИИОЭНГ, 1988,-вып. 12. -С. 15−18.

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

47. Бортов A.B. Тимовский В. П. Быстротвердеющий низкотемпературный тампонажный цемент Гипотезы поиск прогнозы. //Сб. трудов № 4 СКО Российской инженерной академии. Краснодар. 1998.

48. Бортов A.B. Специальные тампонажные материалы- один из путей повышения качества строительства скважин на месторождениях Западной Сибири// Сб. трудов НПО & laquo-Бурение»- № 6, 2001

49. Борьба с нарушениями эксплуатационных качеств пласта//ЭИ., сер. Бурение./ М., ВНИИОЭНГ.- 1977.- вып. 19.

50. Боярчук А. Ф. Основные закономерности формирования зоны проникновения глинистых растворов в трещинных карбонатных коллекторах// Геология нефти и газа. -1980. -№ 1. -С. 53−58.

51. Будников В. Ф., Булатов А. И., Макаренко П. Г. Проблемы механики бурения и заканчивания скв. М. Недра. 1996. 496 с.

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

53. Булатов А. И., Крылов В. И., Новохатский Д. Ф. Цементы и тампонажные смеси, применяемые за рубежом. -М.: ВНИИОЭНГ. ОИ, 1977, 72 с.

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

55. Булатов А., Уханов Р. Ф. Совершенствование гидравлических методов цементирования скважин, — М. Недра, 1978. -е. 158−207.

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

57. Булатов А. И. Технология цементирования нефтяных и газовых скважин. М., Недра, 1973, 296 с.

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

59. Булатов А. И. Данюшевский B.C. Тампонажные материалы.М. Недра. 1987 280 с.

60. Булатов А. И. Мариампольский H.A. Регулирование технологических показателей тампонажных ьрастворов. М. Недра. 1988. 320с.

61. Булатов А. И. Аветисов А.Г. Справочнок инженера по бурениюМ. Недра. 1995 Т. 1−4.

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

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

64. Буферная жидкость для разделения бурового и цементного растворов/ Белоусов Г. А., Муратов В. К., Бывальцев Б. М. и др. НХ 1987 № 8 С. 25−29.

65. Буровые растворы на Аляске /Кохмановский H.H., Флорес Л. Г., Билы-ковский Я.С. и др. Обзор зарубежной литературы. М., 1972, 36 с.

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

67. Бутт Ю. М., Колбасов В. М., Топильский Г. В. Физико-химический процесс твердения цементов при низких температурах.- В кн.: Вяжущие материалы Сибири и Дальнего Востока. Новосибирск, & laquo-Наука»-, 1970. -С. 70−85.

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

69. Винарский М. С., Муратов B.C., Петрова С. И. Влияние свойств бурового раствора на состояние призабойной зоны продуктивного пласта//Нефтяное хозяйство.- 1977. -№ 6.- С. 27−29.

70. Влияние конструкции забоя на добывные характеристики скважин в тре279щинном коллекторе /Лебедев O.A., Саркисов Н. М., Александров В. Б. и др. //Нефтяное хозяйство.- 1984. -№ 12.- С. 42−44.

71. Влияние давления при цементировании на продуктивность скважин в условиях Западной Сибири /Качалов О.Б., Медведев Н. Я., Бабец М. А. и др. // ЭИ, сер. Техника и технология бурения скважин, отечественный опыт. -1988. -№ 2. -С. 15−17.

72. Вавржин Ф., Крчма Р. Химические добавки в строительстве. -М.: Строй-издат, 1969, -288 с.

73. Влияние ступенчатого цементирования скважин на их продуктивность ЯЦавелев Н.Л., Карпов A.B., Сысоев B.C. и др. // Нефтяное хозяйство. -1998. -№ 5.- С. 20−21.

74. Влияние геолого-технических факторов на качество цементирования скважин/А. И. Булатов, В. X. М. Дулаев, Е. П. Ильясов и др. //РНТС ВНИИОЭНГ. Сер. Бурение. -1982. -Вып. 21(39).

75. Волошин В. А. Модификация тампонажного раствора поливиниловым спиртом с целью снижения водоотдачи. Журнал прикладной химии. 1978 8 Т. 51 С. 1772−1776.

76. Временная инструкция по применению буферных систем при цементировании обсадных колонн. Краснодар, 1975 г.

77. Влияние нарушений продуктивного пласта на его компонентоотдачу //ЭИ, сер. Бурение. Разработка и эксплуатация газовых и морских нефтяных месторождений в зарубежных странах.- 1987, вып. 9.- С. 18.

78. Возбуждение притоков и исследование скважин открытым забоем в Западной Сибири // Тр. ЗапСибНИГНИ под ред. Ф. К. Федорцова, вып. 162. -Тюмень.- 1981, 128 с.

79. Волженский A.B., Буров Ю. С., Колокольников B.C. Минеральные вяжущие вещества. Стройиздат., М., 1973, 479 с.

80. Всрытие слабосцементированных пластов перфорацией /Лебедев O.A., Наюк И. В., Панов Б. Д. и др. // Буровые растворы и технология промывки скважин Тр. ВНИИКРнефти, вып. 12, Краснодар.- 1977. -С. 103−110.

81. Выжигин Г. В. Влияние условий вскрытия пластов и заканчивания скважин на продуктивность//Нефтяное хозяйство.- 1985.- № 5. -С. 45−48.

82. Выжигин Г. В., Кривоногов A.M., Жариков П. Г. Необратимость сниженияпроницаемости пород при воздействии бентонитового бурового раствора//

83. НТИС, сер. Бурение.- 1984. -№ 9. -С. 19−21.

84. Выбор типа бурового раствора для вскрытия продуктивных пластов /

85. Глебов В. А. и др. //Нефтяное хозяйство. -1986. -№ 1. -С. 21−31.

86. Вяхирев В. И. Овчинников В.П. Овчинников П. В. Облегченные тампонаж-ные растворы для крепления газовых скв. М. Недра. 2000. -134 с.

87. Гуменюк A.C., Чжао П. Х., Никитин В. П. Исследование свойств тампо-нажных растворов для пониженных температур//ЭИ. Бурение газовых и морских нефтяных скважин. 1981. -вып.2. С. 16−21.

88. ГолыбинА.М., Гусев В. И. Определение оптимальной плотности гидропескоструйной перфорации//Реф. сборник ВНИИОЭНГ, сер. Нефтепромысловое дело.- 1982. -№ 9.- С. 20−22.

89. Гринько Ю. В. Разработка комплексных реагентов-компаундов для цементирования продуктивных пластов автореф. Дисс. ктнОАО Кр-р 2004. -24с.

90. Данюшевский B.C. Проектирование оптимальных составов тампонажных цементов. -М.: & laquo-Недра»-, 1978, 294.

91. Дарли Г. Предотвращение ухудшения продуктивности скважин в результате отложений в пласте твердых частиц бурового раствора// Инженер-нефтяник.- 1975. -№ 10.

92. Двойников М., Овчинников В., Будько А., Газгиреев Ю. Цементирование скважин на Варьеганском месторождении. Бурение и нефть. 2004, май с. 18−20.

93. Дегтярев Г. П. Применение моющих средств. -М.: Колос.- 1981.

94. Демьяненко H.A., Минеев Б. П. Оценка влияния некоторых геолого-технических факторов на степень кольматации околоствольной зоны пласта продуктами буровых растворов// Азербайджанское нефтяное хозяйство. -- 1986. -№ 12. -С. 3−7.

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

96. Добросмыслов A.C., Атгараев В. Ф., Бортов А. В. Анализ состояния бурения скважин на Приобском месторождении//Труды ОАО НПО «Буре-ние». Краснодар. -2003. -вып. 9. -е. 241−248.

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

98. Дулаев В. Х-М., Сугак В, М., Меденцев В. М. Новый подход к оценке герметичности зацементированных интервалов скважин//"Строительство нефтяных и газовых скажин на суше и на море& raquo-, 1997. № 12. & mdash-С. -67−68.

99. Динник А. Н., Моргалевский А. Б., Савин Г. Н. Распределение напряжений вокруг подземных горных выработок// Тр. Совещания по управлению горным давлением. Изд. АН СССР, М., 1938.

100. Егер Д. А., Рыбчак Е. В. Влияние условий вскрытия пласта на освоение скважин// Нефтяная и газовая промышленность.- 1985. -№ 2. -С. 28−30.

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

102. Еременко В. В., Михайличенко В. М. Новые обратные клапаны для обсадных колонн. РНТС & laquo-Машины и нефтяное оборудование& raquo- ВНИИОЭНГ, № 2,-М., 1975. -С. З-5.

103. Ермаков В. А., Охотников А. Б., Атгараев В. Ф. Опыт строительства скважин с номинальными диаметрами ствола 215,9 мм и эксплуатационной колонны 177,8 мм//Труды ОАО НПО «Бурение». -Краснодар.- 2002. -вып.7. -с. 253−259.

104. Заикин Н. П., Харчиков П. К., Гонцов A.A. Эффективность заканчивания скважин на нефть и газ в Белоруссии// НТИС, сер. Нефтегазовая геология, геофизика и бурение, вып. 5, ВНИИОЭНГ.- 1984.- С. 27−29.

105. Запорожец И. Д. Окороков С.Д., Парийский А. Д. Тепловыделение бетона. М., 1966, 310 с.

106. Здоров Ф. Г., Нижник А. Е. О влиянии цементированя на фильтрационную характеристику продуктивных пластов//Нефтяное хозяйство. -1978. -№ 10. -С. 26−28. 1987.

107. Здоров Ф. Г., Яковенко В. И., Колесников H.A. Закупорка трещин твердой фазой бурового и цементного растворов//Изв. ВУЗов, сер. Нефть и газ.- 1985. -№ 7.- С. 15−19.

108. Иванников В. И. Осложнения при цементировании скважин и возможности их предотвращения//НТЖ Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море-М.: 2002, № 2.- С. -39−40.

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

110. Ильясов Е. П. Терентьев Ю.И., Капралов В. И. Повышение качества цементирования скв. на нефтяных м-ях Пермской обл. за счет применения буферных жидкостей. РНТС сер. Бурение 1973. 11 С 27−29.

111. Ильясов Е. П. Утробин Н.С., Мельников Ю. В. Использование модифицированной метилцеллюлозы для снижения водоотдачи тампонажных растворов. НХ 1976 2 С65−67.

112. Изучение характера загрязнения пласта с помощью кернов и керновых анализов// ЭИ., сер. Бурение, М., ВНИИГИ, 1977, вып. 19.

113. Инструкция по применению материала буферного порошкообразного БП-100//РД 39−1-468−80, Краснодар, 1980. 121. & laquo-Инструкции по креплению нефтяных и газовых скважин& raquo- (РД-39−147 001−767−2000) ОАО & laquo-Газпром»-, Краснодар 2000. -224с.

114. Облегченные тампонажные растворы на основе газонаполненных стеклянных микросфер /В.Ф. Янкевич, А. А. Фролов, Н. Н. Белей и др. //Труды ОАО НПО & laquo-Бурение»-, вып. 2, Краснодар, 1999. -С. -110−114.

115. Исследования по заканчиванию скважин в Мексике //Экспресс-информация, сер. Нефтедобывающая промышленность, ВНИИТИ-1977. -вып. 20.

116. Исследование, модернизация, разработка и испытания в промышленных условиях технологической оснастки обсадных колонн для крепления нефтяных и газовых скважин. Отчет по теме 4/76. Краснодар. 1979 & mdash-С. 91, 1980. -С. 121

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

118. Использование каустического магнезита для крепления скважин при низких положительных и отрицательных температурах. М.: ВНИИОЭНГ, ЭИ. сер. & laquo-Бурение»-, 1974, № 16, с. 1−3.

119. Калинин В. Г., Сухоносов Г. Д. Оценка проницаемости пласта-коллектора при испытании его с помощью испытателя пластов, спускаемого на тру-бах. Бурение 1983. Вып. 5 С 21−22.

120. Калинин В. Ф. Оценка качества вскрытия пластов и освоения скважин // Нефтяное хозяйство. -1986. -№ 8.

121. Карней JI. JI. Рекомендации по выбору жидкости для заканчивания скважин// Инженер-нефтяник.- М., Недра.- 1977. -№ 4.

122. Касперский Б. В., Панов Б. Д. К вопросу исследования влияния промывочной жидкости на пропускную способность пористой среды// Тр. КФВНИИ, вып. 23.- 1970.- С. 91−96.

123. Касьянов Н. М., Штырлин В. Ф. Вопросы повышения качества вскрытия продуктивных пластов. -М.: ВНИИОЭНГ.- 1969, 89 с.

124. Каримов Н. Х. Агзамов Ф.А., Газизов Х. В. Облегченный тампонажный раствор с улучшенными технологическими свойствами. Изв. ВУЗов Нефть и газ 1997. -6 С. 45.

125. Карпов В. М. Рамазанов Д.Ш., Соловьева З. Я. Оценка влияния зоны проникновения фильтрата бурового раствора на продуктивность скважин /Вопросы вскрытия и разобщения продуктивных пластов на месторождениях Западной Сибири Тр. СИБНИИНП Тюмень 1983. С23−31.

126. К вопросу о влиянии процесса цементирования на продуктивность скважин/Нижник А. Е. Куксов А.К., Лебедев O.A. и др. //Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. -2001. -№ 5−6.

127. К вопросу о плотности контакта расширяющегося цементного камня с обсадными трубами/ Новохатский Д. Ф., Нижник А. Е., Мягкий Я. Д И др. // СЖ. Бурение & нефть. -2007. № 12. -С. 28−30.

128. Кошелев А. Т., Проводников Г. Б., Саунин В. И. К оценке качества вскрытия продуктивных пластов//Совершенствование технологии бурения, крепления и освоения скважин на месторождениях Западной Сибири. Тр. СибНИИНП. Тюмень.- 1991, — С. 32−34.

129. Козубовский Г. А. Некоторые особенности распределия фильтрата бурового раствора в призабойной зоне Тр. СибНИИНП Тюмень 1983.С. 27−31

130. Крезуб А. П., Лебедев O.A., Нижник А. Е. Кольматация и очистка тре-щиноватопоровых коллекторов под воздействием утяжеленных буровых растворов// Бурение.- 1982. -№ 4. -С.8.

131. Крезуб А. П., Рабинович Н. Р. Выбор технологии вскрытия продуктивных пластов//Нефтяное хозяйство.- 1987. -№ 8. -С. 12−14.

132. Крезуб А. П., Яковенко В. И. Изменение проницаемости коллекторов в ПЗП при заканчивании скважин//Нефтяное хозяйство.- 1986. -№ 12. -С. 4447.

133. Крепление скважин эксплуатационными колоннами без цементирования нефтеносной части пластов / Рахимкулов Р. Ш., Афридонов И. Ф., Ас-фандияров Р.Т. и др. // Нефтяное хозяйство.- 1996. -№ 6. -С. 10−13.

134. Крепление скважин эксплуатационными колоннами без цементирования нефтеносной части пластов / Рахимкулов Р. Ш., Афридонов И. Ф., Асфан-дияров Р.Т. и др. // Нефтяное хозяйство.- 1996. -№ 6. -С. 10−13.

135. Круглицкий H.H. Физико-химическая механика тампонажных раство-ров. //Киев: & laquo-Наукова думка& raquo-, 1974, с. 151−154.

136. Кравцов В. М., Мавлютов М. Р., Самсоненко В. И. Быстротвердеющий тампонажный материал для цементирования низкотемпературных скважин.- В кн.: Технилогия бурения нефтяных и газовых скважин. Межвузовский сборник. Вып. 2, Уфа 1980, с. 166−172.

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

138. Кравченко И. В., Кузнецова Т. В., Власова. Химия и технология специальных цементов. & mdash-М.: Стройиздат, 1979, -208 с.

139. Лебединец Н. П. О влиянии перекрытия трещиноватых известняков зацементированными колоннами на процесс освоения и продуктивность скважин//Тр. ГрозНИИ, вып. 16. -М., 1963.

140. Лебедев O.A., Нижник А. Е. Исследование процесса кольматации и очистки гранулярных коллекторов// Технология заканчивания скважин. Тр. ВНИИКРнефть, вып. 19.- 1980. -С. 60−65.

141. Лебединец Н. П. О влиянии перекрытия трещиноватых известняков зацементированными колоннами на процесс освоения и продуктивность скважин//Тр. ГрозНИИ, вып. 16.- М., 1963.

142. Литвишко А. Г., Векслер А. И. Вытеснение глинистого раствора при цементировании скважин. & laquo-Труды ВНИИНГП& raquo-, Волгоград, 1967.- Вып. 1.

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

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

145. Лушпеева O.A., Кошелев В. Н., Зозуля Г. П. Применение ПАВ комплексного действия при бурении скважин в ОАО «Сургутнефтегаза/Нефть и газ, Тюм. ГНУ, 1999 г., № 4, стр. 37−42.

146. Ли Ф. М. Химия цемента и бетона. Стройиздат., М., 1961, 246 с.

147. Методика комплексной оценки качества вскрытия продуктивных пластов, заканчивания скважин и выбора рабочих жидкостей для повышения качества вскрытия пластов//РД 39−147 009−742−92. Краснодар. -1992.

148. Методика оценки качества вскрытия пластов и освоения скважин// РД 39- 147 009−509−85. Краснодар .- 1985.

149. Методика обоснования и выбора конструкции забоев нефтяных добывающих скважин// РД 39−2-771−82 /Ашрафьян М.О., Лебедев O.A., Сарки-сов Н.М. и др./ Краснодар.- 1982. -С. 21.

150. Методы исследования цементного камня. Стройиздат., М., 1970,. 345 с. 286

151. Мироненко О. Н. Разработка технологии применения и рецептуры вязко-упругого состава. Известия Северо-Кавказского научного центра и высшей школы. Технические науки. 1981. № 1. -е. 91−94.

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

153. Метод оценки эффективности буферных жидкостей. Баринов В. Н., Конрад Ф. Ф., Маслиенко В. Е. и др. Тр. ВНИИКР. вып. 9 Кр-р1975 С. 120 122.

154. Нанадзе А. О., Антонова М. Н. Влияние сжимаемости пород на изменение фильтрационно-емкостных свойств трещинных коллекторов //Азербайджанское нефтяное хозяйство.- 1989. -№ 9.- С. 21−23.

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

156. Нижник А. Е. Совершенствование некоторых элементов технологической оснастки, направленных на повышение качества крепления сква-жин/НТЖ. Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. -2008. № 11.- С. 34−36.

157. Нижник А Е., Щелков М. Г., Щелков A.M. Особенности крепления скважин открытым забоем в стволе большого диаметра с открытым резер-вуаром. /НТЖ. Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. -2007. № 2. -С. 43−45.

158. Нижник А. Е. Технические средства для спуска и цементирования хвостовиков, технология и результаты применения. /НТЖ. Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. -2008. № 2.- С. 49−51.

159. Нижник А. Е. Особенности крепления сеноманских скважин на Песцовом и Заполярном месторождениях. /НТЖ. Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. -2008. № 5.- С. 50−52.

160. Нижник А. Е. Восстановление проницаемости призабойной зоны при заканчивают скважин// Тезисы докладов ВНТК МУС. М.: 1980.

161. Нижник А. Е. Исследование кольматации песчаника фильтратом полимерного тампонажного материала Контарен-1//Тезисы докладов ВНТК. Ивано-Франковск.- 1982. -С. 105−107.

162. Нижник А. Е. Стендовая установка для исследования элементов конструкции призабойной зоны скважин со слабосцементированными коллекторами//Технология крепления скважин. Тр. ВНИИКРнефть, вып. 17. Краснодар.- 1979. -С. 60−65.

163. Нижник А. Е. Исследования по кольматации кернов и восстановлению их проницаемости// Выбор оптимальной технологии промыки скважин. Тр. ВНИИКРнефть. Краснодар.- 1981. -С. 126−130.

164. Нижник А. Е. Классификация факторов, влияющих на формирование глинистой корки и кольматацию проницаемых объектов при заканчивании скважин//Тр. ВНИИКРнефть. Краснодар. -1984. -С. 102- 106.

165. Нижник А. Е., Тимовский В. П., Бортов A.B. Опыт селективного цементирования продуктивного объекта на Приразломном месторождении Западной Сибири/ Гипотезы поиск прогнозы. // Сб. трубов № 4 СКО Российской инженерной академии. Краснодар. -1999.

166. Нижник А. Е. Совершенствование технологии заканчивания скважин при вскрытии низкопроницаемых коллекторов/ Диссертация, к.т.н., Краснодар 1999 г. 242 с.

167. Нижник А. Е., Тимовский В. П., Бортов А. В Новые технические средства и технология цементирования скважин открытым забоем. // Сб. трудов СКО РИА. Краснодар.- 2001 № 4.

168. Нижник А. Е., Лебедев O.A., Бортов A.B. Испытание способа селективного цементирования продуктивного объекта на месторождениях Западной Сибири//Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. -1998. -№ 10. -С. 25−27.

169. Новые конструкции забоев и эффективнсть эксплуатации скважин / Габ-дуллин Р.Г., Юсупов И Т.Г., Лобанов Б. С. и др. //Нефтяное хозяйство, 1987.- № 7. -С. З-6.

170. Обратные клапаны для обсадных колонн/ Левин Е. М., Гончаров А. Н., Михайличенко В. М. и др. РНТС. Машины и нефтяное оборудование, ВНИИОЭНГ, М.: 1977, № 2.

171. Овнатанов Г. Т. Вскрытие и обработка пласта, — М.: Недра. -1970. 309 с.

172. Особенности заканчивания скважин в странах СЭВ / Сидоров H.A., Се-ренко И.А., Сурикова O.A. и др. // М., ВНИИОЭНГ. ОИ. сер. Бурение. -1986,62 с.

173. Особенности техники и технологии заканчивания скважин в неустойчивых коллекторах./ Ашрафьян М. О., Лебедев O.A., Саркисов Н. М. и др. // -ОИ, сер. Бурение. М., ВНИИОЭНГ.- 1979, 48 с.

174. Особенности применения различных конструкций забоев скважин в трещинно-поровых коллекторах./ Ашрафьян М. О., Лебедев O.A., Нижник А. Е. и др. //Нефтяное хозяйство.- 1981. -№ 10. -С. 19−23.

175. Особенности вскрытия, испытания и опробования трещинных коллекторов нефти/Вадецкий Ю.В., Жучков A.A., Макаров Г. М. и др. //М. Недра, 1973, 136 с.

176. Оценка применения параметра ОП к анализу качества заканчивания скважин. /Проводников Г. Б., Зарипов М. Д., Кошелев А. Т. и др. // Тр. Сиб-НИИНП. Тюмень.- 1991. -С. 51−56.

177. Окороков С. Д. Взаимодействие минералов портландцементного клинкера в процессе твердения цемента. Стройиздат., С., М., 245 с.

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

179. Облегченный тампонажный раствор с добавкой минерализованного гли-нопорошка. // ОАО ВНИИОЭНГ, М., 1976, Проспект ВДНХ, 1с.

180. Опыт цементирования скважин на Киняминском месторождении (ООО & quot-Сибирская геофизическая компания")/Ю. В. Гринько, Г. Г. Трапизонян, В. Ф. Атгараев, Е. В. Худобин Труды ОАО НПО & quot-Бурение"-, вып. 14, 2005. -с. 214−221.

181. Орешкин Д. В., Янкевич В. Ф., Первушин Г. Н. Проблемы крепления стенок при строительстве нефтяных и газовых скважин //НТЖ Строитель289ство нефтяных и газовых скважин на суше и на море — М.: 2002, № 7−8. — С. -43−46.

182. Пат. № 63 417 (Россия). Цементировочная головка. А. Е. Нижник, С. А. Рябоконь, В. В. Шабанов, В. Ф. Атгараев. Б. И. 27. 05. 2007, № 15.

183. Пат. № 61 784 (Россия). Клапан обратный для обсадных колонн. А. Е. Нижник, С. А. Рябоконь, В. JI. Дробов, А. В. Бортов, В. Ф. Атгараев. Б. И. 10. 03. 2007, № 7.

184. Пат. № 59 130 (Россия). Устройство для спуска и цементирования хвостовика. А. Е. Нижник, С. А. Рябоконь, В. Л. Дробов, А. В. Бортов, В. Ф. Атгараев. Б. И. 10. 12. 2006, № 34.

185. Пат. № 2 023 864 (РФ) Обратный клапан. Беляев В. И., Близнюков В. Ю., Липатов В. В. Б.И. 1994, № 22.

186. Пат. № 2 055 158 (РФ) Устройство для крепления скважин открытым забо-ем/Яковенко В.И., Нижник А. Е., Дерновой В. П. и др. Б.И. 1996, № 6.

187. Пат. № 2 259 468 (РФ) Комплексный реагент для тампонажных растворов и тампонажный раствор./ Рябоконь С. А., Рябова Л. И., Нижник А. Е. 2005. БИМП № 25.

188. Пат. № 2 255 204 (РФ) Облегченный тампонажный раствор, раствор для продуктивной зоны скважины и способ цементирования скважин. /Кошелев В.Н., Рябова Л. И., Нижник А. Е. 2005, БИМП № 18.

189. Пат. № 2 176 018 (РФ) Муфта ступенчатого цементирования/ Близнюков В. Ю., Близнюков Вит.Ю., Серебряков И. С. Б.И. 2001, № 32.

190. Пат. 2 253 008 (РФ) Универсальная буферная жидкость. Рябоконь С. А., Шамина Т. В., Нижник А. Е. 2005. БИМП № 15.

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

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

193. Повышение надежности конструкции открытого забоя скважин на Са-лымском месторождении/Ашрафьян М.О., Лебедев O.A., Саркисов Н. М. и др. //Нефтяное хозяйство.- 1985. -№ 3. -С. 15−17.

194. Повышение эффективности разработки месторождений Западной Сибири/Нефтяное хозяйство.- 1986. № 11.

195. Прокошев H.A. Опыт освоения низкопроницаемх коллекторов на Западно-Сургутском месторождении//Нефтяное хозяйство. -1985. № 8. -С. 1012.

196. Применение тампонажных растворов с повышенными изолирующими св-вами РПИС Гринько Ю. В., Бурдыга В. А., Тимофеева Е. В. и др. Стр-во нефтяных и газовых скважин на суше и на море. -2001.№ 7.- С 21−23.

197. Применение комплексной технологии заканчивания скважин в АНК & quot-Башнефть"-/ Афридонов И. Ф., Асфандияров Р. Т., Овцын И. О. и др. // Нефтяное хозяйство. -1998. -№ 8. -С. 9−11.

198. Повышение надежности конструкции забоя скважины в низкопроницаемых коллекторах /Ашрафьян М.О., Лебедев O.A., Новиков A.C. и др. // Нефтяное хозяцйство.- 1991. № 1. -С. 44−46.

199. Повышение эффективности вскрытия и опробования нефтегазоносных пластов/ Иванюта М. М., Гульгун Б. Ю., Зозуляк М. И. и др. //М.: Недра. -1973,129 с.

200. Рабинович Н. Р. Инженерные задачи механики сплошной среды в бурении. -М.: Недра.- 1989, 270 с.

201. Рабинов

Заполнить форму текущей работой