Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Усовершенствование технологии вскрытия и разобщения продуктивных пластов с сохранением их естественных фильтрационно-емкостных свойств

ВАК РФ 25.00.15, Технология бурения и освоения скважин

Автореферат диссертации по теме "Усовершенствование технологии вскрытия и разобщения продуктивных пластов с сохранением их естественных фильтрационно-емкостных свойств"

На правах рукописи

2 7 АВГ 2009

СУЛТАНОВ ДИНАР РИЗИФОВИЧ

УСОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ ТЕХНОЛОГИИ ВСКРЫТИЯ И РАЗОБЩЕНИЯ ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ С

СОХРАНЕНИЕМ ИХ ЕСТЕСТВЕННЫХ ФИЛЬТРАЦИОННО - ЕМКОСТНЫХ СВОЙСТВ

Специальность 25.00.15 - Технология бурения и освоения

скважин

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

003475722

Москва 2009

003475722

Работа выполнена в лаборатории нелинейных волновых процессов в нефтегазовом комплексе научного центра нелинейной волновой механики и технологии РАН

Научный руководитель:

Официальные оппоненты:

Ведущая организация:

кандидат технических наук Кузнецов Роман Юрьевич

доктор технических наук Аржанов Андрей Феликсович

кандидат технических наук Сонин Валерий Николаевич.

Государственное образовательное учреждение профессионального образования - Тюменский государственный нефтегазовый университет (ТюмГНГУ).

Защита состоится « 23 » сентября 2009 года в 13 часов 30 мин. на заседании диссертационного совета ДМ 002,263.01 при Научном центре нелинейной волновой механики и технологии РАН (НЦ НВМТ РАН) по адресу: г. Москва, 119334, ул. Бардина, д.4.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке НЦ НВМТ РАН по адресу: г. Москва, 119334, ул. Бардина, д.4.

Автореферат разослан « 15 » августа 2009 года.

Ученый секретарь диссертационного совета

Аверьянов А.П.

Общая характеристика работы

Актуальность проблемы.

Нефтегазодобывающая индустрия является ведущей

бюджетообразующей отраслью России, определяющей экономическую безопасность и благополучие нашей страны. Поддержание и увеличение достигнутого уровня добычи углеводородов связано, в первую очередь, с качеством работ на этапе геолого-промысловых работ и строительства нефтяных и газовых скважин в различных по сложности геологических, климатических и термодинамических условиях разведки, разбуривания и разработки месторождений, а также с повышением эффективности извлечения запасов нефти и газа.

Опыт строительства и эксплуатации скважин показывает, что их продуктивность, а также эффективность разработки месторождений зависят от успешного решения трех тесно связанных промысловых задач - сохранение природных коллекторских свойств продуктивных пластов, создания герметичной, технически надежной крепи и совершенствования конструкций забоя. Однако современный анализ технологии работ в области заканчивания скважин свидетельствует о недостаточном уровне качества вскрытия и разобщения пластов.

Ухудшение фильтрационно-емкостных свойств пластов обусловлено проникновением фильтрата и твердой фазы промывочных и тампонажных растворов в приствольную и призабойную зоны нефтегазовых пластов, что ухудшает их коллекторские свойства и снижает потенциальную продуктивность скважин.

Создание в процессе заканчивания скважин долговременной герметичности крепи - одна из ключевых задач сохранения потенциальной продуктивности скважин и эффективной разработки нефтегазовых месторождений, охраны недр и окружающей среды

Немаловажная роль в качественном разобщении принадлежит применяемым конструкциям забоя скважин, технические и эксплуатационные характеристики которых в большинстве случаев не соответствуют возросшим требованиям меняющихся геолого-промысловых условий разработки месторождений в поздней и завершающей стадиях. Формируемая в интервале продуктивных отложений составная крепь (обсадная колонна - цементное кольцо - стенки скважины), как показывает отечественный и зарубежный опыт, не только не обеспечивает герметичности ее элементов (цементного кольца и его контактных зон с обсадными трубами и стенками скважины), но и значительно усложняет в дальнейшем производство ремонтно-изоляционных работ (РИР), обработку призабойной зоны (ОПЗ) и других операций по интенсификации добычи нефти.

Большинство известных и новых разработок по повышению герметичности крепи на длительный период эксплуатации скважин направлены на борьбу с последствиями природного и техногенного характера (снижение водоотдачи тампонажных растворов, создание безусадочного или расширяющегося в условиях скважины цемента и т. д.). Но, как показывает практика, эффективность подобных разработок не высока и носит временный характер, а что еще более важно -применение этих разработок не приводит к устранению самой причины - гидравлической связи комплекса вскрытых бурением проницаемых флюидонасыщенных пластов (в том числе и продуктивной толщи) со стволом скважины как на этапе строительства, так и эксплуатации сооружения. Следствием этой причины под влиянием комплекса геолого-технических факторов являются нарушения технологических процессов спуска и цементирования эксплуатационных колонн, ухудшения коллекторских свойств продуктивных пластов, герметичности разобщения пластов, снижение долговечности крепи и т. д.

Поэтому проблема сохранения фильтрационно-емкостных свойств продуктивных пластов при первичном вскрытии и, особенно, герметизация заколонного пространства эксплуатационных скважин актуальна, а ее решение весьма перспективно.

Цель работы. Достижение максимально возможного извлечения углеводородов при сохранении естественных фильтрационно-емкостных характеристик продуктивных пластов, разработкой и усовершенствованием технологий первичного их вскрытия и разобщения

Основные задачи исследований

1. Анализ состояния проблемы нарушения естественных фильтрационно-емкостных свойств проницаемых горизонтов при первичном вскрытии и их разобщении.

2. Исследование управляемой кольматации как пути сохранения естественных фильтрационно-емкостных свойств пластов.

3. Обоснование возможности управления физико-химическими процессами, происходящими при твердении тампонажных растворов в заколонном пространстве.

4. Разработка технологии вскрытия продуктивных пластов на депрессии с обратной промывкой в условиях низких пластовых давлений, обеспечивающей сохранение их естественных фильтрационно-емкостных характеристик.

Научная новизна

1. Разработана научно обоснованная технология первичного вскрытия

продуктивного пласта без нарушения его естественных фильтрационно-

емкостных свойств, заключающаяся в: бурении основного ствола скважины до его кровли; спуске и креплении обсадной колонны с использованием эффекта «активации» цементного раствора во время его приготовления и в период превращения его в камень в затрубном пространстве, последующем вскрытии продуктивных пластов при регулируемой депрессии с обратной промывкой, способом «открытый забой» практически в любых геолого-технических условиях.

2. Теоретически обоснован способ управляемой кольматации проницаемых пластов генераторами струйно-волнового типа, реализующими эффекты теории нелинейных колебаний (группирование частиц в волновом поле, их диспергирование в резонансном режиме, управляемая коагуляция) с разработкой энергосберегающей технологии сохранения естественных фильтрационно-емкостных характеристик продуктивных горизонтов.

Апробация работы

Результаты диссертационной работы и основные положения докладывались на: международной научно-практическая конференции «Ашировские чтения 15-17 Октября 2008» (СамарскийГТУ), международном научно-практическом семинаре «Повышение нефтеотдачи пластов и капитальный ремонт скважин» (Октябрь 2008, СамГТУ), научно-технической конференции «Энергоэффективность. Проблемы и решения» (23 октября 2008г, г.Уфа), научно-практической конференции "Современные тенденции в научных инновациях нефтегазодобычи и информационных технологиях"( 25 апреля 2009 г, г. Тюмень), ежегодных обсуждениях в НЦ НВМТ РАН.

Практическая ценность. Разработанная технология вскрытия продуктивных пластов на депрессии с обратной промывкой позволяет обеспечить максимально возможную производтгельность скважин на месторождениях с пластовым давлением ниже гидростатического и в продуктивных горизонтах с низкой проницаемостью.

Публикации. Основные научные положения и результаты диссертационной работы освещены в 10-ти печатных работах, в том числе 4-х статьях в журналах, рекомендованных ВАК и 6 тезисах докладов.

Структура и объем работы. Диссертационная работа состоит из введения, четырех глав и основных выводов; изложена на 250 страницах машинописного текста и содержит 50 рисунков, 12 таблиц и список литературы из 674 наименований.

Содержание работы

Во введении обоснована актуальность темы исследований, поставлена цель и определены основные задачи диссертационной работы, сформулированы научная новизна и практическая ценность.

В первом разделе, на основании исследований отечественных и зарубежных ученых, приведен критический анализ состояния проблемы нарушения естественных фильтрационно-емкостных свойств проницаемых горизонтов при первичном вскрытии, а также проблемы их разобщения.

Многочисленные результаты промысловых и лабораторных исследований, полученные как у нас в стране, так и за рубежом, свидетельствуют о том, что нарушение естественного равновесия процессов в пласте при воздействии практически всех технологических растворов приводит к снижению проницаемости околоскважинной зоны в пределах величины их проникновения. Различают ряд факторов, поясняющих суть данного явления, степень воздействия которых на состояние призабойной зоны при вскрытии пласта различна и зависит от физико-химических свойств бурового раствора и пластовой жидкости, перепада давления и времени взаимодействия в системе "скважина-пласт", коллекторских свойств продуктивного пласта, а также от степени неоднородности (литологического строения) пород пласта.

Анализ состояния вскрытия нефтяных и газовых пластов на разведочных и эксплуатационных площадях, систематические исследования влияния различных промывочных жидкостей на проницаемость пористой среды, а также исследования, проведенные в этой области за рубежом, позволяют сделать вполне определенный вывод о том, что большинство продуктивных пластов вскрывается со значительными их повреждениями.

Фильтрационные свойства призабойной зоны пласта в значительной мере ухудшаются также в процессе цементирования эксплуатационных колонн. Нередко происходит гидроразрыв пласта и высокопроницаемые его зоны оказываются заполненными цементным раствором.

В работе подробно рассмотрены механизмы изменения фильтрационно-емкостных свойств проницаемых пластов.

Как показывает практика, многообразие геологических, технических, физических и других особенностей бурения скважин не позволяет в настоящее время создать такой универсальный метод вскрытия продуктивных пластов, который позволил бы максимально сохранить естественную проницаемость горных пород, слагающих призабойную зону. Поэтому совершенствование вскрытия продуктивных пластов ведется несколькими путями, а именно:

- изыскание новых видов химических реагентов для обработки буровых растворов и специальных добавок и технологий для временного закупоривания поровых каналов в пласте;

- получение буровых растворов, жидкая фаза которых по своим свойствам была бы однородна с пластовыми флюидами;

- разработка методов вскрытия продуктивных горизонтов на равновесии и депрессии для сохранения естественных фильтрационно-емкостаых свойств.

В работе особое внимание уделено третьему направлению, которое ведет к устранению самой причины загрязнения пласта, а именно не допущение гидравлической связи проницаемых пластов в скважине методами искусственной кольматации.

Теоретические исследования и практический опыт применения различных методов кольматации показывает, что наиболее целесообразным и эффективным явлется волновая кольматация, которая позволяет получить кольматационный экран с требуемыми параметрами практически в любых условиях, что не позволяли сделать другие методы.

Рассматривая вопросы надежного разобщения пластов, которые занимают особое место при строительстве скважин, сделан акцент на то, что при этом непременным условием является герметизация заколонного пространства, предупреждающая фильтрацию пластового флюида по нему на протяжении всего срока службы скважины.

Изучению некачественного цементирования скважин, физической сущности явлений, происходящих при этом, техническим и технологическим мероприятиям, направленным на решение этих проблем посвящены работы Агзамова Ф.А., Абдинова М.А., Амиян Б.М., Булатова А.И., Гайворонского A.A., Кошелева А.Т., Кузнецова Ю.С., Крылова В.И., Мавлютова М.Р., Овчинникова В.П., Полякова В.Н. Соловьева Е.М. и многих других

Полученные результаты позволили классифицировать факторы, приводящие к различного рода проявлениям.

Как показывают экспериментальные исследования и расчеты, если структура порового пространства тампонажного раствора не нарушается в период превращения его в камень, то такой камень практически непроницаем для пластового флюида, что становится возможным при удалении фильтрационной корки в период бурения или подготовки ствола скважины к цементированию, например, при помощи волнового воздействия, с последующей кольматацией проницаемых пластов и созданием непроницаемого экрана для недопущения взаимодействия разнонапорных флюидонасыщенных пластов по открытому стволу скважины.

Второй раздел посвящен рассмотрению управляемой кольматации как реального пути сохранения естественных фильтрационно-емкостных свойств пластов, теоретическим и экспериментальным исследованиям данного процесса, а также анализу способов кольматации.

Исследованию влияния кольматации призабойной зоны и ее роли при вскрытии продуктивных пластов посвящены работы академика РАН Р.Ф.

Ганиева, докторов наук Ф.А. Агзамова, М.Н. Байракова, В.П. Белова, И.Г. Гильманшина, P.P. Гилязетдинова, К.Ф. Жигача, Н.И. Крысина, Ю.С. Кузнецова, Б.М. Курочкина, P.P. Лукманова, М.Р. Мавлютова, У.Д. Мамаджансва, P.M. Нургалеева, Г.Т. Овнатанова, А.Р. Оружева, В.П. Овчинникова, К.Ф. Пауса, A.C. ГГестрикова, В.Н. Полякова, Р.Х. Санникова, C.B. Соломенникова, А.К. Степанянца, В.Д. Тура, Е.М. Уса, Г.В. Хаирова, М.И. Ходжаева, P.C. Яремейчука и других исследователей.

Способность частиц проникать или удерживаться в порах коллектора в результате адсорбционного взаимодействия, коагуляции и структурирования самих частиц зависит от состава, физико-химических свойств частиц и кольматируемого пласта. Поверхностные взаимодействия в процессе кольматации выражаются в адсорбции частиц твердой фазы на поверхности зерен фильтра, а также в коагуляции частиц суспензии между собой. В результате в порах коллектора задерживаются частицы глинистой суспензии во много раз более мелкие, чем поры. Характер кольматации определяется концентрацией суспензии, скоростью и давлением фильтрационного потока, особенностями состава кольматируемого пласта и суспензии кольматанта. Мы полагаем, что кольматация может сыграть положительную роль не только в сохранении естественных фильтрационно-ем костных свойств пластов, но и в сохранении устойчивости горных пород именно за счет уменьшения фильтрации жидкости в пласты.

Кольматационный экран упрочняет горный массив и предотвращает проникновение фильтрата бурового раствора, а после цементирования обсадных колонн он защищает цементный камень от воздействия агрессивных пластовых флюидов.

Известно, что в глинистых растворах частицы обладают способностью образовывать коагуляционные контакты между собой. В поровых каналах коагуляция данной системы может существенно снизить проницаемость пласта. Данный процесс определяется соотношениями Ван-дер-Ваальсовых сил, электростатическими силами отталкивания, а также свойствами дисперсионной среды. Поэтому искусственное воздействие на эти составляющие, определяющие устойчивость системы, может привести к интенсификации процесса коагуляции как частиц между собой, так и усилению взаимодействия между частицами и поверхностью пор.

Основной задачей управления процессом кольматации является получение прочного и малопроницаемого экрана при небольшой глубине проникновения частиц, Управлять пооцессом кольматации можно, меняя свойства жидкой фазы, свойства поверхности кольматанта и пор, размер частиц, частоту воздействия, давление, скорость и направление потока кольматирующей суспензии, концентрацию твердых частиц.

Общая картина поведения частиц дисперсной фазы при волновом воздействии может быть представлена следующим образом.

Твердые частицы, собственная частота колебаний которых превышает или равна частоте колебаний волнового поля, под воздействием последнего будут проталкиваться в пористую среду при общем направлении движения твердых частиц из скважины в пласт.

Частицы, собственная частота колебаний которых ниже частоты колебаний волнового поля, под воздействием волнового поля будут отгалкиваться от стенки скважины, препятствуя, таким образом, образованию глинистой корки на стенке скважины и созданию помех (препятствий) на пути движения более мелких частиц в пористую среду.

Таким образом, изменяя частоту колебаний волнового поля, можно оказывать воздействие на твердые частицы различного размера и плотности для эффективной кольматации.

На основе теоретических исследований движения частиц в волновом поле сотрудниками научной школы, под руководством академика Ганиева Р.Ф., предложено использование явления группирования частиц в волновом поле в процессах кольматации.

Рассмотренные теоретические представления о волновых механизмах движений и явлениях группирования твердых частиц в волновом поле позволяют объяснить факт быстрого формирования практически непроницаемого кольматационного экрана в проницаемых породах в сравнении с другими способами кольматации, например, высоконапорными струями, а также наметить стратегию управления толщиной и прочностью колматационного экрана.

Для изучения влияния волнового поля на изменение коллекторских свойств пористых сред проведены были экспериментальные исследования процессов кольматации на экспериментальной установке, разработанной в Уфимском государственном нефтяном техническом университете.

Экспериментальная установка включала в себе гидродинамический волновой излучатель с диапазоном частот 2102 -1610' Гц, амплитуды давления 0,01-2,00 МПа при расходе жидкости 5 10 '—20 103 м3/с и имела следующие параметры:

- проницаемость искусственных кернов 0,02-2,00 мкм2;

перепад давления между скважиной и пластом до 4.5,0 МПа;

- расход промывочного агента (глинистый раствор и техническая вода) до 18 10~3 м3/с.

Кроме того, экспериментальная установка включала в себя комплекс контрольно-измерительной аппаратуры для регистрации и контроля параметров при проведении экспериментов. Экспериментальная установка представляет собой стенд, состоящий из основных узлов;

• гидродинамических волновых излучателей;

• модели проницаемого участка ствола скважины;

• насосной группы с обвязкой;

• контрольно-измерительных приборов и аппаратуры.

В качестве модели проницаемого участка ствола скважины на экспериментальной установке служит кернодержатель с керном из искусственного песчаника.

Модель участка ствола скважины представляла собой две вертикальные колонны, выполненные из обсадных труб диаметром 0,275 м и 0,146 м, во внутрь которых на насосно-компрессорных трубах (НКТ) спускались гидродинамические генераторы. Вертикальная колонна с диаметром 0,275 м и моделировала необсаженную часть забоя скважины. Другая колонна с диаметром 0,146 м моделировала обсаженную часть забоя.

При работе гидродинамического волнового излучателя создаются колебания давления, которые воздействуют на пористую породу (6), помещенную в кернодержатель(1). Кернодержатель состоит из цилиндрического корпуса (1), в который вставляется исследуемый образец породы в резиновой манжете (2). Кернодержатель с одной стороны вворачивается в колонну, с другой - зажимается гайкой (3). На выходном конце установлен демпфер (4) для гашения отраженных волн. Гидрообжим образца осуществляется воздухом через манжету.

Для измерения амплитуды и частоты импульсов давления использовались осциллографы. Измерения параметров глинистых растворов проводились стандартными приборами.

Экспериментальная установка позволила изучить процессы фильтрации и кольматации на кернах из искусственного песчаника и на естественных кернах различной проницаемости в статических, динамических, а также в условиях волнового воздействия при различных гидростатических давлениях.

Процесс фильтрации промывочной жидкости и оценка эффекта кольматации пористой среды при волновом воздействии пульсирующего потока определяется количеством фильтрата и скоростью фильтрации, а также степенью кольматации. Оценка эффекта кольматации при волновом воздействии оценивается остаточной проницаемостью пористой среды.

В опытах были использованы как цилиндрические искусственные сцементированные образцы, так и естественные образцы керна диаметром 28 мм, длиной 0,060 м, проницаемостью 0,025-0,8 мкм2 и пористостью 5-20 %.

При работе гидродинамического волнового излучателя, помещенного внутрь колонны на уровне кернодержателя, создаются гидравлические

10

колебания давления заданной частоты и амплитуды, которые воздействуют на торец керна.

Опыты показали, что объем и скорость выделившегося фильтрата существенно зависят от режима воздействия на кольматирующую жидкость

В волновом поле, с интенсивностью излучения 2,НО3 Вт/см2, объем выделившегося фильтрата через исследуемые образцы кернов намного меньше, чем в статических условиях и динамическом воздействии, при этом весь фильтрат выделяется в первые несколько секунд (1-5 с). Например, через 5 секунды объем фильтрата, проникшего в пористую среду, проницаемостью 0,13-0,20 мкм2, в статических условиях составил 2,2'Ю"4см3/см2, в стационарном потоке - б^-Ю^см^см2, тогда как в волновом поле данная величина составила 0,24 см3/см2. Через 10 мин суммарный объём выделившегося фильтрата составил 0,12; 0,16; 0,21 см3/см2 и через 60 мин 0,6; 1,0; 0,24 см3/см2, соответственно.

В волновом поле 93-97 % степень кольматации достигается в течение 3-5 с воздействия, при стационарном потоке 70-85 % степени кольматации исследуемых образцов кернов достигается за 60 мин, а в статических условиях за 60 мин - только 55-75 % степени кольматации.

В статических условиях и стационарном потоке на исследуемой поверхности образца керна присутствует глинистая корка, а при волновом воздействии корка отсутствует.

Эксперименты показали, что процессом кольматации можно управлять, изменяя следующие параметры: температуру среды, содержание твердой фазы, подводимую энергию. Последний параметр (совместно с частотной характеристикой) характеризует работу волнового устройства, эксперименты показали, что для эффективной кольматации в исследуемом диапазоне при проницаемости пористой среды 0,03-0,80 мкм2, плотности промывочной жидкости 1050-1200 кг/м3 и ее температуре 20-50 °С необходимо иметь излучатель с интенсивностью 400-8000 Вт/м2.

Практическим выходом исследований является выбор интенсивности и частотно-волновых характеристик излучателя с учетом концентраций твердой фазы промывочной жидкости, температуры среды и величины гидродинамического давления.

Поскольку время воздействия ограничивается несколькими секундами, то целесообразно совместить работу волнового излучателя с процессом бурения.

Волновая обработка сохраняет преимущества струйной обработки -простота, надежность, при этом добавляются - повышенная герметичность и прочность низкопроницаемого (непроницаемого) экрана в скелете породы, возможность обработки слабосцементированных, малопрочных пород, - и появляется возможность регулирования параметров волновой обработки (уровня энергии волнового поля, амплитудно-частотной характеристики и др.) в тесной связи со свойствами (размерами пор и каналов) пористой среды и

твердых частиц бурового раствора, т.е. параметры волновой обработки можно связать с конкретными геологическими условиями проводки скважины.

Волновая обработка стенок скважины в процессе бурения позволяет: изменять физико-механические свойства горных пород, слагающих разрез скважины в пристенной зоне; существенно снизить проницаемость пористых сред; увеличить прочность и устойчивость пород; снизить толщину и увеличить прочность глинистой корки на стенках скважины.

Подбирая соответствующие кольматанты (графит, мел и т.п.), возможно изменять и фильность пород.

Третий раздел посвящен описанию физико-химических процессов, происходящих при твердении тампонажных растворов, возможности управления этими процессами с целью повышения качества крепления скважин.

Несмотря на все разнообразие вяжущих веществ, служащих основой для получения тампонажных дисперсий, процесс превращения их из вязко-пластичного в камневидное состояние всегда включает образование специфических аквакомплексов — гидратных фаз, их частичную или полную кристаллизацию и вхождение в пространственную структуру твердеющего материала, постепенно приобретающего высокую механическую прочность. Указанный процесс представляет собой совокупность ряда сложных химических, физико-химических и физических явлений.

Работы по этой проблеме проводились по четырем основным направлениям: изучение фазового и химического состава, твердеющих дисперсий вяжущих и влияния на него наполнителей, органических и неорганических добавок, температуры и давления; исследование элементарных актов образования гидратов, кинетики и химии гидратации; развитие представлений о природе сил, обуславливающих межчастичное взаимодействие новообразований и структурно-механические свойства твердеющей системы; близки к этому направлению исследования микроструктуры камня и математического описания ее моделей.

При использовании тампонажных цементов для целей разобщения пластов и создания герметичного заколонного пространства следует учитывать тот факт, что при соединении тонкодисперсного клинкера с водой необходимо создавать тампонажный раствор с повышенным водосодержанием для обеспечения «прокачиваемости» его через обсадные трубы в заколонное пространство и подъема на заданную высоту.Повышенное водосодержание приводит к большой, нерегулируемой водоотдаче в проницаемые породы. А так как весь объем тампонажного раствора проходит через продуктивный пласт, в него отфильтровывается большое количество жидкости затворения. Это приводит к дополнительному загрязнению продуктивной зоны, что рассмотренно отдельно.

Механизм воздействия фильтрата цементного раствора на пласт-коллектор во многом аналогичен воздействию фильтрата промывочных жидкостей. Отличие состоит в том, что фильтрат цементного раствора содержит большое количество Са(ОН)2. Кроме того, с жидкой фазой в пласты, сложенные из трещиноватых и порово-трещиноватых пород, фильтруются продукты гидратации цемента и даже частицы твердой фазы, которые при определенных условиях могут образовать в порах пласта конгломераты, оказывающие дополнительное кольматирующее воздействие на поры пласта.

Хотя время контакта тампонажного раствора с продуктивным пластом значительно меньше, чем у промывочной жидкости, но значительно более высокая водоотдача цементных растворов приводит к существенному загрязнению приствольной зоны.

Из изложенного в разделе 2 видно, что кольматация поровых каналов приводит к снижению проницаемости пластов. Это позволит при цементировании предотвратить обезвоживание и преждевременное загустевание цементного раствора и предотвратить уход в пласт продуктов гидратации цемента. К тому же удаленная глинистая корка не намывается вновь, т.к. отсутствует фильтрация.

При этом созданный кольматационный экран исключит гидродинамическое взаимодействие проницаемых пластов, что является одной из основных причин некачественного крепления скважин, и позволит получить более высокое качество герметизации заколонного пространства скважиньи

Анализируя выше сказанное, так же как и в случае первичного вскрытия пласта, можно сказать, что нерегулируемое гидравлическое, физическое и химическое взаимодействие пласта и скважины является основной причиной повреждения продуктивной толщи в процессе цементирования.

Далее рассмотрены процессы твердения тампонажных суспензий с точки зрения управления этими процессами.

Тампонажные материалы на основе минеральных вяжущих по своей природе и технологическим особенностям их применения не могут сами по себе обеспечить абсолютно надежного разобщения пластов нефтяных и газовых скважин, в виду ряда факторов: во-первых, большое водосодержание, вызванное технологической необходимостью обеспечения их прокачиваемое™, приводящее к таким нежелательным явлениям, как седиментационная неустойчивость и расслоение тампонажного раствора, ведущим в последующем к ухудшению структуры порового пространства, снижению прочности и повышению проницаемости тампонажного камня; во-вторых, это внутренние напряжения, возникающие в твердеющем цементном камне, и контракционные явления, о которых говорилось выше и, наконец, это так называемое «зависание» тампонажного раствора, приводящее к снижению давления на флюидосодержащие пласты и влекущее за собой проникновение флюидов в

твердеющей тампонажный раствор и т.д. Поэтому необходим набор технических средств и технологических приемов, позволяющих устранять, либо резко уменьшать отрицательное влияние названных факторов и процессов. Необходимо направленно вмешиваться в естественно протекающие процессы гидратации и твердения тампонажного раствора (камня) в начальной стадии твердения, в так называемое время ожидания затвердевания цемента (ОЗЦ).

Рассмотрены результаты экспериментальных исследований влияния волнового воздействия на основные физико-механические свойства цементного раствора (камня), проведенных совместно с Кузнецовым Р.Ю.

Исследования проводились на экспериментальной установке с целью определения влияния волнового воздействия на физико-химические и реологические свойства относительно жидких цементных растворов и на сцепление сформированного камня с флюидонасыщенной горной породой. При решении поставленной задачи нахождения оптимального сочетания амплитудно-частотных характеристик волнового поля и скорости движения цементного раствора из условия сцепления цементного камня с породой, при наличии на последней глинистой корки необходимо было найти такое соотношение параметров процесса, которое бы наилучшим образом удовлетворяло с точки зрения получения хорошей связи цементного камня с породой.

Экспериментально установлено, что оптимальным является время начала активации в пределах 60+120 минут от времени затворения.

Проведенные исследования в области изменения: скорости от 0,6 м/с до 3,0 м/с., интенсивности-/волнового поля в гидродинамических колебаний - от 30 до 200 МПа/с, амплитуды - 0,8...1,2 МПа, частоты - от 31 до 175 Гц, -приведены на рисунке 2.

Анализируя ход кривых 1 и 2 на рисунке 2, можно сделать заключение, что при равных скоростях прокачивания сцепление увеличивается при повышении интенсивности волнового поля. В условиях опыта сцепление не может быть выше г >5,5 МПа, что объясняется механической прочностью образцов искусственного песчаника.

Т, МПа 5.«

Ц5 I.» 1,5 ГЯ «

Рисунок 2 - Зависимость т = ((V) при различных уровнях интенсивности волнового поля.

Оптимальный режим волнового воздействия на сцепление цементного камня с породой определяли по полученному уравнению регрессии:

у = 35,75+ 5,1 • лг, + 2,8 -дг2 ,

максимальное сцепление цементного камня с породой получено при скорости потока 1,5 м/с и частоте 183 Гц. Необходимо отметить, что в области изменения скорости от 0,1 до 1,2 м/с при шггенсивности 170,0-200,0 МПа/с (рис.2) сцепление цементного камня с породой находится в пределах изменения т от 4,2 до 4,4 МПа, что должно обеспечить качественное разобщение горизонтов по затрубному пространству. Поэтому с учетом того, что обеспечение высоких скоростей (у > 1,2 м/с) прокачивания цементных растворов в пространстве между обсадной колонной и стенкой скважины сопряжено с большими трудностями, рекомендуется следующая область взаимодействия скорости потока и интенсивности колебаний: " = 1,0 * 1,2 м/с^= 130,0 -=- 200,0 МПа/с.

Интенсивность колебаний этого диапазона в условиях опыта достигалась изменением частоты колебаний от 127 до 175 Гц при практически постоянной амплитуде А = 1,0 - 1,2 МПа. Возможны другие сочетания амплитуды и частоты в пределах изученных интенсивностей вибрационного поля для достижения таких же эффектов. Важно, чтобы их произведение было близко к значению У = 200,0 МПа/с.

Силы гравитации могут играть определенную роль при прокачивании цементного раствора с невысокими скоростями без воздействия волнового поля в наклонных скважинах, в волновом поле этот эффект почти не сказывается.

Такие недостатки применяемых тампонажных материалов на минеральной основе, как седиментационная неустойчивость и контракция предопределяют обязательное вмешательство в процессы структурообразования. Особенно важно не допустить нежелательных явлений в период оставления тампонажного раствора за колонной в покое, в так называемый период ожидания затвердения цемента (ОЗЦ). При неизбежном процессе «зависания» твердеющей смеси создаются предпосылки для резкого ухудшения условий превращения тампонажного раствора в камень, особенно против флюидосодержащих проницаемых горизонтов, за счет смешения флюида пласта с тампонажным раствором.

С целью снижения отрицательного влияния этих факторов Ю.С. Кузнецовым, Хаировым Г.Б. разработан и испытан в промысловых условиях метод активации тампонажного раствора в период ОЗЦ при помощи электрогидравлического волнового генератора, спускаемого в скважину на каротажном кабеле.

На модели скважины были проведены экспериментальные исследования влияния волнового воздействия на скорость гидратации тампонажного раствора и процесс зависания его в затрубном пространстве, на его прочность, проницаемость и прочность цементного камня. Поскольку изучалась качественная картина изменения свойств тампонажного материала под воздействием колебаний, передаваемых тампонажному раствору от источника электрогидравлических импульсов через обсадную колонну, то было сделано следующее допущение, - в процессе электрогидравлического разряда генерируется целый спектр колебаний с различной частотой и амплитудой. Наиболее быстро затухают высокочастотные колебания и, поэтому, определяющими будут низкочастотные колебания с большой амплитудой, которые несут большую часть энергии разряда.

Для проверки этих предположений были сравнены влияние волнового воздействия электрогидравлическими разрядами в модели обсадной колонны с последующей передачей энергии колебания на стеклянную струбку, с непосредственно механическими колебаниями различной частоты и амплитуды, создаваемыми при помощи специального вибратора. В результате экспериментов было показано, что качественные закономерности процесса снижения давления остаются одинаковыми как при волновой обработке тампонажного раствора электрогидравлическим разрядом в обсадной колонне, так и при помощи механического воздействия на трубу. С целью выявления влияния волнового воздействия в период ОЗЦ на процессы зависания тампонажных растворов были проведены исследования, результаты которых показаны на рисунке 3.

№

« Я • а

Рисунок 3 - Влияние волнового воздействия на струкгурообразование цементного раствора

1-без волнового воздействия

2- при воздействии

к и н м « «

С»'*,",

Как видно из рисунка 3, цементный раствор стал «зависать» (кривая 1). Гидростатическое давление столба цементного раствора составило 0,046...0,047 МПа при расчетном 0,062 МПа. При наложении в течении 5 минут волнового воздействия к трубке через 4 часа после затворения гидростатическое давление резко возросло и стало равно расчетному (0,062 МПа), при этом скорость процесса структурообразования резко возросла (кривая 2). При проведении исследования на трубках со специальными сужениями было видно, что цементный раствор в местах сужений зависает с образованием под ним водяного пояса высотой от 10 до 20 мм. При наложении волнового воздействия с теми же параметрами водяные пояса исчезают снизу вверх (генератор был подведен снизу трубки). Следовательно, обработка тампонажного материала в начальный период его твердения не только ускоряет процесс структурообразования с получением прочного непроницаемого цементного камня, но и устраняет «зависание» его в ранний период твердения, предупреждает образование водяных поясов в столбе тампонажного раствора, что, в свою очередь, должно способствовать качественному разобщению пластов.

Технологию волнового воздействия на твердеющий в заколонном пространстве тампонажный раствор мы рекомендуем для газовых скважин, либо в случаях когда в процессе бурения и подготовки ствола нефтедобывающих или нагнетательных скважин не удалось сформировать кольматационный экран с необходимыми изоляционными характеристиками.

В четвертом разделе приведена усоверщенствованая технология вскрытия продуктивных пластов на депрессии с обратной промывкой в условиях низких пластовых давлений.

Разработка технологий вскрытия продуктивных горизонтов без избыточного давления на пласт является одним из перспективных направлений в сохранении фильтрационно-емкостных свойств продуктивного пласта.

Именно в рамках этого направления нами предложена усовершенствованная технология (патент № 2133813) вскрытия пластов с местной циркуляцией с пониженным статическим давлением столба жидкости, позволяющая сохранить коллекторские свойства пласта, так как при вскрытии соблюдается условие Р скв < Р пл.

Для обеспечения предлагаемой технологии необходимо следующее оборудование:

■ «Инструмент бурения скважины на неуравновешенных столбах жидкости» БНСЖ (рис 4), который состоит из:

-специальных верхнего и нижнего переводников; -фильтра;

-внутренних трубок(НКТ); -внутренняя трубка с козырьком, -бурильных труб;

Обсадная колонна Цементное кольцо Промыэочная жедкостъ

Бурильная колонна ' Специальный верхний переводник

Трубки с ограничительным козырьком

~ Специальный нижний переводник ' Долото

Продуктивный пласт

Рисунок 4 - Принципиальная схема вскрытия продуктивных пластов с обратной промывкой

на депрессии

•Наземное компрессорное оборудование, состоящее из: -компрессора (УКП-80), -дроссельного устройства для управляемого выхода воздуха из колонны бурильных труб ,

-специального переходного

устройства, позволяющего мгновенно перейти от компрессорной линии к линии бурового насоса, (рис. 4) •Уровнемер

К технологическому процессу ограничения:

Специальный нижний переводник

—

& п _

/ ! "С-7"

Замковая резьба под бурильные тру§ы

Резьба под трубки Фильтр

Замковая резьба под долото

предъявляются определенные

1. При вскрытии продуктивного

Специальный верхний переводник

пласта величина перепада давлении (депрессии) между пластом и забоем скважины не должна превышать критической величины: под критической величиной депрессии следует понимать перепад давления, при котором может произойти ухудшение естественных фильтрационно-емкостных свойств

коллектора, его разрушение, интенсивный приток в скважину посторонних флюидов из выше или нижележащих объектов. В Правилах безопасности в нефтяной и газовой промышленности, утвержденных постановлением Госгортехнадзора России № 24 от 9.04.1998 г., разрешается проведение буровых работ с регулированием дифференциального давления в системе скважина - пласт. Допустимая депрессия на стенки скважины при бурении не должна превышать 10-15 % эффективных скелетных напряжений (разность между горным и поровым давлением пород).

&.р — 0,1 0,15(ргор ~Рпл)

Таблица 1 - Изменение допустимой депрессии Дрдс„ = 0,1 (ргор МПа, на пласты горных пород в зависимости от глубины и пластового давления

Глубина, м Средняя ПЛОТНОСТЬ массива горных пород ргор, МПа Горное давление p„f, МПа Дрк„ - 0,1 (pnr - рт), МПа, при различных к, = Pal/Pre т

0,25 0,5 1,0 1,5 2,0

500 1670 8,2 0,70 0,57 0,33 0,08 -

1000 1700 16,7 М 1,2 0,7 0,2 -

1500 1750 25,8 2,2 1,8 1,1 0,4 -

2000 1820 35,7 3,1 2,6 1,6 0,6 -

2500 1900 46,6 4,0 3,4 2,2 1,0 -

3000 2000 58,9 5,2 4,4 2,9 1,5 0,01

3500 2150 73,8 6,5 5,7 4,0 2,2 0,5

4000 2300 90,3 8,0 7,1 5,1 3,1 1,2

4500 2400 105,9 9,5 8,4 6,2 4,0 1,8

Данная таблица удовлетворяет требованиям Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности/ РД 08-200-98 Госгортехнадзора России по выбору допустимого значения депрессии на стенки ствола скважины при бурении в устойчивых горных породах. При других горно-геологических условиях следует существенно корректировать это значение по критериям устойчивости коллектора, протяженности необсаженной части ствола скважины и углу его наклона, типу насыщающего пласт флюида, коэффициенту продуктивности и др

/ * . ' '•

т

si

— - --' неэьОа под оурмльные труАы

Аварийная мембрана

2. Применяемый буровой раствор для вскрытия продуктивного пласта на депрессии должен обладать как можно более близкими к воде реологическими параметрами, при этом желательно г) < 18мПа*с, то <17 дПа, р< 1200кг/м3. Механическая скорость бурения подбирается в зависимости от применяемых долот, но не должна превышать 8 м\ч.

3. Технология не применима при вскрытии залежей с газовой шапкой и с АВПД.

Наиболее подходящие объекты для данной технологии - плохопроницаемые устойчивые коллектора с низкими пластовыми давлениями.

4. Основной ствол скважины до кровли продуктивного пласта должен после крепления являться герметичным: для чего рекомендуется: перед спуском обсадной колонны обработать стенки скважины волновым генратором-кольмататором, разработанным НЦ НВМТ РАН, в технологическую схему приготовления цементного раствора включить устройство волновой активации - проточный волновой генератор, разработанный НЦ НВМТ РАН, во время нахождения цементного цементного раствора за колонной в период ОЗЦ воздействовать на него волновыми полями, генереруемыми электрогидравлическими излучателями

5. Желательно ( но не обязательно) спускать колонну до кровли продуктивного пласта на размер больше чем при типовом проекте (168 или 178 мм)

В основу определения параметров работы БНСЖ были положены результаты исследований процесса очистки забоя от выбуренной породы и процесса шламоулавливания. Расчеты были проведены по следующей методике:

— для определенного диаметра скважины устанавливались требуемые расходы промывочной жидкости, обеспечивающие очистку забоя от выбуренной породы при бурении с обратной циркуляцией с учетом требований по сопловому шламоулавливанию;

— в зависимости от применяемого буройого раствора устанавливался предварительный статический уровень жидкости в скважине,

— с целью облегчения выбора компоновки инструмента БНСЖ были рассчитаны номограммы, предназначенные для определения размеров шламосборника, времени заполнения шламосборника.

Теоретические и экспериментальные исследования позволили определить рекомендуемые параметры инструментов БНСЖ (таблица 2)

Таблица 2 - Рекомендуемые параметры инструментов БНСЖ

Диаметр бурильных труб, мм Размеры шламосборника, мм Длина сборника на 1 м проходки, м Диаметр долота (рекомендуемый) , мм

диаметр корпуса диаметр бурильных замков диаметр центральной трубки

БНСЖ-73 73 89 102 25 2,7 118

БНСЖ-89 89 89 102 25 2,7 118

БНСЖ-89 89 114 122 25 2,1 140

БНСЖ-89 89 141 170 25 2,0 190

БНСЖ-П4 114 141 170 32 2,0-2,5 2,2— 190—214

БНСЖ-141 141 168 200 32 2,8 1,6—1,9 214—243

БНСЖ-141 141 219 245 32 1,7-2,2 269—295

БНСЖ-168 168 219 245 38 295—320

- в зависимости от начального уровня жидкости после спуска

инструмента в скважину Ь' = Н - -—Ьп. определяется необходимое давление

Г

для выдавливания жидкости и подбираются компрессор, дроссельное

устройство и специальный переходник, позволяющий

при необходимости перейти с линии компрессора к линии бурового насоса.

При подъеме бурильного инструмента после разбуривания цементной пробки на требуемую отметку снижаем уровень жидкости в скважине.

Давление на забое скважины при вскрытии пластов с местной циркуляцией промывочной жидкости может изменяться по двум причинам: из-за подъема уровня жидкости при погружении бурильной колонны в жидкость, находящуюся в скважине; в результате гидравлических сопротивлений, возникающих в стволе скважины при спуске и подъеме бурильной колонны.

Поэтому при снижении уровня жидкости в скважине перед вскрытием пласта необходимо учитывать, что при спуске инструмента БНСЖ на забой уровень жидкости повысится за счет вытеснения ее колонной бурильных труб.

Поскольку окончательный уровень жидкости в скважине перед вскрытием пласта замеряется после спуска на забой инструмента БНСЖ, то статический уровень жидкости в скважине до спуска инструмента Ьст должен располагаться на большей глубине от устья, чем гидростатический уровень Ь 'ст, соответствующий пластовому давлению.

Однако не только за счет погружения инструмента в жидкость может произойти увеличение давления на забой в процессе вскрытия пластов.

Экспериментальными исследованиями и практикой бурения скважин установлено, что давление в значительных пределах изменяется при спуске или подъеме бурильной колонны в связи с гидравлическими сопротивлениями, появляющимися вследствие перетока жидкости по всей длине инструмента, причем при подъеме инструмента давление на забое уменьшается, а при спуске, наоборот, увеличивается. Существует несколько методик расчета гидродинамических сопротивлений при движении бурильного инструмента.

По выбранной компоновке БНСЖ определяется необходимый уровень жидкости в скважине до спуска инструмента Ье-, с учетом жидкости остающейся в инструменте БНСЖ после продавливания ее в затрубное пространство, суммарные потери напора Ь^ в бурильных трубах, замковых соединениях, шламосборнике, долоте, затрубном пространстве скважины при заданных я и Н.

Уровень жидкости остающийся в инструменте БНСЖ определяетяся:

длиной и диаметрами внутренней и наружной труб шламоулавливателя;

- возможным конечным уровнем жидкости в затрубном пространстве

определяемым из условия предельно возможной депрессией на

пласт(см.выше) с учетом притока жидкости из пласта в скважину;

- возможностью проходки на длину двух ведущих труб: обеспечение необходимого перепада давления между столбами жидкости с учетом коэффициента запаса 0.1

Извлечение бурильного инструмент на поверхность после замера уровня жидкости в стволе скважины, если уровень располагается на уровне или ниже (с доливом) требуемой глубины, спускается инструмент БНСЖ.

- к долоту привинчивается специальный нижний переводник;

-к специальному переводнику крепится первая бурильная труба -шламосборник, далее внутрь нее спускается НКТ необходимого диаметра (см. п. 6.5.5), которая привинчивается к специальному переводнику;

- далее наращивают инструмент по схеме: следующая бурильная труба и НКТ привинчиваются к предыдущим, до необходимой длины шламосборника(см.п.6.5.6.), при этом последняя НКТ имеет козырек, который измегает траекторию движения жидкости для более эффективного шламоулавливания.

- на полученный шламосборник навинчивают еще одну трубу, на которую устанавливается специальный верхний переводник с предохранительной мембраной, который является аварийным, позволяющем в случае необходимости( в аварийном порядке) произвести циркуляцию (например при закупорке канала долота, трубки малого диаметра и т.д).,

- дальнейшей спуск инструмента производится по обычной схеме, спускается долото до забоя,нащупывается забой.

- свинчивается двойная ведущая труба;

Далее через специальное переходное устройство к ведущей трубе соединяются компрессорная линия с дроссельным устройством и буровой шланг высокого давления. Включается компрессор, дроссель находится в закрытом положении, и начинается выдавливание жидкости из колонны бурильных труб в затрубное пространство до подъема его уровня в затрубном пространстве до Ь'ст. Выключается компрессор, с помощью дроссельного устройства 11 обеспечивается управляемое стравливание воздуха из колонны бурильных труб, обеспечивающее нужный(равномерный) расход жидкости из затрубного пространства в инструмент БНСЖ, с учетом коэффициента продуктивности пласта( Яш, = к -ДР) и производится бурение. После проходки на длину удвоенной ведущей трубы, стравливаем оставшийся воздух, производим наращивание, дальнейшие действия аналогичны предыдущим, только в этом случае ограничиваем скорость подъема уровня 0.5 - 1 м/с, и учитываем увеличение объема жидкости и ее свойств в скважине

В зависимости от мощности пласта операции приведенные выше повторяются. После вскрытия всей толщи пласта инструмент извлекается и демонтируется.

По данной технологии мной и нашим центром совместно с СК «Буровые технологии» разработан стандарт предприятия СТП № 15-24-005-2009 для буровой компании «Евразия»

Основные выводы и рекомендации

1. На основе анализа теоретических и промысловых исследований показано, что большинство применяемых технологии вскрытия и разобщения пластов направлены на устранение факторов их низкого качества. В условиях гидродинамических, физических и химических взаимодействий флюидонасыщенных проницаемых пластов и открытого ствола скважины необходимо применять технологии, позволяющие предотвратить или ослабить процессы преждевременного обводнения продукции, снижения коэффициента нефтеотдачи пластов, уменьшения сроков безремонтной эксплуатации скважин, эффективности разработки месторождения, загрязнения недр и окружающей среды.

2. С учетом того, что повышение эффективности разработки месторождений напрямую связано с сохранением фильтрационно-емкостных свойств продуктивных пластов и герметичностью заколонного пространства, разработан комплекс мероприятий, включающий:

создание непроницаемого кольматационного экрана за счет использования эффектов нелинейно-волновой механики (группирование частиц в волновом поле, их диспергирование в резонансном режиме, управляемая коагуляция) излучателями с удельной мощностью 400-8000 Вт/м2, для исключения гидравлической связи комплекса вскрытых бурением проницаемых флюидонасыщенных пластов со стволом скважины;

- герметизацию заколонного пространства скважины путем управления процессами твердения тампонажного раствора воздействием на него во время приготовления и прокачивания с интенсивность волнового воздействия 130 -200 МПа/с, а также нахождения в заколонном пространстве в период ОЗЦ с интенсивностью 20 - 50 МПа/с в течение 5-30 минут во временном интервале 60 - 120 минут после затворения,

3. Основываясь на теоретических, экспериментальных и практических результатах процессов транспортировании шлама, шламоулавливания и бурения с обратной местной промывкой предложена усовершенствованная технология вскрытия продуктивных пластов с обратной местной промывкой на неуровновешенных столбах жидкости. По предложенной технологии разработан стандарт предприятия СТП № 15-24-005-2009 для буровой компании «Евразия»

Основные положения диссертации опубликованы в следующих работах:

1. Султанов Д.Р. Технология вскрытия низкопроницаемых продуктивных

пластов с низким пластовым давлением без нарушения их фильтрационно-

емкостных свойств/ Маслов В.В., Кузнецов Р.Ю., Скворцов Ю.П. , Султанов Д.Р. // НТЖ«Бурение и нефть». - М, 2009, №4, С. 26-27

2. Султанов Д. Р. Экспериментальные исследования по созданию проницаемого фильтра на основе портландцемента / Басов С. А., Игнатьев В.Н., Султанов Д. Р. // НТЖ «Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море». - М, 2008, №12, С. 26-29

3. Султанов Д. Р. Водоизоляционные работы с изменением конструкции фильтра скважин подземных хранилищ газа (ПХГ). / Басов С.А., Игнатьев В.Н., Султанов Д. Р. //НТЖ«Бурение и нефть». - М, 2008, №10 С. 30-32

4. Султанов Д. Р. К вопросу влияния проницаемости искусственного фильтра на дебит скважины / Басов С.А., Игнатьев В.Н., Султанов Д. Р. // НТЖ «Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море». - М, 2008, №12, С. 30-32

5. Султанов Д. Р. Нетрадиционный подход к заканчиванию скважин на основе волновых технологий/ Ганиев С.Р., Кузнецов Р.Ю., Султанов Д. Р. //Международная научно-практическая конференция «Ашировские чтения 1517 Октября 2008», Самарский государственный технический университет

6. Султанов Д.Р. Строительство скважин многофункционального назначения/ Игнатьев A.B., Кузнецов Р.Ю., Султанов Д.Р. // Международный научно-практический семинар «Повышение нефтеотдачи пластов и капитальный ремонт скважин», Октябрь 2008, Самарский государственный технический университет

7. Султанов Д. Р. Перспективы применения колтюбинговой техники для ремонта скважин ООО "Кавказтрансгаз". / Басов С.А., Игнатьев В.Н., Султанов Д. РУ/ «Энергоэффективность. Проблемы и решения: материалы научно-технической конференции 23 октября 2008г». - Уфа, Hill ЭР, 2008, С. 46-47

8. Султанов Д. Р. Расширение спектра колтюбинговых технологий,как метод повышения эффективности ремонта скважин. / Басов С.А., Игнатьев В.Н., Султанов Д. Р.// «Энергоэффективность. Проблемы и решения: материалы научно-технической конференции 23 октября 2008г». - Уфа, ИПТЭР, 2008, С. 43-45.

9. Султанов Д. Р. Экспериментальные исследования по влиянию газообразующей добавки на формирование проницаемого цементного камня / Басов С.А., Игнатьев В.Н., Султанов Д. Р.//Международная научно-

практическая конференция «Ашировские чтения 15-17 Октября 2008», Самарский государственный технический университет.

10. Султанов Д.Р. Комплексная технология вскрытия и разобщения малопроницаемых продуктивных пластов с низким пластовым давлением/ Кузнецов Р.Ю. , Скворцов Ю.П., Султанов Д.Р. //Научно-практическая конференция "Современные тенденции в научных инновациях нефтегазодобычи и информационных технологиях". Тюмень, 25 апреля 2009 г)

Аспирант Султанов Д. Р.

Подписано в печать 13.08.09 г. Формат 60x84 1/16. Бумага офсетная. Печать принтерная. Тираж 100 экз. Заказ 266. Гарнитура «Тш1е5Ке\у11отап». Отпечатано в типографии «ПЕЧАТНЫЙ ДОМЪ» ИП ВЕРКО. Объем 1,31 п.л.Уфа, Карла Маркса 12 корп. 4, т/ф: 27-27-600, 27-29-123

Содержание диссертации, кандидата технических наук, Султанов, Динар Ризифович

Введение

1 Анализ состояния проблемы нарушения естественных фильтрационно-емкостных свойств проницаемых горизонтов при первичном вскрытии и их разобщения

1.1 Изменение проницаемости призабойной зоны пласта при вскрытии и других операциях

1.1.1 Основные механизмы изменения фильтрационно-емкостных свойств при вскрытии пласта

1.1.2 Механизмы влияния дисперсионной среды промывочной жидкости

1.1.3 Влияние дисперсной фазы промывочной жидкости

1.2 Исследование основных параметров, влияющих на качество разобщения пластов

1.2.1 Основные факторы, приводящие к нарушению герметичности заколонного пространства

1.2.2 Влияние фильтрационной корки на качество крепления скважины

1.2.3 Влияние физико-химических процессов, происходящих в цементном растворе при его твердении.

1.2.4 Вытеснение бурового раствора цементным

1.2.5 Осмотический массоперенос и электроосмос

1.2.6 Нарушение сплошности крепи вследствие проведения технологических операций

2 Управляемая кольматация - реальный путь сохранения естественных фильтрационно-емкостных свойств пластов

2.1 Возможность применения кольматации для упрочнения стенок скважин

2.2 Теория волнового воздействия на стенки скважины

2.3 Методика исследования процессов кольматации

2.3.1 Моделирование призабойной зоны скважины

2.3.2 Выбор технических средств для акустического воздействия на призабойную зону скважины

2.3.3 Описание экспериментальной установки

2.3.4 Методика исследования процессов фильтрации промывочной жидкости и кольматации пористой среды

2.4 Исследование процессов кольматации

2.4.1 Интенсификация процесса кольматации проницаемых пород

2.4.2 Исследования процессов фильтрации промывочных жидкостей и кольматации пористых сред при волновом воздействии

2.4.3 Кольматация стенок скважины с использованием энергии высокоскоростных струй с наложением волнового поля

2.5 Обоснование параметров волновых излучателей

3 Управление физико-химическими процессами, происходящими при твердении тампонажных растворов

3.1 Изменение фильтрационно-емкостных свойств при разобщении продуктивных пластов

3.2 Стехиометрия продуктов гидратации портландцемента

3.3 Физико-механические основы процессов формирования дисперсных структур вяжущих веществ

3.4 Исследования процессов формирования дисперсной структуры цементного камня

3.5 Волновая обработки тампонажного раствора в период его приготовления и превращения в камень

3.5.1 Планирование эксперимента

3.5.2 Влияние волнового воздействия на сроки схватывания цементных растворов

3.5.3 Влияние волнового воздействия на прочность цементного камня

3.5.4 Влияние волнового воздействия на проницаемость цементного камня

3.5.5 Влияние волнового воздействия на сцепление цементного камня с породой

3.5.6 Определение оптимального режима волнового воздействия на сцепление цементного камня с породой

3.5.7 Волновое воздействие в период превращения цементного раствора в камень (период ОЗЦ)

4 Разработка технологии вскрытия продуктивных пластов, обеспечивающей сохранение их естественных фильтрационно-емкостных характеристик

4.1 Основные требования, предъявляемые к местной циркуляции промывочной жидкости

4.2 Транспортирование шлама с забоя в шламосборник

4.3 Теория забойного шламоулавливания 181 4. 4 Методы вскрытия пластов с обратной местной циркуляцией промывочной жидкости 202 4.5 Вскрытие продуктивных пластов на регулируемой депрессии с обратной промывкой в условиях низких пластовых давлениях 204 Основные выводы и рекомендации 216 Список использованной литературы

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Усовершенствование технологии вскрытия и разобщения продуктивных пластов с сохранением их естественных фильтрационно-емкостных свойств"

Нефтегазодобывающая индустрия является ведущей бюджетообразующей отраслью России, определяющей экономическую независимость и благополучие страны. Объем добычи углеводородов связан с качеством геолого-промысловых работ и строительства нефтяных и газовых скважин в различных геологических, климатических и термодинамических условиях, а также с повышением эффективности извлечения запасов нефти и газа.

Опыт строительства и эксплуатации скважин показывает, что их продуктивность, и эффективность разработки месторождений зависят от решения трех взаимосвязанных задач - сохранения естественных фильтрационно-емкостных свойств продуктивных пластов, создания герметичной, надежной крепи и совершенствования конструкций забоя. Однако, современный анализ технологии работ в области заканчивания скважин свидетельствует о недостаточном уровне качества вскрытия и разобщения пластов.

Применяемые на практике технологии бурения скважин в репрессионном режиме до кровли продуктивных отложений во многих случаях кардинально не отличается от технологии первичного вскрытия продуктивной толщи [451, 453, 188, 502]. Несмотря на большое количество применяемых на практике типов промывочных жидкостей для первичного вскрытия продуктивной толщи, качество работ остается не высоким. Обусловлено это превалирующим влиянием на коллекторские свойства пластов репрессий и процессов «нестационарного гидродинамического взаимодействия» системы «скважина - проницаемые пласты». При этом процессы взаимодействия промывочной и пластовой жидкости, а также проницаемой среды, приводят к неуправляемости этих процессов [451,453]. Проникновение фильтрата и твердой фазы промывочных и тампонажных растворов в нефтегазовые пласты ухудшает их фильтрационно-емкостные свойства и снижает потенциальную продуктивность скважин.

Указанные процессы значительно интенсифицируются при вскрытии продуктивных отложений с аномальными геолого-промысловыми условиями, когда градиент давления между нефте- и водонасыщенными пластами превышает 0,5-0,7 МПа/м (месторождения, перешедшие в позднюю и завершающую стадии разработки). Анализ показывает, что применение в подобных условиях технологии репрессионного вскрытия продуктивных горизонтов не эффективно [451,453,273,441]. Следовательно, основной проблемой повышения качества и эффективности первичного вскрытия продуктивных отложений и заканчивания скважины в делом является получение герметичного, прочного ствола, исключающего взаимодействие пластов и скважины при гидродинамических давлениях, возникающих в процессе бурения, цементирования эксплуатационной колонны, вторичного вскрытия продуктивных горизонтов, испытания, освоения и эксплуатации скважины.

Создание долговременной герметичности крепи - одна из ключевых задач сохранения потенциальной продуктивности скважин и эффективной разработки нефтегазовых месторождений, охраны недр и окружающей среды [162, 243, 54, 440]. Однако, опыт показывает, что долговременное разобщение пластов, цементированием обсадной колонны на расчетную высоту в нормальных и аномальных геолого-промысловых условиях является технологически сложной и до настоящего времени полностью не решенной проблемой [453, 162, 558, 243, 202]. Анализ строительства и эксплуатации скважин показывает, что наибольшее количество осложнений связано с неподъемом тампонажного раствора на расчетную высоту (25-39%), оставлением в обсадной колонне цементного стакана (5-11%), негерметичностью обсадных колонн (6-15%), обводнением при освоении и заколонными перетоками (8-21%), флюидопроявлениями (3-5%), разрывом сплошности цемента при частичных поглощениях и применении технологий встречного, ступенчатого и обратного цементирования (12-20%), неоднородностью по плотности цементного камня при наличии в продуктивной толще разнонапорных пластов (60-80%)

Непреодолимые трудности по созданию герметичной крепи возникают в условиях «нестационарного гидродинамического состояния» [451] разрабатываемых залежей углеводородов. Дифференциация пластовых давлений по разрезу и площади месторождений, являются главными факторами снижения эффективности разобщения пластов при креплении скважин. Даже небольшие по величине перепады давления между пластами (1,5-3,0 МПа) при толщине изолирующих перемычек 6-10 м в период ОЗЦ после цементирования эксплуатационной колонны приводят к перетоку пластовой жидкости и формированию в заколонном пространстве каналов фильтрации, а также к изменению свойств тампонажного раствора-камня [451]. Следствием этих процессов становятся межпластовые перетоки, приток воды к фильтру добывающих скважин, снижение коррозионной стойкости обсадных труб и т.д.

Отрицательно влияют на формированию герметичной крепи и физико-химические свойства применяемых портландцементов [440,222,110]. Высокая и не контролируемая водоотдача цементных растворов, проявление седиментационных, контракционных и усадочных эффектов, а также эффекта «зависания» и снижения гидростатического давления в процессе перехода тампонажного раствора в камень в период гидратации (ОЗЦ), не обеспечивают технически необходимой герметичности крепи [453, 162, 243].

Большой ущерб герметичности крепи наносится при перфорационных работах [202, 372]. Широкое применение кумулятивных перфораторов типа ПК и ПКС, как правило, приводит к деформации и частичному разрушению обсадных труб в интервале фильтра, а также цементного кольца на расстоянии до 200-250 м от этой зоны. При действии на крепь высоких гидромеханических нагрузок сохранить монолитность неоднородного по прочности цементного кольца за обсадной колонной и герметичность его контактов с элементами крепи невозможно. Поэтому уже во время заканчивания скважин в заколонном пространстве формируются каналы фильтрации пластовых флюидов, которые при освоении скважин с депрессиями, в 1,8-2,0 раза превышающими регламентированные, подвергаются интенсивному дренированию с образованием гидравлически каналов межпластовых перетоков [451,162, 243, 292].

Немалая роль в качественном разобщении принадлежит применяемым конструкциям забоя скважин. Формируемая в интервале продуктивных отложений составная крепь (обсадная колонна - цементное кольцо - стенки скважины), как показывает отечественный и зарубежный опыт, не только не обеспечивает герметичности ее элементов, но и значительно усложняет ппроведение ремонтно-изоляционных работ (РИР), обработку призабойной зоны (ОПЗ) и других операций.

Перспективным направлением может стать заканчивание скважин способом «открытый забой», т.к. многие указанные проблемы могут быть сняты, а трудности реализации данного способа могут быть решены исползованием волновых технологий.

Большинство разработок по повышению герметичности крепи скважин направлены на борьбу с последствиями природного и техногенного характера (снижение водоотдачи тампонажных растворов, создание безусадочного или расширяющегося цемента и т. д.). Но, как показывает практика, эффективность подобных разработок не высока и носит временный характер, а что еще более важно - применение этих разработок не приводит к устранению самой причины -гидравлической связи комплекса вскрытых бурением проницаемых флюидонасыщенных пластов [307,439,502,187,243,261,509,554,314,315,453] Следствиями этой причины являются нарушения технологических процессов спуска и цементирования эксплуатационных колонн, ухудшения коллекторских свойств продуктивных пластов, герметичности разобщения пластов, снижение долговечности крепи и т. д.

Как следует из сказанного, проблема сохранения фильтрационно-емкостных свойств продуктивных пластов при первичном и вторичном вскрытиях и герметизация заколонного пространства эксплуатационных скважин не потеряла своей актуальности и в настоящее время.

Цель работы. Достижение максимально возможного извлечения углеводородов при сохранении естественных фильтрационно-емкостных характеристик продуктивных пластов, разработкой и усовершенствованием технологий первичного их вскрытия и разобщения.

Основные задачи исследований.

Заключение Диссертация по теме "Технология бурения и освоения скважин", Султанов, Динар Ризифович

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

1. На основе анализа теоретических и промысловых исследований показано, что большинство применяемых технологии и методов вскрытия и разобщения пластов направлены на устранение только факторов их низкого качества. В условиях гидродинамических, физических и химических взаимодействий флюидонасыщенных проницаемых пластов и открытого ствола скважины необходимо применять технологии, позволяющие предотвратить или ослабить процессы преждевременного обводнения продукции, снижения коэффициента нефтеотдачи пластов, уменьшения сроков безремонтной эксплуатации скважин, эффективности разработки месторождения, загрязнения недр и окружающей среды.

2. С учетом того, что повышение эффективности разработки месторождений напрямую связано с сохранением фильтрационно-емкостных свойств продуктивных пластов и герметичностью заколонного пространства, разработан комплекс мероприятий, включающий:

- создание непроницаемого кольматационного экрана за счет использования эффектов нелинейно-волновой механики (группирование частиц в волновом поле, их диспергирование в резонансном режиме, управляемая коагуляция) излучателями с интенсивностью 400-8000 Вт/м , для исключения гидравлической связи комплекса вскрытых бурением проницаемых флюидонасыщенных пластов со стволом скважины .

- герметизацию заколонного пространства скважины путем управления процессами твердения тампонажного раствора воздействием на него во время приготовления и прокачивания с интенсивность волнового воздействия 130 - 200 МПа/с и нахождения в заколонном пространстве в период ОЗЦ с интенсивностью 10-30 МПа/с в течение 5-30 минут во временном интервале 60 - 120 минут после затворения,

3. Основываясь на теоретических, экспериментальных и практических результатах процессов транспортировании шлама, шламоулавливания и бурения с

217 обратной местной промывкой предложена усовершенствованная технология вскрытия продуктивных пластов с обратной местной промывкой на неуровновешенных столбах жидкости. По предложенной технологии разработан стандарт предприятия СТП № 15-24-005-2009 для буровой компании «Евразия»

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Султанов, Динар Ризифович, Москва

1. A.c. 378377 СССР. Раствор для заполнения горных выработок/ О.К.Ангелопуло, В.М.Подгорнов. Заявлено 05.02.1971; Опубл. 18.04.1973, Бюл. № 19.

2. A.c. 1661370 AI СССР, Е21В 33/138. Вязкоупругий состав/ Б.И. На-вроцкий, И.Б. Медведь, В.И. Колесник,- Опубл. 7.07.91

3. A.c. № 819306. СССР. Способ снижения проницаемости пластов. Опубл. 10.04.81.

4. A.c. № 1439215. СССР.Устройство для кольматации стенок скважин. Опубл. 23.11.88.

5. A.c. № 1481378. СССР. Способ снижения проницаемости пластов. Опубл. 23.05.89.

6. A.c. № 1506079. СССР. Устройство для кольматации стенок скважин. Опубл. 07.09.89.

7. A.c. № 1536918. СССР. Устройство для кольматации и очистки сте~нок скважины. Опубл. 07.07.87.

8. A.c. № 1598510. СССР. Способ формирования кольматационного слоя в стенке скважины. Опубл. 20.11.87.

9. A.c. № 1601325.СССР. Способ снижения проницаемости пластов. Опубл. 23.10.90.

10. А.с.№ 1594264.СССР. Устройство для кольматации и очистки стенок скважины. Опубл. 23.09.90.

11. Абдинов М.А. Лабораторные исследования влияния скорости подъема цементного раствора на качество цементации скважин. Труды нефтяной экспедиции АН АзССР. Баку, 1953

12. Абдинов М.А., Абдуллаев М.М. О влиянии изменения скорости подъема цементного раствора на качество цементирования. Сборник НТИ. Выпуск 3. Серия «Нефтедобывающая промышленность». Баку, АзИНТИ, 1961

13. Абдрахманов Г.С., Ибатуллин Р.Х. Техника и технология защиты продуктивных пластов от блокирования буровым и цементным растворами //Тез.докл.сем.диск. по пробл.перв. и втор.вскр.пл. при строит, и экспл. верт, накл. и гор. скв./УГНТУ.-Уфа, 1996-С. 33-35.

14. Абрамович Т.Н. Теория турбулентных струй. Москва. 1984.

15. Абуева 3. А., Лукьянова О. И., Бруцкус Т. К— Коллоид, журн., 1969, 31, 641.

16. Абуладзе P.A., Джанмамедов Ш.Х., Абуладзе А.М. Повышение надежности крепления скважин. М.: ВНИИОЭНГ, 1987. - № 12.-38 с.

17. Авдеев Н.И., Бельянинович А.Э. Влияние скорости подъема цементного раствора на качество цементирования скважин // Бурение: Науч.-техн.сб./ ВНИИОЭНГ.-1966.-Вып.6.-с.24-26.

18. Аветисов А.Г., Бондарев В.И., Матвеев В.М. Повышение качества цементирования путем обеспечения рационального режима продавливания тампонажного раствора // Бурение: РНТС. — 1969. — № 11. — С. 29—32.

19. Агаев М.Х., Мусаева Я.А., Сеид-Рза М.К., Шерстнев Н.М. К вопросу исследования некоторых явлений, происходящих при твердении цементного раствора. Известия ВУЗов, серия «Нефть и газ», выпуск №6. Баку, 1989

20. Агзамов Ф.А. Известково-кремнеземистые тампонажные материалы для крепления скважин в условиях высоких температур и коррозионно— активных сред: Дис. . д-ра техн. наук. Уфа, 1990. - 240 с.

21. Агзамов Ф.А. Исследование путей повышения эффективности вибровоздействия при креплении скважин. Диссертация на соискание ученой степени кандидата технических наук. Уфа, 1974

22. Агзамов Ф.А., Каримов И.Н., Каримов Н.Х., Мандель А.Я. «Расширяющиеся и напрягающие цементы». /Труды четвертой международной кон-ференции «Освоение шельфа Арктических морей России»-Санкт-Петербург: 1999г. -с.39-44.

23. Агзамов Ф.А., Каримов Н.Х., Мнацаканян О.С., Мельников В.М. Применение расширяющихся цементов при строительстве скважин. / Мате-риалы IV Международной конференции «Проблемы строительного комплек-са России», Т.1.- Уфа: 2000-С. 91.

24. Аглиулин А.Х. Разработка струйной кольматации проницаемых карбонатных пород. Дис. на соиск. уч. ст. канд. техн. наук. Уфа, 1990.

25. Аксенова H.A. Исследование и разработка техники, технологии заканчивания скважин с неустойчивыми коллекторами. Дисс. кандидата технических наук, Тюмень, 2004.

26. Алекперов В.Т., Никишин В.А. Кольматация проницаемых пластов в процессе бурения и ее последствия. Журнал «Нефтяное хозяйство», №8, стр. 21-24. М.: Недра, 1972

27. Алекперов В.Т., Никишин В.А. О кольматации проницаемых отложений при бурении скважин // Бурение: Реф. науч.-техн.сб., 1972, №2, С. 15-17.

28. Алиев P.M., Матаев Г.А., Малачиханов Т.Б. Оценка термонапряженного состояния крепи геотермальной скважины // Геотермия. Махачкала, 1988. -Т.2.-С. 27-31.

29. Алферов Г. Д., Чернов А. Н., Цимерманис JL Б. Авт. свид. № 306086; Бюлл. изобр. № 19, 1971.

30. Амиян В.А, Джангиров С.С., Крылов В.И., Сидоров H.A. Применение для крепления скважин аэрированных тампонажных растворов с добавками ПАВ и стабилизаторов. НТС, серия «Бурение». М. ВНИИОЭНГ, 1978

31. Амиян В.А. Вскрытие и освоение нефтегазовых пластов. М.: Недра, 1980.-343 с.

32. Амиян В.А., Амиян A.B. Повышение производительности скважины. Москва. 1986,160 с.

33. Амиян В.А., Амиян A.B., Васильева Н.П. Вскрытие и освоение нефтегазовых пластов. Москва. 1980.380 с.

34. Анализ причин заколонных газопроявлений и пути повышения качества цементирования скважин в условиях сероводородной агрессии / М.Р. Мавлютов, В.М. Кравцов, В.П. Овчинников и др. М.: ВНИИОЭНГ, 1984. -№4. -52 с.

35. Ангелопуло O.K., Джабаров К.А. Новая концепция повышения качества цементирования скважин //Информ. сб. ВНИИЭГазпром. 1990. — Вып. 10. -С. П-13.

36. Ангелопуло O.K., Подгорнов В.М., Аваков В.З. Буровые растворы для осложненных условий. Москва. 1988. 135 с.

37. Андреева Е. П., Кешелава Б. Ф., Ребиндер П. А,—ДАН СССР, 1968, 181, 5, 1197.

38. Андреева Е. П., Стукалова Н. П.— Образование и структурные превращения цементных минералов. Тезисы докладов; Л., 1971, 3.

39. Андресон Б.А., Гилязов P.M., Гибадуллин Н.З., Кондрашев О.Ф. Физико-химическиеосновы применения безглинистых полисахаридных растворов для заканчивания скважин. Монография, 2004. 250 с.

40. Андресон Б.А., Шарипов А.У., Минхайров K.JI. Полимерные буровые растворы за рубежом //Обзор, инф. Сер. «Бурение». Москва, 1980, 48 с.

41. Антонова Н.П., Курдачев А.И. Улучшение свойств лежалых и свежих тампонажных цементов с помощью ультразвука. НТС серия «Бурение», выпуск №6. М.: ВНИИОЭНГ, 1987

42. Астреева О. М., Лопатникова JI. Я., Гусева В. М. Изучение процессов гидратации цементов. ЦИНИС АС и АССР, М., 1960.

43. Астреева О. М. Петрография вяжущих материалов. Госстройиздат, М., 1962.

44. Афонин В.Н., Артомонов В.Ю., Коновалов Е.А. О влиянии полимерного алюмосиликатного раствора на проницаемость коллекторов // Бурение газовых и морских нефт. скважин: Реф.науч. техн. сб. ВНИИЭгазпром, 1982, №3, С.12-15.

45. Ахвердов И. Н. Высокопрочный бетон,- М., 1964.

46. Ахвердов И.Н. Влияние виброперемешивания бетонной смеси на образование структуры цементного камня. Рига, 1961.

47. Ахвердов И.Н. Высокопрочный бетон. М.: Госстройиздат. -1961.

48. Ахвердов И.Н., Шалимо М.А. Влияние вибрации и ультразвуковых колебаний на формирование структуры цементного камня // Бетон и железобетон. 1960. - №9

49. Ахвердов И.Н., Шалимо М.А. Ультразвуковое вибрирование и технологии бетона. М.: Стройиздат. -1969.- 135с.

50. Ахметов А.А., Шарипов A.M., Жуковский К.А. Разработка средств и методов борьбы с выносом песка в западносибирском регионе //Тез.докл.сем.-диск. по пробл. перв. и втор, вскр. пл. при строит, и экспл. верт., накл. и гор. скв./УГНТУ.-Уфа, 1996. -С. 71-73.

51. Ахунов С.М. Исследование процессов технологии цементирования скважин. Автореферат на соискание ученой степени кандидата технических наук. Уфа, 1968

52. Ахунов СМ. О вытеснении глинистого раствора цементным, исходя из касательных напряжений // Материалы VII Всесоюз. науч. конф. по гидрав~лике промывочных жидкостей и тампонажных растворов: Тез. докл. Баку, 1980. С. 43-48.

53. Ашрафьян М. О. Повышение качества разобщения пластов в глубоких скважинах. М.: Недра, 1982. 152 с.

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

55. Ашрафьян М.О., Булатов А.И. Влияние соотношения режимов течения вытесняемой и вытесняющей жидкостей на изменение коэффициента вытеснения буровых растворов из кольцевого пространства скважины // Тр. КФ ВНИИНефть. 1970. - № 23. - С. 229-235.

56. Ашрафьян М.О., Булатов А.И. Эффективность вытеснения буровых растворов и разрушение глинистых корок при цементировании. Обзорная информация. Серия «Бурение». М. :ВНИИОЭНГ, 1969

57. Бабушкин В. И., Матвеев П. М., Мчедлов-Петросян О. П. Термодинамика силикатов. Стройиздат, М., 1965.

58. Бабушкин В. И., Мокрицкая JI. Н., Мчедлов-Петросян О. П.— Труды Харьковск. ин-та инж. железн. дор. трансп.,1962, 54.

59. Бадовский H.A., Файман В.П. Борьба с осложнениями при бурении глубоких скважин за рубежом //Обзор. Серия «Техника и технология геологоразведочных работ, организация производства» Москва, 1986, 57 с.

60. Бажутин А. Н. Методика расчета шламоуловителя гидроциклонного типа. — Изв. вузов «Нефть и газ», Баку, 1962, № 6, с. 35—41 с ил.

61. Бажутин А. Н. Результаты испытаний погружного пневматическою поршневого насоса со специальными шламовыми трубами. Разведка и охрана недр, № 10, 1902.

62. Банков А. А.— Труды в области вяжущих веществ и огнеупорных материалов, V. Изд-во АН СССР, М,—Д., 1948.

63. Байраков М.И. Разработка методов оперативного контроля и регулирования гидравлических условий вскрытия продуктивных отложений. Дис. на соиск. уч. ст. канд. техн. наук. Уфа, 1985.

64. Байраков М.И. Разработка методов оперативного контроля и регулирования гидравлических условий вскрытия продуктивных отложений. Автореф. .канд. техн. наук. Уфа, 1985. 16 с.

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

66. Барабашкин И. И. Колонковое долото 6ДК-П2К и снаряд ЭКС-112 к нему. Проспект. Геологоразведочное оборудование и приборы. МГ СССР. Изд-во «Недра», 1966.

67. Баранов B.C. Водоотдача глинистых растворов, применяемых в бурении // Азерб. нефт. хоз-во, 1957, №6, С.24-26.

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

69. Барановский В.П., Колесников П.И., Катенев Е.П. и др. Применение новых рецептур буровых и тампонажных растворов при бурении и цементировании скважин в зонах АНПД. //Бурение.- 1974,- № 9- С. 18-19.

70. Баталов Д.М., Горский А.Т. Седиментационная устойчивость тампонажных растворов при пониженных температурах // Проблемы нефти и газа Тюмени. Тюмень, 1982. - №54. -С. 28-30.

71. Батурин Ю. А., Давыдов А. С. Бурение скважин с применением эрлифтных снарядов. Разведка и охрана недр, №3, 1967.

72. Белов В.П. Влияние коркоудаляющей буровой жидкости на горные породы и цементационный камень. Обзорная информация. Серия «Бурение» №3, стр. 17-20. М. :ВНИИОЭНГ, 1974

73. Белов В.П. Исследование механизма разрушения глинистых корок химическими реагентами. Серия «Нефть и газ», № 10, стр. 27-32. М.: Известия ВУЗов, 1974

74. Белов В.П. Классификация и экспериментальная оценка кольматирующих свойств промывочных жидкостей и реагентов, применяемых в бурении скважин // Сб. науч. тр. КПТИ. Куйбышев, 1984, С. 8-25.

75. Белов В.П. Коркоудаляющие реагенты и эффективность их применения. Журнал «Нефтяное хозяйство», №12, стр. 9-12,1974

76. Белов И. В. Кристаллохимия силикатов с крупными катионами. Изд-во АН СССР, 1961.

77. Бережной А. И. Теоретические и экспериментальные предпосылки совершенствования техники и технологии цементирования газовых скважин.// Труды Укр. науч.-исслед. ин-та газа, вып. IV.- М.: «Недра», 1970,- С.З 12.

78. Бережной А. И. К вопросу формирования герметичного цементного кольца в затрубном пространстве скважин.//Труды Укр. науч.-исслед. ин-та газа, вып. I (5).- М.: «Недра», 1966.-С. 15.

79. Бережной А. И. О факторах, влияющих на герметичность скважин, зацементированных тампонажным цементным раствором.// Труды Укр. на-уч.-исслед. ин-т газа, вып. III.- М.: «Недра», 1969.-С. 33-40.

80. Бережной А.И. Изучение явления стяжения в суспензиях тампонажных цементов и его возможного влияния на качество цементирования газовых скважин. Сборник «Крепление скважин и разобщение пластов». М.: Недра, 1964

81. Бережной А.И. Пути повышения герметичности затрубного пространства газовых скважин при их цементировании. Сборник «Проблемы разработки газовых и газоконденсатных месторождений Сибири». Тюмень, 1971

82. Бережной А.И. Сальващук А.П. Тампонажные растворы для цементирования газовых скважин в условиях соленосных отложений // Труды 1 Украинской нефтегазовой конференции. - Киев: 1970. - С. 71-72.

83. Бережной А.И. Цементирование скважин на Щелковском газохранилище и Ефремовском ГКМ с применением кондиционирования тампонаж-ного раствора. В кн.: "Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений "№ 2.-ВНИИгазпром,1968.

84. Бережной А.И., Зельцер П.Я. Активация тампонажного цемента путем обработки по магнитным полям. // Бурение: Науч. техн.сб./ ВНИИОЭНГ., - 1967.- № 6.

85. Бережной А.И., Зельцер П.Я. Аппарат для обработки тампонажных цементов магнитным полем. // Разработка и эксплуатация нефтяных и газоконденсатных месторождений.: Науч,-техн.сб./ВНИИЭГАЗПРОМ.-1969. № И.

86. Бережной А.И., Зельцер П.Я. Совершенствование схемы расположения и использования аппаратуры для магнитной обработки тампонажных материалов: Экспресс-информ./ ВНИИОЭНГ. 1969,- № 4.

87. Бережной А.И., Титков Н.И. К вопросу изменения гидростатического давления структурированных жидкостей. Журнал «Нефтяное хозяйство» №3,1988, стр 23-27

88. Беркович П. М.— ДАН СССР, 1963, 149, 5.

89. БерналДж.— Третий межд. конгресс по химии цемента. Госстройиздат, М., 1958.

90. Блажевич В. А. Гидродинамическая обстановка в скважинах при проведении в них ремонтно-изоляционных работ/ В.А. Блажевич, В.А. Стрижнев// Тр. БашНИПИнефти. -Уфа, 1979.-Вып.56.-С. 265.

91. Блажевич В. А. Исследования перетока закачиваемой воды в непродуктивные пласты/

92. B.А. Блажевич, В.Г. Уметбаев, В.А.Стрижнев// Тр. БашНИПИнефти. Уфа, 1977.-Вып. 50,1. C.105-110.

93. Блювштейн Н. П., Пеккер В. И.— Сб. трудов челяб. политехи, ин-та, 1967, 46.

94. Бобров А. Д. К вопросу об обратной промывке на колонковом бурении. Разведка и охрана недр, № 7, 1964,

95. Богг Р.— Третий межд. конгресс по химии цемента. Госстройиздат, М., 1958.

96. Большаков Б. В., Филько А. С. Колонковое бурение с обратной промывкой, как средство повышения выхода керна и получения представительных проб. Изв. ВУЗов, Геология и разведка," №2, 1962.

97. Большаков В. В. Способ безнасосного бурения без расхаживания снаряда для его осуществления. Авторское свидетельство № 126826, 1960,

98. Бондаренко Н.Ф. Физика движения подземных вод. JI. 1973. 215 с.

99. Брун В.Г., Леонов Е.Г. Методика расчета цементирования обсадных колонн при бурении скважин. -М.: ВИНИТИ, № 2092-81. деп. 11.05.1981-146 с.

100. Будников П. П. Гипс, его исследования и применение. Промстройиздат, М., 1943.

101. Будников П. П. Неорганические материалы. «Наука», М., 1968, 273.

102. Будников П. П., Р о я к С. М. и др.— Докл. межд. конф. по проблемам ускор. тверд, бетона. Госстройиздат, М., 1964.

103. Будников В.Ф. Диагностика и капитальный ремонт обсадных колонн в нефтяных и газовых скважинах/ В.Ф. Будников, П.П. Макренко, В.А. Юрьев. М., 1997.-С.3-18.

104. Будников В.Ф. Перспективы развития вязкоупругих составов// Тр. ВНИИКРнефти. М., 1995.-С. 55-61.

105. Будников П. П., Хигерович М. И,—ДАН СССР, 1954,96, 1.

106. Будников П.П., Гинстлинг А.И. Реакция в смесях твердых веществ. М.: Стройиздат.,1965. - 120с.

107. Булатов А.И. Цементирование глубоких скважин. «Недра», М., 1964.

108. Булатов А. И. Тампонажные материалы и технология цементирования скважин. М.: Недра, 1991.336 с.

109. Булатов А. И. Формирование и работа цементного камня в скважине. М: Недра. 1990.-408с.

110. Булатов А.И. К вопросу о снижении давления у забоя скважины при твердении цементного раствора. Труды Краснодарского филиала ВНИИКрнефти, выпуск №15. Краснодар, 1965

111. Булатов А.И. Технология цементирования нефтяных и газовых скважин. -М.: Недра, 1983.-255 с.

112. Булатов А.И. Управление физико-механическими свойствами тампо-нажных систем.-М.: Недра, 1986. -С. 248.

113. Булатов А.И., Аветисов А.Г. Справочник инженера по бурению. — М.: Недра, 1985.-Т. 1.-414 с.

114. Булатов А.И., Бабаян З.В., Видовский A.JL, Решетников В.Р. О гидравлическом давлении в стволе скважины, заполненной глинистым раствором. Журнал «Нефтяное хозяйство», №2, 1975

115. Булатов А.И., Видовский A.JI. Изменение давления при твердении цементного камня // Нефт.пром-ть. Бурение: Реф.науч.-техн.сб./ ВНИИОЭНГ 1969. - Вып. 10. - с. 15-18.

116. Булатов А.И., Данюшевский B.C. Тампонажные материалы. — М.: Недра, 1987.-280 с.

117. Булатов А.И., Куксов А.К. О необходимости учета седиментационной устойчивости тампонажных растворов. НТС «Бурение», №2, 1971

118. Булатов А.И., Куксов А.К., Новохатский Д.Ф. О необходимости учета седиментационной устойчивости тампонажных цементов. /НТС, сер.Бурение, №2. -1971.-С.19-22.

119. Булатов А.И., Лыков Е.А., Сидоров H.A. Предупреждение затрубных газопроявлений. /Нефтяное хозяйство, N 11.- 1964.

120. Булатов А.И., Макаренко П.П., Будников В.Ф., Басарыгин Ю.М. Теория и практика заканчивания скважин. Под ред. А.И. Булатова. -М.: Недра, 1998. Т. 4. - 496 е.: ил.

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

122. Булатов А.И., Марухняк Н.И. Количественная оценка влияния контракционных явлений на возможные газопроявления при цементировании скважин. Обзорная информация «Нефтяная и газовая промышленность» №3, стр. 18-21. М.: ВНИИОЭНГ, 1970

123. Булатов А.И., Обозин О.Н. К вопросу о седиментационной неустойчивости тампонажных растворов. Труды Краснодарского филиала ВНИИКрнефти, выпуск №28. -Краснодар, 1970

124. Булатов А.И., Обозин О.Н. Об изменении гидростатического давления при твердении тампонажных растворов. Труды Краснодарского филиала ВНИИКрнефти, выпуск №20. Краснодар, 1970

125. Булатов А.И., Обозин О.Н., Куксов А.К. Возникновение каналов в затрубном пространстве скважины после цементирования. НТС «Газовая промышленность», выпуск №2. М.: ВНИИОЭНГ, 1970

126. Булатов А.И., Проселков Ю.М., Рябченко В.И. Технология промывки скважин. М.: Недра, 1981

127. Булатов А.И., Рябченко В.И., Сибирко А.И., Сидоров H.A. Газопроявления в скважинах и борьба с ними. М.: Недра, 1969

128. Булатов А.И., Уханов Р.Ф. Совершенствование гидравлических методов цементирования скважин. — М.: Недра, 1978. — 240 с.

129. Булатов А.И., Уханов Р.Ф., Давыдов И.М. Вопросы повышения качества цементирования скважин. — М.: ВНИИОЭНГ, 1974. — 96 с.

130. Бурение на нефть и газ в США // ОЗЛ ВНИИОЭНГ «Бурение». М.: 1975.

131. Бурение с непрерывным выносом керна. «World Oil» V. 161, № 5,1965.

132. Бурение с обратной промывкой. «Майнипе Джорнул» V. 261, № 6676/1963. Перевод СКБ МГ СССР № 1229.

133. Бурение скважин на термальные воды / Г.П.Новиков, Г.М.Гульянц, Ю.Н.Агеев и др. М.: Недра, 1986. - 229 с.

134. Бурыкин А.Н., Р.Х. Ибатуллин, П.С. Катеев, Н.М. Мордвинцева. Оценка надежности разобщения пластов при использовании заколонного па-кера // Сер. Бурение, №4-ВНИИОЭНГ,-1981,- С.23-25.

135. Бутт Ю. M., Беркович T. M. Вяжущие вещества с поверхностно-активными добавками.- М. Промстройиздат, 1953.

136. Бутт Ю. М. Технология цемента и других вяжущих веществ. М.: Промстрой-издат, 1956.

137. Бутт Ю. М. Автореф. докт. дис. М., 1945.

138. БуттЮ. М., Тимашев В. В. Новое в химии и технологии цемента. Госстройиздат, М., 1962.

139. БуттЮ. М., РашковичЛ. Н. Твердение вяжущих при повышенных температурах. Стройиздат, М., 1965.

140. Бутт Ю. М., Окороков С. Д., Сычев M. М., Тимашев В. В. Технология вяжущих веществ. «Высшая школа», К-, 1965.

141. Бутт Ю. М., Тимашев В. В., Лукацкая Л. А.— Доклады межд. конф. по проблемам ускор. тверд, бетона. Стройиздат, М., 1964.

142. Бутт Ю. М., Тимашев В. С., Бакшутов В. С. И д р.— IV Internationale Baustoff — und Silikattaqung, Weimar. 333, 1970.

143. Вагнер Г. P., Гранковский И. Г., Пасечник Г. А., Надел Л. Г.— В кн.: Физико-химическая механика и лиофильность дисперсных систем, 4. «Наукова думка», К-, 1972, 168.

144. Вагнер Г. Р.— Материалы V Всесоюзной конференции по физико-химической механике. Уфа, 1971, 170.

145. Вагнер Г. Р., Гранковский И. Г., Круглицкий Н. Н., Пасечник Г. А.— В кн.: Физико-химическая механика и лиофиль-ность дисперсных систем, 2. «Наукова думка», К., 1971,74.

146. Вагнер Г. Р., Матяш И. В. и др.— Коллоид, журн., 1971,33,2,195.

147. Вагнер Г. Р., Надел Л. Г.— В кн.: Термосолеустойчивость дисперсных систем. «Наукова думка», К-, 1971,190.

148. Вагнер Г. Р. Автореф. канд. дис. ИКХХВ, К., 1968.

149. Вагнер Г. Р., Круглицкий Н. Н., Гранковский И. Г.— В кн.: Физико-химическая механика и лиофильность дисперсных систем, 5. «Наукова думка», К-, 1973.

150. Вагнер Г. Р., Гранковский И. Г., Круглицкий Н. Н.— Коллоид, журн. 1972, 34, 801.

151. Валеева H.A. Полимерсолиевые растворы с управляющими кольматирующими свойствами для вскрытия продуктивных песчаников. Автореф. канд. техн. наук: 05.05.10. М., 1989. 24 с.

152. Варламов В. П. Автореф. канд. дис. МГУ, М., 1970.

153. Варламов В. П., Лукьянова О. И.— Журн. прикл. хим. 1970, 63, 2135.

154. Вдовенко В. M., Гуриков Ю. В., Легин Е. К.—В кн.: Структура и роль воды в живом организме. Изд-во ЛГУ, Л., 1966, 3.

155. Вдовенко В. M., Гуриков Ю. В., Легин Е. К.—Журн. структ. хим., 1969,10, 576.

156. Bernai J.D., JefferyJ.W., Tay 1 er H. Е. W.—Mag. Concrete Res., 1952,11, 49.

157. Видовский А.Д., Ахметов P.A. Об изменении давления столба тампонажного раствора в процессе твердения. Сборник «Буровые растворы и крепление скважин». Красноярск, 1971

158. Видовский А.Д., Ахметов H.A., Булатов А.И., Крылов В.И., Перов A.B., Юсупов И.Г. Измерение давления, температуры в зацементированной части заколонного пространства скважины. Обзорная информация, серия «Бурение», 1984, №7, стр 36-40

159. Влияние полимерных добавок на изолирующую способность тампо-нажных растворов/ В.А.Волошин, А.В.Черненко, Ю.Д.Комнатный, С.С. Гусев// Нефтяное хозяйство. -1983.-№9. С.36-39.

160. Воздействие на твердые частицы бурового раствора при кольматации стенок скважин / М.Р. Мавлютов, Х.И. Акчурин, C.B. Соломенников и др. — М.: Недра, 1997. — 123 с.

161. Волженский А. В., Буров Ю. С., Колокольников В. С. Минеральные вяжущие вещества. Стройиздат, М., 1966.

162. Волков A.C., Волонитенков A.JI. Бурение скважин с обратной циркуляцией промывочной жидкости,- М.: Недра, 1970.

163. Волков С. А., Боголюбский К. JI. Безнасосное бурение. Труды Московского геологоразведочного института им. С. Орджоникидзе, том XXX, Госгеолтсхиздат, 1956.

164. Волокитенков Л. Л., Литвинов И. Н., Максимов В, П., Швецов Б. М. Двойной колонковый снаряд с обратной прнзабойной циркуляцией промывочной жидкости. Авторское свидетельство № 154511, 1963г.

165. Воюцкий С.С. Курс коллоидной химии. — М.: Химия, 1975. — 512 с.

166. Врунауэр С. Адсорбция газов и паров. М., 1948.

167. Выгодский Е.М., Дорофеев C.B. О механизме закупорки пор глинистыми частицами бурового раствора// Труды УНИ. Уфа, 1972.

168. Выжигин Г.Б. Влияние условий вскрытия пластов и закачивания скважин на их продуктивность // Сб. науч. тр. КПТИ. Куйбышев, 1984, С.25-37.

169. Выродов П. П., Будько Л. С.— В кн.: О некоторых вопросах кинетики твердения минеральных вяжущих веществ и методах исследования продуктов их твердения. Изд-во Кубанск. сельск. ин-та, Краснодар, 1963, 3.

170. Газиев Г. Н., Корганов П. И. Эксплуатация нефтяных месторождений. Баку. Азнефтеиздат, 1955.

171. Гайворонский A.A., Фарукшин Л.Х. Гидростатическое давление цементного раствора // Нефтяник. — 1963. — № 10. — С.30-32.

172. Гайворонский A.A., Цыбин A.A. Крепление скважин и разобщение пластов. М.: Недра, 1981. -367 с.

173. Гайворонский A.A., Шульга Г.П. Экспериментальное исследование влияния контакта цемент глинистая корка на гидроизоляцию пласта. Труды ВНИИБТ, выпуск 19. М.: 1968

174. Ганиев Г.Г., Рахимбаев Ш.М., Обозин О.Н. Опыт повышения седиментационной устойчивости тампонажных растворов. Сборник «Промывка и цементирование скважин»,-М: Недра, 1973.

175. Ганиев Р.Ф., Украинский JI.E. Динамика частиц при воздействии вибраций. Киев: Наукова думка, 1975. - 168 с.

176. Гасан П. А. Кольматаж как способ борьбы с фильтрацией из прудов, водоемов, каналов и накопителей сточных вод. Автореф. . канд. техн. наук. Харьков, 1958. 48 с.

177. Гельфман Г.Н., Клявин P.M. К вопросу о водоотдаче цементных растворов // Нефт. х-во, №8. -1963.-С.26.

178. Геранин М.П. Перетоки газа в скважинах через цементный раствор // Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных скважин: Научн. техн. обзор ВНИИЭГазпром. -М.: ВНИИОЭГазпром, 1977. 52 с.

179. Геранин М.П., Ломоносов В.В., Чжао П.Х. Совершенствование крепления скважин на подземных хранилищах газа // Обзор, информ. ВНИИЭГазпром. М.: ВНИИЭГазпром, 1982.-№5.-38 с.

180. Геранин М.П., Соловьев Е. М. Об одном проявлении седиментации в цементных растворах. Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. М.: «Недра», 1970,- С.31—40.

181. Геранин М.П., Соловьев Е.М. Об измерении порового давления в суспензиях, находящихся в покое // Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных скважин: Рефератив. сб. ВНИИЭГазпром. — М.: ВНИИЭГазпром, 1970.-№ 2.-С. 26-31.

182. Геранин М.П., Соловьев Е.М. Оценка тампонирующей способности цементных растворов // Газовая промышленность. 1972. — № 2. — С. 4-7.

183. Гетлин К. Бурение и Заканчивание скважин. Гостоптехиздат, 1963, 518 с.

184. Гетлин К. Бурение и заканчивание скважин. М.: Недра, 1984. 191с.

185. Гидравлика глинистых и цементных растворов / А.Х.Мирзаджанзаде, А.А.Мирзаян, Г.М.Гевинян, М.К.Сеид-Рза. М.: Недра, 1966. - 298 с.

186. Гильманшин И.Г. Исследование причин снижения коэффициентов приемистости нагнетательных скважин, связанных с фильтрацией суспензий. Автореферат на соискание ученой степени кандидата технических наук. Уфа, 1970

187. Гилязетдинов P.P. Совершенствование способа и устройств для управляемой кольматации проницаемых пластов. Дис. на соиск. уч. ст. канд. техн. наук. Уфа, 1991.

188. Гиматутдинов Ш.К., Ширковский А.И. Физика нефтяного и газового пласта. М.: Недра, 1982.

189. Глумов И.Ф. Исследование проникновения фильтрата глинистого раствора в монолитный песчаник в процессе выбуривания керна// Труды Тат НИИ. Казань, 1960, вып. №11.

190. Гнездов B.J1. и др. Разработка и опыт применения тампонажного рас-твора высокой седиментационной устойчивости // Нефт. хоз-во. 1984. - №4. - С. 27-31.

191. Говоров А. А.— Труды Харьковского ин-та инженеров железнодорожного транспорта, 1961, И.

192. Голубев С. X., Ярошенко В. А. Применение эрлифта при бурении скважин в условиях Кринбассн. Разведка и охрана недр, № 8, 1962.

193. Голышкина JI.А. Исследование и разработка способов повышения герметичности контактных зон цементного камня заколонного пространства скважин. Автореферат на соискание ученой степени кандидата технических наук. Уфа, 1977

194. Гольдштейн М.Н. Механические свойства грунтов. Москва. 1973. 172 с.

195. Горелова И. Л., Любимова Т. Ю., Быков М. В., Михайлов Н. В.— ДАН СССР, 1971,199, 4.

196. Городнов В. Д. Физико-химические методы предупреждения осложнений в бурении. Москва. 1984. 229 с.

197. Горьков Л.П. О силах, действующих на малую частицу в акустическом поле идеальной жидкости//ДАН СССР. 1961. - T.I40, вып. I. - С. 88-91.

198. Гошовский С. В., Абдуладзе А. А., Клибанец В. А. Совершенствование способов вскрытия нефтегазоносных пластов. М.: ВНИИОЭНГ, 1983. 24 с.

199. Гранковский И. Г., Круглицкий Н. Н., Пасечник Г. А.— В кн.: Физико-химическая механика и лиофильность дисперсных систем, 3. «Наукова думка», К-, 1971, 173.

200. Гранковский И. Г., Круглицкий Н. Н., Пасечник Г. А — Материалы V Всесоюзн. конф. по физико-химической механике, Уфа, 1971.

201. Гранковский И. Г. Образование и структурные превращения цементных минералов. Материалы конференции. Гипроцемент, Л., 1971,17.

202. Гранковский И. Г., Круглицкий Н. Н., Вагнер Г. Р, Детков В. П., Пасечник Г. А. Новая технология цементирования скважин с применением механической активации тампонажного раствора. «Наукова думка», К-, 1973. Информационное письмо № 21.

203. Гранковский И. Г., Круглицкий Н. Н. Авт, свид. № 310877; Бюлл. изобр. № 24,1971.

204. Гранковский И. Г., Бушев И. Г. Авт. свид. № 167826; Бюл. изобр., №27,1970.

205. Гранковский И. Г., Круглицкий Н. Н.— Укр. хим. журн., 1972, 28, 1,47.

206. Гранковский И. Г. Автореф. канд. дис. КИСИ, К-, 1966.

207. Гранковский И. Г., Круглицкий Н. Н,—ДАН СССР, 1970,194, 1,147.

208. Гранковский И. Г., Пасечник Г. А.— В кн.: Термосолеустойчивость дисперсных систем. «Наукова думка», К-, 1971, 196.

209. Гранковский И. Г., Круглицкий Н. Н., Гавриленко О. И.— Укр. хим. журн., 1974,40, 6.

210. Гранковский И. Г., Круглицкий Н. Н., Шевчук Т. В.—ДАН УССР, Б, 1971, 9, 816.

211. Грачев В.В., Леонов Е.Г. Исследование порового и скелетного давления столба цементного раствора в период схватывания // Бурение: Науч. -техн. сб. 1969. -№3.- С. 1721.

212. Грачев В.В., Леонов Е.Г., Малеванский В.Д. Проницаемость скелета столба цементного раствора в период ОЗЦ // Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных скважин: Реф. сб. ВНИИЭГазпром. М.: ВНИИЭгаз-пром, 1970.-№ 7.-С. 9-17.

213. Гребенюк А. А., Моисеев Г. Г., Кандышев Л. А., Сайтов В. С. Устройство и работа двойною эжекторного колонкового снаряда конструкции КазИМС. ОНТИ—ВИЭМС, № 9, 1966.

214. Грей Дж.Р., Дарли Г.С.Г. Состав и свойства буровых агентов (промывочных жидкостей) / Пер. с англ. Столярова Д.Е. М.: Недра, 1985. - 509 с.

215. Григорян Н.Г. Вскрытие нефтегазоносных пластов стреляющими перфораторами. М.: Недра, 1982. - 240 с.

216. Гусев С.С. Механизм образования каналов перетока в затрубном пространстве скважин после периода ОЗЦ // РНТС. Сер. Бурение. М.: ВНИИОЭНГ, 1983.-№3.-С.18-19.

217. Гусман М. Т. Устройство для промывки забоя скважины. Авторское свидетельство № 135843. Бюллетень изобретений № 16,1961.

218. Данюшевский B.C. Проектирование оптимальных составов тампонажных цементов. -М.: Недра, 1978. 293 с.

219. Данюшевский B.C., Алиев P.M., Толстых И.Ф. Справочное руководство по тампонажным материалам 1. М.: Недра, 1987. - 373 с.

220. Данюшевский B.C. Пути получения расширяющихся тампонажных цементов//Газовая промышленность^ 11.-М.: 1973. С.13-15.

221. Данюшевский B.C., Алиев P.M., Толстых И.Ф. Справочное руководство по тампонажным материалам II. М.: Недра, 1987.- 372с.

222. Данюшевский СИ., Лиогоньская Р.И., Судакас Л.Г. Расширяющийся тампонажный цемент для "холодных" и "горячих" скважин // Нефтяное хозяйство. 1971.-№7.-С. 13-17.

223. Дахнов В.Н. Геофизические методы определения коллекторских свойств и нефтегазонасыщенных пород. Москва. 1985. 310 с.

224. Дахнов В.Н. Электрические и магнитные методы исследования скважин. М.: Недра, 1981.

225. Дерягин Б. В. Некоторые итоги исследований в области поверхностных сил // В кн.: Поверхностные силы в тонких пленках и устойчивость коллоидов. М.: Наука, 1974, С. 5-13.

226. Дерягин Б. В., Чураев Н.В., Муллер В.М. Поверхностные силы. Москва. 1985. 398 с.

227. Дерягин Б.В., Захаева H.H., Лашина Л.М. Исследование фильтрации растворов электролитов в высокодисперсных порошках. Исследование поверхностных сил. Москва. 1961.175 с.

228. Дерягин Б.В., Чураев Н.В. Смачивание пленки. Москва. 1984. 158с.

229. Десов А. Е. Вибрированный бетон. Госстройиздат, М., 1956.

230. Десов А. Е., Мещанский H.A.— Строительная промышленность, 1938, 13.

231. Десов А.Е. Бетономешалка для жестких бетонных смесей с автоматическим контролем работы / Строительная промышленность. № 1937 № 6.

232. Детков В.П., Макаров Л.В. Пути упрочнения контакта цементного камня с глинистыми породами, слагающими стенки скважины. НТС «Бурение», №12, стр.15-17. ОМ.: ВНИИОЭНГ, 1968

233. Детков В.П.,.Овечкин А.И, Зотов В.П., Чайковский А.И. Применение четырехкомпонентной смеси при цементировании наклонно направленных скважин в Западной Сибири// РНТС. Сер. «Бурение», вып.11- М.: ВНИИО-ЭНГ, 1982. С. 16-17.

234. Деформация эксплуатационных обсадных колонн месторождений Северного Кавказа / Н.В.Черский, В.Н.Виноградов, В.В.Савченко, Г.Г.Жиденко и др. // Обзор, информ. ВНИИЭГазпром. Сер. Бурение. М., 1988. - № 3. - 44 с.

235. Джабаров К.А. Предупреждение межпластовых перетоков в скважине в периоды отсутствия циркуляции бурового раствора и ОЗЦ // Нефтегазовая геология, геофизика и бурение: НТС ВНИИОЭНГ.-М., 1984.-Вып.7.-С. 46-49.

236. Джанколи Д. Физика в 2 томах. Том I, пер. с англ. Москва. 1989.

237. Дисперсно-армированные тампонажные материалы / Е.С.Тангалычев, В.С.Бакшутов, О.К.Ангелопуло и др. // Обзор, информ. ВНИИОЭНГ. Сер. Бурение. М.: ВНИИОЭНГ, 1984. -№19.-51 с.

238. Дияк И.В. Исследование основных факторов, влияющих на качество цементирования нефтяных и газовых скважин. Автореферат на соискание ученой степени кандидата технических наук. Ивано-Франковск, 1970

239. Дон Н. С, Титков Н. И„ Гайворонский А. А. Разобщение пластов в нефтяных и газовых скважинах. М: Недра, 1973. 272 с.

240. Емцев Б.Т. Техническая гидромеханика. Москва. 1978.

241. Еременко Т.Е., Мочернюк Д.Ю., Гелетий Н.Г. Влияние реологических свойств и режимов потока на процесс замещения жидкостей при цементировании скважин // Научные записки УкрНИИПроекта. Сер. Бурение и нефтедо^быча. -Киев, 1962. — Вып.9. — С. 5665.

242. Еременко Т.Е., Мочернюк Д.Ю., Тищенко A.B. Герметизация резьбовых соединений обсадных колонн нефтяных и газовых скважин.-Киев: «Техника», 1966.

243. Ершов JI. Д., Никонец И. И.— Вести. Львов, политех, ин-та, 1971,51, 198.

244. Ершов Л. Д. Высокопрочные цементы. Гостехиздат, К., 1952.

245. Жигач К.Ф., Паус Р.Ф. Влияние промывочных жидкостей на проницаемость кернов // Нефт. хоз-во, 1957, №11.

246. Жужиков В.А. Фильтрование. Москва. 1968. 190с.

247. Журавлев В. Ф. Химия вяжущих веществ. Госхимиздат, М.— Л., 1951.

248. Заканчивание газовых скважин. / У. Д. Мамаджанов, А.К. Рахимов, Т.А. Поляков и др. -М.: Недра, 1979.-392 с.

249. Зейналов Н.З., Соловьев Е.М. О сцеплении цементного камня с песчаником. Известия ВУЗов, «Нефть и газ», №10, стр.21-32, 1977 (77)

250. Зельцер П.Я. Влияние магнитного воздействия на тампонажные цементы: Экспресс-информ. // ВНИИОЭНГ. 1969. - № 23.

251. Зобе В.Ю., Шалдыбаев Б.В. Цементирование скважин в интервале с АВПД с раствором плотностью 2,40 г/смЗ из УЦГ—2 // Бурение: РНТС ВНИИОЭНГ.-М., 1979.-Вып. 12.-С. 1819.

252. Зобе В.Ю., Кулигин Н.А.,.Шелдыбаев Б.Ф, Ясенец М.Г. Состояние и пути совершенствования крепления сверхглубоких скважин в объединении Грознефть //Тр.СевКавНИПИнефть. 1983. - Вып. 39. - С. 53-59.

253. Ибатуллин Р.Х. Влияние скорости движения цементного раствора на разрушение глинистой корки. Труды ТатНИИ, выпуск 7. -М.:Недра, 1965(81)

254. Иванов М.М., Михайлов Н.Н., Яремейчук P.C. Задачи повышения продуктивности скважин // Нефт. хоз-во, 1986, №11, С. 16-18.

255. Иванов С.И., Булатов А.И. и др. Анализ научных и практических решений заканчивания скважин. М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2004. - 334с.

256. Иванов Ф.М. Коррозия в промышленном строительстве и защита от нее. Серия «Строительство и архитектура». Выпуск 3. М.: Знание, 1977

257. Измайлов JI. Б., Булатов А. И. Крепление нефтяных и газовых скважин. М.: Недра, 1976.199 с.

258. Измайлова В. И., Сегалова Е. Е., Ребиндер П. А,— ДАН СССР, 1956, 107, 425.

259. Изменение контакта цементного камня с металлом обсадных труб при различных механических воздействиях / Д.А.Крылов, Н.А.Марабаев, Е.Н.Таламанов и др. // РНТС. Сер. Бурение. М.: ВНИИОЭНГ, 1981. - № 7. -С. 42-43.

260. Илларионова Т. М., Кирсанов А. И. О методах создания местной циркуляции скважинных вод с помощью сжатого воздуха. Разведка и охрана недр, № 4, 1964.

261. Илларионова Т. М., Кирсанов А. И. Применение сжатого воздуха при бурении для создания призабойной циркуляции промывочной жидкости. ОИТИ ВИЭМС, 1967.

262. Инструкция по ремонту крепи скважин. Р.Д. 39-11843-82.-Краснодар, ВНИИКРнефть, 1983.

263. Иохансон Ф. Авторск. свидет. № 149339; Бюл. изоб. 1973, № 2.

264. Ипполитов В.В. Разработка технологий и технических средств для гидродинамической кольматации пластов различной проницаемости. Автореф. канд. техн. наук. Уфа, 1992. 24 с.

265. Исмагилов И. Ш. Применение латекса при ликвидации негерметичности колонн/ И.Ш.Исмагилов, Б.М.Курочкин, В.В.Третьяков// РНТС.Сер.Бурение/ ВНИИОЭНГ. -1989.-№ 2,- С.25-27.

266. Исмаилов А. А. Разработка технических средств и технологии цементирования скважин в условиях низких пластовых. Диссертация на соискание ученой степени кандидата технических наук. Алматы, 2004

267. Исмаилов A.A. Опыт предотвращения притока пластового флюида после крепления промежуточных колонн // Азерб. нефт. хоз—во. 1984. - № 8. - С. 6-9,

268. Ишкаев Р. К. Комплекс технологий по выработке остаточных запасов нефти. 2-е изд., перераб. Уфа: Tay, 1999. 304 с.

269. К вопросу о вытеснении цементным раствором глинистого при цементировании обсадных колонн в наклонных скважинах / М.П.Гулизаде, Г.М.Гевинян, А.Ю.Багиров, Р.С.Кулиев // Нефть и газ: Изв. вузов. 1965. -№ 12.-С. 38, 42.

270. Kantro D. L., WeiseC. Н. and Brunauer S.— Symposium structure of Portland Cement Paste and Concrete. Highway Rexcarch Boord, 1966, 309.

271. Kühl H. Zement — Chemi, III. Verlag Technik, Berlin, 1961.

272. Кабиров Б.З., Зарипов M.X. Опыт применения пакера-фильтра при креплении скважин на Арланском месторождении.// Обзор, информ. ВНИИОЭНГ. Сер. «Бурение», вып. 6. -М.: 1982.

273. Кабиров Б.З., Зарипов М.Х., Усманов М.Г. и др. Геофизические оценки характера насыщенности терригенных коллекторов, вскрытых с использованием полимерного раствора// Нефт. хоз-во, 1985, №8, С. 32-33.

274. Калмыкова Е. Е., Михайлов Н. В.— Гидротехническое строительство, 1958, 8,18.

275. Калмыкова Е. Е., Михайлов Н. В.— ДАН СССР, 1954, 99, 573.

276. Каморин B.K. О природе межтрубных газоводонефтепроявлений // Газовая промышленность. — 1966.-№7. — С. 10-15.

277. Канцепольский И. С., Дрыга В. Я-, Суровкин В. М.— В кн.: Материалы V Всесоюзной конференции по физико-химической механике. Уфа, 1971, 161.

278. Караев А.К. Разработка и совершенствование конструкций технологии бурения и строительства глубоких нефтяных и газовых скважин на Северном Кавказе. Доклад на соискание ученой степени. Фонды АзИНХ им. Азизбеко-ва. -Баку: 1966.

279. Каримов Н.Х. Разработка составов и технологии применения расширяющихся тампонажных материалов для цементирования глубоких скважин в сложных геологических условиях: Дис. д-ра техн. наук. — Уфа, 1986. — 259 с.

280. Каримов Н.Х., Бакиров Н.К. Условия повышения контактных напряжений в заколонном пространстве скважин//Технология бурения нефт. и газ. скважин: Межвуз. научно-тематич. сб./УНИ. -1990. С. 258.

281. Каримов Н.Х., Губкин H.A. Исследование и разработка расширяющихся тампонажных материалов и влияние их на герметичность заколонного пространства.// РНТС «Бурение», вып. 9. М.:ВНИИОЭНГ, 1975,- С.21-25.

282. Каримов Н.Х., Данюшевский B.C., Рахимбаев Ш.М. Разработка рецептур и применение расширяющихся тампонажных цементов./Обзор.информ. ВНИИОЭНГ.Серия «Бурение». -М.: 1980,- С. 50.

283. Карпов В.М. Приближенное решение задачи о вытеснении вязкой и вязкопластическои жидкости из эксцентричного кольцевого пространства// Тр. Гипротюменнефтегаза. — 1973. Вып.37. - С. 32-43.

284. Карпов В.М., Копылев В.Е., Шавальдин И.Е. О заполнении затрубного пространства скважины цементным раствором // Тр. Гипротюменнефтегаза. -1967. -Вып.4. С. 85-96.

285. Касьянова И.А., Соколовский Э.В., Шимкевич СВ. Результаты прогноза аварий скважин и порыв трубопроводных систем по геодинамическому фактору // Нефтяное хозяйство. -1998.-№9-10.-С. 75-77.

286. Кинд В. В. Коррозия цементов и бетонов в гидротехнических сооружениях. Госэнергоиздат, М., 1955.

287. Кирпиченко Б. И. Оценка качества разобщения пластов. М., 1983. 26 с. (Обзор, информ. Сер. бурение / ВНИИОЭНГ).

288. Клещенко И.И., А.В.Григорьев, А.П. Телков. Изоляционные работы при заканчивании и эксплуатации нефтяных скважин. М.: Недра, 1998.- 267с.

289. Козодой А. К., Зубарев А. В., Федоров В. С. Промывка скважин при бурении. М., Гостоптехиздат, 1963.

290. Комлева С. Ф. Тампонажные растворы с пониженной водоотдачей Дис. на соискание ученой степени кандидата технических наук. Уфа, 2007

291. Коморин В. К. Зависимость качества и успешности цементирования от способа приготовления тампонажной суспензии — «Нефтяное хозяйство», 1967, № 6, с. 28-31.

292. Коморин В.К. О природе межтрубных газопроявлений. /НТС «Газовая промышленность», №7. -М.: ВНИИОЭНГ, 1966.

293. Конторович СИ., Сегалова Е. Е., Ребиндер П. А.— Коллоид, журн., 1960,22, 195.

294. Костюков И. П., Прянишников В. Г. Новый способ промывки забоя скважины при безнасосном бурении. Бюллетень научно-технической информации, МГИОН СССР, № 2, 1958.

295. Котельников И.Е. Повышение показателей бурения путем использования вихревых насадок. Автореф. канд. техн. наук. Уфа, 1990. 24 с.

296. Кошелев H.H., Комнатный Ю.Д., Конышев В.Г. Межколонные проявления в газоконденсатных скважинах и пути их предупреждения. /Газовая промышленность, №5. -1966.

297. Кравченко И.В. Расширяющийся цемент. -М.: Стройиздат, 1976.

298. Кравчун П.Н. Генерация и методы снижения шума и звуковой вибрации. Москва. 1991.

299. Красильников К.Г., Никитина J1.B., Скоблинская H.H. Физико-химия процессов расширения./ В сб.: Шестой Международный конгресс по химии цемента. М.:Стройиздат., 1976.

300. Красильников К.Г., Никитина J1.B., Скоблинская H.H. Физико-химия собственных деформаций цементного камня. М.: Стройиздат., 1980.

301. Крепление высокотемпературных скважин в коррозионно-активных средах / В. М. Кравцов. Ю. С. Кузнецов, М. Р. Мавлютов, Ф. А. Агзамов. М: Недра, 1987. 190 с.

302. Кроичук Л. А.— Журн. прикл. хим., 1969.62,, 1970.

303. Круглицкий H.H., Гранковский И. Г., Бойко Г. П.— Будівельш матеріали і конструкцп,1971,6, 13.

304. Круглицкий H.H., Гранковский И. Г., Вагнер Г. Р., Детков В. П.— Нефтяная и газовая промышленность, 1973.

305. Круглицкий H.H., Гранковский И. Г.—Вісник АНУРСР, 1, 6, 1972.

306. Круглицкий Н. Н., Гранковский И. Г., Пасечник Г. А., Шевчук В. В.— Будівельні матеріали і конструкції, 3, 1973.

307. Круглицкий H.H., Гранковский И.Г., Вагнер Г.Р., Детков В.П. ФИзико-химическая механика тампонажных растворов. Издательство «Наукова Думка» ,Киев —1974,288 с

308. Крылов В.И. Изоляция поглощающих пластов в глубоких скважинах. -М.: Недра, 1980.304 с.

309. Крылов Д. А. Таламанов Е. И. Исследование качества цементирования скважин на различных этапах разработки месторождения // Бурение: Реф. науч.-техн сб. М.: ВНИИОЭНГ, 1979 №6. С. 16-19.

310. Крылов Д.А. Изменение контакта цементного камня с колонной при создании депрессии на пласт / Экспресс информ. ВНИИОЭНГ. Сер. Бурение. -М., 1993.- №6. -С. 11-15.

311. Кузнецов Ю.С. Виброволновая технология, скважинная техника и тампонажные материалы для цементирования скважин в сложных геолого-технических условиях: Дис. доктора техн. наук. Уфа, 1987.

312. Кузнецов Ю.С. Исследование и разработка метода вибровоздействия в зоне цементирования при креплении скважин. Кандидатская диссертация, Уфа, 1972.

313. Кузнецова О.Г. Стабилизация реологических и фильтрационных свойств тампонажных растворов / О.Г. Кузнецова, В.П. Овчинников., H.A. Аксенова, В.Г. Татауров, П.В. Овчинников // Известия высших уч. зав. «Нефть и газ». -Тюмень: ТюмГНГУ. 2001. -№6 -С.32-36.

314. Куксов А.К. Повышение качества крепления скважин: Дис. . .в виде научного докл. д-ра техн. наук. Краснодар, 1995. - 117 с.

315. Куксов А.К. Установление и исследование некоторых факторов, предотвращающих заколонные проявления в начальный период ОЗЦ.// Авто-реферат дисер. .к.т.н. Грозный: 1972,- 22 с.

316. Куксов А.К., Черненко A.B. Заколонные проявления при строительстве скважин / Обзор, информ. ВНИИОЭНГ. Сер. Техника и технология бурения скважин. М., 1988. -Вып.9. - 68 с.

317. Куннос Г.Я. Вибрационная технология бетона. Д.: Строительство, 1967

318. Куоэн K.M. Отверждение бурового раствора способ сокращения времени цементирования и снижения отходов // Нефтегазовые технологии. — 1994. -№ 11-12.

319. Курбанов Я. М. Теория и практика разобщения пластов в глубоких и сверхглубоких скважинах. Диссертация на соискание ученой степени доктора техн наук. Тюмень, 2002

320. Курбатова И. И,— ДАН СССР, 1968, 183,1385.

321. Куриленко О. Д., Бажал И. Г. и др.— Материалы V Всесоюзной конференции по физико-химической механике. Уфа, 1971, 167.

322. Курочкин Б.М. и др. Опыт применения цементнолатексного и тампонажного раствора для крепления скважин // Нефт. хоз-во, №3. 1984.- С. 55-58.

323. Лазарев А. Н. Колебательные спектры и строение силикатов. «Наука», Л., 1968.

324. Ларионова З.М., Никитина Л. Е.— В кн.: Совершенствование методов исследования цементного камня и бетона. Стройиздат, М.,1966, 49.

325. Левайн Д.К., Томас Э.У., Безнер Х.П., Толпе Д.К. Предотвращение миграции газа в затрубном пространстве цементируемой скважины // Нефть, газ и нефтехимия за рубежом, № 10. -1980,- С. 8-17.

326. Левченко Н. С, Турко С. А. Колонковый снаряд обратной циркуляции. Сборник лучших рационализаторских предложений, часть 1. Госгеолтехиздат. 1963.

327. Леонидов В.И. Вскрытие продуктивных пластов и выбор рационального способа обработки // Тр. Геол. фонда РСФСР. 1975, С.42-46.

328. Леонидова А.И. К вопросу исследования водоотдачи растворов из тампонажных цементов/ Автореферат канд. дисс.- М.: 1966.

329. Леонидова А.И., Соловьев Е.М. О влиянии глинистой корки на водоотдачу цементного раствора // Изв. высших уч. заведений - сер. Нефть и газ - 1963, №12.

330. Леонидова А.И., Соловьев Е.М. Исследование фильтрационных свойств тампонажных растворов цемента / Тр. МИНХиГП, вып.46.-М.: 1964.

331. Леонидова А.И., Соловьев Е.М. К исследованию фильтрации цементного раствора // Изв. высших уч. заведений .Сер. Нефть и газ, №10-М.: 1961.

332. Ли Ф. М. Химия цемента и бетона. Госстройиздат, М., 1961.

333. Линевский A.A. Глинизация стенок скважин и определение фильтрации глинистых растворов // Нефт. хоз-во, 1949, №4, С. 6-9.

334. Липатов В. И., Мительман Б. И. Расчет структурного режима установившегося течения вязкопластичных сред. — В кн.: Гидравлика в бурении/Тр. ВНИИБТ, 1970, вып. 24, с. 164— 188 с ил.

335. Липатов В. И., Шумилов Л. П. О движении твердых частиц в выходящем потоке глинистого раствора. — В кн.: Гидравлика в бурении/Тр. ВНИИБТ, 1970, вып. 24, е. 74—79.

336. Липовецкий А. Я, Данюшевский В. С. Цементные растворы в бурении скважин. Гостоптехиздат, М., 1963.

337. Лиштван И.И., Гонцев A.A., Ложеницына В.И. и др. Влияние сапропелевых буровых растворов на фильтрационные свойства продуктивных пластов // Нефт. хоз-во, 1986, №12, С. 22-26.

338. Логвиненко C.B. Цементирование нефтяных и газовых скважин.Издание второе,переработанное и дополненное. -М.-.Недра, 1986.-280

339. Ложеницына В.И., Зайцев А.И. Исследование процессов декольматации продуктивных пластов, вскрытых растворами на основе сапропеля //Бурение развед. скважин в геолого-техн. условиях. Минск, 1972, С. 113-116.

340. Лопатин Ю. С. Исследование шлама при бурении с продувкой забоя воздухом и промывкой водой/Тр. ВНИИБТ, 1965, вып. 14, с. 31—36 с ил.

341. Лукьянов Е.П., Сидоров И.А., Ксенофонтова Г.Д. Влияние ультразвука на основе свойства растворов тампонажных цементов. Сборник трудов ТатНИИ, выпуск №2, 1966

342. Лукьянова О. И., Завадская В. Ф., Ребиндер П. А.— Коллоид, журн., 1971, 33, 415.

343. Лукьянова О. И., Ребиндер П. А,—ДАН СССР, 1969, 184,5,1144.

344. Лукьянова О. И., Чжоу-Пин И., Сегалова Е. Е,— ДАН СССР, 1962, 147, 163.

345. Лукьянова О. И., Абуева 3. А.— Коллоид, журн., 1971, 33,407.

346. Лукьянова О. И., Варламов В. П.— Матер. V Всесоюзн. конф. по физ.-хим. мех., Уфа, 1971, 169.

347. Мавлютов М.Р. Управляемая кольматация призабойной зоны пластов при бурении и заканчивании скважин // Нефт. хоз-во, №6. 1984 - С. 7-10.

348. Мавлютов М.Р., Акчурин Х.И., Соломенников C.B., Шайхымежденов Ж.Г. и др. Воздействие на твердые частицы бурового раствора при кольматации стенок скважины. М.Недра, 1997,. 153 с.

349. Мавлютов М.Р., Байраков М.Н., Ситков Б.Т. Промысловая оценка гидравлических условий вскрытия пластов на газоконденсатных месторождениях // Нефт. хоз-во, 1985, №7, С. 6-7.

350. Мавлютов М.Р., Галиакбаров В.Ф., Санников Р.Х., Оружев А.Р. Технология бурения с управляемой гидродинамической вихревой кольматацией // Неф-тяное хозяйство, 1987, №6, С. 10-13.

351. Мавлютов М.Р., Кравцов В.М., Агзамов Ф.А., Журавлев Г.И. Пути повышения устойчивости стенок скважин в процессе бурения. Сб межвуз. науч. темат. Технология бурения нефтяных и газовых скважин. Уфа, 1983, С.114-121.

352. Мавлютов М.Р., Кузнецов Ю.С., Поляков В.Н. Управляемая кольматация призабойной зоны пластов при бурении и заканчивании скважин// Нефтяное хозяйство, 1984, №6, С. 710.

353. Мавлютов М.Р., Нигматуллина А.Г. Изучение особенностей поведения кыновских глин //Тез.докл.сем.-диск. по пробл.перв. и втор. вскр. пл. при строит, и экспл.верт.накл. игор.скв. /УГНТУ.-Уфа, 1996. -С. 96-97.

354. Мавлютов М.Р., Нигматуллина А.Г., Валеева H.A. Вскрытие продуктивных пластов на полимерсолевых растворах с регулируемой кольматацией. Тез.докл. сем.-диск, по пробл. перв. и втор.вск. пл. при строит, и экспл. верт., накл. и гор.скв. Уфа, 1996, С.93-94.

355. Мавлютов М.Р., Рябов Б.М., Бернштейн А.Д. Причины неудачного цементирования на Туймазинском нефтяном месторождении // Бурение: Науч.-техн.сб. / ВНИИОЭНГ. 1967. -№ 8. - с.24-27.

356. Мавлютов М.Р., Ситдыков Г.А., Агзамов Ф.А., Измухамбетов Б.С., Нургалиев С.Т., Бесеков С.С. Устройство для селективной изоляции продуктивного пласта при цементировании эксплуатационных труб. Патент РФ №2085704,1997

357. Макаренко П.П., Басарыгин Ю.М., Шипица В.Ф., Петерсон А.Я., Ба-барыкин С.П. Предотвращение каналообразований и заколонных проявлений при цементировании скважин // Газовая промышленность, № 10. 1995. - С. 9-10.

358. Маковей Н. Гидравлика бурения / Пер. с рум. М.: Недра, 1986. - 536 с.

359. Малеванский В. Д. Открытые газовые фонтаны и борьба с ними. — М.: Гостоптехиздат, 1963.-211 с.

360. Малеванский В.Д. Основные требования по обеспечению высококачественного цементирования скважин газовых и газоконденсатных месторождений. М.: Недра, 1964. -64 с.

361. Мамаджанов У.Д. Динамическая характеристика промывочных жидкостей и осложнение в бурении. Л. 1979. 174 с.

362. Мамаджанов У.Д. Фильтрация промывочных и цементных растворов. Ташкент. 1964. 178 с.

363. Мамедов А. А. Нарушения обсадных колонн при освоении и эксплуатации скважин и способы их предотвращения. М.: Недра, 1974. 200 с.

364. Марухняк Н.И. Определение оптимальной величины и интервал удаления глинистой корки при цементировании. НТС «Бурение», выпуск 12, стр. 17-20. М.: ВНИИОЭНГ, 1968

365. Марухняк Н.И. Целесообразность удаления глинистой корки со стенок скважины перед цементированием обсадных колонн. Труды конференции по вопросам технологии цементирования скважин. М.: ВНИИОЭНГ, 1970

366. Марухняк Н.И., Войчехович В.М., Бахталовский Б.Б. Влияние ультразвуковых колебаний на свойства тампонажных смесей. Сборник «Вопросы прикладной акустики и вибрационной техники». Киев, 1966

367. Месчян С. Р. Экспериментальная реология глинистых грунтов. — М.: Недра, 1985.-342 с.

368. Мильштейн В.М. Практика цементирования нефтяных и газовых скважин за рубежом. /:Обзор.информ.ВНИИОЭНГ. Бурение, вып. 1,- М.: 1986. 55 с.

369. Минин А. А., Погарский А. А. Высокооборотный беструбный электробур. — Нефтяное хозяйство, 1956, №7, с. 6—13 с ил.

370. Мирзаджанзаде А.Х. Вопросы гидродинамики вязкопластических и вязких жидкостей в нефтедобыче. Баку, 1959. — 409 с.

371. Мирзаджанзаде А.Х., Караев А.К., Мовсумов A.A. Гидравлические особенности проводки скважин в сложных условиях. — М.: ВНИИОЭНГ, 1971.-136 с.

372. Мирзоев Х.Б., Сулейманов Э.М., Бабаев С.Д. Цементирование скважин в условиях опасности флюидопроявления в период ОЗЦ // Азерб. нефт. хоз-во. 1984. -№. 3. - С. 19-22.

373. Михаилов Н. М. Основные принципы новой технологии бетона и железобетона. Госстройиздат, М., 1961.

374. Михайлов Н. В. Основные принципы новой технологии бетона и железобетона, М., 1964.

375. Михайлов В.В., Литвер С.Л. Расширяющийся и напрягающий цементы и самонапряженные железобетонные конструкции М.: Стройиздат, 1975.- 182с.

376. Михайлов Н. В., Урьев Н. Б. Коллоидный цементный клей и его применение для склеивания и омоноличивания бетона и железобетона. Изд-во ГНТ, Кишинев, 1961.

377. Михайлов H.H. Изменение физических свойств горных пород в околоскважинных зонах. М., Недра, 1989.

378. Морозов Д.В. Влияние расширяющихся тампонажных материалов на герметичность заколонного пространства./Материалы 55-й научно-технической конференции студентов, аспирантов и молодых ученых, т.1. УГНТУ, Уфа: 2004. 471 с.

379. Морозов Д. В. Повышение эффективности применения вякоупругих подвижных пакеров при цементировании обсадных колонн. Диссертация на соискание ученой степени кандидата технических наук. Уфа, 2005

380. Москвин В.М., Рояк Г.С. Коррозия бетона при действии щелочей це-мента на кремнезем заполнителей. М.: Стройиздат., 1962.

381. Муравьев И. М., Крылов А. П. Курс эксплуатации нефтяных месторождений. Часть И. М., Гостоптехиздат, 1940.

382. Муфазалов Р.Ш. Повышение эффективности кольматации акустическим воздействием в процессе вскрытия продуктивного пласта. Дис. на соиск. уч. ст. канд. техн. наук. Уфа, 1991.

383. Муфазалов Р.Ш., Агзамов Ф.А., Муфазалов Рен.Ш., Шакиров Р.Г. Механизм взаимодействия пульсирующего потока бурового раствора со стенкой скважины // Межв.сб. Современные проблемы буровой и нефтепромысловой механики. Уфа, 1989, С. 82-87.

384. Мчедлов-Петросян О. П., Латышев Ф. А. — Труды ХИИТ, 1962,54.

385. Мчедлов-Петросян О. П., Чернявский В. Л.— Неорганические материалы, 1969, 5, 9.

386. Мчедлов-Петросян О. П.— Труды Южгипроцемента. Госстрой-издат, М., 1963.

387. Мчедлов-Петросян О. П.— ДАН СССР, 1953, 89, 1, 137.

388. Мчедлов-Петросян О. П., Брехунец А. Г., МанкВ. В., Ушеров-Маршак А. В.— Журн. физ. хим., 1970, 44, 2926.

389. Мчедлов-Петросян О. П., Салоп Г. А., Сидорович Я.И. Контроль твердения цементов и бетонов. «Будивельник», К., 1969.

390. Некрасов В. В.— Журн. прикл. хим., 1948, 21, 3.

391. Некрасов В. В.— Изв. АН СССР. Отд. техн. наук, 1945, 6.

392. Неретина А. Я. и др.— В кн.: Физико-химическая механика почв, грунтов, глин и строит, матер. Изд-во «Фан», Ташкент, 1966, 468.

393. Нифантов В.И. Научное обоснование процесса вскрытия пластов и освоения скважин с применением гибкого регулирования забойного давления. Автореферат на соискание ученой степени доктора технических наук. Ставрополь, 2002

394. Нифантов В.И. Определение максимально достижимого давления нагнетания при перекачке пены поршневыми насосами. Сборник научных трудов ВНИИГаза «Теория и практика сооружения эксплуатационных газовых скважин». М.: ВНИИГаз, 1983

395. Нифантов В.И., Луценко Ю.Н., Каллаева Р.Н. Экспериментальное исследование влияния температуры на пенообразующую способность ПАВ. «Строительство газовых и газоконденсатных скважин». Сборник научных трудов ВНИИГаза и СевКавНИПИгаза. М.: ВНИИГаз, 1995

396. Нифантов В.И., Рудницкий A.B., Нифантова Е.П., Ячиков В.А. Особенности фильтрации трехфазных пен. НТС «Геология, бурение и разработка газовых и газоконденсатных месторождений», выпуск №2. М.: ИРЦ Газпром, 2001

397. Номикосов Ю.П. О влиянии толщины глинистой корки на цементировку скважин. Труды Академии нефтяной промышленности. Выпуск 2. М.: Гостоптехиздат, 1955

398. Нор А. М., Панов Б. Д. Вскрытие нефтяного пласта с промывкой аэрированной жидкостью, обработанной ПАВ. — Новости нефтяной и газовой техники. Сер. «Нефтепромысловое дело». 1962, № 9, с. 15—18 с ил.

399. Нургалеев P.M., Мавлютов М.Р., Кузнецов Ю.С., Агзамов Ф.А. Применение вибровоздействия при цементировании обсадных колонн. Труды УНИ. Выпуск И. Уфа 1972

400. Нургалиев С.Т. Тампонажные кольматирующие системы и технология их применения. Автореферат на соискание ученой степени кандидата технических наук. Уфа, 1999

401. Нургалиев С.Т., Бискалиев Ю.А. Проблемы тампонажных материалов для глубоких скважин, бурящихся на нефть и газ в Республике Казахстан. Журнал «Энергетика и топливные ресурсы Казахстана», №4, 1994

402. О качестве цементирования скважин в условиях Арланского месторождения / А.Г.Габдрахманов, В.С.Асмаловский, И.Г.Плотников и др. // Нефтяное хозяйство. 1984. -№ 10. - С. 53-58.

403. О ремонте обсадных колонн стальными пластырями в объединении Краснодарнефтегаз/ И.А.Левченко, М.Л.Кисельман, В.С.Свиридов и др.// Нефтепромысловое дело: Науч.техн.сб./ ВНИИОЭНГ.-1980.- Вып. 3.- С. 8-10.

404. Овнатанов Г. Т. Вскрытие пласта и освоение скважин. М., Недра, 1970.

405. Овнатаров Г.Т. Вскрытие и обработка пласта. Москва. 1970. 312с.

406. Овчинников В.П. К решению проблемы качественного вскрытия и разоб-щения пластов / В.П. Овчинников, H.A. Аксенова, В.В. Салтыков, П.В. Овчин-ников, A.B. Кузнецов // журн. Бурение. М.: Московская буровая компания, 2000,- № 3. - С.8-10.

407. Ограничение притока подошвенной воды гидрофобными водонефтя-ными эмульсиями/ А.М.Галыбин, А.В.Казакова и др.// РНТС Нефте-промысловое дело -1981-№ 9. -С. 18-21.

408. Окороков С. Д. Взаимодействие материалов портландцементного клинкера в процессе твердения цемента. Стройиздат, М.— JL, 1945.

409. Орлов Л.И., Ручкин A.B., Свихнушин Н.М. Влияние промывочной жидкости на физические свойства коллекторов. Москва.1976. 88 с.

410. Орнатский Н.В., Сергеев Е.М., Шехтман Ю.М. Исследование процесса кольматации песков. Москва. 1955. 160 с.

411. Оружев А.Р. Разработка технологии бурения с управляемой вихревой кольматацией слабосцементированных песчано-глинистых отложений. Автореф. . канд. техн. наук. Уфа, 1987. 16 с.

412. Оценка надежности разобщения пластов при использовании заколонного пакера/

413. A.Н.Бурыкин, Р.Х. Ибатуллин, П.С. Катеев, Н.М. Морд-винцева// Сер: Бурение / ВНИИОЭНГ.-1981.-№4,- С.23-25.

414. Павеличак A.B. О некоторых причинах негерметичности резьбовых соединений обсадных колонн./ А.В.Павеличак, А.Т.Кошелев, Г.А.Ермин //Технология крепления скважин/ Тр. ВНИИКРнефть,- 1980,- Вып. 19.-С.148-153.

415. Паламар 3. С., Тихонов В. А., Якимчук Я. Г. Авт. свид. №306089; Бюл. изобр. № 19,1971.

416. Пановко Я.Г. Введение в теорию механических колебаний. Москва. 1991.

417. Паринов П.Ф. Классификация факторов, определяющих нарушение целостности цементного камня / Тампонажные материалы и технология крепления скважин // Тр. ВНИИКРНефть. -1981. С. 118-120.

418. Пат. 4304292 США, МКИ Е 21 В 33/14. Well cementing process and gasified cements useful therein.

419. Патент №1723311 РФ. Устройство для обработки стенок скважины /Н.А.Петров,

420. B.П.Овчинников, Ю.С.Кузнецов//Открытия. Изобретения. 1992. -№12.

421. Патент №2065920. РФ. Наддолотный кольмататор. Опубл. 1996,- №24.

422. Патрашов А.Н. Напорное движение грунтового песка, насыщенного мелкими песчаными и глинистыми частицами. Часть 1 // Известия НИИГ, 1935, №15.

423. Пащенко A.A. и др.— «Химическая промышленность», 13, «Высшая школа», К-, 1972.

424. Пестриков A.C. О кольматации призабойной зоны пласта при проводке скважин // Науч,-техн.информ. сб. Нефтепромысл. геология и геофизика. 1968, №9, С.21-25.

425. Петров H.A. Совершенствование техники и технологии вскрытия продуктивных пластов применением катионоактивных ПАВ и гидроперфорации. Дисс. к. т. н. Уфа, 2003 - 244 с.

426. Петров H.A., Измухамбетов Б.С., Агзамов Ф.А., Ногаев H.A. Катионактивные ПАВ -эффективные ингибиторы технологических процессов нефтегазовой промышленности. Под редакцией Ф.А.Агзамова. СПб. 2004. 408 с.

427. Петров H.A., Кореняко A.B., Типикин С.Н. и др. Конструкции забоев скважин в геолого-технических условиях Ноябрьского региона М.: ВНИИОЭНГ, 1997 - 68 с. (Обзор информ.).

428. Плюснина И. И. Инфракрасные спектры силикатов. Изд-во МГУ, М., 1967.

429. Поверхностные пленки воды в дисперсных структурах /Под ред.Цукина Е.Д. Москва, 1988, гл. 1., С.4-18, 67-72; гл. 4. С.219-230.

430. Повышение долговечности тампонажного камня в агрессивных флюидах нефтяных и газовых скважин/ Ф. А. Агзамов, Б. С Измухамбетов, Н. X. Каримов. М. Р. Мавлютов. Самара, 1998. 272 с.

431. Повышение качества цементирования нефтяных и газовых скважин / А.Х.Мирзаджанзаде, В.И.Мищевич, Н.И.Титков, А.И.Булатов, И.М.Шерстнев. -М.: Недра, 1975.-232 с.

432. Повышение эффективности разобщения и изоляции продуктивных пластов при их разбуривании / В. Н. Поляков, Р. Р. Лукманов, А. У. Шарапов и др. II Бурение: Реф. науч.-техн. сб. М.: ВНИИОЭНГ, 1979. № 9. С. 8-12.

433. Полак А. Ф.— Труды Башкирского НИИ по строительству, 1963, 3.

434. Полак А. Ф.— Материалы V всесоюзной конференции по физико-химической механике. Уфа, 1971, 9.

435. Полак А. Ф. Твердение мономинеральных вяжущих веществ. Стройиздат, М., 1966.

436. Полак А. Ф.— Коллоид, журн., 1963, 25, 3.

437. Полак А. Ф.— Коллоид, журн., 1964, 26, 1.

438. Полак А.Ф. Кинетика гидратации и развитие кристаллизационных структур срастания мономинеральных вяжущих веществ типа полуводного гипса // Коллоид.журн. 1960. -Т.22 - № 6.

439. Полак А.Ф. О механизме структурообразования при твердении мономинеральных вяжущих веществ // Коллоид.журн.-1962. т.24 - № 2.

440. Поляков В. Н. Требования, предъявляемые к герметичности и прочности ствола при заканчивании скважин на месторождениях Башкирии // Нефтяное хозяйство. 1983. № 5. С. 27-28.

441. Поляков В.М., Мавлютов М.Р., Алексеев Л.А., Колодкин В.А. Технология и техника борьбы с поглощением при строительстве скважин. Уфа. 1998. 188 с.

442. Поляков В.Н. Вяхирев В.И. Ипполитов В.В. Системные решения технологических проблем строительства скважин. М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2003. - 240с.

443. Поляков В.Н. Технология изоляции пластов там-понажными растворами и струйной кольматацией в процессе бурения. Дис. на соиск. уч. ст. д-ра техн. наук. Уфа, 1989.

444. Поляков В.Н., Ишкаев Р.К. Технология заканчивания нефтяных и газовых скважин. -Уфа: «ТАУ», 1999. 408 с.

445. Поляков В.Н., Колодкин В.А. Технология заканчивания глубоких скважин открытым забоем //Тез. докл. междунар. науч. техн. сем. по пробл. нефтегаз. отр. / УГНТУ. Уфа,, 1998,- С. 11-18.

446. Предотвращение миграции газа в затрубном пространстве цементируемой скважины / Д.К.Левайн, Э.У.Томас, Х.Б.Безнер, Дж.К.Толпе //Нефть, газ и нефтехимия за рубежом. -1980.-№10.-С. 8-17.

447. Предупреждение и ликвидация газонефтепроявлений при бурении скважин /

448. A.Ф.Озеренко, А.К.Куксов, А.И.Булатов и др. М.: Недра, 1978. -279 с.

449. Природа флюидопроявлений после цементирования обсадных ко^лонн и пути их предупреждения / А.К.Куксов, А.В.Черненко, А.Е.Горлов и др. // Нефтегазовая геология, геофизика и бурение. 1985. - Вып.9. - С. 41-45.

450. Причины деформации обсадных колонн эксплуатационных сква^жин / В.Н.Виноградов,

451. B.В.Савченко, Г.Г.Жиденко и др. / Обзор, информ. ВНИИЭгазпром. Сер. Бурение газовых и газоконденсатных скважин. М., 1990.-47 с.

452. Пути повышения герметичности затрубного пространства при креплении глубоких скважин // ОЗЛ ВНИИОЭНГ «Бурение». 1977. - 38 с.

453. Пшебиевский М.Е. Исследование причин нарушения герметичности крепи нефтяных и газовых скважин в процессе эксплуатации и разработка способов их надежности// Автореферат дис. канд.техн.наук. М.: 1992 - 24 с.

454. Разработка и исследование регулируемого генератора гидравлических импульсов. Агзамов Ф.А., Кузнецов Ю.С., Нургалеев P.M., Щеглов Э.А. // Тр. / УНИ. Уфа, 1972. -Вып.П. - с. 184 - 186.

455. Ратинов В. Б., Лавут А. П.—ДАН СССР, 1962, 146, 1, 151.

456. Ратинов В. Б. и др.— Известия высших учебных заведений. Строительство и архитектура, 1961, 6.

457. Ратинов В. Б.— Образование и структурные превращения цементных минералов. Тезисы докладов, Л., 1971,46.

458. Ратинов В. Б., Кучеряева Г. Д., Мелентьева Г. Г.—ДАН СССР, 1961, 136, 4.

459. Ратинов В. Б., Шейкин А. Е. Современные воззрения на процессы твердения цемента и пути их интенсификации. Стройиздат, М., 1965.

460. Ратинов В. Б., Волков О. С., Никитина Л. В., Ногинская И. А.—Цемент, 1971, 1,17.

461. Ратинов В. Б., Забежинский Я. Я., Розенберг Т. И.— Труды НИИ железобетона. Промстройиздат, М., 1957, 3.

462. Ратинов В. Б., Шейкин А. Е.— Докл. Всесоюз. совещ. по современным пробл. технологии бетона и промышленности сборного железобетона. Стройиздат, М., 1965.

463. Ребиндер П. А., Щукин Е.Д., Марголио Л. Я,— ДАН СССР, 1964,154, 695.

464. Ребиндер П. А.— Вестник АН СССР, 1964, 8,28.

465. Роджерс В.Ф. Промывочные жидкости для бурения скважин. Москва. 1960. 260 с.

466. Розенберг Т. И., Ратинов В. Б. ид р.— Труды ВНИИ железобетона, 1964, 9.

467. Романович И.С. Опыт разбуривания Шебелинского газового месторождения,- М.: «Недра», 1967.

468. Рояк С. M., Дмитриев А. М. Свойства и твердение белито-кремнеземистого тампонажного вяжущего. Научные сообщения ЦНИИцемента, 14 (45), 1962.

469. Рояк С.М., Рояк Г.С. Специальные цементы М.: Стройиздат, 1983.

470. Руцкий A.M., Ашьрафьян М.О. Нарушение цементного кольца при опрессовке обсадных колонн // Нефтяное хозяйство. 1979. — № 11. — С. 17—20.

471. Рыскин Я. И., Ставицкая Г. П. Водородная связь и структура гидросиликатов. «Наука», Л., 1972.

472. Сайд Ибрагим Али Фара. Разработка составов для восстановления герметичности заколонного пространства при капитальном ремонте скважин. Диссертация на соискание ученой степени кандидата технических наук, Уфа, 2003.

473. Сатаев A.C. Влияние дисперсной твердой фазы суспензии на кольматацию пористой среды. Реф. сб. ВНИИГАЗПРОМ, 1974.

474. Саталкин А. В.— Труды IV Всесоюзн. конф. по бетону и железобетонным конструкциям, III, 1949.

475. Саталкин A.B., Сенченко Б. А. Раннее погружение бетона и железобетона в мостостроении. Госстройиздат, М., 1956.

476. Свалов А. М., Бектимиров Э. М. Исследование глубины проникновения фильтрата бурового раствора при проводке скважины // Нефтяное хозяйство.- № 2.-1990.-С. 29-31.

477. Сегалова Е. Е., Лукьянова О. И., Чжоу-ПинИ.— Коллоид, журн., 1964, 26, 3.

478. Сегалова Е. Е., Саркисян P.P., Ребиндер П. А.— Коллоид,журн., 1958,20,7.

479. Сегалова Е.Е., Ребиндер П. А.— Строительные материалы, 1960, 1, 21.

480. Сегалова Е. Е., Соловьева Е.С., Ребиндер П. А.—ДАН СССР, 1957, ИЗ, 1.

481. Сегалова Е. Е., Амелина Е. А., Ребиндер П. А.— Коллоид, журн., 1963, 25, 3.

482. Сегалова Е. Е., Туловская 3. Д., Труцкус А. К., Ребиндер П. А.—ДАН СССР, 1964, 155, 6, 1379.

483. Сегалова Е. Е., Ребиндер П. А.— В кн.: Новое в химии и технологии цемента. Стройиздат, М., 1962, 5.

484. Седов Л.И. Механика сплошных сред, т.1.- М.: Наука, 1970.- 492 с.

485. Семеняк М.В., Тихонов В.Г. Ряд аварийных ситуаций после цементирования скважин Астраханского ГКМ // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. — 1999, —№3.-С. 22—25.

486. Серенко И.А., Сидоров H.A., Кошелев А.Т. Повторное цементирование при строительстве и эксплуатации скважин. — М.: Недра, 1988. — 263 с.

487. Сибирко И.А. Контракционный эффект цемента и каналообразование в кольцевом пространстве скважины после ее цементирования. Выпуск 18. М.: ВНИГНИ, 1967 (149)

488. Сидоровский В.А. Опробование разведочных скважин. Москва. 1968. 243 с.

489. Синтез и свойства специальных цементов. Гостоптехиздат, Л., 1971.

490. Синяков В. К, Гурова И. С.— Бетон и железобетон, 1970, 10,11.

491. Скальская У. Л., Боднарук Т. М. Влияние твердой фазы промывочных жидкостей на снижение проницаемости низкопроницаемых коллекторов,-—Бурение, 1970, № 2, с. 18—23.

492. Скрамтаев Б. Г.— Бетон и железобетон, 1958, 6, 201.

493. Современные технологии и технические средства для крепления нефтяных и газовых скважин / М.О.Ашрафьян, Д.Ф. Новохатский, Л.И.Рябова и др.- Краснодар: Изд. «Просвещение-Юг».-2003. 366 с.

494. Соловьев Е. М. Заканчивание скважин. М.: Недра, 1979. 303 с.

495. Соловьев Е. М., Леонидова А.И. Исследование фильтрационных свойств растворов тампонажного цемента.- М.: «Недра», 1964.- 230 с.

496. Соловьев Е.М., Воздвиженский Д.Д., Ильин Г.А. Измерение реологических свойств промывочных и цементных растворов/Новое в бурении скважин // Тр. МИНХиГП им. И. М. Губкина. М.: Недра, 1970. - Вып.96. - С. 133-137.

497. Соловьева Е.С., Сегалова Е. Е.— Коллоид, журн., 1958,20, 6,21.

498. Соловьева Е. С.— Коллоид, журн., 1971, 33, 440.

499. Сорокер В. И., Д о в ж и к В. Г. Жесткие бетонные смеси в производстве сборного железобетона, М., 1958.

500. Состояние и пути совершенствования крепления сверхглубоких скважин в объединении «Грознефть» / В.Ю.Зобс, Н.А.Кулигин, Б.Ф.Шелдыбаев, М.Г.Ясенец // Тр. СевКавНИПИнефть. 1983. -Вып.39. - С. 53-59.

501. Специальные тампонажные материалы для разобщения пластов в различных термобарических условиях / В. И. Вяхирев, Ю. С. Кузнецов, В П. Овчинников и др. Тюмень: Вектор Бук. 1997.237 с.

502. Способ снижения проницаемости пластов / В.Н.Поляков, P.P. Лукманов и др. A.C. 819306, Бюл. № 13 от 10.04.81 (кл. Е 21 В 33/138).

503. Способ снижения проницаемости пластов / В.Ф. Галиакбаров, P.P. Гилязетдинов и др.

504. A.C. 1601325 АI, Бюл. № 39 от 23.10.90 (кл. Е 21/00, 33/138).

505. Способ снижения проницаемости слабосвязанных горных пород при сооружении скважины / Р.Х. Санников, В.Ф. Галиакбаров и др. A.C. 1602976 АI., Бюл. № 40 от 30.10.90 (кл. Е 21 В 37/00).

506. Способ формирования кольматационного слоя в стенке скважины / В.Н. Поляков, М.Р. Мавлютов и др. A.C. 1598510 АI, 20.11.87 (кл. Е 21 В 43/32).

507. Справочник по креплению нефтяных и газовых скважин /А.И.Булатов, Л.Б.Измайлов,

508. B.И.Крылов и др.-М.: Недра, 1981. -240 с.

509. Стокласа Е., Маркина 3. Н., Сегалова Е. Е.— Коллоид, журн., 1959, 20, 6.

510. Стрелков М. И.— Труды по химии и технологии силикатов. Пром-стройиздат, М., 1957.

511. Стрелков М. И,—ДАН СССР. Сер. хим., 1953, 3, 443.

512. Стрелков М. И., Чумак З.П.— Строительные материалы, 1962,12,36.

513. СтрелковМ. И.,Митрофанова3. П., Вызова И. Г.—*В кн.: Образованней структурные превращения материалов, 1971, 61.

514. Струговец Е.Г., Биишев А.Г., Юрков С.А. Исследование разрушения глинистых образцов затопленными струями бурового раствора. Труды Гипротюменнефте-газ, вып. 33. Тюмень, 1973.

515. Сулейманов И.А. Причины заколонных проявлений и пути их предотвращения при креплении скважин на площади Мурадханлы // Бурение глубоких нефтяных и газовых скважин в Азербайджане. Баку: АзНИПИНефть, 1983. - С. 40-48.

516. Сургучев M.JI. О причинах нефтегазопроявлений продуктивных пластов при бурении. Труды Гипровостокнефть, выпуск №3. М.: Гостехиздат, 1961

517. Сурков В.Г. Лабораторные и промысловые методы исследования причин обводнения скважин подошвенной водой. Обзор «Опыт изоляции пластовых вод», «Нефтепромысловое дело». М.: ЦНИИТнефтегаз, 1963

518. Сутягин В. В., Данюшевский B.C. и др.— Тез. докл. 8-й Всесоюзн. конф. по эл. микроскопии, 2, М, 1971, 57.

519. Сутягин В.В. Снижение проницаемости межпластовой изоляции в скважинах. М.: Недра, 1989.-264 с.

520. Тагиров K.M. Технология и составы для устранения межколонных газопроявлений // Газовая промышленность, №11.- М.: 1991 С.24-25.

521. Танкибаев М.А., Нургалиев С.Т., Запорожец Л.С. Опыт цементирования глубоких нефтяных и газовых скважин в экстремальных условиях Западного Казахстана. Журнал «Геология и разведка недр Казахстана», №6,1995

522. Танкибаев М.А.,Бакиров К.Х., Альсеитов Б.Д., Тунгатаров К.В. Особенности бурения скважин в пластичных глинах кунгурских отложений Жанажольского месторождения // Техника и технология геологоразведочных работ: Экспресс-информация. 1985, Вып.1. С.13-22.

523. Тарасюк В.Т., Липкес М.И., Кириченко В.В. Мгновенная фильтрация полимербентонитовых буровых растворов с низким содержанием твердой фазы в пористых средах // Нефт. хоз-во, 1988, №11, С. 18-20.

524. Темирбаев Д.Ж. Экспериментальные исследования слившихся струй в потоке // Изв. вузов СССР. 1978, № 8.

525. Технико-технологический регламент по технологии управляемой гидродинамической кольматации. Р.Д. 015900-118-88. Тюмень, 1988.

526. Технология отбора шлама при бурении скважин/А. А. Волокитенков, А. С. Волков, И. И. Толокнов и др. М., Недра, 1973.

527. Технология струйной обработки проницаемых пород при заканчивании скважин. Р.Д. 39-2-861-83. Уфа, 1983.

528. Торопов H.A. Химия цементов. Стройиздат, М., 1956.

529. Труды совещания по химии цемента. Промстройиздат, М., 1956.

530. Урьев Н. Б.— В кн.: Физико-химическая механика почв, грунтов глин и строительных материалов. Изд-во «ФАН», Ташкент, 1966, 332.

531. Урьев Н.Б., Михайлов Н.В. О механизме разрушения коагуляционных структур совместным действием вибрации и поверхностно-активных веществ. // Коллоидный журнал. 1968. - № 5.

532. Фаттахов З.М. Разработка методов предупреждения, исследования и контроля межколонных проявлений на скважинах Астраханского ГКМ //Автореферат дис. канд. техн. наук.-Уфа: 2001.-22 с.

533. Федоров В. С. Проектирование режимов бурения. М., Гостоптехиздат, 1958.

534. Фергюссон Дж. Клотц. Фильтрация промывочных растворов в процессе бурения // Тр. Зап. Амер. ин-таинж. горняков и металлургов. 1955, Т. 201, С. 132-139.

535. Физико-химическая механика дисперсных структур /Сб. научн. тр.-Киев.; Наукова думка, 1986. 264 с.

536. Физико-химическая механика тампонажных растворов / H.H. Круглицкий, И.Г. Гранковский, Г.Р. Вагнер и др. Киев: Наукова думка, 1974. -288 с.

537. Физико-химическое исследование глин // Тр. Химико-металлургического ин-та / Под ред. А.Т. Логвиненко. Новосибирск: Сибирское отделение АН СССР, 1961. -Вып. 17. -76 с.

538. Фролов Ф.Г. Курс коллоидной химии. Поверхностные явления и дисперсные системы. Учебник для вузов. Москва. 1988. 464 с.

539. Фролов Ф.Г. Курс коллоидной химии (поверхностные явления и дисперсные системы). -М.: Химия, 1982. — 400 с.

540. Хабибулин P.A., Катеев И.С. Проведение НИР с целью возможности создания технологии и технических средств повышения ТЭП бурения путем снижения проницаемости стенок скважин в процессе механического бурения. Отчет ТАТНИПИНефть. Бугульма, 1989.

541. Хаиров Г.Б. Совершенствование технологии подготовки ствола скважин к тампонированию и регулирование процессов структурообразования тампонажных растворов в период ОЗЦ. Диссертация на соискание ученой степени кандидата технических наук. Уфа, 1978

542. Хамский Е. В. Кристаллизация и свойства кристаллических веществ. «Наука», Л., 1971,3.

543. Химия цементов. Изд-во литературы по строительству, М., 1969.

544. Хоромин И.Г. К методике расчета цементирования обсадных колонн // НТИС. Сер. «Нефтегазовая геология, геофизика и бурение». М.: ВНИИОЭНГ, 1984. - Вып.1. - С.42-45.

545. Хорошкова О. Н., Шапошникова Р. В., Помазкова В. В.— Сб. тр. пробл. лабор. силикат, матер, и констр., 2,1966. Изд-во Воронежск. ун-та.

546. Цейтлин В.Г. Причины затрубных газопроявлений после цементирования обсадных колонн // НТС. Сер. Бурение. М.: ВНИИОЭНГ, 1964. - № 2. -С. 16-19.

547. Цементирование скважин за рубежом /Обзор зарубежной литературы.-М.:ВНИИОЭНГ.-1977. -130 с.

548. Цыбин A.A., Гайворонский A.A. Повышение качества разобщения пластов при креплении скважин в сложных геологических условиях.//Обзор. информ. ВНИИОЭНГ. Сер. «Бурение», вып.21- М.: 1983. 44 с.

549. Цыбин A.A., Гайворонский A.A. Повышение надежности разобщения пластов на месторождениях с АВПД // Нефтяное хозяйство. 1982. - № 7. -С. 19-22.

550. Чепелевецкий М. Л., Бруцкус Е. Б., Краснов К. С., Южная Е. В.— Журн. неорг. хим., 1956,1,7.

551. Черкинский Ю. С. Химия полимерных неорганических вяжущих веществ. «Химия», Л., 1967.

552. Черский П. В. Конструкции газовых скважин. М.: Гостоптехиздат, 1961.282 с.

553. Четвертый международный конгресс по химии цемента. Стройиздат, М., 1964.

554. Шадрин Л.Н. Регулирование технологических свойств тампонажных растворов при цементировании скважин. Москва: Недра, 1969 г.

555. Шайхымежденов Ж. Г. Обеспечение устойчивости и целостности стенок ствола скважин при бурении в осложненных условиях (на примере месторождений Западного Казахстана. Диссертация на соискание ученой степени доктора технических наук. Атырау, 2006

556. Шамов H.A. Совершенствование технологии и технических средств вибрационной кольматации и декольматации гранулярных коллекторов. Дис. на соиск. уч. ст. канд. техн. наук. Уфа, 1993.

557. Шарипов А. У. Научные и технологические основы применения полимерных растворов при бурении и заканчивании глубоких скважин,- М.: ВНИИОЭНГ, 1991.- 57 с.

558. Шарипов А.У. Проектирование и регулирование основных показателей бурения глубоких скважин. М.: ВНИИОЭНГ, 1995. - 280 с.

559. Шарипов А.У., Клявин P.M., Хангильдин Г.Н. Исследование влияния хлористого кальция, добавляемого к цементному раствору, на глинистую корку //Техника и технология бурения нефтяных скважин: Сб.науч.тр. Вып. 36.- Уфа: БашНИПИнефть, 1974.-С. 141-147.

560. Шахмаев З.М. Особенности технологии цементирования скважин при наличии проницаемых пластов с разными градиентами давления //НТИС. Сер. «Нефтегазовая геология, геофизика и бурение», вып.З. М.: ВНИИО-ЭНГ, 1984 - С.43-45.

561. Шахмаев З.М., Рахматуллин В.Р. Технология заканчивания скважин.- Уфа: 1996.-190с.

562. Шахмаев З.М., Рахматуллин В.Р. Физико-химическое воздействие буровых растворов на продуктивные пласты //Тез. докл. сем.-диск. по пробл. перв. и втор. вскр. пл. при строит, и экспл. верт., накл. и гор. скв./УГНТУ.-Уфа, 1996. -С. 49-53.

563. Шахмаев З.М., Рахматуллин В.Р., Мавлютов М.Р. Совершенствование методов вскрытия и освоения продуктивных пластов //Тез. докл. сем. диск, по пробл. перв. и втор.вскр.пл. при строит, и экспл.верт,накл. и гор. скв. /УГНТУ.-Уфа, 1996. -С. 97-99.

564. Шеикин А. Е., — Бетон и железобетон, 1957, 4,17.

565. Шейкин А. Е., Олейникова Н. И.— Доклады международной конференции по проблемам ускорения твердения бетона при изготовлении сборных железобетонных конструкций. Госстройиздат, М., 1964.

566. Шерстнев Н.М. Предупреждение и ликвидация осложнений в бурении. Москва. 1979. 234 с.

567. Шестаковский М. Ф., Комаров И. В., Шехиев И. А.— Успехи химии, 1959, 28, 741.

568. Шестоперов С. В., Любимова Т. Ю.—ДАН СССР. Новая Серия, 1952, 36, 6, 1187.

569. Шестоперов С. В., Защепин Н. В. Новые методы в области цементного бетона. Дориздат, М., 1949.

570. Шестоперов С. В., Любимова Т. Ю., Иванова М. Ф,— ДАН СССР, 1956, 70, 6, 1045.

571. Шестоперов С. В. Долговечность бетона. Автотрансиздат, М., 1960.

572. Шестоперов С. В.— Труды МАДИ, 38, М., 1972.

573. Шехтман Ю.Н. Фильтрация малоконцентрированных суспензий. Москва.1961.

574. Шищенко Р.И., Есьман Б.И., Кондратенко П.И. Гидравлика промывочных жидкостей. М.: Недра, 1976. - 295 с.

575. Шищенко Р.И., Булатов А.И., Малеванский В.Д., Сибирко И.А. Изучение природы газопроявлений после цементирования обсадных колонн./ «Газовая промышленность» ВНИИОЭНГ, №9. -М. 1965. С. 7-11.

576. Шмелев П.С. Бурение глубоких скважин в условиях аномального воздействия коррозионно—активных сред. — М.: Наука, 1998. 351 с.

577. Шмигальский В. Н., Ананенко А. А., Журавлева И. А. Роль фактора времени при формировании бетонных смесей. НИИЖТ, Новосибирск, 1967.

578. Шмигальский В.Н. Критерий равноценности вибраций различных частот // Т.р./ НИИЖБ. — М., 1959, Вып.П.

579. Шпынова JI. Г., Никонец И. И. и др.— Реферативная информация. Химическая промышленность, 13. «Вища школа», К., 1972, 26.

580. Шпынова JI. Г., Синенькая В. И. и др.— Реферативная информация. Химическая промышленность, 13. «Вища школа», К., 1972, 25.

581. Шпынова JI. Г., Тихонов В. А.— Сб. трудов Львов, политехи, ин-та, 1961, 1.

582. Шпынова Л. Г. Микроструктура и прочность портланд-цементного камня. Изд-во Львов, ун-та, 1966.

583. Штаерман Ю.Я. Виброактивация цемента. Тбилиси, 1957.

584. Штаерман Ю.Я. Виброактивированный бетон. Тбилиси, 1963.

585. Экспериментальное определение технологически необходимого расхода промывочной жидкости/И. Б. Малкин, Б. И. Мительман, А. В. Резчиков и др. — В кн.: Гидравлика в бурении/Тр. ВНИИБТ, 1970, вып. 24, с. 22—31 с ил.

586. Эрдеи-Груз Г. Явления переноса в водных растворах. М.: Мир, 1976.- 596 с.

587. Юдин В.А. Основы использования фильтрационных процессов в прискважинной зоне пласта при промыслово-геофизических исследованиях. Москва. 1980. 160 с.

588. Юнг В.Н. Введение в технологию цемента. Госстройиздат, М., 1938.

589. Юхневич Г. В.— Успехи химии, 1963, 32, 1397.

590. Яблонский В. С. Гидравлика. М., Гостоптехиздат, 1951.

591. Ягафаров P.P., Мавлютов М.Р., Крысин H.H. Отрицательная гидратация ионов и ее практическое применение в бурении // Межвуз. науч.-темат. сб. Технология бурения нефт. и.газовых скважин. Уфа, 1983, С.50-55.

592. Яненко В.И., Крезуб Д.П., Дегтярева Л.Н Применение синтетических ПАВ в качестве добавки к буровым растворам при вскрытии продуктивных пластов// Бурение: Обзор, информ. Москва, 1987, Вьш.14, 47 с.

593. Яремейчук P.C., Качмар Ю.Л. Вскрытие продуктивных горизонтов и освоение скважин. Львов. 1982. 152 с.

594. Яремейчук P.C., Семак Г.Г. Обеспечение надежности и качества стволов глубоких скважин. Москва. 1982. 259 с.

595. Ясашин А. М., Брюшков Н. И., Коваленко А. В. Пути повышения качества вскрытия пластов. — Нефтяное хозяйство, 1968, № 10, с. 29—33 с ил.

596. Ясашин A.M. Вскрытие, опробование и испытание пластов. М., Недра, 1979. 344 с.

597. Abrams A., Mud.Design to Minimize Impairement due to Particle Invasion // J.P.T., 1977, V. 29, P. 5869592.

598. Avram C., Vp i п a N. M i r s u O.— Revue des matériaux de construction № 666, 51, 1971.

599. Baron A., SierraR.— Rev. groupem. avansem. mentho des spectrogr., 1962,4, 412.

600. Baron M. A.— Compt. Rend. Acad. Sei., 1968, 266, 49.

601. Boras M., Balazs G.— Proc. 9-th Conf. Silicate Ind. Budapest, 1968, 201.

602. Bowman G.R. Cement liners successfully though gas, thief zones // World Oil.- 1983.-Vol.196, № 1. -P.l 13-119.

603. Bradford B.B. Attention to primary cementing practices leads to better jobs // Oil Gas J. 1985. -Vol.83,№42.-P. 59-63.

604. Brunauer S., C о p e 1 a n d L. E., Bragg R. H.— J. Phys. Chem., 1956, 60, 112.

605. Buhler R., Kuzell H.— Zement—Kalk—Gips, 1971, 24, 83.

606. Bundnikow P. P., Spynowa L. G., Nikonjer 1.1.— Silikattech-nik, 1969, 20, 42.

607. Chatterji S., J e f f e г у J. W.— J. Am. Ceram. Soc., 1963, 46, 268.

608. Churaev N.V., Derfagin B.V. // J. Jf Colloid and Interface Science, 1985, V. 103, № 2, P. 542553.616. de Jing J. G. M., Stein H. M., S t e v e 1 s J. M — J. Appl. Chem., 1967, 17, 246.

609. Demis A.W., Ralph C, Norman, Robert W.Ir. Annular gas migration can be controlled//Oil and Gas. -1983.-Vol. 31,№4.-P. 146-151.

610. Dohnalik M., Heski E.— Cement—Wapno — Gips, 1969, 24, 143.

611. DoschW., Zer. Strassen H.—Zement—Kalk—Gips, 1965, 18, 233.

612. Dutz H.— Berichte der Deutchem Keramishen gesellshafh, 1969, 46, 275.

613. French G. M., Warder J. F.— J. Appl. Chem., 1959, 9, 561.

614. Fujii K., K о n d о W., Watanabe T.— Zement—Kalk—Gips, 1970, 23, 42.

615. Garvin T. si Slage K.A. Scale-model displacement studies to predict flow behavior during cementing // J. of Petr. Tech. -1971. № 6. - P. 1081-1088.

616. Gibson W. Some advantages and uses of reverse circulation. — Drilling, XI, 1955, p. 152—155.

617. Gille F., C z e r n і n W.— Zement und Beton, 1959,16, 2.

618. Greenberg S. A.— J. Phys. Chem., 1957, 61, 3.

619. Grutzeck M. W., Roy D. M.— Nature, 1969, 223, 492.

620. Gupta P., CatteriiS., Jeffery J. W.—Cem. Technol., 1970,1,59.

621. Haulf R.C., Crook RJ. Laboratory investigation of lightweight, low-viscosity cementing spacer fluids // J. of Petr. Tech. 1982. - Vol.34, № 8. - P. 1828-1834.

622. Henning О., Strobe U.— 4 Internationale Baustoff und Silikatta-gung, Tagung sbericht, I, Weimar, 1970, 354.

623. Howard G.C. and Clark J.B. Factors to be considered in obtaining Proper cementing of casing// Oil Gas J. 1948. - Vol.47, № 28.-P. 257-272.632. israeloehvili T.N., Parahley R.M. // Nature, 1983, V. 306, №. 5940, P. 249-250.

624. Joung F.— J. Amer. Ceram. Soc., 1970, 53, 65.

625. Jong J. F., Stein H.N., Steve 1 sJ.M.— J. Appl. Chem., 1968,18, 770.

626. Joung J. F.— J. Amer. Ceram. Soc., 1969, 52, 44.

627. Joung J. F.—Cem. and Comer Res., 1971, 1, 113.

628. Kalousek G. L., Roy R.— J. Am. Ceram. Soc., 1957, 40, 236.

629. Kantro D. L., BrunauerS, Wiese С. Н,—J. Phys. Chem., 1962, 66, 1804.

630. Kawada W.— Zement—Kalk—Gips, 1967, 20, 348.

631. Kawada W., H e m о t о A.— Zement—Kalk—Gips, 1967, 20, 65.

632. Kondo R., Diamon M.—J. Am. Ceramic. Soc. 1969,9, 502.

633. Kruglicky N. N., Grankovskiy I. G., Wagner G. R.— 4 Internationale Baustoff und Silikattagund, 4. Weimar, 1970, 33.

634. L. Maciuca. Probleme cimentului de sonde si al cimentarie sondelor in riqiuner Ticleni Petrol si gase vol. 11, 1960.

635. Lavanant F.— Revue de Mater et Const., 1965, 595,195.

636. Lehman H., Dutz H.— Tonind. Z., 1959, 83, 219.

637. Mclean R.H., Manry C.W., Whitaker W.W. Displacement mechanics in primary cementing//J. ofPetr. Tech.- 1967. -Vol. 19, №> 2. P. 251-260.

638. Mecurdy E.G., Егпо B. P. Canadian J. of Chem., 1971, 49, 833.

639. Milliamson R. W.— J. Crystal Growth, 1968, 3—4, 787.

640. Moenke H.— Silikattechnik, 1962,12, 246.

641. Mtchedlow -P e tr os s і an O. P., Mank W. W., Brechunez A. G., Uscherow-Marshak O. W.—Silikattechik, 1963,20, 270.

642. Odler J., S k а п у J.—J. Amer. Ceram. Soc., 1971, 54, 362.

643. Potter A.R., Ripley H.J. Low water loss sements for successful cememting. Ca-nadian Oil and Gas Indus. Vol. 14, No 4,1,1961.

644. Potter A.R., Louthan H.J. The application of low water loss cement in squeeze cementing. Oil in Canada, Vol. II, No 12,1959.

645. Rike I.L., Rike E. Squeeze Cementing: State of the Art // J. ofPetr. Tech. 1982.-Vol.34, № l.-p. 37-45.

646. Ross W.W. Low rate displacement solves tough cementing jobs // Petroleum Engineer. -1965. Vol.37, № 12. - P. 74-80.

647. RoyK, KarnekarJ., Datte S.— Indian concrete Institute journal, 1956, 30, 2.

648. Sabins F.L., Browning P.L. Cement concessibility evaluated // Drill Bit. 1982. - Vol. 31, N 2. -P. 67, 69.

649. Sabins F.L.,Tinsley S.M., Sutton D.L. Transition time of cement slurries between the fluid and set status // Society of Petroleum Engineers J. 1982, XII. - Vol.22, N 6. - P. 875-882.

650. Schulze К., Engelhardt J. Sledovani reologie pfi cementaci velmi hlubokych vrtu // Zemniplyn a nafta. 1975. - № 2, XX. - P. 159-166.

651. Schwiete H. E. LudwigU., Juger P.— Zement — Kalk —Gips, 1964, 17, 229.

652. Smith R.C. Checklist aids successful primary cementing // Oil and Gas J. 1982, 1/XI. Vol. 80, N 44.-P 72, 74, 75.

653. Smith R.C. Checklist aids successful primary cementing // Oil Gas J. -1982. Vol.80, № 44. -P. 71-72.