Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Разработка технологий герметизации скважинного оборудования при комплексном термобарическом и сероводородном воздействии

ВАК РФ 25.00.17, Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Содержание диссертации, кандидата технических наук, Шевяхов, Андрей Александрович

ВВЕДЕНИЕ

1. СОСТОЯНИЕ ИЗУЧЕННОСТИ ПРОБЛЕМЫ И ПОСТАНОВКА ЗАДАЧИ ИССЛЕДОВАНИЙ.

1.1 Техническое состояние подземного оборудования и уплот-нительных элементов устьевого оборудования на эксплуатационных скважинах АГКМ.

1.1.1 Классификация скважин по состоянию затрубного пространства

1.1.2 Классификация скважин по состоянию уплотнений устьевого оборудования.

1.2 Анализ существующих решений.

1.2.1 Водорастворимые полимерные составы. ф 1.2.2 Вязкоупругие и гелеобразующие составы.

1.2.3 Составы на основе синтетических смол.

1.2.4 Гидрофобные эмульсионные растворы.

1.2.5 Способы герметизации с использованием термического воздействия на химические вещества.

1.2.6 Эластомерные составы.

1.2.7 Греметики.

1.2.7.1 Полимеризуемые герметики.

1.2.7.2 Неполимеризуемые герметики.

1.3 Анализ промыслового опыта восстановления герметичности уплотнений на Астраханском ГКМ.

Выводы, определение цели работы и постановка задач исследований

2. ЛАБОРАТОРНЫЕ И СТЕНДОВЫЕ ИССЛЕДОВАНИЯ ГЕРМЕТИЗИРУЮЩИХ СВОЙСТВ ЭЛАСТОМЕРНЫХ КОМПОЗИЦИЙ

2.1. Физико-механические свойства эластомерных композиций, выбранных для исследований.

2.2 Методика оценки герметизирующих свойств эластомерных композиций.

2.2.1 Методы проведения исследований и определения физико-механических параметров эластомерных композиций.

2.2.1.1 Контакт эластомерных композиций с пластовым газом

2.2.1.2 Определение условной прочности, относительного удлинения и остаточной деформации.

2.2.1.3 Определение твердости полимеризованных эластомерных композиций.

2.2.1.4 Определение пластичности неполимеризованных эластомерных композиций.

2.2.1.5 Определение относительной остаточной деформации сжатия.

2.2.1.6 Определение степени набухания полимеризованных композиций.

2.2.1.7 Определение растворимости неполимеризованных композиций.

2.2.1.8 Определение времени полимеризации и адгезионных свойств эластомерных композиций.

2.2.1.9 Обработка результатов измерений.

2.3. Лабораторные исследования по выбору базовой эластомер-ной композиции.

2.3.1 Исследование совместного влияния пластового флюида, давления и температуры на физико-механические показатели

2.3.2 Определение растворимости неполимеризованных композиций

2.3.3 Определение степени набухания полимеризованных композиций.

2.3.4 Исследование процесса полимеризации и определение адгезионных свойств составов "эластомер - растворитель"

2.4 Выбор базовой эластомерной композиции для разработки герметизирующих составов.

2.5 Основные компоненты, выбранные для дальнейших исследований

Выводы.

3. РАЗРАБОТКА ЭЛАСТОМЕРНЫХ СОСТАВОВ ДЛЯ ГЕРМЕТИЗАЦИИ УПЛОТНЕНИЙ УСТЬЕВОГО ОБОРУДОВАНИЯ.

3.1 Выбор эффективных пластификаторов и наполнителей

3.2 Выбор оптимальной рецептуры герметизирующего состава

3.3 Определение степени усадки полимеризованной композиции

Выводы.

4. РАЗРАБОТКА ЭЛАСТОМЕРНЫХ СОСТАВОВ

ДЛЯ ГЕРМЕТИЗАЦИИ ЗАТРУБНОГО ПРОСТРАНСТВА

4.1. Разработка герметизирующего состава на основе гранулированной эластомерной композиции.

4.2. Разработка состава для герметизации затрубного пространства на основе раствора эластомерной композиции в углеводородном растворителе.

4.2.1 Регулирование скорости растворения эластомерной композиции в углеводородной среде.

4.2.2 Исследование реологических свойств герметизирующих эластомерных составов.

4.2.3 Оценка потерь состава в процессе закачки.

4.2.4 Корректировка рецептурного состава с целью регулирования времени полимеризации.

4.2.5 Разработка оптимальной рецептуры герметизирующего состава.

4.2.6 Влияние пластового флюида на свойства герметизирующего состава.

Выводы.

5. РАЗРАБОТКА ТЕХНОЛОГИЙ ПРИМЕНЕНИЯ РАЗРАБОТАННЫХ ЭЛАСТОМЕРНЫХ ГЕРМЕТИЗИРУЮЩИХ СОСТАВОВ

5.1 Технология восстановления герметичности уплотнений устьевого оборудования (на примере уплотнений трубной и колонной головок).

5.2 Разработка технологий блокировки источника негерметичности затрубного пространства.

5.2.1 Область применения разработанных составов.

5.2.2 Технические средства и материалы, необходимые для осуществления технологического процесса.

5.2.3 Технология приготовления и применения гранулированного герметизирующего состава.

5.2.4 Технология приготовления и применения раствора эла-стомерной композиции в дизельном топливе.

6. РЕЗУЛЬТАТЫ ВНЕДРЕНИЯ РАЗРАБОТАННЫХ СОСТАВОВ И ТЕХНОЛОГИЙ.

6.1 Опытно - промысловые работы.

6.2 Разработка программы для ЭВМ "Справочно - информационный комплекс АГКМ - фонд скважин".

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Разработка технологий герметизации скважинного оборудования при комплексном термобарическом и сероводородном воздействии"

Современный уровень разработки нефтяных и газовых месторождений характеризуется осложнением геолого-технических условий вследствие:

- увеличения глубин скважин, роста температур, пластовых давлений;

- наличия высоких концентраций кислых газов в продукции скважин, таких как сероводород и углекислый газ;

- необходимости использования сложного подземного оборудования;

- возросшими требованиями по охране окружающей среды и предотвращению аварийных ситуаций.

Характерными примерами такого положения являются месторождения Прикаспийской впадины, Оренбургское и ряд других. В частности, к ним можно отнести и Астраханское газоконденсатное месторождение (АГКМ), разработка которого осложняется комплексом горно-геологических факторов - высокое содержание агрессивных газов в пластовом флюиде (H2S - 25%, СО2 - 20%), высокие пластовые давления (50-60 МПа) и температуры (110-120 °С), большие глубины (4100м). Это вызывает необходимость использования сложного устьевого и подземного оборудования (ПО), основной задачей которого является обеспечение безопасной работы скважины, защиты поверхности обсадной колонны и насосно-компрессорных труб от коррозии, проведения различных технологических операций.

Однако, несовершенство существующих устройств ПО и неудовлетворительное качество строительства скважин приводит к различным осложнениям, которые могут стать причиной их досрочного выхода в капитальный ремонт (КРС), а иногда и ликвидации.

Актуальность работы. Эффективная эксплуатация скважины, работающей в высокоагрессивных условиях, неразрывно связана с состоянием затруб-ного пространства и уплотнительных элементов устьевого оборудования, которое зависит от многочисленных факторов.

Значительные осложнения имеют место при возникновении негерметичности подземного (пакер, циркуляционный и ингибиторный клапана, компенсатор, резьбовые соединения насосно-компрессорных труб) и устьевого оборудования (уплотнительные элементы трубной и колонной головок). Это приводит к миграции пластового флюида по затрубному пространству, его концентрации в приустьевой части скважины - образованию "газовых шапок" и, как следствие, к повышенному коррозионному воздействию на эксплуатационную и техническую колонны, НКТ, уплотнительные элементы устьевого оборудования, возможному перетоку газа из затрубного в межколонное пространство.

Эксплуатация скважин в таких условиях небезопасна и в соответствии с действующими правилами необходима их остановка для проведения капитального ремонта. Особенно жесткие требования предъявляются в случае наличия в пластовом флюиде высоких концентраций сероводорода.

Так же необходимо отметить, что количество открытых и разрабатывае

• мых сероводородсодержащих месторождений неуклонно возрастает. Так, только в северной бортовой зоне Прикаспийской впадины находится более десятка месторождений углеводородного сырья с высоким содержанием H2S.

Поэтому для продления межремонтного периода эксплуатации скважин, необходимо иметь технологические решения по восстановлению герметичности эластомерных уплотнений устьевого оборудования и герметизации затрубного пространства для предотвращения миграции пластового газа.

Материалы диссертационной работы, в основном, базируются на горногеологических условиях АГКМ.

Цель работы. Повышение эффективности и продление межремонтного периода эксплуатации скважин в условиях совместного воздействия высоких концентраций кислых газов, температуры и давления за счет восстановления

• герметичности затрубного пространства и уплотнительных элементов устьевого оборудования.

Основные задачи работы

1. Провести анализ накопленного в нефтегазопромысловой практике опыта в выбранном направлении и выявить перспективные составы и технологические решения.

2. Разработать методику оценки герметизирующей способности составов для условий комплексного воздействия агрессивных компонентов пластового флюида, давления и температуры.

3. Разработать герметизирующие составы с высокими проникающими и адгезионными свойствами, устойчивые к агрессивному воздействию пластового флюида, высокой температуры и технологии их применения.

4. Провести опытно-промышленную отработку предложенных технологических решений.

5. На основе результатов опытно-промышленных работ разработать регламентирующие документы и внедрить в практику предложенные технологические решения.

Методы исследований

Поставленные задачи решались в лабораторных условиях с помощью стандартных и разработанных методик, приборов, с оценкой выполненных погрешностей выполненных измерений и статистической обработкой полученных данных с помощью ПЭВМ, а также путем опытно-промышленных испытаний.

Научная новизна

Разработана методика оценки герметизирующей способности эластомер

• ных составов и оптимизации их рецептур в условиях воздействия агрессивных компонентов пластового флюида, таких как сероводород (до 25%) и углекислый газ (до 20%). Определены и научно обоснованы критерии оценки герметизирующей способности эластомерных композиций. К наиболее значимым из них относятся: коэффициент набухания, предельное напряжение сдвига. Экспериментально установлено и подтверждено промысловыми испытаниями преимущество использования в качестве основы герметизирующих составов смеси натрий-бутадиенового и натурального каучуков в соотношении 1:2,5.

Разработаны и защищены патентами Российской Федерации:

- рецептура эластомерной композиции для восстановления герметичности уплотнительных элементов устьевого оборудования скважин (Патент РФ № 2183725 «Герметизирующая композиция для ремонтных и изоляционных работ в скважине»;

- технология блокировки источников негерметичности затрубного пространства, основанная на применении состава на эластомерной основе, способного полимеризоваться при температурах 80-100 °С (патент РФ №2183726 «Способ герметизации затрубного пространства скважин»)

Основные защищаемые положения

1. Методика и критерии оценки герметизирующей способности эластомерных композиций при совместном воздействии агрессивных компонентов пластового флюида, давления и температуры.

2. Обоснование закономерностей влияния кислых газов пластового флюида Астраханского ГКМ и флюидов, содержащихся в затрубном пространстве скважин, на физико-механические параметры герметизирующих композиций на эластомерной основе.

3. Разработка рецептур герметизирующих составов на основе эластомерных композиций для блокировки источника негерметичности затрубного пространства и восстановления герметичности уплотнений устьевого оборудования.

Практическая значимость и реализация работы

1. Использование в качестве герметизирующего состава разработанной эластомерной композиции позволяет восстановить герметичность эластомер-ных уплотнений устьевого оборудования и предотвратить проникновение пластового флюида с высоким содержанием кислых газов в межколонное пространство.

2. Применение разработанной технологии герметизации затрубного пространства позволяет предотвратить скопление пластового газа с высоким содержанием агрессивных компонентов в приустьевой зоне, снижая тем самым величину затрубного давления и скорость коррозионных процессов в затрубном пространстве.

3. Разработанные составы и технологии их применения прошли промысловые испытания на эксплуатационных скважинах Астраханском газоконден-сатном месторождении рекомендованы для применения.

4. Создана компьютерная программа "АГКМ - Фонд скважин", позволяющая накапливать и анализировать информацию о техническом состоянии эксплуатационных скважин и оценивать эффективность проведенных ремонтно - изоляционных работ (Свидетельство № 2000610856 "Справочно-информационный комплекс АГКМ - фонд скважин").

5. На основе результатов промышленных испытаний разработанных составов и технологий разработаны регламентирующие документы:

- СТП 05780913.14.4-2004" Порядок работ на скважинах с негерметичным затрубным пространством" позволяющий по совокупности факторов и экспериментальных наблюдений охарактеризовать степень экологической и технической опасности скважин с негерметичным затрубным пространством и в зависимости от этого определить объём и порядок проведения ремонтно-восстановительных и ремонтно - изоляционных работ;

- технологическая инструкция "Восстановление герметичности уплотнений трубных и колонных головок скважин АГКМ эластомерным составом" (АНИТ-158.00.00.00), определяющая правила работы с фондом скважин с негерметичными уплотнениями колонных и трубных головок и способы их герметизации.

Практическая значимость основных результатов диссертационной работы подтверждена актом внедрения и расчетами экономической эффективности.

Апробация работы

Материалы, составляющие основное содержание диссертации, докладывались и обсуждались:

- на III Всероссийской конференции молодых ученых, специалистов и студентов по проблемам газовой промышленности России, Москва, сентябрь 1999г;

- на Международной конференции "Проблемы добычи и переработки нефти и газа в перспективе международного сотрудничества ученых Каспийского региона", Астрахань, 2000г;

- на X Международном конгрессе "Новые высокие технологии газовой, нефтяной промышленности, энергетики и связи" GITOGIC'2000. Москва, 2000г.

- на Международной научно-практической конференции "Газовой отрасли - новые технологии и новая техника", г.Ставрополь, сентябрь 2002г.

- на отраслевых конференциях и совещаниях по проблемам межколонных давлений и продлению межремонтного периода работы скважин.

Публикации. По теме диссертации опубликовано 12 работ, в том числе; 6 статей, 3 тезиса докладов, 2 патента на изобретения, 1 свидетельство на программу ЭВМ.

Объём и структура работы. Диссертационная работа состоит из введения, семи глав, основных выводов и рекомендаций, списка использованных источников, включающего №№ наименований, приложений. Изложена на 170 страницах машинописного текста, содержит 30 рисунков, 30 таблиц.

Заключение Диссертация по теме "Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений", Шевяхов, Андрей Александрович

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

1. На основе результатов диагностического обследования технического состояния скважин с негерметичным затрубным пространством, данных мониторинга устьевых параметров разработаны принципы классификации, которые основаны на следующем:

- источник негерметичности и глубина его расположения;

- наличие приёмистости затрубного пространства;

- величина затрубного давления;

- скорость и характер восстановления затрубного давления (исследование КВД в затрубном пространстве);

- тип флюида в затрубном пространстве;

- результаты опрессовки уплотнительных элементов фонтанной арматуры.

2. Разработана методика оценки герметизирующей способности эластомерных составов и оптимизации их рецептур в условиях воздействия агрессивных компонентов пластового флюида, таких как сероводород и углекислый газ (до 45 %).

Основными критериями оценки герметизирующая способность составов для восстановления герметичности уплотнений устьевого оборудования являются:

- пластичность состава;

- накопленная остаточная деформация сжатия;

- устойчивость к агрессивным компонентам пластового газа.

Основные критерии оценки герметизирующая способность составов для блокировки источника негерметичности затрубного пространства:

- предельное напряжение сдвига;

- относительная деформация;

- способность к полимеризации в температурных условиях скважины.

3. Проведенные испытания образцов эластомеров в контакте с пластовым флюидом Астраханского ГКМ и анализ изменения физико-механических па* раметров показали наибольшую устойчивость композиций на основе силиконового каучука ацетатного типа, изопренового и бутадиеннитрильного каучука.

4. Установлена зависимость коэффициента набухания исследуемых эластомерных композиций от давления. Степень влияния избыточного давления зависит от типа каучука. С ростом избыточного давления коэффициент набухания уменьшается. Наименьшее изменение коэффициента набухания наблюдается у эластомерных композиций на основе бутадиеннитрильного каучука, бутадиенстирольного и стирольного каучуков. Наиболее чувствительны к фактору повышенного давления эластомеры на основе этилен - пропиленового, смеси натурального и натрийбутадиенового каучука, изопренового каучука.

5. На основании результатов опытов доказано, что введение в состав базовой эластомерной композиции анионактивного ПАВ (смесь сложных эфиров с кальциевыми солями алкиларилсульфокислот) и наполнителя (смесь карбоната и гидроокиси кальция коллоидного размера) повышает пластичность и степень полимеризации. Это способствует к увеличению проникающей способности герметизирующего состава и устойчивости продукта полимеризации к воздействию пластового флюида.

6. Разработана рецептура эластомерной композиции с низким значением накопленной остаточной деформации, высокой пластичностью и стойкостью к пластовому флюиду с высоким содержанием кислых газов (H2S, СО2).

7. Установлено, что избыточное содержание дизельного топлива увеличивает сроки полимеризации составов для блокировки источника негерметичности затрубного пространства. С увеличением содержания растворителя на 5% время полимеризации возрастает почти в 2 раза. Снижение температуры полимеризации на 5 °С увеличивает время полимеризации на 30-35%.

• 8. С помощью методов научного планирования эксперимента и статистической обработки данных определено оптимальное содержание эластомерной составляющей и компонентов вулканизующей группы, способствующих полимеризадии эластомерных составов для блокировки источника негерметичности затрубного пространства: содержание серы - 9 %, тиурама - 0,9 %, эластомера -13,5%, дизельное топливо - 76,6%. Проведенные испытания показали способность герметизирующих составов на основе натурального и натрийбутадие-нового каучуков к полимеризации в среде сырого газа с высоким содержанием H2S иС02.

Комплексное применение разработанных составов позволит повысить противофонтанную и экологическую безопасность эксплуатационных скважин, предотвратить проникновение пластового газа в межколонное пространство и ограничить скорость коррозионных процессов в затрубном пространстве.

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Шевяхов, Андрей Александрович, Астрахань

1. Рекомендации по эксплуатации, консервации и ремонту скважин с межколонными давлениями на Астраханском ГКМ (утв. Начальником Департамента по добыче газа, газового конденсата и нефти В.Г. Подюком 24.11.2003г.).

2. О.К.Швецов, Ю.Е.Швейкина, В.А.Алаичев, Е.А.Коновалов, Ж.А.Маер, Е.Я.Оксенойд, Газовая промышленность №4, 2000г.

3. Ильясов Е.П., Макеев Н.М., Шашмурин JI.A. и др. Применение поли-акриламидцементных паст для изоляции зон интенсивного поглощения бурового раствора. РНТС, сер. "Бурение", вып.1, М.,ВНИИОЭНГ, 1979.

4. Выстороп В.К., Волонсевич С.А., Берко С.А. и др. Контролируемые способы изоляции поглощающих пластов в условиях равенства давлений в системе скважина — пласт. Волгоград, ВолгоградНИПИнефть, 1980.

5. Ликвидация негерметичности эксплуатационных скважин на ПХГ путем обработки латексной смесью с различными наполнителями. /РШМ, УкрНИИгаз, Бережной А.И., Серебро Ж.Н., Езлова Л.А., Харьков, 1979, с. 19.

6. СССР. Красноярский отдел бурения. "Тампонажная смесь для изоляции проницаемых пластов" Авт свид. СССР №1484918. Е 21 В 33/138, БИ №21, 1989г.

7. Фахретдинов Р.Н. Гелеобразующая композиция на основе нефелина для увеличения нефтеотдачи пластов Журнал "Нефтяное хозяйство". М.:ЗАО"Издат., Нефтяное хозяйство". -1995, №3.

8. Гарифуллин Ш.С. Гелеобразующие технологии на основе алюмохло-рида. с.32-35 Журнал "Нефтяное хозяйство".М.:ЗАО"Издат., Нефтяное хозяйство". -1996, №2.

9. Пат.США N4947935 МПК 6 21 В 43/00 "Применение водорастворимого полимерного геля".

10. США, Пат. 5404951 МПК7 Е 21 В 33/138 Обработка скважин искусственным вяжущим и гелевым составом, Lai Quintin J., Newhouse Daniel P.; Atlantic Richfield Co №88456 07.07.93 11.04.95.

11. Спосотницкий С.А., Использование сульфатных щелоков., М. "Лесная промышленность", 1963, с. 183.

12. Кистер Э.Г. Химическая обработка буровых растворов., М. "Недра", 1972, с.392.

13. РГУ им. Суслова 'Телеобразующий тампонажный состав" Авт. свид. СССР № 14321196,. Е 21 В 33/138, БИ №39, 1988г.

14. Обезвреживание обработанных буровых растворов при добавлении карбомидной смолы. Басистов Т,И., Миллер М.Г„ Голубева Е.М, -Повышение эффективности строительства скважин в Зал. Сибири, Тюмень, 1989 г.

15. ВНИИКРнефть "Полимерный тампонажный состав" Авт. свид. СССР № 1377371, Е 21 В 33/138, БИ №8, 1988г.

16. ВНИИнефтегаз, 'Телеобразный состав для ограничения водопритоков в скважину. Авт. свид.СССР № 1559114,. Е 21 В 33/138,БИ № 15, 1990г.

17. Shu Paul, Mobil Oil Corp. Пат. США. № 4334182, МКИ Е 21 В 33/138, опубл. 30.05.1989г.

18. Sennings A.R., Mobil Oil Corp. "Способ глушения и временной остановки скважины" Патент США № 4819727, Е 21 В 33/138, от 21.07.1986 г.

19. Рябоконь А.В. и др. "Гелеобразующая композиция для обработки нефтяных скважин", Авт. свид. СССР № 1548415 Е 21 В 43/27, БИ № 9, 1990г.

20. Котельников B.C. и др. "Состав для изоляции зон поглощения в скважине" Авт.свид. СССР № 1465543 Е 21 В 33/138, БИ№ 10, 1988г.

21. ВНИИКРнефть 'Телеобразующий состав", Авт. свид. СССР № 1472643 Е 21 В 33/138, БИ № 14, 1989г.

22. Евецкий В.А. "Способ приготовления состава на нефтяной основе для закупоривания пластов", Авт. свид. СССР № 1553651, Е 21 В 33/138, БИ № 12, 1990г.

23. Фойгт И. Стабилизация синтетических полимеров против действия света и тепла.-Л., Химия, 1972. С. 544.

24. Дон Н.С., Шумилов В.А., Горбачев В.М., и др. Предупреждение и ликвидация перетоков флюидов в наклонно-направленных скважинах на месторождениях Западной Сибири, О.И., М:ВНИИОЭНГ, 1981, с.52. Сер: Бурение, вып. 17.

25. Применение отверждающихся смесей для восстановления герметичности эксплуатационных скважин. /РНТМ, УкрНИИгаз, Бережной А.И., Серебро Ж.Н., Харьков, 1982, с.101.

26. Шварц А.Г., Динзбург Б.Н. Совмещение каучуков с пластиками и синтетическими смолами.-М., Химия, 1972. С. 224.

27. Разработать технологию борьбы с осложнениями и газопроявлениями в скважинах с применением смол. Отчет ВолгоУралНИПИгаз, , Х.Ш.Сабиров, 1984.

28. Керимов М.Ф., Латынов А.Г., Ибрагимов Р.Г., Харисов М.М., Пауль В.И., Исмаилов С.С., БарановА.А., Состав для герметизации обсадной колонны. Авт.свид. СССР N 1661368, МКИ Е21 B33/38, 1991, Бюл.Шб.

29. Крылов В.И., Сухенко Н.И., Крюкова Т.Б. и др. Тампонажная смесь для ликвидации поглощений бурового раствора. Труды ВНИИКРнефти, вып. 17, Краснодар, 1979.

30. Белов В.П. Применение пластмассы для борьбы с поглощениями промывочной жидкости. Нефть и газ, №1 1961.

31. Мелиоранская Ю.Н. и др. Полимерный состав для крепления приза-бойной зоны скважины. Авт.свид.СССР N 1129455 Е21 В 33/138 15.12.84 Бюл 46, 1984г.

32. Alguce В., Kohler N., Nild М., Sol Nationale Eif Agutain (Production) "Жидкий тампонирующий состав", Пат. Франция №2632351, Е21 В 43/25, опубл. 08.12.89г.

33. Бальдеков А.Ц., Каштанов Е.П., Симонов В.А., Применение тампонирующих составов на основе полиуретанов для изоляционных работ в скважинах. М: ВНИИОЭНГ, 1986, О.И. сер. Нефтепромысловое дело.

34. РД 39-1-1225-85. Руководство по применению тампонирующего состава на основе полиуретанового полимера для изоляции водопритоков в нефтедобывающие скважины. -Шевченко, КазНИПИнефть, 1984г.

35. Полимерный состав для крепления призабойной зоны пескопроявляю-щих скважин, /Дадыка В.И., Шейкин С.М., Изюмова Н.А., и др. Совершенствование техники и технологии промывки скважин, Краснодар, 1988г.

36. Шевяхов А.А., Зонтов Р.Е., Сергеев Б.Ф. Композиция для герметизации устьевого оборудования газовых скважин АГКМ. Сб. "Геология, добыча, переработка и экология нефтяных и газовых месторождений". Научные труды АНИПИгаз, Астрахань. 2001г.

37. Орлов Г.А., Кендис М.Ш., Глущенко В.М. Применение обратных эмульсий в нефтедобыче М.: Недра. - 1991. - 250 с.

38. Поляков И.Г. Разработка составов гидрофобных эмульсий и их применение в условиях сероводородной агрессии. Диссертация на соискание кандидата технических наук.- Ставрополь. 1999 г.

39. Дж.р.Грей, Г.С.Г.Дарли. Состав и свойства буровых агентов (промывочных жидкостей) / Перевод с англ. Д.Е.Столярова.- М.: Недра. 1985. - 510 с.

40. Разработка и внедрение технологии приготовления и использования надпакерных жидкостей для скважин с аномально высокими давлением и температурой.// Отчет о НИР / СевКавНИПИнефть. Грозный, - 1986.

41. New oil for oil-base mud system. J. Drilling, - 1985, 46, - №2.

42. Мухин Л.К., Заворотный В.Л. Влияние сероводорода на свойства обратных эмульсий // Бурение. 1980. - №7.- с.25-28.

43. Поп Г.С., Барсуков Г.А., Ахметов А.А., Коршунов Н.П., Хозяинов В.Н. Новая технология глушения, консервации и освоения скважин // Газовая промышленность. 1990. - №9. - с.39-40.

44. УДК 622.279:622.013 Поп Г.С., Кучеровский В.М., Гереш П.А. Технико-экономический анализ результатов воздействия технологических жидкостей на призабойную зону продуктивных.

45. Саушин А.З., Токунов В.И., Поляков Г.А. Патент РФ № 2167181 "Состав для проведения ремонтных и изоляционных работ в скважине"

46. Sennings A.R., Mobil Oil Corp. "Способ глушения и временной остановки скважины" Патент США № 4819727, Е 21 В 33/138, от 21.07.1986 г.

47. ВНИПИнефть "Способ изоляции зоны поглощения в продуктивном пласте". Авт. свид. СССР, № 1559116. Е 21 В 33/138,БИ№ 15, 1990г.

48. Бондарец Н.М и др. Герметизирующий состав для нефтяных и газовых скважин. Авт. свид. СССР N 1263812, Е 21В 33/138, 1986.-БИ №.51.

49. Курочкин Б.М. Горбунова И.В." Способ изоляции зоны поглощения в продуктивном пласте". Авт. свид. СССР N1559116 от 22.02.88 г, МПК 5 Е 21 В 33/138 БИ№ 15.

50. Грызак О.В. Моргулов А.Р."Изолирующий состав" Патент РФ № 2107158 Е21 В 43/12,33/38 БИ№8. 1998.

51. Кухоренко Л.В., Полянская М.П., Хайруллин И.К., Заварзина М.А. Пат.РФ "Герметизирующая композиция" 6 С 09 К 3/10 19.06.95, БИ №21 1995.

52. Полимерные реагенты и катализаторы. Под ред. Т.Форда. М.: Химия, 1991. 249 с.

53. Ф. А. Махлис, Д.Л. Федюкин. Терминологический справочник по резине. М.: Химия, 1989. -400 с.

54. Справочник резинщика П.И. Захарченко, Ф.И. Яшунская, В.Ф. Ефст-ратов, П.Н. Орловский. М.: Химия, 1971. 608 с.

55. Официальный сайт компании LOCTITE. Современные методы герметизации http://www.loctite.com.ua/wwdh/ru/book/i008ch01.htm .

56. Официальный сайт фирмы "Пента". Герметики, компаунды, катализаторы. http://www.penta-91.ru/rezinafr.htm .

57. Официальный сайт компании LOCTITE. "Техническая информация". http://www.loctite.com.ua/wwdh/ru/book/i020int.htm.

58. Новые каучуки, Сб. переводов статей под ред. В.Ф. Евстратова и Ф.И. Яшунской, Издатинлит, 1968, стр.53-101.

59. Литвин О.Б., Синтетические каучуки, Изд. "Химия", 1964.

60. Пенн B.C., Технология переработки синтетических каучуков, Изд."Химия", 1974.

61. Борисов С.Н., в сб."Каучуки специального назначения", ВИНИТИ, 1961, стр.29.

62. Бэри А.Дж., Бек Х.Н. "Неорганические полимеры", Изд. "Мир", 1965, стр.152.

63. Химические реакции полимеров: Пер. с нем./Федке М. -М.: Химия, 1990.-152 с.

64. Зуев Ю.С. Системы эластомер газ // каучук и резина. -2000. - №4. -С.36-43.

65. А. А. Шевяхов. Разработка и промысловый опыт применения составов и технологий по контролю и управлению затрубными давлениями. Материалы НТС по проблеме межколонных давлений на АГКМ. Астрахань 2002. -с. 5556.

66. Зуев Ю.С. Разрушение полимеров под действием агрессивных сред, 2-е изд. М.:Химия, 1977.303 с.

67. Зуев Ю.С., Дегтева Т.Г. Стойкость эластомеров в эксплуатационных условиях. М.:Химия, 1986. 264 с.

68. Федюкин Д.Л., Махлис Ф.А. Технические и технологические свойства резин. М.:Химия, 1985. 240 с.

69. Применение резиновых технических изделий в народном хозяйстве /Под ред. Д.Л. Федюкина. М.: Химия, 1986. 240 с.

70. Левинин С.В. и др. Методы оценки стойкости резин и прорезиненых тканей к действию нефтепродуктов. М.: ЦНИИТЭ-нефтехим, 1982. 41 с.

71. Саати Т. Принятие решений. Метод анализа иерархий. М.: Радио и Связь, 1993.

72. С.Д.Бешелев Математико-статистические методы экспертных оценок / С.Д .Бешелев, Ф.Г.Гуревич.- М.: Статистика, 1974.

73. Миркин Б.Г. Анализ качественных признаков и структур/Б.Г.Миркин. М.: Статистика, 1980. - 319 с

74. Зуев Ю.С. Разрушение полимеров под действием агрессивных сред. М.:Химия, 1972.-227с.

75. Чалых А.Е. Диффузия в полимерных системах. М.:Химия, 1987,312с.

76. Общая органическая химия./ Под ред. Д.Бартона и У.Уилиса. Т.5 Соединения фосфора и серы. Пер. с англ./ Под ред. Н.К. Кочеткова и Э.Е.Нифантьева. -М.: Химия, 1983. -720с.

77. Реакции серы с органическими соединениями. Под ред. А.А. Макарова. -М.: Химия, 1976. -439с.

78. Полимерные реагенты и катализаторы. Под ред. Т. Форда. М.: Химия, 1991.-305с.

79. Вулканизация эластомеров//Под ред. Аллиера Г., Сьетуна И.М. -М.:Химия, 1967.-259с.

80. Блох Г.А. Органические ускорители вулканизации и вулканизующие системы для эластомеров. —JI.: Химия, 1978. 240с.

81. А.Г. Шварц, Б.Н. Динзбург. Совмещение каучуков с пластиками и синтетическими смолами. М.:Химия, 1972. 224 с.

82. Бокшицкий М.Н. "Длительная прочность полимеров" М., 1978 г.

83. Гойхман Б.Д., Смехунова Г.П. "Успехи химии", 1980г., 49, вып. 8.,1554.

84. Бокшицкий М.Н. "Длительная прочность полимеров" М., 1978 г.

85. Вулканизация и вулканизующие агенты. Пер. с нем./ Под ред. И. Я. Поддубного, А.Н. Вольф, И.К. Горн. -JL: Химия, 1968. -464с.

86. Кошелев Ф.Ф., Корнеев А.Е., Буканов A.M. Общая технология резины. -М.: Химия, 1978. -296с.

87. Кошелев Ф.Ф., Корнев А.Е., Климов Н.С. Общая технология резины. -Л.: Химия, 1972.-137с.

88. Шевяхов А.А., Прокопенко В.А., Кунавин В.В. Исследование герметизирующих свойств полимерных составов. / В сб. "Разведка и освоение нефтяных и газоконденсатных месторождений". Научные труды АНИПИгаз. -Астрахань. 2003. - с.93-95.

89. Лянкина С.П., Добромыслова А.В., Догадкин Б.А., Углавская Б.А. Свойства резин на основе совмещенных каучуков// Каучук и резина. -1974. -№4.-С. 22-29..

90. Шевяхов А.А., Токунов В.И., Поляков Г.А., .Прокопенко В.А. Герметизация элементов фонтанной арматуры в условиях сероводородной агрессии // Промышленность России. 2000. - №10-11. - с.46-47.

91. Шевяхов А.А., Токунов В.И., Филиппов А.Г., Зонтов Р.Е. Новые технологии при заканчивании и эксплуатации скважин // Наука и технология углеводородов. Можайск: ОАО"Можайский полиграфический комбинат", -2001. №4 - с.77-80.

92. А.А. Шевяхов, Р.Е.Зонтов, A.M. Булдакова. Технологические жидкости без твердой фазы для нефтегазопромысловой практики // НТЖ "Южно

93. Российский вестник геологии, географии и глобальной энергии". -Астрахань: АГТУ. 2003. -№ 3. - с. 63-64.

94. Шевяхов А.А., Саушин А.З., Прокопенко В.А., Поляков Г.А., Поляков И.Г. Справочно-информационный комплекс АГКМ-фонд скважин. Свидетельство о регистрации № 2000610856. Зарегистрировано 06.09.2000. Приоритет 05.01.2000. Б.И. № 4, 2000г.