Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Разработка и совершенствование специальных тампонажных составов для предупреждения и ликвидации осложнений при бурении и эксплуатации нефтяных и газовых скважин

ВАК РФ 25.00.15, Технология бурения и освоения скважин

Содержание диссертации, кандидата технических наук, Савенок, Ольга Вадимовна

ВВЕДЕНИЕ

ГЛАВА Г АНАЛИЗ СОВРЕМЕННОГО СОСТОЯНИЯ РАБОТ В

ОБЛАСТИ СОЗДАНИЯ ТАМПОНАЖНЫХ СОСТАВОВ

ДЛЯ ПРЕДУПРЕЖДЕНИЯ И ЛЖВИДАЦИИ

ОСЛОЖНЕНИЙ ПРИ СТРОИТЕЛЬСТВЕ И

ЭКСПЛУАТАЦИИ СКВАЖИН

1.1. Тампонажные составы для ликвидации поглощений при бурении скважин

1.2. Облегченные тампонажные составы для предупреждения поглощений при креплении скважин

1.3. Тампонажные составы для предупреждения и ликвидации газопроявлений

1.4. Тампонажные составы для изоляции водопритоков и межпластовых перетоков

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Разработка и совершенствование специальных тампонажных составов для предупреждения и ликвидации осложнений при бурении и эксплуатации нефтяных и газовых скважин"

Актуальность проблемы. Одним из эффективных путей интенсификации нефтегазодобычи является дальнейшее повышение качества строительства скважин и совершенствование технологии изоляционных работ, направленных на предупреждение и ликвидацию проявлений, поглощений, во-допритоков и межпластовых перетоков при бурении и эксплуатации нефтяных и газовых скважин.

Проблема борьбы с проявлениями и поглощениями при углублении скважин занимает важное место в общем комплексе мероприятий по повышению качества и сокращению цикла строительства скважин. Несмотря на рост эффективности методов и средств, применяемых к этим видам осложнений, затраты на них по отрасли остаются значительными.

Не менее важной является проблема поглощения тампонажного раствора и, как следствие, недоподъем его до расчетной высоты. Число скважин с недоподъемами цементного раствора достигает 20-25 %. Это является причиной снижения долговечности скважин, нарушения экологической обстановки разрабатываемых месторождений, уменьшения темпов добычи нефти, а также таких осложнений как межпластовые перетоки жидкостей и газов в незацементированном заколонном пространстве, коррозия обсадных труб от воздействия агрессивных минерализованных вод, водопроявления и грифо-нообразования.

Проявления и поглощения при бурении, водопритоки и межпластовые перетоки после цементирования и во время эксплуатации скважин возникают во многих нефтегазовых регионах. В этой связи особую важность приобретают проблемы разработки новых и совершенствования существующих рецептур облегченных тампонажных материалов, водоизолирующих цементных композиций, твердеющих баритовых пробок, низкозамерзающего вязкоупругого состава для предупреждения и ликвидации зон проявлений, поглощений, водопритоков и межпластовых перетоков при бурении и эксплуатации.

Цель работы. Разработка облегченного тампонажного материала, во-доизолирующих цементных композиций, твердеющих баритовых пробок, новых рецептур вязкоупругих составов, в том числе низкозамерзающего, для предупреждения и ликвидации проявлений, поглощений, водопритоков и межпластовых перетоков при бурении и эксплуатации скважин.

Основные задачи исследований.

1. Анализ современного состояния работ, связанных с использованием тампонажных составов для предупреждения и ликвидации осложнений при строительстве и эксплуатации скважин.

2. Исследование и разработка облегченных тампонажных материалов для предупреждения поглощений при цементировании.

3. Исследование и разработка водоизолирующих цементных композиций для установки перемычек при ликвидации водопритоков и межпластовых перетоков.

4. Исследование и разработка твердеющих баритовых пробок для предупреждения и ликвидации проявлений и поглощений.

5. Исследование и разработка новых рецептур вязкоупругих составов, в том числе низкозамерзающего, с использованием реагентов, п1ироко используемых при обработке буровых и тампонажных растворов, для ликвидации поглощений, водопритоков и межпластовых перетоков.

6. Апробация разработанных тампонажных составов для осложненных условий бурения и проведения ремонтно-изоляционных работ в эксплуатационных и нагнетательных скважинах; использование результатов проведенных исследований в учебном процессе при подготовке специалистов нефтегазового профиля.

Научная новизна.

1. Теоретически обоснованы и экспериментально подтверждены основные принципы создания облегченных тампонажных материалов, содержащих доломит.

2. Научно обоснован и экспериментально подтвержден выбор реагентов-пластификаторов в сочетании с комплексообразующим катионом для увеличения водоизолирующей способности цементных композиций.

3. Сформулированы основные положения создания твердеющих баритовых пробок.

4. Составлены уравнения реакций образования вязкоупругих составов с обоснованием выбора реагентов для их получения и предложен принцип получения низкозамерзающего ВУС.

Практическая ценность работы.

Разработан комплекс рецептур тампонажных составов:

- облегченных тампонажных материалов, названных материалом там-понажным облегченным безусадочным модифицированным МТОБ-М1 и МТ0Б-М2 со следующим количественным соотношением компонентов, мае. %: ПЦТ - 45, доломит - 10, трепел - 45 и доменный шлак - 40, доломит - 25, трепел-35;

- водоизолирующих цементных композиций, обработанных реагентом-пластификатором в сочетании с комплексообразующим катионом;

- твердеющих баритовых суспензий, в состав которых введен вяжущий материал;

- новых типов вязкоупругих составов с использованием реагентов, широко используемых для обработки буровых и тампонажных растворов, в том числе низкозамерзающего, приготовленного на растворе бишофита.

Реализация работы. Разработанные тампонажные составы для производства буровых работ в осложненных условиях и проведения ремонтно8

ИЗОЛЯЦИОННЫХ работ были испытаны в скважинах ОАО НПО «Роснефть-Термнефть» и НГДУ «Мамонтовнефть», а также использованы при составлении методических указаний для практических и лабораторных учебно-исследовательских работ для студентов Кубанского государственного технологического университета специальности 090800 - Бурение нефтяных и газовых скважин.

Заключение Диссертация по теме "Технология бурения и освоения скважин", Савенок, Ольга Вадимовна

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ

1. На основании расчета модулей основности, активности и силикат-ности обоснована возможность использования доломита в качестве добавки к портландцементу и доменному шлаку для повышения вяжущих свойств последних. Объяснен механизм влияния доломита на вяжущие материалы его химической природой, т.е. значительным содержанием реакционноспособных оксидов кальция и магния. В качестве водоудерживающих добавок наиболее перспективными признаны представители осадочных кремнеземистых пород - диатомита и трепела, эффективность действия которых заключается в их способности связывать гидроксид кальция с образованием гидросиликатов тоберморитовой группы, обеспечивающих рост прочности, термостойкости и сульфатостойкости сформированного камня.

2. Разработано два новых цемента, названных материалом тампонаж-ным безусадочным модифицированным МТ0Б-М1 и МТОБ-М2, со следующим количественным соотношением компонентов, мае. %: ПЦТ - 45; доломит - 10; трепел - 45 или доменный шлак - 40; доломит - 25; трепел - 35.

3. Установлено, что облегченный тампонажный раствор из МТ0Б-М1, предназначенный для цементирования скважин, геостатическая температура в которых составляет 30-120 ''С, по своим физико-механическим свойствам превосходит ранее серийно выпускаемые ОЦГ и МТОБ. Облегченный раствор из МТ0Б-М2 отличается более высокой термостойкостью. Его применение допускается при забойной температуре от 75 до 200 °С и позволяет исключить выпуск ЦТТ-160 и ЦТТ-250, перекрыв температурные диапазоны применения каждого из них.

4. Рассмотрено влияние химического строения пластификаторов на механизм разжижения и обоснован выбор реагентов из группы сульфированных циклических олигомеров и производных лигнина для получения водоизолирующих цементных композиций. Предложено уменьшить замедляющую способность пластификаторов при одновременном увеличении их разжижающего действия путем «связывания» активных функциональных групп реагентов введением комплексообразующего элемента, в качестве которого на основании расчета значений электроотрицательностей рекомендуется использовать водорастворимые соли кальция.

5. Разработан ряд рецептур цементных композиций для применения в интервале температур от 20 до 90 °С, водоизолирующая способность которых повышается за счет увеличения ранней прочности камня в 1,3-2,2 раза и силы сцепления с керновым материалом в 2 раза.

6. Сформулированы основные положения создания твердеющих баритовых пробок, предложен механизм их образования. Проведен анализ качества утяжелителей и сформулированы требования к составу суспензии на водной основе для получения твердеющих пробок в скважине. Обоснована необходимость использования модифицированного утяжелителя и ввода кальцинированной или каустической соды, щелочного или содосульфатного плава, а также реагентов-пластификаторов суспензии, в качестве которых рекомендуется применять вещества из класса сульфированных циклических олигомеров или производных лигнина.

7. Разработаны рецептуры суспензий, состоящих из утяжелителя, вяжущего, реагента-активатора гидратационного твердения и пластификатора. Указанные составы отличаются ассортиментом используемых вяжущих материалов, отношение которых к массе утяжелителя равно 1:1 1:2,3, и реагентов-активаторов, добавка которых составляет 2 % (к массе вяжущего). Для обеспечения ускоренного формирования твердеющих пробок в их состав вводят добавки С-3 (0,3-0,5 %) или лигносил (0,5-1,0 %).

8. Предложен механизм образования вязкоупругих составов при сшивке цепей полиакриламида поливалентными катионами, на основании которого разработаны рецептуры с бентонитовым порошком, являющимся поставщиком ионов алюминия, и кислотными экстрагентами, в качестве которых использовали ОЭДФ, НТФ и соляную кислоту.

9. На основании рассмотрения механизма сшивки цепей полиакрила-мида окислительно-восстановительной системой и анализа химических формул некоторых реагентов, широко применяющихся для регулирования свойств буровых и тампонажных растворов, разработан комплекс вязкоупру-гих составов с их использованием. Предложен принцип создания низкоза-мерзающих вязкоупругих составов, на базе которого разработаны рецептуры, содержащие бишофит.

10. Получены уравнения регрессии, устанавливающие связь технологических параметров облегченных тампонажных материалов улучшенного качества, водоизолирующих цементных композиций, низкозамерзающих вязкоупругих составов от количественного содержания компонентов и температуры. Приведены формулы для расчета количественного состава твердеющей баритовой пробки. Построена номограмма для решения практических задач определения количества смеси утяжелителя и вяжущего материала, а также объема образующейся твердеющей пробки.

11. Разработанные тампонажные составы для производства буровых работ в осложненных условиях и проведения ремонтно-изоляционных работ были испытаны в скважинах ОАО НПО «Роснефть-Термнефть» и НГДУ «Мамонтовнефть», а также использованы при составлении методических указаний для практических и лабораторных учебно-исследовательских работ для студентов Кубанского государственного технологического университета специальности 090800 - Бурение нефтяных и газовых скважин.

1.5. Заключение

Анализ современного состояния работ по предупреждению и ликвидации поглоп];ений, проявлений, водопритоков и межпластовых перетоков позволил установить, что подавляющее число неудачных операций связано с использованием рецептур, не соответствующих конкретным геолого-техническим условиям.

Указанное положение свидетельствует о необходимости разработки новых и совершенствования существующих тампонажных систем, обеспечивающих повышение результативности операций по предотвращению и ликвидации осложнений в скважинах.

Решению этой актуальной проблемы посвящена настоящая диссертационная работа.

ГЛАВА П. ИССЛЕДОВАНИЕ И РАЗРАБОТКА ОБЛЕГЧЕННЫХ ТАМПОНАЖНЫХ МАТЕРИАЛОВ УЛУЧШЕННОГО КАЧЕСТВА

2.1. Обоснование выбора компонентного состава облегченного материала

Критический анализ известных рецептур облегченных тампонажных материалов, приведенных в главе I, позволил констатировать, что практически во всех случаях разработка облегченного цемента осуществлялась эмпирически на базе наличия местного сырья и возможности применения той или иной добавки.

Чаще всего в состав облегченных тампонажных растворов вводятся кремнеземистые добавки осадочного происхождения. Строение поверхностного слоя в них характеризуется расположением тетраэдров 810 а , только частично связанных с объемной структурой. Свободные углы этих тетраэдров, выходящие на поверхность, представляют собой гидроксильные группы !

- 81 - ОН, которые с гидратом окиси кальция образуют прочные связи. !

Этот процесс начинается с поверхности зерна и постепенно идет вглубь. Поэтому чем больше дисперсность добавки, тем больше извести она может связать. В результате реакции возникают гидросиликаты кальция тоберморито-вой группы, по химическому составу близкие к (0,8 - 1,0)СаО • 810а • Н 2 О .

С целью научного подхода к выбору добавки и прогнозирования свойств образующегося облегченного цемента нами /89/ на основе их химического состава рассчитаны соответствующие модули (соотношения между молями основных окислов):

- основности М„ = (СаО + Mg0)/(Si02 + А12О3 + РеЛОз),

- активности = СаО / 810 л,

- силикатности =810Л /(А12О3 +Ре20з), которые приведены в таблице 2.1. Для сравнения здесь же приведены химический состав и модули портландцемента тампонажного (ПЦТ) и П1лака.

Анализ рассчитанных величин модулей свидетельствует, что кремнеземистые добавки являются кислотными (МЛ < 1) и характеризуются повышенными значениями Мс по сравнению с аналогичными модулями для ПЦТ и шлака. Их модуль активности Ма в 95-190 и 35-65 раз меньше соответственно модуля активности ПЦТ и шлака. Доломит, напротив, является основным (М„ >1) и характеризуется пониженным значением Мс и повышенным значением Ма по сравнению с ПЦТ и шлаком.

При заводском производстве ОЦГ в состав смеси наряду с трепелом вводили гранулированный доменный шлак, характеризующийся повышенным значением Ма по сравнению с облегчающей добавкой, но пониженным значением Мс.

Расчет показывает, что при компонентном составе ОЦГ, равном ПЦТ: шлак: трепел = 35:20:45, модули основности и активности соответственно равны 1,5 и 1,6 при силикатном модуле 20,7. Модули основности и активности ОЦГ в 2,3-2,4 раза меньше соответствующих значений для портландцемента, поэтому при наличии повышенной водопотребности, равной В/Ц = 1,0, обусловленной тем, что Мс ОЦГ больше Мс ПЦТ в 3,2 раза, ожидать приемлемых физико-механических показателей камня не приходилось.

На наш взгляд представлялось перспективным в составе ранее серийно выпускаемого ОЦГ шлак заменить добавкой, характеризующейся повышенными значениями Мо и Ма и пониженными значениями Мс. Это должно способствовать росту физико-механических характеристик цементного камня.

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Савенок, Ольга Вадимовна, Краснодар

1. A.c. 402635 СССР, МКИл Е 21 В 33/138. Состав для разделения потоков жидкостей / В.П.Меркулов, Н.М.Шерстнев, И.А.Шведов и др. (СССР). - № 1660005/22-03; Заявлено 19.05.71; Опубл. 09.10.73, Бюл. № 42.

2. A.c. 732499 СССР, МКИ"л Е 21 В 33/14. Буферная жидкость / П.Я.Зель-цер, Е.А.Коновалов, В.С.Фролов и др. (СССР). JVb 253528/22-03; Заявлено 17.10.77; Опубл. 05.05.80, Бюл. № 17.

3. A.c. 832057 СССР, МКИ"л Е 21 В 33/138. Буферная жидкость / А.И.Булатов, О.Н.Мироненко, В.И.Мищенко и др. (СССР). № 2679867/22-03; Заявлено 31.10.78; Опубл. 23.05.81, Бюл. № 19.

4. A.c. 909125 СССР, МКИ'л Е 21 В 33/138. Гелеобразующий тампонаж-ный состав для закупоривания пластов / В.И.Крылов, О.Н.Мироненко, Р.Ф.Уха-нов и др. (СССР). № 2961990/22-03; Заявлено 16.07.80; Опубл. 28.02.82, Бюл. №8.

5. A.c. 929373 СССР, МКИ Е 21 В 33/138. Супероблегченный пеноце-ментный тампонажный раствор / В.С.Бакшутов, И.Ф.Толстых, В.В.Бондаренко и др. (СССР). -№ 2978333/22-03; Заявлено 01.07.80; Опубл. 02.08.82, Бюл. № 18.

6. A.c. 1105614 СССР, МКИЛ е 21 В 33/138. Облегченный тампонажный материал / А.И.Булатов, В.Т.Филиппов, Д.Ф.Новохатский и др. (СССР). № 3567419/22-03; Заявлено 25.03.83; Опубл. 27.04.84, Бюл. № 28.

7. A.c. 1121397 СССР, МКИ"Л Е 21 В 33/138. Буферная жидкость для разделения бурового и цементного растворов / Г.А.Белоусов, В.К.Муратов, А.Н.Бы-вальцев и др. (СССР). № 3596344/23-03; Заявлено 25.01.83; Опубл. 30.10.84, Бюл. № 39.

8. A.c. 1167303 СССР, МКИ* Е 21 В 33/138. Тампонажный раствор / Б.С.Лядов, А.Т.Кошелев, С.В.Усов и др. (СССР). J4o 3645713/22-03; Заявлено 28.07.83; Опубл. 15.07.85, Бюл. № 26.

9. A.c. 1240867 СССР, МКИ"Л Е 21 В 33/138. Полимерный тампонажныйсостав для изоляции карбонатных коллекторов «Пако-гель» / Б.С.Лядов, А.И.Булатов, В.А.Шумилов и др. (СССР). № 3795552/22-03; Заявлено 10.10.84; Опубл. 30.06.86, Бюл. № 24.

10. A.c. 1263813 СССР, МКИА Е 21 В 33/138. Гелеобразующий состав для закупоривания пластов / Б.С.Лядов, А.Т.Кошелев, С.В.Усов и др. (СССР). -№ 3826455/22-03; Заявлено 17.02.84; Опубл. 15.17.86, Бюл. № 38.

11. A.c. 1377371 СССР, МКИ'а Е 21 В 33/138. Полимерный тампонажный состав / А.И.Булатов, А.К.Куксов, Г.П.Лышко и др. (СССР). № 3940874/22-03; Заявлено 07.06.85; Опубл. 29.02.88, Бюл. № 8.

12. A.c. 1406343 СССР, МКИА Е 21 В 33/138. Вязкоупругий изолирующий состав / Б.С.Лядов, В.А.Шумилов, А.И.Киселев и др. (СССР). № 3947420/22-03; Заявлено 26.08.85; Опубл. 30.06.88, Бюл. № 14.

13. A.c. 1452938 СССР, МКИА Е 21 В 33/138. Вязкоупругий состав / З.И.Рогаза, А.И.Палуба, В.Н.Сизиумова и др. (СССР). № 4237830/22-03; Заявлено 17.03.87; Опубл. 23.01.89, Бюл. № 3.

14. A.c. 1465543 СССР, МКИ'а е 21 В 33/138. Состав для изоляции зон поглощений в скважине / В.С.Котельников, С.Н.Демочко, В.Г.Филь (СССР). -№4165785/23-03; Заявлено 23.12.86; Опубл. 15.03.89, Бюл. № 10.

15. A.c. 1472641 СССР, МКИА Е 21 В 33/138. Гелеобразующий состав / О.Н.Мироненко, Г.П.Лышко, Т.П.Марьенко (СССР). № 4125916/23-03; Заявлено 01.10.86; Опубл. 15.04.89, Бюл. № 14.

16. A.c. 1472643 СССР, МКИ"а Е 21 В 33/138. Гелеобразующий состав / Б.С.Лядов, С.В.Усов, А.А.Амиров и др. (СССР). № 4205953/23-03; Заявлено 29.12.86; Опубл. 15.04.89, Бюл. № 14.

17. Актуальность и пути решения проблемы ликвидации водоприто-ков в нефтедобывающую скважину / О.В.Савенок, Н.А.Мариампольский, Н.Б.Савенок и др. // Сб. науч. трудов «Гипотезы, поиск, прогнозы». Краснодар: СКО ИА РФ, 1998. - Вып. 5. - С. 224-230.

18. Алексеев М.В., Колпакова Т.М. Методика выбора тампонажной сме

19. СИ на базе цемента и глинопорошка для ликвидации поглощений бурового раствора в разведочных скважинах // Экспресс-информация. Серия: Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. 1991. - № 6. - С. 15-19.

20. Алмаев Р.Х. Применение композиций полимеров и НПАВ для вытеснения нефти // Нефтяное хозяйство. 1993. - № 12. - С. 22-24.

21. Алмаев Р.Х., Аскаров А.Н. Влияние добавок водорастворимых реагентов на устойчивость упругих свойств полимерных растворов к механической деструкции // Нефтяное хозяйство. 1990. - № 7. - С. 42-45.

22. Алмаев Р.Х., Девятов В.В. Технологии применения вязкоупругих осадкообразующих химреагентов // Нефтепромысловое дело. 1994. - № 5. -С. 7-8.

23. Аметов И.М., Шерстнев Н.М. Применение композитных систем в технологических операциях эксплуатации скважин. М.: Недра, 1989. - 213 с.

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

25. Ашрафьян М.О., Савенок Н.Б., Негоднов В.Ф. Исследование процесса формирования баритовых пробок в скважине // Нефтяное хозяйство. -1992.-№ 8.-С. 10-13.

26. Ашрафьян М.О,, Савенок Н,Б., Савенок 0,В. Новая технология ликвидации интенсивных поглощений // НТЖ. Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. 2000. - № 6-7. - С. 23-25.

27. Ашрафьян М.О., Савенок Н.Б., Савенок О.В. Опыт применения баритовых пробок для ликвидации газопроявлений в скважинах // НТЖ. Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. 2000. - № 8-9. - С. 28-31.

28. Басарыгин Ю.М., Булатов А.И., Проселков Ю.М. Осложнения и аварии при бурении нефтяных и газовых скважин: Учебн. пособие для вузов. М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2000. - 679 с.

29. Баш СМ. Облегченный тампонажный цемент из отходов угледобычи // Экспресс-информация. Серия: Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. 1990. - № 8. - С. 28-32.

30. Белоусов Г.А., Скоринов Б.М., Яковлев В.А. Использование различных облегчающих добавок для цементирования скважин в условиях АНПД // Экспресс-информация. Серия: Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. 1990. - № 8. - С. 20-25.

31. Блажевич В.А., Умрихина E.H. Новые методы ограничения притока воды в нефтяные скважины. М.: Недра, 1974. - 168 с.

32. Блажевич В.А., Умрихина E.H., Уметбаев В.Г. Ремонтно-изоляцион-ные работы при эксплуатации нефтяных месторождений. М.: Недра, 1981.234 с.

33. Булатов А.И. Тампонажные материалы и технология цементирования скважин. М.: Недра, 1991. - 336 с.

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

35. Булатов А.И., Аветисов А.Г. Справочник инженера по бурению. Том 1.-м.: Недра, 1985.-414 с.

36. Булатов А.И., Данюшевский B.C. Тампонажные материалы: Учебн. пособие для вузов. М.: Недра, 1987. - 280 с.

37. Булатов А.И., Мариампольский H.A. Регулирование технологических показателей тампонажных растворов. М.: Недра, 1988. - 224 с.

38. Вайвад А.Я. Магнезиальные вяжущие вещества. Рига: Зинатие, 1971.-285 с.

39. Волженский A.B., Иванов И.А., Виноградов Б.Н. Применение зол и топливных шлаков в производстве строительных материалов. М.: Строй-издат, 1984.-241 с.

40. Выравнивания профиля приемистости в нагнетательных и ограничение водопритоков в добывающЛих скважинах гелеобразуюшЛими составами / С.В.Усов, О.П.Гень, С.А.Рябоконь и др. // Нефтяное хозяйство. 1991. - № 7. -С. 41-43.

41. Галлямов М.Н., Рахимкулов P.M. Повышение эффективности эксплуатации нефтяных скважин на поздней стадии разработки месторождений. -М.: Недра, 1987.-205 с.

42. Гелеобразующие композиции для выравнивания профиля приемистости и селективной изоляции водопритока / А.В.Парасюк, И.Н.Галанцев, В.Н.Суханов и др. // Нефтяное хозяйство. 1994. - № 2. - С. 64-68.

43. Данюшевский B.C., Алиев P.M., Толстых И.Ф. Справочное руководство по тампонажным материалам. М.: Недра, 1987. - 373 с.

44. Девятов В. В. Применение водоизолирующих составов на месторождениях Шаимского района // Нефтяное хозяйство. 1995. - № 5/6. - С. 59-61.

45. Жужиков В.А. Фильтрование. -М.: Химия, 1971. 440 с.

46. Иванова М.М. Динамика добычи нефти из залежей. М.: Недра, 1976.-254 с.

47. Ивачев Л.М. Борьба с поглощениями промывочной жидкости при бурении геолого-разведочных скважин. -М.: Недра, 1982. 293 с.

48. Ильницкий В.А. Особенности применения облегченных вермику-лито-цементных растворов для крепления скважин Уренгойского месторождения // Нефтяное хозяйство. 1991. - № 3. - С. 41-42.

49. Изоляция зон интенсивных поглощений на месторождениях ПО «Прикаспийбурнефть» / М.О.Ашрафьян, П.Н.Иноземцев, В.Ф.Негоднов и др. // Нефтяное хозяйство. 1991. - № 8. - С. 35-37.

50. Использование золы-уноса ГРЭС для регулирования технологических свойств тампонажных растворов при креплении газовых скважин на Кубани / Г.А.Резчиков, С.А.Шаманов, А.А.Рогов и др. // Бурение. 2000. - № 8.-С. 12-16.

51. Использование местного минерального сырья при строительстве скважин в Западной Сибири / Б.М.Блинов, Н.Е.1Дербич, Д.М.Бажанов и др. // Экспресс-информация. Серия: Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. 1992. - № 2. - С. 7-12.

52. К вопросу о механизме образования вязкоупругих составов / Н.А.Мариампольский, О.В.Савенок, Н.Б.Савенок и др. // Сб. науч. трудов «Гипотезы, поиск, прогнозы». Краснодар: СКО НА РФ, 2000. - Вып. 7. - С. 210-214.

53. Канзафаров Ф.Я., Васильев А.С., Канзафарова С.Г. Составы для изоляции пластовых вод // Нефтяное хозяйство. 1991. - № 2. - С. 20-22.

54. Кащанцев В.Е,, Гаттенбергер Ю.П., Люшин С.Ф. Предупреждение солеобразования при добыче нефти. М.: Недра, 1985. - 356 с.

55. Кистер Э.Г. Химическая обработка буровых растворов. М.: Недра, 1972.-395 с.

56. Комиссаров А.И., Радиев К.Ю. Применение силикатных составов для ограничения водопритоков из глубокозалегающих пластов // Нефтяное хозяйство. 1992. - № 8. - С. 13-15.

57. Крезуб A.n. Разработка специальных материалов и обеспечение ими предприятий отрасли // Нефтяное хозяйство. 1990. - № 9. - С. 21-27.

58. Крылов В.И. Изоляция поглощающих пластов в глубоких скважинах. М.: Недра, 19801. - 304 с.

59. Курамшин P.M. Обобщение лито лого-петрографических особенностей строения юрских отложений Нижневартовского свода с целью их прогнозирования // Нефтепромысловое дело. 1999. - № 11-12. - С. 2-10.

60. Ликвидация поглощений и восстановление крепи в скважинах месторождений Башкирии / С.В.Усов, О.П.Гень, В.И.Мартьшюк и др. // Нефтяное хозяйство. 1992. - № 1. - С. 34-36.

61. Лядов Б.С., Толстов В.П., Девятов В.В. Опыт обработки нагнетательной скважины гелеобразующим составом // Нефтяное хозяйство. 1990. -№2.-С. 75-77.

62. Мариампольский H.A., Курбанов А.Н., Савенок Н.Б. Шлакоще-лочные и зольно-щелочные тампонажные системы // Экспресс-информация. Серия: Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. -1992.-№3.-С. 10-13.

63. Мариампольский H.A., Савенок Н.Б., Курбанов А.Н. Прогноз развития облегченных тампонажных систем // Сб. науч. трудов «Гипотезы, поиск, прогнозы». Краснодар: СКО ИА РФ, 1992. - Вып. 1. - С. 62-67.

64. Мариампольский H.A., Савенок О.В., Савенок Н.Б. Разработка низкозамерзающего вязкоупругого состава // Сб. науч. трудов «Гипотезы, поиск, прогнозы». Краснодар: СКО ИА РФ, 1997. - Вып. 4. - С. 156-160.

65. Мариампольский H.A., Савенок Н.Б., Савенок О.В. Разработка облегченных тампонажных составов на основе доломита // Сб. науч. трудов «Гипотезы, поиск, прогнозы». Краснодар: СКО ИА РФ, 1996. - Вып. 3. - С. 44-49.

66. Мариампольский H.A., Савенок Н.Б., Савенок О.В. Разработка облегченных цементов для борьбы с поглощениями тампонажного раствора // НТЖ. Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. 1997. -№ 10-11.-С. 26-28.

67. Мариампольский H.A., Савенок О.В., Савенок Н.Б. Разработка облегченного тампонажного состава полной заводской готовности // Сб. науч. трудов «Гипотезы, поиск, прогнозы». Краснодар: СКО ИА РФ, 1997. - Вып. 4.-С. 151-156.

68. Механизм пластификации тампонажных растворов / Н.А.Мариам-польский, Н.Б.Савенок, О.В.Савенок и др. // Сб. науч. трудов «Гипотезы, поиск, прогнозы». Краснодар: СКО ИА РФ, 1999. - Вып. 6. - С. 269-279.

69. Патент 2021489 Россия, МКИ"* Е 21 В 33/138. Тампонажный раствор для крепления скважин / С.В.Абрамов, А.П.Крезуб, Н.А.Мариампольский и др. (Россия). -№ 5019971/03; Заявлено 08.07.91; Опубл. 15.10.94, Бюл. № 19.

70. Патент 2136846 Россия, МКИ"Л Е 21 В 33/138. Тампонажный раствор для крепления скважин / С.В.Логвиненко, Ю.М.Басарыгин, А.А.Рогов и др. (Россия). -№ 98115151/03; Заявлено 05.08.98; Опубл. 10.09.99, Бюл. № 25.

71. Патент 2161695 Россия, МКИ"* Е 21 В 33/138. Тампонажный раствор для крепления скважин и способ его приготовления / С.В.Логвиненко, Ю.М.Басарыгин, В.Ф.Будников и др. (Россия). № 98122632/03; Заявлено 15.12.98; Опубл. 10.01.01, Бюл. № 1.

72. Перспективы использования золы-унос для получения тампонажных составов / С.А.Абрамов, Е.С.Безрукова, Н.А.Мариампольский и др. // Сб. науч. трудов «Вопросы крепления и заканчивания скважин». Краснодар: ВНИЖРнефть, 1990.-С. 134-136.

73. Пластификатор тампонажных растворов на основе техническоголигносульфоната / А.А.Клюсов, A.B.Рудницкий, А.А.Рябоконь и др. // Газовая промышленность. 1991. - № 11. - С. 22-23.

74. Повышение качества баритовых пробок / О.В.Савенок, Н.А.Мари-ампольский, Н.Б.Савенок и др. // Сб. науч. трудов КубГТУ. Серия: Нефтепромысловое дело. Краснодар: КубГТУ, 1999. - Т. 3. - Вып. 1. - С. 306-309.

75. Применение полимеров в добыче нефти / Г.И.Григоращенко, Ю.В.Зайцев, В.В.Кукин и др. -М.: Недра, 1978. 300 с.

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

77. Рахимкулов Р.Ш. Увеличение добычи нефти на обводняющихся месторождениях методами глубокого обратимого тампонирования призабой-ной зоны скважин // Нефтяное хозяйство. 1991. -№ 2. - С. 41-45.

78. Рябоконь CA. Утяжелители для буровых растворов и технология их применения. М.: Недра, 1981. - 240 с.

79. Савенок Н.Б., Мариампольский H.A. Методы совершенствования облегченных тампонажных систем // Нефтяное хозяйство. 1992. - № 12. - С. 8-9.

80. Савенок Н.Б., Мариампольский H.A. Разработка и внедрение облегченного цемента МТОБ // Сб. науч. трудов «Гипотезы, поиск, прогнозы». Краснодар: СКО НА РФ, 1995. - Вып. 2. - С. 62-66.

81. Савенок О.В. Оценка прочности твердеющих баритовых пробок // Сб. науч. трудов КубГТУ. Серия: Нефтепромысловое дело. Краснодар: КубГТУ, 2001.-Т. 10.-Вып. 2.-С. 168-171.

82. Савенок О.В. Принципы выбора оптимальных составов облегченных тампонажных растворов // Сб. науч. трудов «Гипотезы, поиск, прогнозы». Краснодар: СКО НА РФ, 2000. - Вып. 9. - С. 293-298.

83. Саутин СП. Планирование эксперимента в химии и химической технологии. М.: Химия, 1975. - 48 с.

84. Сафонов Е.Н., Алмаев Р.Х, Применение водоизолирующих химических реагентов // Нефтяное хозяйство. 1996, - № 2. - С. 44-46.

85. Силикатно-щелочное воздействие на пласт в условиях Арланского месторождения / Р.Х.Алмаев, И,Ф.Рахимкулов, В.С.Асмоловский и др. // Нефтяное хозяйство. 1992. - № 9. - С. 22-26.

86. Совершенствование метода повышения нефтеотдачи пластов с помощью щелочно-полимерной системы / А.Г.Габдрахманов, Р.Х.Алмаев, О.С.Кашапов и др. // Нефтяное хозяйство. 1992. - № 4. - С. 30-31.

87. Статистическая оптимизация рецептур облегченных тампонажных составов / Г.Г.Кравченко, Н.А.Мариампольский, О.В.Савенок и др. // Сб. науч. трудов «Гипотезы, поиск, прогнозы». Краснодар: СКО ИА РФ, 1996. -Вып. 3 .-С. 38-43.

88. Сулейманов Э.М. Крепление скважин в осложненных условиях. -М.: ВНИИОЭНГ. 1991. - 52 с. - (Обзорная информация. Серия: Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море).

89. Тампонажные смеси для цементирования скважин при низких пластовых давлениях / П.Я.Зельцер, Г.А.Обухович, В.К.Макаров и др. // Экспресс-информация. Серия: Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. 1991. -№ 3. - С. 30-33.

90. Технология и составы для устранения межколонных газопроявлений / К.М.Тагиров, В.И.Ильяев, А.А.Перейма и др. // Газовая промышленность. 1991. -№ 11.-С. 24-25.

91. Трофимов A.C., Юшин A.B., Батурин С В. Осадкообразующие композиции для высокотемпературных пластовых условий. М.: ВНИИОЭНГ, 1992. - 70 с. - (Обзорная информация. Серия: Нефтепромысловое дело).

92. Трусов СБ. Легкие и облегченные тампонажные цементы. М.: ВНИИОЭНГ, 1990. - 42 с. - (Обзорная информация. Серия: Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море).

93. Хаванский Г.С Номография и ее возможности. М.: Наука, 1977.-128 с.180