Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Развитие научных основ и создание новых технологий повышения эффективности эксплуатации крупных месторождений сероводородсодержащих природных газов

ВАК РФ 25.00.17, Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Содержание диссертации, доктора технических наук, Саушин, Александр Захарович

Введение.

1. Анализ технологических решений по повышению продуктивности скважин в аномальных горно-геологических условиях и постановка задач исследований.

1.1. Основные факторы, влияющие на продуктивность скважин при воздействии на продуктивный коллектор.

1.2. Технологические методы интенсификации притока пластового флюида из карбонатного коллектора.

1.3. Физико-химические аспекты создания технологических жидкостей.

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Развитие научных основ и создание новых технологий повышения эффективности эксплуатации крупных месторождений сероводородсодержащих природных газов"

Актуальность работы. Разработка месторождений природных газов, приуроченных к карбонатным подсолевым отложениям Прикаспийской впадины, характеризуется сложными горно-геологическими условиями и многокомпонентным составом пластовых флюидов, содержащих наряду с углеводородными и значительное количество неуглеводородных компонентов.

В результате этого, в процессе разработки таких месторождений наблюдаются значительные осложнения, вызванные большой неоднородностью низкопроницаемых порово-трещинных коллекторов, аномальными термобарическими условиями залегания пластовых флюидов и их фазовыми превращениями.

Особую важность при этом приобретает наличие значительного количества таких неуглеводородных компонентов, как сероводород и двуокись углерода, называемых также кислыми газами.

В этих условиях применение общепринятых технологий воздействия на продуктивный пласт может приводить к необратимому изменению фильтрацион-но-емкостных свойств порово-трещинного коллектора в призабойной зоне, его кольматации, трудностям при освоении скважин и, как следствие, к снижению продуктивности скважин. При этом серьезные требования к применяемым технологиям предъявляются с точки зрения снижения их отрицательного влияния на окружающую среду и оптимизации их выбора с минимальными затратами.

Таким образом, создание научных основ повышения производительности скважин на месторождениях сероводородсодержащих природных газов, эксплуатирующихся в сложных геолого-физических и термобарических условиях является актуальной проблемой для крупных месторождений природных газов, приуроченных к карбонатным отложениям Прикаспийской впадины. Создание и реализация на этой основе новых технологий воздействия на призабойную зону с учетом экологических требований приведет к значительному экономическому эффекту и по8 вышению степени извлечения флюидов из недр.

Цель работы. Развитие научных основ создания технологий воздействия на карбонатный порово-трещинный коллектор для повышения продуктивности газовых скважин и снижения отрицательного воздействия на окружающую среду применительно к сероводородсодержащим месторождениям с аномальными горно-геологическими условиями.

Задачи исследований.

1. Развитие и совершенствование научных основ повышения производительности газовых скважин для условий комплексного воздействия высоких пластовых температур, давлений и кислых газов.

2. Создание комплекса технологий воздействия на продуктивный пласт с применением новых составов реагентов для условий высоких пластовых температур, давлений и концентраций сероводорода.

3. Создание методики расчета размера зоны растворения порово-трещинного карбонатного коллектора при ламинарном режиме фильтрации соляной кислоты и технологии интенсификации притока газа из пласта в режиме раскрытия трещин.

4. Разработать технологии, обеспечивающие снижение отрицательного воздействия на окружающую среду при освоении газовых скважин в условиях высоких концентраций кислых газов.

5. Разработать критерий эффективности интенсификации скважины с учетом эксплуатационных и экономических показателей.

6. Провести промысловые исследования и внедрить в практику разработанные технологические решения применительно к условиям АГКМ.

Научная новизна.

1. Получен ряд принципиально новых естественно-научных знаний о про9 цессах взаимодействия газонасыщенной порово- трещинной среды с соляной кислотой:

1.1. Установлено, что скорость растворения карбонатной породы кислотой пропорциональна скорости ее подвода в диапазоне значений пористости 0,05-0,2

1 'S 9 и проницаемости (0,1-10,0)-10" м . При этом снижение массовой концентрации кислоты с 22,0% до 1,0% происходит на пути фильтрации, не превышающем 0,03 м.

1.2. Установлено, что для пород со скрытой трещиноватостью процесс раскрытия микротрещин начинается с верхних интервалов при объемных скоростях о закачки рабочей жидкости не менее 0,06 м /с. Разработана методика расчета параметров технологии скоростных солянокислотных обработок.

1.3. Показано, что для неоднородных по проницаемости коллекторов капиллярные силы оказывают существенное влияние на механизм распределения продуктов реакции между пропластками. При изменении пористости с 0,14 до 0,02 капиллярное давление повышается в 6 раз и достигает порядка 3,0 МПа.

2. Разработаны новые реагенты и составы:

2.1. Поверхностно-активное вещество «Эком», повышающее агрегативную стабильность гидрофобно-эмульсионных составов в аномальных горногеологических условиях при наличии сероводорода (A.c. №№ 1647202, 1808859).

2.2. Составы на основе фосфороорганических комплексонов. Проведен широкий спектр исследований изменения их физико-химических характеристик под влиянием температурного и сероводородного воздействия (Патент РФ № 2153579).

2.3. Экспериментально оценены составы биологически разлагаемых гидрофобных эмульсий с заменой дисперсионной среды углеводородной природы, повышающих экологическую безопасность.

3. Разработаны новые технологии и технические средства:

3.1. Метод интенсификации притока газа с предварительной блокировкой

10 высокопроницаемых карбонатных пропластков гидрофобной эмульсией, стабилизированной смесью сложных эфиров и кальциевых солей (Патент РФ № 2167181).

3.2. Технология освоения скважины без отдувки в атмосферу, снижающая отрицательное воздействие на окружающую среду (A.c. СССР №№ 1562436, 1745898).

3.3. Факельное устройство и устройство для дросселирования газожидкостного потока, повышающие эффективность регулирования характеристик работы скважины при ее освоении за счет улучшения диспергирования газожидкостного потока, повышения эффективности горения газожидкостной смеси и снижения отрицательного воздействия на окружающую среду (A.c. СССР № 1522851, 1645469).

4. Созданы методические основы критериальной оценки эффективности технологий интенсификации газовых скважин на основе статистических моделей. Предложен новый комплексный критерий, учитывающий требования минимума расхода пластовой энергии, максимумов продуктивности скважин и прибыли (Программа зарегистрирована в Российском агентстве по правовой охране программ для ЭВМ - № 2000610005 от 05.01.2000 г.).

Основные защищаемые положения.

1. Теоретическое и экспериментальное обоснование физико-химических процессов, происходящих в карбонатном порово-трещинном коллекторе при воздействии растворителя:

- растворение осуществляется с интенсивностью пропорциональной скорости растворителя, а снижение концентрации последнего до 1,0% (мае.) происходит на пути фильтрации, не превышающем 0,03 м;

- скрытые микротрещины раскрываются начиная с верхних интервалов при объемных скоростях рабочей жидкости более 0,06 м"7с;

- капиллярные силы оказывают существенное влияние на механизм распре

1 ! деления продуктов реакции между пропластками - при изменении пористости в диапазоне 0,14 - 0,02 капиллярное давление повышается в 6 раз;

- величина адсорбции ПАВ-эмульгатора из гидрофобной кислотной эмульсии может достигать 25%.

2. Физико-химическое обоснование сохранения агрегативной стабильности эмульсии типа «вода в масле» на основе высокомолекулярных амид о содержащих ПАВ и технологических жидкостей на основе фосфороорганических комплексо-нов при термобарическом и сероводородном воздействии.

3. Комплекс технологий по снижению отрицательного воздействия на окружающую среду при освоении АГКМ:

- эффективная технология заканчивания скважин на основе гидрофобных эмульсий;

- технология освоения скважины без отдувки в атмосферу;

- факельное устройство и устройство для дросселирования газожидкостного потока, повышающие эффективность горения газожидкостной смеси.

4. Обоснование комплексного критерия оценки эффективности интенсификации притока газа.

Практическая значимость и реализация результатов в промышленности. Основные исследования выполнены в соответствии с Программой ГКНТ СССР № 0.02.01 на 1986-90 гг.; тематическими и координационными планами Миннефтепрома и Мингазпрома на 1986-90 гг.; отраслевой научно-технической программой Мингазпрома СССР на 1986-90 гг. "Разработать и внедрить комплекс научно-технических решений и технических средств для промышленного комплекса по добыче и переработке газа и конденсата, а также производству серы на базе месторождений Прикаспийской впадины"; планами работы Научно-технического Совета ОАО «Газпром» на 1991-2000 г. Важность и актуальность рассмотренных проблем нашли отражение в "Федеральной целевой программе

12

Нефть и газ России: конец XX и начало XXI века (наука, конверсия, инвестиции для создания новейших технологий)".

Практическая значимость основных результатов диссертации подтверждена соответствующими актами внедрения (ООО "Астраханьгазпром" и "Кубаньгаз-пром").

В результате проведенных исследований по созданию технологических решений повышения продуктивности газовых скважин для месторождений с аномальными горно-геологическими условиями и при наличии высоких концентраций сероводорода в пластовом флюиде разработаны и внедрены технологии:

1 .Заканчивания скважин на основе гидрофобной эмульсии, утяжеленной до 1700 кг/м"5, с высокой агрегативной стабильностью в условиях длительного термобарического воздействия и аномальных концентраций сероводорода.

2. Консервации газовых скважин, обеспечивающая надёжную изоляцию продуктивного пласта, сохранение продуктивности и безопасную работу на устье скважины.

3. Интенсификации притока пластового флюида с применением:

- кислотных гидрофобных эмульсий на основе синтезированного эмульгатора-стабилизатора «Эком» с регулируемым временем агрегативной устойчивости;

- фосфороорганических комплексонов;

- предварительной блокировки высокопроницаемых пропластков и подключением в работу низкопроницаемых участков продуктивного пласта;

- скоростных солянокислотных обработок в режиме раскрытия системы микротрещин;

- ГРП на основе рабочих жидкостей с низким коэффициентом трения.

А также внедрены:

1. Рациональная технологическая схема работ по интенсификации притока газа из карбонатного порово-трещинного коллектора на АГКМ.

13

2. Комплексная технология освоения скважин после окончания их строительством, сокращающая выбросы в атмосферу.

3. Факельное устройство и устройство для дросселирования и диспергирования газожидкостного потока, увеличения эффективности горения газожидкостной смеси и снижения отрицательного влияния на окружающую среду.

4. Справочно-информационный комплекс (программа) по анализу промысловой информации.

Апробация работы. Основные положения диссертационной работы докладывались на конференции Башкирского НТО, Уфимского нефтяного института и Министерства высшего, среднего и специального образования РСФСР (г.Уфа, 1986 г.); Республиканской научно-технической конференции "Вузовская наука -научно-техническому прогрессу" (г.Уфа, 1986 г.); региональной научно-практической конференции "Проблемы комплексного освоения Астраханского га-зоконденсатного месторождения" (г.Астрахань, ноябрь 1987 г.); X и XV Губкин-ских чтениях (г.Москва, ноябрь 1987 г. и 1999 г.); семинаре отдела технологии и техники добычи газа и конденсата ВНИИГАЗа (г.Москва, 1987г., 1988г.); выездной сессии научно-технического совета Министерства газовой промышленности (п. Шебелинка, октябрь 1987 г.); межотраслевой научно-технической конференции "Проблемы разработки нефтяных и газовых месторождений и интенсификации добычи углеводородного сырья" (г.Астрахань, март 1988г); научно-техническом семинаре " Техноген-1" "Возможные пути формирования техногенных залежей на АГКМ" (г.Астрахань, октябрь 1989г.); научно-технической конференции "Проблемы экологической безопасности технологий разведки, разработки и эксплуатации глубокозалегающих месторождений со сложным составом пластовой смеси", «Техноген-2» (г.Астрахань, 8-12.10.91 г.); Всероссийской научной конференции "Фундаментальные проблемы нефти и газа" (г.Москва, 1996 г.); Международной научно-технической конференции, посвященной 50-тию УГНТУ "Проблемы неф

14 тегазового комплекса России" (г.Уфа, май 1998 г.); Ш-й научно-технической конференции, посвященной 70-тию РГУ им. И.М.Губкина (г.Москва, январь 1999 г); IX и X ежегодном Международном конгрессе "Новые высокие технологии для газовой, нефтяной промышленности, энергетики и связи" (г.Уфа, 8-12 мая 1999 г; Москва, 18-22.09.2000 г.); НТС ОАО "Газпром", секция "Добыча и промысловая подготовка газа и конденсата, эксплуатация ПХГ" (г.Анапа, 15-19.05.2000 г.); НТС ОАО "Газпром", секция "Геолого-разведочные работы, геофизические методы исследования скважин, разработка месторождений" (г.Раменское, Моск. обл., 2931.05.2000 г.); Международной научно-практической конференции "Проблемы добычи нефти и газа в перспективе международного сотрудничества ученых Каспийского региона"(Астрахань, 2-6.10.2000 г.).

Публикации. Основные результаты диссертации изложены в 79 научных работах, включая 2 монографии и 3 научно-технических обзора. По результатам представленных в работе исследований получено 18 авторских свидетельств и патентов на изобретение.

При подготовке некоторых материалов диссертации и внедрении разработок автор сотрудничал с инж. [Алексеевым В.Г.1, к.т.н.[Матвеевым Д.Ф.|, к.т.н. Билало-вым Ф.Р., инж. Прокопенко В.А., к.т.н. Поляковым И.Г., к.т.н. Сиговатовым JI.A., к.т.н. Сабировым Х.Ш., и с коллективами лабораторий капитального ремонта и крепления скважин (ВНИИГАЗ), повышения эффективности эксплуатации скважин (АНИПИГАЗ), освоения и интенсификации притока газа (Волго-УралНИПИгаз), интенсификации притока газа (СевКавНИИГАЗ).

Автор выражает признательность чл.-кор. РАН Гриценко А.И., д.т.н. Тер-Саркисову P.M., к.т.н. Токунову В.П., к.т.н. Сиговатову JI.A., к.г-м.н. Круглову

Ю.И., а также к.т.н. [Кирееву В.А| за ценные советы и плодотворное обсуждение отдельных аспектов работы.

15

Заключение Диссертация по теме "Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений", Саушин, Александр Захарович

Основные результаты и общие выводы по диссертационной работе даны ниже.

Получены новые естественно - научные знания о процессах:

1. Установлено, что скорость растворения пористой карбонатной породы соляной кислотой пропорциональна скорости ее подвода в диапазоне значений пористости 0,05-0,2 и проницаемости (0,1-10,0) • 10~ь м2. При этом снижение массовой концентрации кислоты с 22% до 1 % происходит на пути фильтрации, не превышающем 0,03 м., что позволяет существенно упростить инженерные расчеты процесса растворения пористой и порово-трещинной карбонатной породы при фильтрации в ней соляной кислоты.

2. На основании аналитических и промысловых исследований установлено, что для пород со скрытой трещиноватостью процесс раскрытия микротрещин начинается с верхних интервалов при объемных скоростях о закачки рабочей жидкости не менее 0,06 м/с.

3. Выявлено, что при неоднородных по проницаемости коллекторах капиллярные силы оказывают существенное влияние на механизм распределения продуктов реакции между пропластками. При изменении пористости с 0,14 до 0,02 капиллярное давление повышается в 6 раз и достигает порядка 3,0 МПа.

4. Оценена величина адсорбции ПАВ-эмульгатора на карбонатной породе

275 и проведена корректировка состава кислотных гидрофобных эмульсий с учётом оптимального времени их агрегативной устойчивости.

5. Для снижения скорости взаимодействия соляной кислоты с карбонатной породой выявлены новые реагенты на полимерной основе, установлена их оптимальная концентрация и получено увеличение времени реакции более чем на порядок. При этом при повышении температуры процесс взаимодействия интенсифицируется, а с увеличением концентрации полимера эффект замедления увеличивается.

6. Экспериментально установлено влияние кислотных обработок на состояние цементного камня за эксплуатационной колонной:

- цементный камень в растворе соляной кислоты теряет более 60% от первоначальной массы в течение 7 сут., а составы на основе комплексонов, практически, с ним не взаимодействуют;

- при фильтрации соляной кислоты через трещину в цементном камне проницаемость ее увеличивается на 45-55%, а в статике уменьшается в 3,0 - 3,6 раза за счет кольматации кремнегелем.

7. Для снижения коэффициента трения рабочих жидкостей, используемых при ГРП, проведены исследования понизителей трения в зависимости от их содержания, температуры и производительности перекачивающих агрегатов. Показано, что реагенты на кремнеорганической основе и карбоксиметилцеллюлоза снижают давление на насосе от 1,5 до 5 раз.

8. Проведенные исследования и анализ промыслового материала показали, что работы по интенсификации с применением соляной кислоты не являются основной причиной возникновения межколонных давлений .

9. Установлено, что фактически достигнутые градиенты гидроразрыва в башкирских отложениях АГКМ варьируют в диапазоне 2,01 - 2,68 МПа/100 м.

10. На основе статистического анализа выделено несколько классов скважин, в различной степени реагирующих на интенсификацию притока, и

276 предложен новый комплексный критерий оценки эффективности интенсификации, учитывающий требования минимума расхода пластовой энергии, максимумов продуктивности скважин и прибыли и дано решение задачи оптимизации добычи по указанному критерию.

Разработаны новые методы:

1. Моделирования фильтрационных процессов технологических составов в порово-трещинный карбонатный коллектор и образования искусственной трещины с фиксированной проницаемостью.

2. Повышения агрегативной стабильности гидрофобно-эмульсионных составов в аномальных горно-геологических условиях при наличии сероводорода на основе нового ПАВ «Эком».

3. Оптимизации выбора технологии интенсификации с минимальными затратами на основе математической модели и блок-схемы выбора технологий интенсификации притока, а также компьютерных модулей к справочно-информационному комплексу "АГКМ-Фонд скважин".

4. Для повышения экологической безопасности, особенно при работе на шельфе, проведены исследования биологически разлагаемых гидрофобных эмульсий с заменой дисперсионной среды углеводородной природы и оценена возможность использования на практике.

Разработаны и внедрены новые технологии:

1. Заканчивания скважин на основе гидрофобной эмульсии, утяжеленной до 1700 кг/ м , с высокой агрегативной стабильностью в условиях длительного комплексного воздействия высоких забойных температур, давлений и концентраций сероводорода, позволившая исключить кольматационные пробки при отдувке и увеличить коэффициент продуктивности скважин в два раза.

2. Консервации газовых скважин, позволившая обеспечить надежную изоляцию продуктивного пласта, сохранить продуктивность и обезопасить

277 работу на устье скважины . Состав для консервации может быть применен для широкого круга технологических задач - изоляции заколонного пространства скважины, глушения при подземном и капитальном ремонте, в качестве надпакерной и буферной жидкостей, для блокировки высокопроницаемых участков продуктивного пласта.

3. Интенсификации притока пластового флюида с применением:

- кислотных гидрофобных эмульсий на основе синтезированного эмульгатора-стабилизатора "Эком" с регулируемым временем агрегативной устойчивости;

- фосфороорганических комплексонов, позволившая увеличить глубину воздействия на порово-трещинный карбонатный коллектор и сократить коррозию элементов ПО до минимума;

- предварительной блокировки высокопроницаемых пропластков, позволившая воздействовать на низкопроницаемые участки продуктивного пласта и подключить их в работу;

- скоростных обработок в режиме раскрытия системы микротрещин;

- ГРП на основе рабочих жидкостей с низким коэффициентом трения.

А также внедрены:

1. Комплекс технологических методов для снижения отрицательного воздействия на окружающую среду при освоении газовых скважин, включающий применение: при заканчивании скважин в качестве промывочной жидкости составов, не снижающих проницаемости ПЗП; конструкции низа эксплуатационной колонны, отвечающей требованиям максимального сохранения проницаемости ПЗП и предусматривающий «открытый» забой или спуск фильтра без цементирования; малообъемной интенсификации по технологии «ванна» без отдувки скважины; освоения скважины через 15-20 сут. после проведения обработки типа «ванна»; факельных устройств, позволяющих обеспечить максимальное сгорание продуктов при отдувке; отработки

278 скважины в газосборную сеть или подземную емкость по закрытой схеме без выпуска продукции в атмосферу.

2. Справочно-информационный комплекс (программа) по анализу промысловой информации.

Использование разработанных автором технологий позволило с 1987 по 2000г. получить дополнительный прирост газа по АГКМ более 4,0 млрд.м^ с общей экономической эффективностью 22, млн. руб.

280

Библиография Диссертация по наукам о земле, доктора технических наук, Саушин, Александр Захарович, Москва

1. 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.

2. Амиян В.А., Уголев B.C. Физико-химические методы повышения производительности скважин М.: Недра. -1970. - 280 с.

3. Степаньянц А.К. Вскрытие продуктивных пластов М.: Недра. -1968. - 416 с.

4. Масляков А.П. Буровые растворы для вскрытия продуктивных пластов // Обзор.Серия Бурение. Вып. 2/85, 1985.

5. Сидоровский В.А. Влияние промывочных растворов на призабойную зону пласта // Нефтяное хозяйство. 1963. - №12. - с.30-33.

6. Тагиров K.M., Нифантов В.И., Эмануилов Р.Б., Акопов С.А. Коррек-тровка плотности бурового раствора при вскрытии продуктивных пластов на Астраханском ГКМ // Проблемы технологии сооружения газовых и газоконден-сатных скважин. М.: ВНИИгаз. -1985,- с.16-25.

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

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

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

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

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

12. Положение о порядке консервации скважин на нефтяных и газовых месторождениях, подземных хранилищах и месторождениях термальных вод.//281

13. Утверждена Постановлением Госгортехнадзора СССР № 20 от 27.12.89.

14. A.c. 1472643 СССР, МПК 6Е 21 В 43/27. Гелеобразующий состав. /Б.С.Лядов, С.В.Усов. Заявл. 29.12.86. Опубл. 1989. Б.И. №14.

15. A.c. 1518486 СССР, МПК 6Е 21 В 43/27. Способ изоляции проницаемого пласта в скважине / А.К.Демьяненко, В.Ф.Черныш. Заявл.08.10.87. Опубл. 30.10.89. Б.И. № 40.

16. А.с. 1239272 СССР, МПК 6Е 21 В 43/27. Буферная жидкость/ Ф.А.Шихалиев. Заявл.31.07.84. Опубл 1986. Б.И. № 23.

17. A.c. 1465543 СССР, МПК 6Е 21 В 43/27. Состав для изоляции зон поглощения в скважине / В.С.Котельников. Заявл.23.12.86. Опубл. 15.03.88. Б.И. № 10.

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

19. Пат. № 2094604 Россия, МКИ 6Е 21 В 43/27. Способ обработки карбонатных коллекторов. / В.Д. Василенко, Ю.В. Лукьянов, А.А.Михайлов. Заявл. 18.04.96. Опубл.27.10.97. Б.И. №30.

20. Саушин А.З., Сабиров Х.Ш., Шарипов А.М. Работы по интенсификации добычи углеводородного сырья на месторождениях Прикаспийской впадины /Тезисы докладов областной научно-технической конференции,- Астрахань,- 1989. с.43.

21. Токунов В.И., Саушин А.З., Костанов И.А. Новые технологии интенсификации притока газа на АГКМ // III-я научно-техническая конференция посвященная 70-тию РГУ им.Губкина./ Тезисы докладов. 1999. - с.5 - 6.282

22. Маргулов Р.Д., Берман А.Б., Нейман B.C., Участкин Ю.В. Пути увеличения производительности основных продуктивных горизонтов на Газ-линском месторождении // В сб.: Интенсификация добычи газа из газовых скважин. М.: ЦНТИМингазпрома. - 1966. - с. 154.

23. Киреев В.А., Ковалева JI.A., Назёров В.М., Щугорев В.Д., Иванин B.C. Временная инструкция по поинтервальной обработке пласта при освоении и эксплуатации скважин Оренбургского месторождения М., - 1976, - с. 6.

24. Вяхирев Р.И. Работы по интенсификации притока газа к забоям скважин на Оренбургском газоконденсатном месторождении // Реф. сб. Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. М.: ВНИИ-Эгазпром. -1976. -№ 3. - с. 3-9.

25. Политыкина М.А. Повышение производительности скважин Карача-ганакского ГКМ // Газовая промышленность. 1987. - № 9. - с. 34-35.

26. Просвиров С.Г. Повышение эффективности солянокислотного воздействия на призабойную зону трещиноватого карбонатного пласта Грозный.- 1988. -145 с.

27. Сидоровский В.А. Вскрытие пластов и повышение продуктивности скважин М.: Недра. - 1978. -256 с.

28. Глущенко В.PI., Чапланов П.Е., Поздеев О.В. Поверхностно-активный стабилизированный кислотный состав // Нефтяное хозяйство.-1994,- № 1,- с.27-30.

29. Ериков Е.В., Мордвинов A.A., Урсегов С.О. Разработка рецептуры проникающего раствора соляной кислоты М.: Изв. Вузов. Нефть и газ. - 1997.- № 3. с. 42-45, 1 17.

30. Сафин С.Г. Условия и методы повышения эффективности обработок призабойных зон скважин // Нефтяное хозяйство. 1996. - № 10. - с.32-34.

31. Ибрагимов Р.Г., Ганиев P.P. Технология интенсификации добычи нефти и повышения нефтеотдачи пластов с использованием кислотных дисперсий и микроэмульсий // Нефтепромысловое дело. 1997,- № 4,5. - с.24-28.

32. Патент № 2109937, Россия, МПК 6Е 21 В 43/27. Композиция для кислотной обработки призабойной зоны нагнетательных и добывающих скважин. /АО закрытого типа "Химеко-Ганг". Заявл.06.06.96. Опубл. 27.04.98. БИ № 12.

33. Есипенко А.И. Влияние добавок неонола АФ9-12 на степень растворения забойных отложений и керна продуктивных горизонтов композиционными кислотными растворами //Нефтепромысловое дело.- 1996. №2. - с.20-24.

34. A.C. № 1774005 СССР, МПК 6Е 21В 43/27. Состав для кислотной обработки скважин и способ его приготовления. / А.И. Киселев, Д.А. Крылов, C.B. Усов. Заявл.31.07.90. Опубл. 07.11.92. БИ№41.

35. Глущенко В.Н., Поздеев О.В. Вопросы повышения эффективности кислотных составов для обработки скважин- М.: ВНИИ орг., управл. и экономики нефтегазовой промышленности. 1992. - с.52.

36. Iuprasert M.S. Bullhead acidizinq succeeds offchore California. Oil and Qas J. - 1994,- 92. № 15. - p. 47-52.

37. Пат. № 2106487 Россия, МПК 6E 21 В 43/27. Состав для обработки карбонатных пластов в высокотемпературных скважинах. /Кошторев Н.И. Заявл. 06.10.95. Опубл.10.03.98. БИ № 7.

38. Есипенко А.И., Петров H.A. Основные источники поступления соединений железа в продуктивные пласты и накопление их на забое скважин // Неф284тепромысловое дело. 1994. - № 3,4. - с.22-23.

39. Саушин А.З., Алексеев В.Г., Билалов Ф.Р. Обобщение опыта применения солянокислотных обработок на стадии освоения скважин Астраханского месторождения // Сб. "Проблемы комплекса АГКМ". М.: ВНИИГАЗпром. -1987. - с. 173.

40. Кудинов В.И., Сучков Б.М., Каменщиков Ф.А., Богомольный Е.И. Повышение эффективности кислотных обработок призабойной зоны пласта, осложненного отложениями парафина // Нефтяное хозяйство. 1994. - № 1,- с.46-49.

41. Пат. № 2116679 Россия, МПК 6Е 21В 43/27. Композиция для кислотной обработки призабойной зоны нагнетательных и добывающих скважин. / Е.Г. Гаевой, Л.Х. Каюмов, Д.Ю. Крянев. Заявл. 17.06.97. Опубл. 10.05.98. Б.И. № 13.

42. Пат. № 2100586 Россия, МПК 6Е 21В 43/27. Состав для кислотной обработки скважины или призабойной зоны пласта. / Т.Г. Валеева, А.И. Ефремов, В.Н. Хлебников. Заявл. 09.08.95. Опубл. 27.12.97. Б.И. № 36.

43. Пат. № 2119047 Россия, МПК 6Е 21В 43/27. Состав для обработки призабойной зоны нефтяного пласта. / Т.Г. Валеева, А.И. Ефремов, В.П. Эн-дюськин. Заявл. 24.12.96. Опубл. 20.09.98. Б.И. № 26.

44. Пат. № 2117150 Россия, МПК 6Е 21В 43/27. Способ кислотной обработки призабойной зоны пласта. / P.P. Султанов, Р.Г. Рамазанов, В.В. Шелепов. Заявл. 14.04.95. Опубл. 10.08.98. Б.И. № 22.

45. Вердеревский Ю.Л., Арефьев Ю.Н., Галимов P.P. Технология обработки призабойной зоны и освоения горизонтальных скважин в карбонатных коллекторах с применением кислотной композиции // Нефтепромысловое дело,-1966. -№ 7. с.14-17.

46. Назыров P.P., Саушин А.З., Самакаев Р.Х. Предотвращение образования вторичных осадков при кислотных обработках скважин // Обз. инф. сер. Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений,- М.:285

47. ВНИИЭГАЗпром. -1989. вып.1 1,- с.31.

48. Киреев В.А., Назёров В.М., Пирогов В.П., Эскин A.M. Инструкция по направленной солянокислотной обработке призабойной зоны пласта струйным способом. М., - 1985, - с. 5.

49. Crenshaw P.L., Flippen F.F. Stimulation of the deep Ellenburger in the Delaware basin. J. of Petroleum Technology. - 1968, v.20, - №12. - p. 1361-1370.

50. New beads help acidizing, fracturing. Oil and las J. - 1965, v.35, august, - p. 52-54.

51. Best B.W. How shell frac trends with diverting agents. Oil and Gas J. -1973. v.71. -№24. - p. 85-87.

52. Kastrop I.E. Newest aid to multy-stage fracturingPetrolecim Engineers. -1956, v.28, -№13.-p. 40-47.

53. Dowell diverting agents improve fracturing results. J. of Petroleum Technology. - 1962. v. 14. - №9. - p. 1058.

54. A.c. № 670114 СССР, МПК 6E 2IB 43/27. Жидкость для поинтерваль-ной обработки призабойной зоны пласта / В.А. Киреев, JI.A. Ковалева. Опубл. 1979, БИ№23.

55. А.с. № 11627678 СССР, МПК 6Е 21В 43/27. Способ разработки нефтяных месторождений с химически восстанавливающей средой. / В.П. Город-нов, А.Ю. Рыскин. Заявл. 03.05.89. Опубл. 1991, БИ № 6.286

56. A.c. № 1665024 СССР, МПК 6Е 21В 43/27 . Способ приготовления вязкоупругого состава. / Э.С. Сенкевич, JT.K. Брун. Заявл.29.11.88. Опубл. 1991, БИ № 27.

57. A.c. № 1472643 СССР, МПК 6Е 21В 43/27. Гелеобразующий состав. /Б.С. Лядов, C.B. Усов. Заявл. 29.12.86. Опубл. 1989, БИ № 14.

58. Пастухов Н.В., Вайсман A.M., Илюков А.И. Направленная кислотная обработка призабойной зоны скважин // В кн.: Вопросы технологии добычи нефти и бурения нефтяных скважин. Уфа. - 1963, - вып. 1.-е. 17-2 1.

59. Бикбаев И.М. Опыт проведения поингервальных соляно-кислотных обработок скважин струйным аппаратом // Нефтепромысловое дело. -М.: ЦНИИТЭнефтегаз. 1965. - № 6. - с. 14-17.

60. A.C. № 670114 СССР, МПК 6Е 21В 43/27. Устройство для гидропес-ко-струйной перфорации скважин. /Ю.В. Зайцев, В.М. Каспаров. Опубл. 1964, БИ № 9.

61. Булаткин И.К., Денисов Г.Г. Технология поинтервальной солянокис-лотной обработки с применением гидроперфоратора // Нефтепромысловое дело. -1963. № 8. - с. 12-17.

62. A.c. № 464696 СССР, МПК 6Е 21В 43/27. Устройство для поинтервальной обработки пласта./ В.А. Киреев, Е.Т. Крюков. Опубл. 1975, БИ №11.

63. Назёров В.М. Оценка влияния добавок метанола на эффективность спиртокислотных обработок // Сб. трудов института. «Теория и практика разработки газовых месторождений Западной Сибири». М.: ВНИИГАЗ. - 1985. - с. 151-154.

64. Пат № 2109936 Россия, МПК 6Е 21 В 43/27. Состав для обработки призабойной зоны пласта. / Ю.Л. Вердеревский, Т.Е. Валеева, Л.А. Шешукова.287

65. Заявл.26.02.96. Опубл. 27.04.98. БИ № 12.

66. А.с. № 1682543 СССР, МГТК 6Е 21 В 43/27. Состав для обработки призабойной зоны нефтяной скважины. / Р.З. Магарил. Заявл.30.10.89. Опубл. 07.10.91. БИ № 37.

67. Глущенко В.Н. Роль водорастворимых неэлектролитов в составе жидкостей для обработки пластов // Нефтепромысловое дело. 1994. - №7. -с.38 - 42.

68. Hill O.F. High efficiency frac fluid open deep South Texus Sand. World Oil. - 1982. v. 49. - №3. - p.46-48, 52, 55, 58-60.

69. Petryk R.P., Goruk B.W. Fracture acide- zing with foamed acid success in Crossfield D-l carbonate. J. of Petrolecim Technology. - 1980. v. 19, №3. - p.57-74.

70. Willians K., Grats E.H. Flow back coming leg №2 fluid curves aid planning.-Oil and Qas J. 1979. V. 37. - №9. - p. 103 -106.

71. A.c. № 1809020 СССР, МПК E 21 В 43/27. Пенообразующий состав для обработки призабойной зоны пласта. / П.Ф. Цыцимушкин, П.В. Коваленко, С.Р. Хайруллин. Заявл.12.05.91. Опубл.15.04.93. БИ№ 14.

72. Вяхирев Р.И., Иванин B.C., Щугорев В.Д., Киреев В.А. Интенсификация притока газа на Оренбургском газоконденсатном месторождении // Газовая промышленность. 1976. - № 2. - с. 28-31.

73. Пат. № 2047640 Россия, МПК С 09 К 7/08. Пенообразующий состав для освоения скважин./ В.А. Иванов. Заявл.27.01.92. Опубл. 10.11.95. БИ № 31.

74. Коротаев Ю.П., Ширковский А.И. Добыча, транспорт и подземное хранение газа М.: Недра. - 1984. - с. 231-235.

75. Deysarkar А.К., Dawson J.S., Sedillo L.P., Knoll-Davis S. Crosslinked acid gel. J.of Canadian Petroleum Technology, 1984, v.23, №1, p.26 -32.

76. Church D.C., Quisenberry I.L., Fox K.B. Field avaluation of gelled acid for carbonate formation. J. of Petroleum Technology, 1981, v.3, №12, p. 2471-2474.

77. Norman I.R., Conway M.W., Wilson I.M. Temperature-stable acid-gelling polymers laboratory evaluation and field results. J. of Petroleum Technology, 1984, v.36, №12, p.2011-2018.

78. Crowe C.W., Martin R.C., Michaelis A.M. Evaluation of acid gelling agents for use in well stimulation. Society of Petroleum Engeneers J., 1981, v.21, № 4, p. 415-424.

79. Deysarkar A.K., Dawson J.S., Sedillo L.P. Crosslinked acid qel. J. of Canadian Petroleum Technoloqy, 1984. v.23. № 1. p. 26 -32.

80. Пат. № 5160445 США МПК E21 В 33/138. Поперечносвязующие растворы бората./ Sharif S. Заяв.т. 27.05.91. Опубл.03.11.92.

81. А.с. № 1809019 СССР,. МПК Е 21 В 43/27. Состав для обработки высокотемпературных карбонатных коллекторов. / II.В. Щукин, О.И. Лукина. За-явл.22.10.90. Опубл. 15.04.93. БИ № 14.

82. Ериков Е.В., Мордвинов А.А., Урсегов С.О. Разработка рецептуры проникающего раствора соляной кислоты // Изв. вузов. Нефть и газ. 1997. - № 3. - с. 42 - 45.

83. Пат. № 2094604 Россия, МПК 6 21В 43/27. Способ обработки карбонатных коллекторов./ В.Д. Василенко, Ю.В. Лукьянов А.А. Михайлов. Заявл. 18.04.96. Опубл. 27.10.97. БИ № 30.

84. Пат. № 2106488 Россия, МПК 6Е 21 В 43/27. Способ обработки при-забойной зоны./ И.Ф. Глумов, К.Р. Ибатуллин, P.P. Ибатуллин. Заявл.2890602.97. Опубл. 10.03.98. БИ № 7.

85. A.c. № 1800009 СССР, МПК 6Е 21 В 43/27. Состав для кислотной обработки пластов./ М.И. Рудой, В.Р. Сонник, В.В. Лукьянченко. 3аявл.29.03.91. Опубл. 07.03.93. БИ № 9.

86. Мухин Л.К. Буровые растворы на углеводородной основе для бурения в осложненных условиях и вскрытия продуктивного пласта. Диссертация доктора технических наук. - М.: МИНХ и ГП. - 1971. - с.300.

87. Тосунов Э.М., Кулаков П.И. Солянокислотная обработка карбонатных пластов мезозойских отложений Чечено-Ингушетии. Грозный. - 1967. - с. 7-24.

88. A.c. № 1810507 СССР, МПК 6Е 21 В 43/27. Состав кислотной микроэмульсии для интенсификации добычи нефти. / В.Г. Гермашев, H.A. Кононов, Т.Н. Никурина. Заявл. 19.03.91. Опубл. 23.04.94. Б.И. № 15.

89. Пат. № 2109123 Россия, МПК 6Е 21 В 43/22. Способ увеличения нефтеотдачи пластов. / В.В. Мазаев, C.B. Гусев, Я.Г. Коваль. Заявл. 27.06.96. Опубл. 20.04.98. Б.И. № 11.

90. Пат. № 2019688 Россия, МПК 6Е 21 В 43/27. Обратная эмульсия для обработки призабойной зоны пласта. / В.Н. Глущенко, О.В. Поздеев, О.Л. Ермаков. Заявл. 30.07.92. Опубл. 15.09.94.

91. A.c. № 1838596 СССР, МПК 6Е 21 В 43/27. Обратная эмульсия для обработки призабойной зоны пласта. / В.Н. Глущенко. Заявл. 03.09.91. Опубл. 30.08.93.

92. Пат. № 2109132 Россия, МПК 6Е 21 В 43/27. Способ увеличения нефтеотдачи пластов. / В.В. Мазаев, C.B. Гусев. Заявл. 27.06.96. Опубл. 20.06.96.2901. Б.И. №11.

93. Денк С.О. Глубокое расклинивание микротрещин в карбонатном коллекторе смешанного типа // Нефтяное хозяйство. 1994. - № 5. - с.32 - 34.

94. A.c. № 1806260 СССР, МПК Е 21 В 43/27. Кислотосодержащая микроэмульсия для обработки ПЗП. / В. Г. Глущенко. 3аявл.03.09.91. Опубл.30.03.93. БИ № 12.

95. A.c. № 1684487 СССР, МПК Е 21 В 43/27. Состав для вытеснения нефти из карбонатного пласта. / З.И. Рогоза, Е.К. Огай, J1.A. Терина. Заявл. 31.10.88. Опубл. 15.10.91. БИ № 38.

96. Пат. № 2019688 Россия, МПК 5 Е 21 В 43/27. Обратная эмульсия для обработки призабойной зоны пласта. /В.Н. Глущенко, О.В. Поздеев, O.JI. Ермаков. Заявл.30.07.92. Опубл. 15.09.94. БИ № 17.

97. A.c. № 1810507 СССР, МПК 5 Е 21 В 43/27. Состав кислотной микроэмульсии для интенсификации добычи нефти. / В.Г. Гермашев, H.A. Конова, Т.Н. Некурина. Заявл. 19.03.91. Опубл. 23.04.94. БИ № 15.

98. Саушин А.З., Банькин А.И., Рылов E.H., Матвеев Д.Ф. Новые рабочие жидкости для заканчивания скважин // Техника и технология строительства газовых и газоконденсатных скважин. М.: ВНИИГАЗ. - 1990. - с. 74 - 81.

99. Пат. Россия № 2103477, МПК 6 Е 21 В 37/00,37/06. Способ обработки призабойной зоны пласта. / П.И. Кононенко, В.А. Богуслаев, К.К. Квит-чук. Зявл. 27.12. 96. Опубл.27.01.98. БИ № 3.

100. Яровой В.А. Совершенствование методов химического воздействия291на пласт при интенсификации притоков и освоении глубоких скважин-М.:ВНИИГАЗ. -1993. с.134 -137.

101. Пат. № 2106484 Россия, МПК 6 Е 21 В 43/22. Способ реагентной обработки скважины. / В.Т. Гребенников, К.А. Алиаль. 3аявл.03.06.97. Опубл. 10.03.98. БИ № 7.

102. A.c. № 1609981 СССР, МПК 6 Е 21 В 43/27. Состав для обработки призабойной зоны карбонатного пласта. / Ю.А. Балакиров, A.C. Кувшинов, Ю.Г Рябов. Заявл.09.11.88. Опубл.ЗО. 11.90. БИ № 44.

103. Пат № 2021498 Россия, МПК 6 Е 21В 43/27. Способ обработки продуктивного пласта. / В.И. Токунов, В.Г. Пивоваров, В.В. Токунова. За-явл.29.12.89. Опубл. 15.10.94. БИ № 19.

104. Пат. №2101482 Россия, МПК 6 Е 21В 43/27. Кислотный состав для обработки терригенных коллекторов. / P.C. Магадов, М.А. Силин, Е.Г. Гаевой. Заявл. 16.02.96. Опубл. 10.01.98. Б.И. № 1.

105. Ибрагимов JI.X., Мищенко И.Т. Интенсификация добычи нефти -М.: Нефть и газ. 1996. - 477 с.

106. Дытюк J1.T. Испытание ингибиторов отложения солей на основе комплексонов // Нефтяное хозяйство. 1982. - № 7. - с. 53.

107. A.c. № 724550 СССР, МПК 6 Е 21В 43/27. Состав для предотвращения отложения солей. Заявл. 06.07.78. Опубл. 30.03.80. Б.И. № 12.292

108. А.с. № 541973 СССР, МПК 6 Е 21В 43/27. Способ предупреждения отложения неорганических солей. Опубл. в 1977 г. Б.И. № 1.

109. А.с. № 814895 СССР, МПК 6 Е 21В 43/27. Состав для удаления отложений гипса. Опубл. 08.81. Б.И. №11.

110. А.с. № 990784 СССР, МПК 6 Е 21В 43/27. Состав для предотвращения отложений неорганических солей. Опубл. 11.02.83. Б.И. № 3.

111. Однорог Д.С., Пагуба А.И. Применение ингибиторов отложения солей на нефтяных месторождениях Мангышлака // Нефтяное хозяйство. 1980. -№3. - с. 67-68.

112. Ахметов В.Н., Хадыкин В.Г., Дытюк Л.Т., Самакаев Р.Х. Предотвращение солеотложения на установках регенерации метанола ОГКМ // Газовая промышленность 1981.-№12.

113. Growe C.W. Evaluation of agents for preventing precipitation of berric hydroxide from spent treating asid. J. Petroleum Technology, 1985, v.37, p. 691 -695.

114. A.C. № 582380 СССР, Ml'IK 6 E 21B 43/27. Способ обработки при-забойной зоны карбонатного пласта. / Г.Ф. Еремеев, Ю.А. Швачкин. Опубл. в 1977 г. Б. И.№ 44.

115. Назыров Р.П. Разработка технологии кислотных обработок приза-бойной зоны скважин с применением комплексонов. Диссертация кандидата технических наук. М., - 1991. - с.242.

116. Чернышева Т.Л., Тимашев Г.В., Мищенко А.Ю., Строгий А.Я. Интенсификация добычи нефти и газа методом разрыва пласта,- М.: ВНИИ-Эгазпрм./ Обз. информ. Серия: Разработка и эксплуатация газовых и газокон-денсатных месторождений, вып.1. 1987. - с. 43.

117. Каневская Р.Д. Зарубежный и отечественный опыт применения гидроразрыва пласта. М.: ОАО ВНИИОЭНГ. - 1998. - с.39.

118. Rahim Z., Holditch S.A. Usinq a three-dimensional concept in a twodimensional model to predict accurate hydraulic fracture dimensions. J. of293

119. Petroleum Science & Enqineerinq. 1995. № 13. p. 15 -27.

120. Логинов Б.Г., Блажевич В.А. Гидравлический разрыв пластов.-М.: Недра. 1966. - с. 148.

121. Economides M.J., Nolte К.G. Reservoir Stimulation. Prentice Hall, Eqlewood Cliffs, New Jersey 07632. 1989. 430 p.

122. A.c. № 1597445 СССР, МПК 6E 21 В 43/26. Состав для гидравлического разрыва пласта. / П.М. Усачев, Н.В. Крикунов, Г.С. Киселева. За-явл.07.01.88. 0публ.07.10.90. БИ № 37.

123. A.c. № 1864971 СССР, МПК 6 Е 21 В 43/26. Состав для гидравлического разрыва пластов. / Л.И. Мясникова, Н.В. Рябоконь, В.В. Медведева. За-явл. 04.04.91. Опубл. 23.03.93. БИ № 11.

124. Пат. № 2097547 Россия, МПК 6 Е 21 В 43/26. Эмульсионный состав для гидравлического разрыва пласта. / Л.А. Магадова, В.Н. Мариненко, А.Д. Беляева. Заявл. 19.09.96. Опубл. 27.11.97. БИ №33.

125. A.c. № 1707192 СССР, МПК 6Е 21 В 43/26. Состав для гидроразрыва пластов. / C.B. Константинов, Л.А. Магадова, В.Н. Мариненко. Заявл.22.11.89. Опубл.23.01.92. БИ№ 31.

126. Hassaini M., Jabs W., Grisdale J. Fructurinq with crosslinked qelled methanol: a new apporoach to well stimulation. J. Canadien Petrolium Technolqi.-1989.-28. №5.

127. Пат. № 2119682 Канада, МПК 6 E 21 В 43/27. Жидкость для разрыва пласта. 3аявл.23.03.94. Опубл.Об.05.97.

128. Пат. № 5417287 США , МПК 6 Е 21 В 43/26 . Гель для гидроразрыва пластов. / Smith K.W. Заявл. 14.03.94. Опубл.23.05.95.

129. Пат. № 5217632 США, МПК 6 Е 21 В 43/26 . Zirconium Technoloqy Corp. /Sharif Sharif. Заявл. 1 1.05.92. Опубл. 08.06.93.

130. Пат. № 2299587 Великобритания, МПК 6Е 21 В 43/26. Delayed borate crosslinked fracturinq liqued. /Nilson Erik В., Cawilzel Kay E. Заявл.07.04.95. Опубл. 09.10.96.294

131. Blair S. С., Thorpe R.K. Propaqation of fluid-driven fractures in jointed rock. Part 2. -Physical tests on blocks with an interfase or lens. Int.J. Rock Mech. and Mininq Sci. and Geomech.Abstr. 1990. 27. № 4. p.255-268.

132. Пат. № 4779680 США, МПК 6E 21 В 43/26. Hydraulic fracturinq process usinq a polymer qel. /Sydansk Robert D., Maratho Oil Co. Заявл. 13.05.87. Опубл.25.10.88.

133. Tudor R., Poleschuk A. Low-viscosity, low-temperature fracture fluids. -J.Canadian Petroleum Technoloqi. -1996. v. 35. № 7. p. 31-36.

134. Пат. № 2097547 Россия, МПК 6 E 21 В 43/26. Эмульсионный состав для гидравлического разрыва пласта. / Л.А. Магадова, В.Н. Мариненко, А.Д. Беляева. Заявл.19.09.96. Опубл.27.11.97. БИ № 33.

135. Сенкевич Э.С. Влияние промывочных жидкостей на качество вскрытия продуктивных горизонтов, представленных трещинными коллекторами.-Диссертация кандидата технических наук. М.: МИНХ и ГГТ. - 1976. - с. 155.

136. Токунов В.П., Хейфец И.Б. Гидрофобно-эмульсионные буровые растворы. -М.: Недра. 1983. - 168 с.

137. Воюцкий С.С. Курс коллоидной химии. -М.: Химия. 1975. - 512 с.

138. Кистер Э.Г. Химическая обработка буровых растворов. М.: Недра. - 1972. -392 с.

139. Burdyn R.F., Wiener L.D. Calcium sulftant drillinq fluids. World Oil. 1957, v,145,№ 6, p. 101-108.

140. Токунов В.И., Яров А.Н., Жидовцев Н.А. Промышленный опыт применения гидрофобной эмульсии при бурении скважин на площадях Днепров-ско-Донецкой впадины //Бурение. 1972. - № 12. - с.17-19.

141. Касьянов Н.М., Рахматуллин Р.К., Шумилова Е.П. Промышленные295испытания инвертной эмульсии с высоким содержанием воды при бурении в неустойчивых породах //Бурение. 1975 - № 3 - с. 18 -20.

142. Токунов В.И., Хейфец И.Б., Мнацаканов A.B. Применение инверт-но-эмульсионных буровых растворов при проводке глубоких скважин в Белоруссии. М.: ВНИИОЭНГ. Обзор: Серия Бурение. - 1978. - 45 с.

143. Ребиндер П.А., Поспелова К.А. Вступительная статья к книге В. Клейтона "Эмульсии, их теория и технические применения. М.: Иностранная литература. - 1950. - с. 3 - 81.

144. Таубман А.Б., Корецкий А.Ф. Стабилизация эмульсий твердыми эмульгаторами и коагуляционное структурообразование / Успехи коллоидной химии. М.: Наука. - 1973. - с.255 - 262.

145. Корецкий А.Ф., Кругляков П.М. Структурно-механический барьер и устойчивость эмульсий, стабилизированных твердыми эмульгаторами.- М.: ДАН СССР. 1976. т. 226. -№ 6. - с. 1357-1359.

146. Корецкий А.Ф., Таубман А.Б. Об эмульгирующем действии высокодисперсных твердых тел,- М.: ДАН СССР. 1959. т. 124 - № 2. - с.358-361.

147. Липкес М.И., Касьянов Н.М., Файнштейн И.З. Синтез и исследование органобентонитов в качестве структурообразователей буровых растворов на углеводородной основе. М.: Труды ВНИИБТ. - 1983. - № 58. - с.227-233.

148. Van Povllen Н.К., Jargon J.R. How conditions affect reaction rate of well-treating acids.- Oil and las I. 1968, v.66, № 43, p. 84-91.

149. Williams B.B., Gidley I.L., Schecter R.S. Acidizinq Fundamentals. SPE of AIME, New-York, 1979, p. 23-27.

150. Hendrickson A.R., Kozeni B.B., Aldormann E.N/ New technology296clarifies acidizing misconception. World Oil, 1968, v. 175, № 1, p. 63-66,68.

151. Williams B.B., Gidley I.L., Schecter R.S. Acidizinq Fundamentals. SPE of AIME, New-York, 1979, p. 23-27.

152. Левич В.Г. Физико-химическая гидродинамика. M.: АН СССР. -1952. - 50 с.

153. Roberts L.D., Guin J.A. The effect of surface kinetics in fracture acidizing.- Society of Petroleum Engineering, 1974, august, Trans AIME, 267, p. 385-395.

154. Nierode D.E., Williams B.B. Characteristics of acid reaction in limestone formations. Society of Petroleum Engineering. 1971, v. 11, № 4, p. 406-418.

155. Harris О.Е., Hendrickson A.R., Coulter A.W. High concentration hydrochloric acid aids stimulation results in carbonate formation. J. of Petrolecim Technology, 1966, v.18,№ 10, p. 1293.

156. Barron A.N., Hendrickson A.R., Wieland D.R. The effect of flow acid reacting in carbonate fracture. J. of Petroleum Technoloqy. 1962, v. 14, № 4, p. 409415.

157. Саушин А.З. Технология интенсификации притока газа из низкопроницаемых коллекторов месторождений сероводородсодержащих газов. Диссертация кандидата наук. -1989. - 137 с.

158. Гиматудинов Ш.К., Ширковский А.И. Физика нефтяного и газового пласта М.: Недра. - 1987. - с. 25 -27, 45 -51.

159. Коротаев Ю.П. Добыча, подготовка и транспорт природного газа и конденсата T.I. - М.: Недра. - 1984. - 89 с.

160. Логинов Б.Г., Малышев Л.Г., Гарифуллин Ш.С. Руководство по кислотным обработкам скважин М.: Недра. - 1966. - 22 с.297

161. Holman G.B. State-of the art well stimulation.- J. of Petrolecim Technology, 1982, v.34, №2, p. 241.

162. Кристиан M., Сокол С., Констатинеску А. Увеличение продуктивности и приемистости скважин М.: Недра. - 1985. - 185 с.

163. Veatch R.W. Overview of current hydraulic fracturing design and treatment technology. Part 1. J. of Petroleum Technology, 1983, v.35, № 4, p.680-682.

164. Settaru A., Price H.S. Simulation of hydroulic fracturing in low-permcability reservoirs.- Society of Petroleum Engineering, 1984, april. v.24, №2, p. 141-152.

165. Crowe C.W., Martin R.C., Michaelis A.M. Evaluation of acid gelling agents for use in well stimulation.-Sooiety of Petroleum Engeneers J., 1981, v.21, № 4, p 415-424.

166. Dowell diverting agents improve fracturing results.- J. of Petroleum Technology, 1962, v. 14, №9, p. 1058.

167. Киреев В.А., Середа H.E. Экспериментальные исследования по вытеснению жидкости из пористой среды // Сб. трудов института. «Теория и практика разработки газовых месторождений Западной Сибири«.- М.: ВНИИГАЗ. 1985.-с. 128-133.

168. Быстрое М.М., Журавлёв Г.И., Климешин В.В., Шаранович А.Ф. Рекомендации по технологии бурения продуктивных горизонтов, содержащих H2S и С02 в условиях АВПД / Нижне-Волжский НИИ геологии и геофизики (НВНИИГГ). Саратов. 1988. - 41 с.

169. А.с. № 1808858 СССР, МПК С09 К 7/06. Эмульсионный состав для обработки скважин. / Д.Ф. Матвеев, А.З. Саушин, Ю.М. Басарыгин, Е.Н. Рылов, А.П. Артамохин, В.Г. Перфильев, В.А. Алчинов, Ю.Н. Чибизов. Заявл. 19.12.90. Опубл. 15.04.93. БИ № 14.

170. Реми Г. Курс неорганической химии. T.I. М.: Мир. - 1972. - 675 с.

171. Состав для проведения ремонтных и изоляционных работ в скважине. МГЖ 6С 09 К 7/02. / В.И. Токунов, А.З. Саушин, E.H. Рылов, Г.А. Поляков, И.А. Костанов, В.А. Прокопенко. Заявл. 27.07.99. Заявка № 99116384.

172. Новохатский Д.Ф., Тихонов В.Г. Сероводородостойкие тампонажные материалы // Нефтяная и газовая промышленность. 1999. - № 3. - с. 28 - 31.

173. Базиев В.Ф., Мальцев С.А. Изменение коэффициента извлечения нефти в связи с ограничением отбора жидкости // Нефтяное хозяйство. 1999. -№ 3 - с. 30.

174. Месер А.Г., Повалихин A.C. Бурение горизонтального ствола из эксплуатационной колонны на шельфе Черного моря // Нефтяное хозяйство. -1999.-№ 6.-с. 9.

175. Янин А.Н. Опыт работы предприятий ОАО « СибИНКОР» по увеличению нефтеотдачи пластов на месторождениях Юганского района // Нефтяное хозяйство. 1997. - № 10. - с. 45.

176. Аметов И.М., Рыбицкая Л.П., Свалв A.M. К постановке задачи построения системной модели эксплуатации пласта// Нефтяное хозяйство. 1995. - № 10. - с. 24.

177. Пыхачев Г.Б., Исаев Р.Г. Подземная гидравлика,- М.:Недра. 1972.299360 с.

178. Хасанов М.М., Кондаратцев С.А. О методах идентификации модели упругого пласта // Нефтяное хозяйство. 1998. - № 6. - с. 26.

179. Лысенко В.Д. О проектировании надежной разработки нефтяной залежи //Нефтепромысловое дело. -2000. № 6. - с. 2- 4.

180. Макаров A.B. Приближенный метод расчета дебита горизонтальной скважины // Нефтепромысловое дело. -2000. № 6. - с. 6 - 7.

181. Лысенко В.Д. Стационарный режим фильтрации при естественном законтурном заводнении // Нефтепромысловое дело. 2000. - № 6. - с. 7 -10.

182. Богомольный Е.И., Сучков Б.М., Зубов Н.В. Технологическая и экономическая эффективность бурения горизонтальных скважин и боковых горизонтальных стволов // Нефтяное хозяйство. 1998. - № 3. - с. 19-21.

183. Абасов М.Т., Оруджалиев Ф.Г. Газогидродинамика и разработка га-зоконденсатных месторождений. М.: Недра. - 1989. - 263 с.

184. Яковлев Г.Е., Зеркаль О.В. Принципы оценки экологического риска при разработке месторождений нефти и газа. / Тезисы III-й Международной конференции нефти и газа. М.: 1997.

185. Справочно-информационный комплекс АГКМ-фонд скважин. / A.A. Шевяхов, А.З. Саушин, Г.А. Поляков. Свидетельство об официальной регистрации программы для ЭВМ ( РОСПАТЕНТ) № 20006108556.

186. Ревенко В.М., Стоякова Л.В., Тигеева Н.Г. Состояние экологии и пути решения природоохранных проблем при освоении и разработке нефтяных месторождений Тюменской области / Материалы НИИ нефтяной промышленности. Тюмень. - 1966.

187. Кесельман Г.С., Махмудбеков Э.А. Защита окружающей среды при добыче, транспорте и хранении нефти и газа. М.: Недра. - 1981. - 256 с.

188. A.c. № 1562436 СССР, МПК 6Е 21 В 43/25; 43/27. Способ освоения газовой скважины. / А.З. Саушин, В.Г. Алексеев, Ф.Р. Билалов. Заяв.07.12.87. Опубл.07.05.90. Бюл. № 17.

189. ПРИНЯТЫЕ СОКРАЩЕНИЯ И ОБОЗНАЧЕНИЯ

190. АГКМ Астраханское газоконденсатное месторождение

191. АВПД аномально-высокие пластовые давления

192. ГПЗ газоперерабатывающий завод1. ПО подземное оборудование

193. НКТ насосно-компрессорные трубы

194. СКО соляно-кислотные обработки

195. ПЗП призабойная зона пласта

196. ГЭР гидрофобно-эмульсионный раствор

197. ПАВ поверхностно-активные вещества

198. ГЛБ гидрофильно-липофильный баланс

199. HTA нитрилотриуксусная кислота

200. ЭДТА этилендиаминтетрауксусная кислота

201. ДТПА диэтилентриаминпентауксусная кислота

202. НТФ нитрилотриметилфосфоновая кислота

203. ОЭДФ оксиэтилидендифосфоновая кислота

204. ДПФ 2-оксипропилен-1,3-диаминотетраметиленфосфоновая

205. ФСК фосфоросодержащий комплексон1. ГРП гидроразрыв пласта1. ВУС вязко-упругий состав1. ПАА полиакрил амид

206. КМЦ карбоксиметилцеллюлоза

207. ФХЛС феррохромлигносульфонат1. АГП Астраханьгазпром1. ДЭА диэтаноламин

208. ГПУ газопромысловое управление

209. ГЭЦ гидрооксиэтилцеллюлоза1. КМК карбоксиметилкрахмал

210. МК модифицированный крахмал301

211. ГЭКМК- гидроксиэтилкарбоксиметилированный крахмал1. ГГМ гидрогельмагния

212. ШПЦС шлакопортландцементная смесь1. ПЦТ портландцемент1. МКД межколонные давления1. ДТ дизельное топливо1. МО метанольная обработка1. КВ кислотная ванна

213. МСКО метанолсолянокислотная обработка СКОЭ - эмульсионная солянокислотная обработка СНС - статическое напряжение сдвига Т - условная вязкость Ф - фильтрация и - электростабильность304i. ïp)i?mm зшчи н г—ть о ^.^лР^шш

214. Paspado Tim сое?аз и гзхнэюти* иряяздю ния ута&^швнтгю з^ю--ш раэдас^гойкэго иивертяоро зщтзсиэзиого ::>j злч> дк?! ча основе эмульгатора :fwe зодер?з<Ф*Р9 ар шч-.-^ляшо донял ео"шо2 ^азы* изшлэниа »лчосг^а JO .рuri-w аро^нти^юго ú