Помощь в учёбе, очень быстро...
Работаем вместе до победы

Теоретическое обоснование и экспериментальная разработка высокоэффективных буферных жидкостей, тампонажных растворов и понизителей фильтратоотдачи, обеспечивающих повышение качества крепления скважин

Диссертация: Теоретическое обоснование и экспериментальная разработка высокоэффективных буферных жидкостей, тампонажных растворов и понизителей фильтратоотдачи, обеспечивающих повышение качества крепления скважин
ДиссертацияПомощь в написанииУзнать стоимостьмоей работы

Республиканская конференция по физикохимии тампонажных растворов (г. Шевченко, 1980), 4 конференция-дискуссия по работе цементного камня в скважине (г. Краснодар, 1987), Всесоюзная конференция «Проблемы строительства нефтяных и газовых скважин» (г. Краснодар, 1990), III Всероссийская конференция «Экоаналитика» (г.Краснодар, 1998), VII Всероссийская конференция «Проблемы охраны окружающей среды… Читать ещё >

Содержание

  • I. АНАЛИЗ ЛИТЕРАТУРНЫХ И ПАТЕНТНЫХ ИСТОЧНИКОВ ПО 15 ПОВЫШЕНИЮ КАЧЕСТВА БУФЕРНЫХ ЖИДКОСТЕЙ И ТАМПОНАЖНЫХ РАСТВОРОВ. ВЫБОР И ОБОСНОВАНИЕ ИССЛЕДОВАНИЙ
    • 1. 1. Исследование и анализ влияния фильтрации буровых и 15 тампонажных растворов на продуктивность скважин
    • 1. 2. Анализ причин некачественного цементирования скважин и выбор 21 путей совершенствования рецептур тампонажных растворов
      • 1. 2. 1. Исследования в области разработок облегченных тампонажных 22 растворов, методов повышения их седиментационной устойчивости и изолирующей способности
    • 1. 3. Исследование и анализ контактных зон смешения различных 31 систем буровых и тампонажных растворов
      • 1. 3. 1. Буферные жидкости и материалы для их приготовления
      • 1. 3. 2. Оценка эффективности низковязких моющих буферных жидкостей 34 на водной основе
      • 1. 3. 3. Утяжелённые буферные жидкости на основе буровых растворов
      • 1. 3. 4. Полимерные и вязкоупругие буферные жидкости
      • 1. 3. 5. Адгезионно-активные и аэрированные буферные жидкости
    • 1. 4. Понизители водоотдачи тампонажных растворов
      • 1. 4. 1. Нормирование водоотдачи тампонажных растворов
      • 1. 4. 2. Понизители водоотдачи — тонкодисперсные добавки
      • 1. 4. 3. Понизители водоотдачи — маловязкие водорастворимые олигомеры 50 и полимеры
      • 1. 4. 4. Понизители водоотдачи — высокомолекулярные вещества и их 52 композиции
  • Выводы к первой главе
  • II. МАТЕРИАЛЫ, МЕТОДИКА И УСЛОВИЯ ПРОВЕДЕНИЯ 60 ЭКСПЕРИМЕНТА. ИССЛЕДОВАНИЕ И РАЗРАБОТКА РЕЦЕПТУР БУФЕРНЫХ ЖИДКОСТЕЙ ДЛЯ РАЗЛИЧНЫХ СИСТЕМ И УСЛОВИЙ ПРИМЕНЕНИЯ ПРОДАВОЧНЫХ И ТАМПОНАЖНЫХ РАСТВОРОВ
    • 2. 1. Основные принципы выбора буферных жидкостей
      • 2. 1. 1. Требования к низковязким буферным жидкостям на пресной воде
      • 2. 1. 2. Разработка методики оценки эффективности моющих свойств 66 буферных жидкостей
      • 2. 1. 3. Утяжелённые буферные жидкости на пресной воде и технические 71 требования, предъявляемые к ним
      • 2. 1. 4. Оценка индифферентности буферной жидкости к буровым и 73 тампонажным растворам
      • 2. 1. 5. Оценка влияния буферной жидкости на время загустевания 73 тампонажных растворов
      • 2. 1. 6. Определение седиментационной устойчивости и водоотдачи 74 буферной жидкости
      • 2. 1. 7. Определение коррозионной активности буферной жидкости
    • 2. 2. Исследование и подбор основы для рецептур буферных жидкостей
      • 2. 2. 1. Разработка рецептуры буферной жидкости на основе шламлигнина
      • 2. 2. 2. Разработка рецептуры буферной жидкости на основе гидролизных 79 лигнинов
    • 2. 3. Разработка оптимальной рецептуры буферного порошкообразного 86 материала и исследование технологических свойств буферных жидкостей на его основе
      • 2. 3. 1. Результаты лабораторных испытаний буферной жидкости
      • 2. 3. 2. Разработка технической документации и организация опытного 103 производства буферного порошкообразного материала БП
      • 2. 3. 3. Влияние поверхностно-активных веществ на растворимость БП
    • 2. 4. Разработка рецептуры буферной жидкости с регулируемой плотностью для вытеснения высокоминерализованных буровых растворов
      • 2. 4. 1. Разработка основных требований, предъявляемых к солестойкой буферной жидкости
      • 2. 4. 2. Подбор компонентов для приготовления буферной жидкости
      • 2. 4. 3. Разработка оптимальной рецептуры солестойкой буферной жидкости
      • 2. 4. 4. Проведение лабораторных испытаний солестойкой буферной жидкости
      • 2. 4. 5. Термостойкая буферная жидкость
      • 2. 4. 6. Термосолестойкая буферная жидкость
      • 2. 4. 7. Кольматирующая буферная жидкость
  • Выводы ко второй главе
  • III. РАЗРАБОТКА РЕЦЕПТУР ТАМПОНАЖНЫХ РАСТВОРОВ С ПРИМЕНЕНИЕМ КРЕМНЕГЕЛЬСОДЕРЖАЩЕЙ ДОБАВКИ ДЛЯ РАЗЛИЧНЫХ УСЛОВИЙ ЦЕМЕНТИРОВАНИЯ
    • 3. 1. Методика проведения эксперимента
    • 3. 2. Разработка рецептуры облегченного седиментационно -устойчивого тампонажного раствора для скважин с умеренными температурами
    • 3. 3. Разработка рецептуры облегчённого тампонажного раствора для скважин с высокими температурами
    • 3. 4. Разработка и исследование рецептур облегченных тампонажных растворов для крепления низкотемпературных скважин
    • 3. 5. Разработка и исследование рецептуры тампонажного раствора для низкотемпературных скважин с высоким пластовым давлением
    • 3. 6. Исследование влияния кремнегельсодержащей добавки на поровую структуру тампонажного раствора и камня
    • 3. 7. Исследование влияния двойных солей на технологические свойства тампонажных растворов
  • Выводы к третьей главе
  • IV. МАГНЕЗИАЛЬНЫЕ ВЯЖУЩИЕ СИСТЕМЫ
    • 4. 1. Влияние соединений цинка на гидратационное твердение 174 магнезиальных вяжущих
    • 4. 2. Влияние комлексонатов на сроки схватывания магнезиальных 180 вяжущих
      • 4. 2. 1. Дифференциальный термогравиметрический анализ
      • 4. 2. 2. Определение влияния комплексонатов на сроки схватывания 182 магнезиальных вяжущих
  • Выводы к четвёртой главе
  • V. РАЗРАБОТКА РЕЦЕПТУРЫ РЕАГЕНТА КОМПЛЕКСНОГО 190 ДЕЙСТВИЯ ДЛЯ ТАМПОНАЖНЫХ РАСТВОРОВ
    • 5. 1. Определение компонентного состава реагента комплексного 190 действия
    • 5. 2. Разработка комплексного реагента стабилизатора на основе 200 метилцелюлозы
    • 5. 3. Определение количества пеногасителя, необходимого для 205 предупреждения пенообразования при растворении реагента
    • 5. 4. Определение состава комплексного реагента для тампонажных 207 растворов
    • 5. 5. Определение оптимальных условий растворения комплексного 212 реагента
    • 5. 6. Определение зависимости кинематической вязкости растворов 213 полимеров от их концентрации
    • 5. 7. Изучение сохраняемости комплексного реагента при длительном 215 хранении
    • 5. 8. Влияния КРТР-75 на седиментационную устойчивость 215 тампонажных растворов
    • 5. 9. Влияние КРТР-75 на прочностные характеристики цементного камня и его адгезию к металлу
    • 5. 10. Влияние минерализации воды на растворимость КРТР-75 и его 220 водоудерживающие свойства
    • 5. 11. Определение влияния КРТР-75 на структуру цементного камня
      • 5. 11. 1. Электронно-микроскопические исследования
      • 5. 11. 2. Влияние полимеров на газопроницаемость камня
    • 5. 12. Влияние КРТР-75 на изолирующую способность тампонажных 225 растворов
    • 5. 13. Исследования влияния водоотдачи тампонажного раствора с 230 химреагентами на формирование контакта «обсадная труба -цементный камень»
    • 5. 14. Разработка рецептуры тампонажного раствора для цементирования 235 скважин с умеренными температурами
    • 5. 15. Влияние обработки тампонажных растворов на величину давления 237 гидропрорыва
  • Выводы к пятой главе
  • VI. КОРРОЗИОННЫЕ ПРОЦЕССЫ РАЗРУШЕНИЯ ЦЕМЕНТНОГО 244 КАМНЯ
    • 6. 1. Влияние добавок солей на коррозионную устойчивость цементного 244 камня
    • 6. 2. Влияние кремнегеля на коррозионную устойчивость цементного 251 камня
    • 6. 3. Коррозионная устойчивость тампонажного камня из 255 дисперсноармированного спеццемента
    • 6. 4. Коррозионно-устойчивый цементный камень на основе водно — 260 парафиновой дисперсии
  • Выводы к шестой главе
  • VII. ПРОМЫСЛОВЫЕ ИСПЫТАНИЯ РАЗРАБОТАННЫХ 265 РЕАГЕНТОВ
    • 7. 1. Испытание буферной жидкости на основе порошкообразного материала БП
    • 7. 2. Промысловые испытания КРТР-75 при креплении скважин с 266 близким расположением нефтегазоводонапорных пластов
  • Выводы к седьмой главе

Теоретическое обоснование и экспериментальная разработка высокоэффективных буферных жидкостей, тампонажных растворов и понизителей фильтратоотдачи, обеспечивающих повышение качества крепления скважин (реферат, курсовая, диплом, контрольная)

Актуальность исследования. Важнейшей задачей нефтедобывающей отрасли является повышение качества строительства скважин, обусловленное предотвращением межпластовых перетоков, образования техногенных флюидонасыщенных пластов и флюидопроявлений на дневной поверхности, что обеспечивает успешность и продолжительность их интенсивной эксплуатации.

Проблема качественного цементирования скважин усугубляется сложностью и многообразием горно-геологических условий, требующих применения новых методов управления свойствами буровых и тампонажных растворов, обеспечивающих успешность проводки скважин.

Наибольшую остроту эта проблема приобретает при разработке месторождений со сложным строением продуктивных горизонтов, характеризующихся наличием близко расположенных разнонапорных нефте-газо-водоносных пластов.

Качественное крепление скважины может быть достигнуто только в случае полного заполнения ее затрубного пространства цементным раствором. Одним из условий полного замещения бурового раствора тампонажным является обеспечение турбулентного режима течения восходящего потока, что достигается не только за счет повышения скорости движения раствора, но и изменением его реологических параметров. Так как увеличение глубины бурения и уменьшение диаметра скважины сопряжено с ростом давления в процессе цементировочных работ, то обеспечение турбулентного режима течения раствора за счет увеличения его скорости не всегда возможно.

В этой связи возрастает важность исследований, направленных на повышение подвижности как самих тампонажных растворов, так и их смесей с буровыми растворами. Поэтому создание индифферентных буферных жидкостей, надежно разделяющих буровые и тампонажные растворы, буферных жидкостей, обеспечивающих турбулентный режим течения их зон смешивания, является настоятельной необходимостью.

Успех проводки скважин также во многом зависит от свойств тампонажного раствора, от его седиментационнной устойчивости и изолирующей способности. АнаЗ из промысловых данных по нефтяным скважинам показал, что количество осложнений как в процессе цементирования, так и в период эксплуатации скважин остаётся довольно значительным, при этом наиболее опасным из них являются заколонные флюидопроявления, межпластовые перетоки и обводнённость продуктивного пласта.

Поэтому разработка комплекса технологических решений, направленных на создание эффективных буферных жидкостей, тампонажных материалов и химических реагентов, обеспечивающих тампонажным растворам высокую седиментационную устойчивость и изолирующую способность, является важнейшей задачей в общей проблеме повышения качества крепления скважин в осложнённых горно-геологических условиях.

Цель диссертационной работы — На основе научного анализа и обобщения существующих теоретических и экспериментальных результатов исследований и методов рационального регулирования свойств буферных жидкостей и тампонажных растворов создать и исследовать буферные и тампонажные материалы, а также химические реагенты, обеспечивающие повышение качества крепления скважин.

В связи с указанной целью определены следующие задачи исследования:

1. Анализ существующих материалов и реагентов, необходимых для разработки рецептур индифферентной буферной жидкости и облегчённого тампонажного раствора с высокой седиментационной устойчивостью.

2 Разработка теоретических основ выбора вторичных источников сырья для получения буферных жидкостей, обеспечивающих надёжное разделение буровых и тампонажных растворов, сохраняющих коллекторские свойства продуктивного пласта и исследование процессов смесеобразования на границе буферной жидкости с буровым и тампонажным растворами.

3. Теоретически обосновать выбор исходных компонентов и разработать на их основе облегчённый, седиментационно-устойчивый тампонажный раствор, образующий при твердении низко-проницаемый, коррозионно-устойчивый цементный камень.

4. Разработать требования и реагент комплексного действия для обработки тампонажных растворов, обеспечивающих им высокую седиментационную устойчивость и исследовать влияние реагента на фильтратоотдачу, изолирующую способность и реологические параметры, а также на прочностные и адгезионные свойства цементного камня, его микроструктуру и коррозионную устойчивость.

5. Исследовать влияние полимерных добавок и комплексного реагента КРТР-75 на предупреждение зазорообразования между цементным камнем и проницаемой частью скважины, а также на величину давления гидропрорыва на границе цементный камень — обсадная колонна.

6. Промысловое внедрение разработанных буферных материалов, тампонажных растворов и химических реагентов на месторождениях с различными горно-геологическими условиями.

Теоретической основой данной работы является обоснование механизма стабилизации тампонажных растворов, полученных рациональным сочетанием разного вида вяжущих с минеральными и органическими добавками, позволяющими целенаправленно регулировать технологические показатели тампонажного раствора, обеспечивать ему высокую седиментационную устойчивость и изолирующую способность, а камню — низкую проницаемость и высокую прочность, что повысит интенсивность и продлит безремонтный период эксплуатации скважин.

Научная новизна.

1. Впервые на основе гидролизных лигнинов разработан буферный порошкообразный материал для приготовления буферной жидкости с регулируемыми параметрами, индифферентной к обработкам буровых и тампонажных растворов. Показано, что разработанная буферная жидкость обладает низкой водоотдачей, высокой седиментационной устойчивостью и не образует высоковязких зон смешивания с буровыми и тампонажными растворами разных обработок в интервале температур 20−160°С.

2. Теоретически обосновано и экспериментально доказано, что при высоких температурах элементарные звенья молекул лигнина становятся реакционно-способными, депротонируют молекулы нитрилотриметилфосфоновой кислоты и предупреждают тем самым взаимодействие лигнина с поливалентными ионами, входящими в кристаллическую решётку глинистых минералов, приводящими к образованию высоковязких смесей.

3. На основе турбидиметрических методов анализа разработаны методика и установка, позволяющие проводить оценку моющих свойств низковязких оптически прозрачных буферных жидкостей в интервале температур 20−90°С.

4. Разработаны теоретические положения создания порошкообразных компаундов — эффективных понизителей фильтратоотдачи тампонажных растворов, позволяющие целенаправленно управлять их технологическими параметрами.

5. Опираясь на разработанные теоретические положения, впервые на основе отечественных полимеров создан реагент-компаунд — эффективный понизитель фильтратоотдачи тампонажных растворов, изолирующие свойства которых превышают этот показатель у тампонажных растворов, обработанных известными отечественными и зарубежными аналогами. Исследованиями установлено, что тампонажные растворы содержащие указанный реагент, не отфильтровывают жидкость затворения даже при перепадах давления, достаточных для сдвига всего столба тампонажного раствора, что предупреждает каналообразование в формирующейся структуре камня.

6. Изучен механизм термической стабилизации метилцеллюлозы меламиноформальдегидной смолой, показано, что образовавшийся высокомолекулярный сополимер сетчатой структуры, находясь в фильтрате тампонажного раствора, не может глубоко проникать в проницаемые пласты и кольматировать поровое пространство, а поэтому легко вымывается и не снижает нефтеотдачу пласта.

7. С помощью ИК-спектроскопического, рентгенофазового методов анализа и электронной микроскопии изучено влияние разработанного реагента КРТР-75 на фазовый состав и микроструктуру цементного камня.

8. Синтезированы комплексонаты триады железа, методами ИК-спектроскопии и дериватографии установлен их состав, изучен химизм влияния их и соединений цинка на гидратационное твердение магнезиальных вяжущих систем.

Практическая значимость.

На основе вторичных источников сырья разработаны порошкообразные материалы и организовано их серийное производство для приготовления индифферентной буферной жидкости с регулируемыми параметрами (Пат. РФ 1 093 793- 907 222- 1 011 855- 1 142 619- 657 168- 2 099 504- 1 312 157). Созданы новые тампонажные системы и химические реагенты для цементирования скважин в различных геолого-технических условиях (Пат. РФ 1 305 308- 1 776 765- 1 838 585- 1 521 863- 1 703 807- 1 333 766- 1 314 013- 1 465 544- 1 818 462- 1 670 099- 1 709 072). Практическая ценность работы состоит в том, что только за счёт использования изобретений с участием автора по данным ЦСУ экономическая эффективность за период 1983;1990 гг составила свыше 2 млн. рублей, в которых доля автора составила 832 тысячи неденоминированных рублей.

Апробация работы.

Основные результаты исследования были доложены и обсуждены на следующих конференциях: 4 Республиканская конференция по физико-химической механике дисперсных систем (г. Киев, 1977 г.);

2 Республиканская конференция по физикохимии тампонажных растворов (г. Шевченко, 1980), 4 конференция-дискуссия по работе цементного камня в скважине (г. Краснодар, 1987), Всесоюзная конференция «Проблемы строительства нефтяных и газовых скважин» (г. Краснодар, 1990), III Всероссийская конференция «Экоаналитика» (г.Краснодар, 1998), VII Всероссийская конференция «Проблемы охраны окружающей среды» (г.Саратов, 1999), Межрегиональная научно-практическая конференция «Экология, медицина, наука», (г.Краснодар 1999), Всероссийская научная конференция грантодержателей РФФИ (г.Краснодар, 2001), III Всероссийская конференция грантодержателей регионального конкурса РФФИ (г.Краснодар, 2002), V Всероссийская конференция по анализу объектов окружающей среды «Экоаналитика 2003» с международным участием (г.С.-ПетербургДООЗ). За разработку по теме диссертации автор удостоен гранта РФФИ № 0−05−96 017.

Публикации.

По результатам представленных в диссертации исследований опубликовано 36 статей, 6 тезисов, получено 32 патента России. Материалы работы изложены в 3 научно-исследовательских отчётах ВНИИКРнефти, выполненных при непосредственном участии автора или под его руководством. За изобретательскую деятельность автор удостоен звания «Изобретатель СССР», а за разработки по теме диссертации — гранта РФФИ -№ 0−05−96 017.

Объем и структура работы.

Диссертационная работа изложена на 314 страницах машинописного текста содержит 60 рисунков и 65 таблиц. Она состоит из введения, шести глав, основных выводов, списка используемой литературы, приложений.

Список использованных источников

включает 362 наименования в том числе, 39 на иностранном языке.

ОБЩИЕ ВЫВОДЫ.

1. На основании научного обобщения теоретических, экспериментальных и промысловых исследований в области цементирования скважин, пробуренных в сложных горно-геологических условиях, обоснована необходимость разработки новых и совершенствование существующих рецептур буферных жидкостей, тампонажных растворов и реагентов, обеспечивающих надежную, долговременную изоляцию высокопроницаемых пластов и сохранение окружающей природной среды.

2. Теоретически обоснована и экспериментально доказана возможность разработки на основе гидролизного лигнина порошкообразных материалов БП-100 и БПС-150 для приготовления принципиально новых, универсальных буферных жидкостей с регулируемыми параметрами, индифферентных к обработкам тампонажных и буровых растворов, пригодных для вытеснения последних из затрубного пространства скважин с температурой до +150°С.

3. Показано, что разработанные на основе порошкообразных материалов буферные жидкости не образуют зон повышенной вязкости ни с цементным, ни с буровыми растворами разных обработок, обеспечивают подъём тампонажного раствора на проектную высоту, а скважины, зацементированные с применением таких буферных жидкостей, имеют, по данным АКЦ, более плотный контакт цементного кольца с колонной и породой, что предупреждает загрязнение грунтовых вод пластовыми флюидами.

4. На основе отечественных полимеров разработаны порошковые компаунды КРТР-50- КРТР-75 и КРТР-120 для обработки тампонажных растворов при креплении скважин с разными термобарическими условиями. Установлено, что все реагенты существенно улучшают технологические параметры тампонажных растворовснижают водоотдачу, повышают седиментационную устойчивость и изолирующую способность, предупреждают каналообразование в формирующейся структуре цементного камня, повышают его прочностные характеристики, коррозионную устойчивость и адгезию к стенкам колонны и скважины.

5. Методом растровой электронной микроскопии и ртутной порометрии изучено влияние реагента КРТР-75 на микроструктуру цементного камня. Установлено, что введённый в цементный раствор реагент не влияет на фазовый состав цементного камня, но изменяет его микроструктуру, делает её микропористой и плотноупакованной, что приводит к снижению общей пористости и газопроницаемости камня.

6. Разработана рецептура магнезиального вяжущего для цементирования скважин в условиях залегания агрессивных высокоминерализованных пластовых вод. Предложены новые добавки, обеспечивающие требуемое качество крепления скважин в разных горногеологических условиях.

7. На основе вторичных источников сырья — фосфогипса и кремнегеля по заданию ПО «Пурнефтегаз» (ТЗ 39−147 009−062−91) разработана комплексная облегчающая добавка (КОД-1), позволяющая получать облегчённые (1480 кг/м) тампонажные растворы с высокой седиментационной устойчивостью и изолирующей способностью для крепления скважин в условиях низкого пластового давления. Исследовано влияние кремнегельсодержащих добавок на фазовый состав и микроструктуру цементного камня.

8. Установлены закономерности влияния обработки тампонажных растворов на величину давления гидропрорыва и силу сцепления цементного камня в зоне его контакта с металлом и горной породой, и установлено, что при толщине глинистой корки на контактной поверхности более 1,5−2,0 мм гидропрорыв происходит при давлениях меньше 0,5 МПа на метр высоты образца цементного камня. Показано, что большинство исследованных понизителей водоотдачи тампонажных растворов (ПВС, КРТР-50, КРТР-75, МЦ, КМЦ) повышают величину давления гидропрорыва и силы сцепления камня с контактирующими поверхностями в 1,5−2,0 раза.

9. Исследовано влияние различных агрессивных сред хранения и жидкостей затворения цементных растворов с исследуемыми добавками на коррозионную устойчивость цементного камня. Определены тампонажные составы, обладающие высокой седиментационной устойчивостью и изолирующей способностью, а при твердении образующие низкопроницаемый коррозионно-устойчивый цементный камень. Установлено, что образцы цементного камня на основе разработанного тампонажного состава с добавкой кремнегеля и КРТР являются более коррозионно-устойчивыми против солевой агрессии, чем образцы камня из чистого портландцемента.

10. Разработки диссертации (БП-100, КРТР-75, БПС-150) были реализованы при строительстве скважин в Ставрополье и на Северном Кавказе, в Средней Азии, в Западной Сибири и на Крайнем Севере. Практическое применение разработанных порошкообразных материалов БП-100, БПС-150, а также реагента комплексного действия КРТР-75 в совокупности с технологическими приемами и оснасткой обеспечило:

— снижение давления продавки цементного раствора в заколонное пространство при цементировании;

— подъем цементного раствора на проектную высоту;

— повышение качества цементирования скважин и снижение опасности загрязнения окружающей природной среды.

11. Экономический эффект от внедрения БП-100 составил свыше 1 миллиона неденоминированных рублей. Расчет экономической эффективности дан в приложении к работе.

Показать весь текст

Список литературы

  1. В.Х. Особенности образования зоны проникновения и ее влияние на характеристику коллекторов в терригенном разрезе ЗападноСибирской равнины //Тр. Зап. Сиб.НИГНИ. 1975. -вып. 106. -С. 151 161.
  2. В. Е., Баринов В. Н., Шамина Т. В. Экспресс-метод оценки эффективности моющих свойств буферных жидкостей // Бурение. -1978.-№ 9. с. 26−28.
  3. В. Е., Уханов Р. Ф.,. Шамина Т. В. Буферная жидкость на основе гидролизных лигнинов. //Изв. Северо-Кавказского научного центра высшей школы Сер. тех. науки. 1979. — № 4. — С. 25−27.
  4. В. Е., Перегудова Н. Н. Влияние поверхностно-активных веществ на вязкость буферных растворов на основе порошка БП-100 // Гидролизная и лесохимическая промышленность. 1984. -№ 4. — С. 1315.
  5. В. Е., Куксов А. К., Шамина Т. В. Разработка рецептуры солестойкой буферной жидкости //Бурение. 1982. — № 7. — С. 30−32.
  6. В. Е., Куксов А. К., Шамина Т. В. Термостойкая буферная жидкость на основе материала БП-100 //Бурение. 1982. — № 2. — С. 2830.
  7. В. Е., Ахрименко 3. М., Ажипа Л. Т. Влияние кремнеземсодержащей добавки на сроки схватывания тампонажных растворов.//НТЖ. Строительство неф. и газ. скважин на суше и на море. 1996.-№ 1−2.-С. 55−57
  8. В. Е., Широкородюк Т. В., Белый В. И. Цементные растворы для низкотемпературных сважин //Строительство неф. и газ. скв. на суше и на море. М.: ВНИИОЭНГ. 2000. — № 12. — С.16−18.
  9. В. Е. Ахрименко 3. М. Влияние квасцов на твердение тампонажных растворов //НТЖ Строит, неф. и газ. скв. на суше и на море ВНИИОЭНГ. 1996.- № 5−6. — С.41−44.
  10. Ахрименко 3. М., Ажипа. Л. Т., Ахрименко В. Е. .Исследование влияния комплексонатов триады железа на сроки схватывания тампонажных растворов //Журн. прикл. химии. 1991. -№ 6. С.1283−1285.
  11. В. Е., Гагай Г. И., Рябова Л. И. Влияние соединений цинка на гидратационное твердение минеральных вяжущих//Журн. прикл.химии.- 1979.-№ 5.-С. 1011−1013.
  12. Ахрименко 3. М., Ахрименко В. Е., Кашигина Е. Д. Влияние комплексонатов на сроки схватывания магнезиальных вяжущих //Экспресс-информ Сер. Строит, нефт. и газ. скв. на суше и на море. 1993. № 6. -С.6−11.
  13. В.Е., Гагай Г. И., Горлов А. Е. Пути повышения изолирующей способности тампонажных растворов // Нефтяная и газовая промышленность. 1991. — № 3. — С. 23 — 25.
  14. В.Е., Гень О. П., Камалов О. Р. Влияние водоотдачи тампонажного раствора на формирование контакта обсадная труба -цементный камень// Труды ВНИИКРнефти «Теория и практика крепления и ремонта скважин». Краснодар. — 1987. — С. 32 — 37.
  15. В.Е. Разработка и исследование рецептуры коррозионно-устойчивого тампонажного камня для изоляции высокоминерализованных пластовых вод.// Наука Кубани Краснодар. -2000.-№ 5.-С. 58.
  16. В.Е., Гагай Г. И., Рябова Л. И. О коррозионной устойчивости тампонажного камня из дисперсноармированного спеццемента// Труды ВНИИКРнефти. Технические средства. Материалы и технология крепления скважин. Краснодар. 1986. — С 36−38.
  17. М. О. Технология разобщения пластов в сложных условиях //М.: Недра.-1989.-228 с.
  18. М. О., Бортов A.B. Опыт применения высокопрочных тампонажных составов на месторождениях ОАО «Юганскнефтегаз» // Строительство неф. и газ. скв. на суше и на море. -1998. -№ 11. -С. 2521%
  19. М. О., Гринько Ю. В., Савенок Н. Б., Высокопрочные тампонажные составы для цементирования скважин //Нефтяное хозяйство. -1995. -№ 3. -С.38−40.
  20. М. О., Гринько В. Г. Оценка эффективности реагентов -пеногасителей для цементных растворов// Новые технологии технические средства в области промывки и ремонте нефтяных и газовых скважин. Тр. ОАО НПО «Бурение» вып. 6 Краснодар 2001, С 88−92.
  21. A.A. Полимерсодержащие дисперсные системы //Наукова думка. -Киев- 1986. -204 с.
  22. В. И., Матвеев Г. М., Мчедлов Петросян О.П. Термодинамика силикатов// М.: Стройиздат. — 1986. — 200 с.
  23. В. С. Минерализованные тампонажные растворы для цементирования скважин в сложных условиях. //М.: Недра. 1986, -372 с.
  24. З.А., Серяков A.C., Верещака И. Г. Влияние меламиноформальдегидной смолы на свойства тампонажных растворов. //Нефтяное хозяйство. 1981. -№ 3. — С. 28−34.
  25. А. А., Уханов Р. Ф., Ахрименко В. Е.. Использование гидролизного лигнина при цементировании скважин//Гидролизная и лесохимическая промышленность. 1983. — № 4. — С. 27−30.
  26. Метод оценки эффективности буферных жидкостей/. В. Н. Баринов, Ф. Ф. Конрад, В. Е. Маслиенко, Р. Ф. Уханов // Вып. 9, Краснодар, 1975. -С. 120−122.
  27. О выборе объема буферной жидкости при цементировании скважин/. В. Н. Баринов, А. И. Булатов, Н. Р. Рабинович, Р. Ф. Уханов.// ВНИИКРнефть. Труды. Вып. 9. Краснодар, 1975. С. 135−137.
  28. . С. Влияние сульфатов некоторых материалов на твердение шлакощелочного вяжущего //Журн. прикл химии. 1986. -№ 1. — С. 79
  29. Буферная жидкость для разделения бурового и цементного растворов/ Г. А. Белоусов, В. К. Муратов, А. Н. Бывальцев, Б. М. Скориков //Нефтяное хозяйство. 1987. — № 8. — С. 25 — 29.
  30. Применение в процессе цементирования органоминеральной буферной жидкости/ Г. А. Белоусов, Б. М. Скориков, Ю. Н. Самошкин и др. // Азербайд. неф. хозяйство. 1983. — № 8. — С. 25 — 26.
  31. А.И., Зельцер П. Я., Муха А.Г.Электрические и механические методы воздействия при цементировании скважин. //М.: Недра. 1976. -186 с.
  32. А.И. К анализу форм движения материи в системе цементный раствор вмещающая среда. // Известия ВУЗов «Нефть и газ». -1967. -№ 12.-С. 40−43.
  33. А.И. О факторах, влияющих на герметичность скважин, зацементированных тампонажным раствором. //Тр. УкрНИИГаз. -1969, -вып. Ш (7) М.: Недра. -С.33−40.
  34. А.И. Теоретические предпосылки совершенствования техники и технологии цементирования газовых скважин. //Тр. УкрНИИГаз. -1970, -вып. IV (8) М.: Недра. -С.3−12.
  35. А.И. К вопросу формирования герметичного кольца в затрубном пространстве скважин //Тр. УкрНИИГаз, вып. 1(5). М.: Недра.-1966. -С. 7−15.
  36. Оценка эффективности кремнеземистых добавок в высоко щелочной цемент для предотвращения внутренней коррозии бетона/ Ю. М. Бернштейн, И. Н. Панина, JI. А. Ершова и др.//Ж. Прикл. Химии. 1987. Т 10.-№ 8.-С. 1132−1135.
  37. В.Ф., Булатов А. И., Макаренко П. Г. Проблемы механики бурения и заканчивания скважин //М.: Недра. 1996. — 496 с.
  38. А. И., Сидоров H.A. Осложнения при креплении глубоких скважин // М.: Недра, 1966. 234 с.
  39. А. И., Новохатский Д. Ф. Тампонажные шлаковые цементы и растворы для цементирования глубоких скважин// М.: Недра, 1976. -230 с.
  40. А. И. Управление физико-химическими свойствами тампонажных систем //М.: Недра. 1976. — 242 с.
  41. А. И. Тампонажные материалы и технология цементирования скважин.//М.: Недра, 1977, 320 с.
  42. А.И., Данюшевский B.C. Тампонажные материалы// М.: Недра. 1987.-280 с.
  43. А.И., Мариампольский. H.A. Регулирование технологических показателей тампонажных растворов// М.: Недра. — 1988. — 320 с.
  44. А. И. Формирование и работа цементного камня в скважине //М.: Недра. 1990.-410 с.
  45. А.И., Обозин О. Н., Куксов А. К. Возникновение каналов в затрубном пространстве скважины после цементирования //Газовая промышленность. -1970. -№ 2. -С. 2−6.
  46. А. И. Тампонажные материалы и технология цементирования скважин. // М.: Недра, 1977, 320 с.
  47. А. И. Механика цементного камня нефтяных и газовых скважин //М.: Недра.- 1994. 387 с.
  48. А. И., Аветисов А.Г Справочник инженера по бурению //М.: Недра.- 1995.-Т 1−4.
  49. Химические реагенты для регулирования свойств тампонажных растворов./ А. И. Булатов, О. П. Гень, Д. Ф. Новохатский, и др. // М.: ВНИИОЭНГ, 1984. 136 с.
  50. А.И., Уханов Р. Ф. Исследование свойств и совершенствование технологии применения вязкоупругих буферных жидкостей// Информац. обзор. ВНИИ организац. управления и эконом, нефтегазовой промышленности. 1973. -№ 34 — 120 с.
  51. А.И., Ашрафьян М. О. Влияние буферной жидкости ирасхаживания колонн на качество цементирования скважин// Нефтяное хозяйство. 1966. № 12. — С. 25−29.
  52. Ю.М., Беркович Т. М. Влияние органических добавок на физико-химические свойства цементного камня//ДАН СССР 1.11. № 3. — 1951. -С. 1276−1279.
  53. . Г. Р. Формирование структур в силикатных дисперсиях //Наукова Думка. -1989. -Киев. -181с.
  54. Н.С., Муратов В. К., Петрова С. Н. Влияние свойств бурового . раствора на состояние призабойной зоны /М.С. Винарский, //Нефтяное хозяйство. -1977. -№ 6. -С. 23−27.
  55. Н.С. Испытатели пластов с опорой на забой //М.: Недра -1976.-118 с.
  56. В. А. Модификация тампонажного раствора поливиниловым спиртом с целью понижения водоотдачи //Журн. прикл. химии. 1978. -№ 8.-Т51.-С. 1772- 1776.
  57. В.А., Коган Э. В., Карпенко Ю. Г. Цементирование наклонных скважин тампонажными растворами с пониженной • водоотдачей//Геология, бурение и разработка газовых месторождений. ВНИИгазпрома, 1982, № 24, С. 11 13.
  58. Временная инструкция по применению буферных систем при цементировании скважин//Краснодар, ВНИИКРнефть, 1975. 187 с.
  59. В. И., Овчинников В. П., Овчинников П. В. Облегченные тампонажные растворы для крепления газовых скважин//М, Недра. -2000.- 134 с.
  60. Облегчающая добавка к тампонажным растворам/ В. И. Вяхирев, В. В. Ипполитов, Е. Г. Ионов, В. О. Янкевич, И. И. Белей. // Газовая • промышленность. 1977. — № 6. — С. 21−24.
  61. П. Ф., Долгарев А. В. Производство гипсовых вяжущих материалов из гипсосодержахих отходов// М.: Стройиздат. 1987. — 105 с.
  62. Н.П. Перетоки газа в скважинах через цементный раствор //Обзорная информац. сер. Разработка и эксплуатация газовых и • газоконденсатных месторождений. М.: ВНИИЭГазпром. -1977. 52 с.
  63. В.В., Трусов С. Б. Теоретические основы взаимодействия компонентов в полимерцементных тампонажных • растворах//Формирование и работа тампонажного камня в скважине. Тезисы док. к IV конф.-дискус. Краснодар 1987. -с. 13−14.
  64. А. Т. Обоснование свойств тампонажного раствора- камня для цементирования разведочных скважин на нефть и газ в многолетнемерзлых породах Западной Сибири //Тюмень. 1980. — 93 с.
  65. B.C., Тимашев В. В., Савельев В. Г. Методы физико-химического анализа вяжущих веществ//М.: Высш. Школа, 1987. -335 с.
  66. Н.Б., Павлов Н. Е., Кувшинов A.C. Важнейшие задачи ' эффективной разработки месторождений западной Сибири //Нефтяное хозяйство. -1986. -№ 14. -С. 4−7.
  67. Ю.В. Разработка комплексных реагентокомпаундов для цементирования продуктивных пластов: автореф. дис. на соискан. уч. степени к.т.н./ ОАО НПО «Бурение». -Краснодар, 2004. -24 с.
  68. Применение тампонажных растворов с повышенными изолирующими свойствами РПИС. / Ю. В. Гринько, В. А. Бурдыга, Е. В. Тимофеева, А. В. Кривошей // Строит-во нефт. и газ. скважин на суше и на море. -2001. -№ 7. С. 21 -23.
  69. B.C. Толстых И. Ф., Мильштейн В. М. Справочноеруководство по тампонажным материалам// М.: Недра, 1973. 310 с.
  70. В. С. Проектирование оптимальных составов тампонажных цементов //М.: «Недра». 1978. — 27б с.
  71. B.C., Алиев P.M., Толстых И. Ф. Справочное руководство по тампонажным материалам. // М., Недра. 1987. — 300 с.
  72. Г. В., Ратинов В. Б., Розенберг Т. И Прогнозирование долговечности бетона с добавками// М.: Стройиздат. — 1983. — 212 с.
  73. А. Н. Повышение качества крепления скважин в отложениях калийно-магниевых солей при низких положительных температурах использованием коррозионностойких магнезиальных тампонажных материалов: Канд. Дис // Пермь. 1988. — 177 с.
  74. C.B. Разработка методов проведения ремонтных работ и освоение скважин с использованием пен и газообразных агентов: Дисертац .на соиск. ученой степени д.т.н. 2002-Ставрополь
  75. H. М., Темкина В. Я., Колпакова Д. Д. Комплексоны./ //М.: Химия.-1970.-415 с.
  76. Н. Э., Салимов Г. Д., Сафаров Н. Г. Применение абразивной буферной жидкости. // Реф. Сб. ВНИИЭгазпрома. Сер. Бурение газовых и морских нефтяных скважин. 1980. — Вып. 1. — С. 24−27.
  77. Н. Э., Сулейманов Э. М., Агеев Ф. Е. Буферная жидкость на основе конденсированной твердой фазы силиката натрия // Изв. вузов. «Нефть и газ». 1982. — № 10. — С. 24 — 27.
  78. П. Я., Попов А. Ю., Бережков В. А. Облегченные тампонажные растворы, содержащие шламлигнин // Газовая промышленность. 1983. -№ 10.-С. 46−48.
  79. Ф.Г., Нижник А. Е. О влиянии цементирования на фильтрационную характеристику продуктивных пластов //Нефтяное хозяйство. -1978. -№ 10. -С. 26−28.
  80. Е.Т. Предупреждение глубинного проникновения фильтрата бурового раствора//Труды ВНИИГРН, вып. № 8. -1998. -С. 43−47.
  81. Моделирование течения буферной жидкости в кавернах буровой скважины/Е. П. Ильясов, В. А. Брискман, В. И. Капралов и др. // Экспресс информация сер. «Бурение». М. 1972. — вып. 14. — С. 1 — 7.
  82. Удаление фильтрационной корки со стенок скважины химическим способом/ Е. П. Ильясов, Б. А. Акулов, В. И. Капралов, Ю. И. Терентьев.// Бурение. 1973. -№ 3. — С. 14−16.
  83. Е. П., Смолянинов В. Г., Терентьев Ю. И. Эффективность ' вытеснения бурового раствора из каверн// Нефтяное хозяйство. 1972. -№ 8.-С. 24−26.
  84. Е. П., Терентьев Ю. И., Капралов В. И. Повышение качества цементирования скважин на нефтяных месторождениях Пермской области за счет применения буферных жидкостей// РНТС Сер. «Бурение» 1973. — № 11. — С. 27 — 29.
  85. Е. П., Утробин Н. С., Мельников Ю. В. Использование модифицированной метилцеллюлозы для снижения водоотдачи тампонажных растворов //Нефтяное хозяйство, 1976. № 2. — С. 65 — 67.
  86. В.Г., Сухоносов Г.Д.Оценка проницаемости пласта-коллектора при испытании его с помощью испытателя пластов, спускаемого на трубах //Бурение. -1983. -вып. 5, -С.21−22.
  87. Н. С. Влияние малых добавок на кинетику гидратации основных минералов портландцементного клинкера и портландцемента //Материалы V Всесоюзной конференции по физико-химической механике. Уфа. 1971. — С. 27−31.
  88. К вопросу о состоянии цементного камня при длительных сроках эксплуатации скважин ПХГ /A.A. Перейма, P.A. Гасумов, C.B. Долгов, Ю. П. Ильин, З.А. Астапова// Строительство газовых и газоконденсатных скважин. Сб. научных статей ВНИИгаз -М.-1996.-С. 6−12
  89. Н.Х., Агзамов Ф. А., Газизов Х. В. Облегченный тампонажный раствор с улучшенными технологическими свойствами //Изв. ВУЗов
  90. Нефть и газ". -1997. -№ 6. -С.45.
  91. Е. П., Новохатский Д. Ф. Шлаковые растворы с пониженной водоотдачей. //ВНИИТЭнефтегаз- Бурение. 1965. -№ 3. — С. 32−34.
  92. Е. П., Муняев В. Н., Остапенко А. А.Термостойкая буферная жидкость с регулируемыми удельным весом и водоотдачей// В кн. «Научные основы получения и применения промывочных жидкостей и тампонажных растворов». Киев. — 1974. — С. 178
  93. В. В. Основы массопередачи //М. Высшая школа. 1972. -232 с.
  94. О.Б., Медведев Н. Я., Бабец М. А. Влияние давления при цементировании на продуктивность скважин в условиях Западной Сибири //Техника и технология бурения скважин. -1988, -вып. 2. -С. 12−18.
  95. О.Б., Ким С.Д., Коробовкин С. Б. Устойчивость во времени эффекта снижения продуктивности при разрыве пласта в процессе цементирования //Научно-производственные достижения в новых условиях хозяйствования. -1989. -№ 1. -С. 11−15.
  96. Р. М., Лимановский В. М. Тампонажные растворы низкой водоотдачи //Сб. научных трудов. /Башк. Гос. Н-И и проект, институт нефт. промышленности (Уфа). 1992. -№ 86. — С. 179−182.
  97. Гидратационное твердение вяжущих веществ в присутствии неорганических добавок/ Т. А. Козленко, И. И. Крыжановский, В. Б. Ратинов, Ю. М. Чумаков, П. А. Рибендер. //Коллидный журн. 1973. -№ 35.-С. 949−950.
  98. Г. А. Некоторые особенности распределения фильтратабурового раствора в призабойной зоне скважин //Вопросы вскрытия и разобщения продуктивных пластов на месторождениях Западной Сибири, Тр. СибНИИНП- Тюмень. -1983. -С. 27−31.
  99. С. Ф., Каримов И. Н. Способ получения тампонажных материалов с пониженной водоотдачей. //Материалы 2-го Международного симпозиума «Наука и технология углеводородных дисперсных систем». Уфа, 2000. Научные труды. С. 92−93.
  100. Е. А., Зотеев А. М., Безруков С. Н ПБЖ повышает качество цементирования// Нефтяник. 1978. — № 6. — С. 14−15.
  101. Е.А., Зотеев A.M., Безруков С. Н. Опыт применения вязкоупругих жидкостей при цементировании скважин в Якутии // Бурение. 1979. — № 8. — С. 33 — 35.
  102. С.И., Маликова Ж. Г., Щукин Е. Д. Внутреннее напряжение в структурах гидратационного твердения минеральных вяжущих веществ. // Коллоид, журн. Т. 32. 1970. — № 2. — С. 224−227.
  103. В.И., Орлов Ю. И.О твердении портландцемента с комплексной добавкой расширяющегося и пластифицирующего типа// Ред. ж. прикл. химии РАН. СПб 1998. — 11с Деп. в винити 04.02.1998. № 287.-С. 98−99.
  104. В.Н., Пеньков А. И., Вахрушев Л. П. Полиалкиленгликолиевые растворы (ПАГРЫ) новое поколение растворов для бурения и заканчивания скважин //Тр. ОАО «Бурение», -вып. 6. -Краснодар, 2001. -С.10−16.
  105. В.И., Пешалов Ю. А., Калугин М. В. Повышение эффективности и качества крепления газовых скважин //Обзорн. информац. сер. Бурение газовых и газоконденсатных скважин. М.: ВНИИЭГазпром.1989. -72с.
  106. Д. А., Васюнцев В. Д. Об информативности акустической цементометрии// РНТС «Бурение». 1980. — № 3. — С. 17−19.
  107. Ф.Ф. Разработка нефтяных месторождений при заводнении //М.: Недра.-1974.-280 с.
  108. К.В., Кудряшов М. В., Тимашев В. В. Физическая химия вяжущих материалов. //М.: Высшая Школа, 1989. -386 с.
  109. Т. В. Алюминатные и сульфоалюминатные цементы. //М.: Стройиздат. 1986.-208 с.
  110. А. К., Уханов Р. Ф., Ахрименко В. Е. Буферная жидкость на основе БП-100// Нефтяник, 1983. № 7. -С. 14−15.
  111. А. К., Ахрименко В. Е., Шамина Т. В.Порошкообразный материал БПС-150 для приготовления буферной жидкости. //Нефтяная и газовая промышленность. 1988. — № 2. — С. 31−34.
  112. Экспериментальная оценка изолирующей способности тампонажных растворов. /А. К. Куксов, А. В. Черненко, Ю. Д. Комнатный, А. Е. Горлов // Тампонажные материалы и технология крепления скважин. -Труды ВНИИКРнефти, Краснодар. 1981. — С 3 -6.
  113. А.К., Черненко A.B., Горлов А. Е. Причины растрескивания глинистых корок при контактировании с тампонажным раствором-камнем //Тр. ВНИИКРнефти. -1977, вып. 13. -С. 150−155.
  114. А.К., Черненко A.B. Заколонные проявления при строительстве скважин //Обзорн. информац. сер. Техника и технология бурения скважин. М.: ВНИИОЭНГ. -1988. -вып. 9. -181 с.
  115. Я. М. Облегченные тампонажные растворы. // Газовая промышленность 1998. № 3 — С. 42−44.
  116. В. И., Шерстнёв Н. М. Вязкоупругий разделитель для цементирования обсадных колонн//РНТС «Бурение». ВНИИОЭНГ. М. -1975.-№ 1.-С. 18−21.
  117. Ларионов 3. М., Никитина А. В., Гаршин В. Р. Фазовый состав, микроструктура и прочность цементного камня и бетона.// М., Стройиздат, 1997. 264 с.
  118. Г. А. Анализ причин неудовлетворительного цементирования эксплуатационных колонн в восточной части Украины //Пути совершенствования конструкций и цементирования скважин в различных геологических условиях //М.: ВНИИОЭНГ. -1968. -С. 202 203.
  119. А. И. К вопросу исследования водоотдачи растворов из тампонажных цементов. //Автореф. дисс. канд. техн. наук., 1966. -167 с.
  120. А. И., Соловьев Е. М.К исследованию фильтрации цементного раствора. //Изв. вузов: Нефть и газ. 1961. — № 10. -С. 24−25.
  121. П.К. Пути повышения эффективности нефте-газопромысловых работ на больших глубинах //Геофизика нефти и газа. -1978. -№ 4. -с. 20−23.
  122. А. Я., Данюшевский В. С. Цементные растворы в бурении скважин// Л.: Гостоптехиздат. 1963. — 147 с.
  123. Л. Карней. Применение однофазного буферного агента при цементировании глубоких хвостовиков.// Инженер-нефтяник, М.: Недра. 1975. — № 6. — С. 25−29.
  124. С. В., Закхеев Н. Н., Кольцов О. П. Оценка качества буферных жидкостей// Бурение. 1980. — № 3. — С. 30 — 32.
  125. Технология цементирования скважин с применением утяжеленной буферной жидкости на основе буровых растворов/ С. В. Логвиненко, А. Н. Закхеев, А. А. Бугаенко, В. Ф. Женеленко// Бурение. 1983. — № 10. -С. 15−17.
  126. Ф. В., Рихартц В. К. О снижении водоотдачи тампонажных цементов. // Тезисы докл. VI международ, конгресс, по химии цемента. М.- Стройиздат. 1976. — С.260 — 261.
  127. Г. Н., Уханов Р. Ф. Кольматационные свойства специальных буферных жидкостей//Труды ВНИИКРнефти. Вопросы крепления скважин. Краснодар. — 1983. — С. 113−115.
  128. Л. В., Балримбаев С. В., Детков В. П. Влияние буферной жидкости на высоту подъема цементных растворов при креплении скважин// Бурение. 1967. — № 10. — С. 32 — 34.
  129. У. Р. Подбор буферной жидкости для улучшения качества цементирования скважин. //В кн.: Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений, 1972. С. 36 — 38.
  130. Н. А. Снижение водоотдачи и повышение текучести цементных растворов с помощью химических реагентов. //Бурение. -1966.-№ 8.-С. 16−18.
  131. H.A., Лимановский В. М., Мельников Ю. В. Понизители водоотдачи тампонажных растворов для цементирования «холодных» скважин. //РНТС Бурение, 1976. № 2. — С. 26 — 28.
  132. В.Г., Гасумов P.A., Петраков Ю. И. Тампонажные растворы для цементирования наклонного участка скважин// Строительство газовых и газоконденсатных скважин. Сб научных статей ВНИИгаз,-М.-1996.-С.156−159.
  133. Н. А., Савенок О. В., Савенок Н. Б. Разработкаоблегченных цементов для работы с поглощениями тампонажного раствора //Строительство неф. и газ. скважин на суше и на море. -1997. -№ 10−11. -С.26−28.
  134. Комплексные реагенты для обработки тампонажных растворов/В. М. Меденцев, А. К. Куксов, М. О. Ашрафьян, Ю. В. Гринько// Нефтяное хозяйство. 1997. — № 7. — С. 11−12.
  135. Тампонажные составы с повышенной прочностью камня /В.М. Меденцев, А. К. Куксов, М. О. Ашрафьян, Ю. В. Гринько //Строительство неф. и газ. скважин на суше и на море. -1997. -№ 8−9. -С.26−28.
  136. К. С., Саламов Ю. И. Определение допустимого объема буферной жидкости для цементирования наклонных скважин// В кн. «Теория и практика бурения наклонных скважин». Баку, 1985. -С. 82−85.
  137. О. Н., Уханов Р. Ф., Ахрименко В. Е.Возможность применения некоторых отходов лесохимической промышленности для приготовления буферной жидкости. // Бурение. 1977. — № 5. — С. 27−29.
  138. В. И. Уточнение требований к свойствам буферных жидкостей // Бурение. 1979. — № 11. — С. 16−18.
  139. В. М. Коррозия бетона. //М.: Стройиздат. 1952. 147 с.
  140. В. М., Иванов Ф. М., Алексеев С. Н. Коррозия бетона и железобетона, методы их защиты. //Стройиздат. 1980. — 280 с.
  141. Мухин J1.K., Анопин А. Г., Леонидова А. И. Бурение и крепление скважин в солевых отложениях бартовой зоны прикаспийской впадины //Бурение. -РНТС. -1976. -№ 1. -С.24−26.
  142. В.В. Изменение объема системы при твердении гидравлических вяжущих // Изв. АНСССР. -ОТН-1958. -№ 6. -С. 147−149.
  143. Д.Х. Стабилизация коллоидных систем полимерами //М.: Мир. -1986.-236 с.
  144. Ю. П., Близнюков В. Ю., Котов Л. В. Разработка методики1.исследования процесса взаимодействия бишофита с тампонажными растворами //НТЖ, Строт-во нефт. и газ. скв. на суше и на море. ВНИИОЭНГ. 1988. — № 8−9. — С.24−27.
  145. Ю. Н, Близнюков В. Ю. Особенности взаимодействия бишофита с буровыми растворами при бурении скважин на Россошинской площади (Волгоградский ПХГ) //НТЖ Строительство нефт. и газ. скв. на суше и на море. -М.: ВНИИОЭНГ. -1998. -№ 7. -С. 16−18.
  146. Ю. Н., ч Близнюков В. Ю., Самолаева Т.Н. Исследование поведения системы бишофит-тампонажный раствор в условиях повышенного давления //НТЖ Строительство нефт. и газ. скв. на суше и на море. -M.: ВНИИОЭНГ. -1999. № 3. — С. 25−27.
  147. Ю. Н., Близнюков В. Ю., Серебряков И. С. Исследование процесса взаимодействия цементов с насыщенным раствором бишофита и галита// НТЖ Строительство нефт. и газ. скв. на суше и на море. -М.: ВНИИОЭНГ. 2000. — № 8−9. — С.39−42.
  148. Прочность и долговечность цементного камня. /В.И. Ott, Г. Т. Вартумян, Г. Г. Гилаев, Е.А.Тригубова// Строительство нефт. и газ. скв. на суше и на море. 2000. — № 11. — С.23−25.
  149. Вероятностные методы при выборе свойств тампонажного раствора и камня. /В.И. Ott, Г. Т. Вартумян, Г. Г. Гилаев, Е.А.Тригубова// Строительство нефт. и газ. скв. на суше и на море. 2000. — № 12. -С. 19−23.
  150. JI. В., Ахрименко В. Е., Левшина 3. П. Влияние добавок кремнегеля на свойства тампонажного раствора и камня// Труды
  151. ВНИИКРнефти. Теория и практика крепления скважин. Краснодар, -1989.-С. 32−36.
  152. Л. В., Ахрименко В. Е., Левшина 3. П. Особенности структуры облегченного цементного камня с добавками кремнегеля/ //Ж. Прикл. химии 1989.-№ 8.-С. 1779−1781.
  153. К. Ф. Буровые промывочные жидкости. // М.: Недра, 1967. 293 с.
  154. А.И., Кошелев В. Н. Основные факторы, влияющие на изменение проницаемости коллекторов при воздействии буровых растворов //Тр. ОАО «Бурение». -Краснодар. -1998, вып. № 5. -С. 102−107.
  155. М. М., Тедер Р. И. Методика рационального планирования экспериментов/М. М. Протодьяконов, //М.- Наука.-1970. -180 с.
  156. Н.Р. Инженерные задачи механики сплошной среды в бурении //М.:Недра. -1989. -270 с.
  157. Н.Р., Смирнов Н.Т.,. Тевзадзе Н. Р. Оценка качества вскрытия пластов и освоения скважин //Обзорн. информац. сер.
  158. Бурение". М: -ВНИИОЭНГ. -1987. -48с.
  159. Н.Р., Смирнов Н. Т., Тевзадзе Н. Р. Оценка качества вскрытия пластов и освоения скважин /Юбзорн. информац. сер. Строительство нефт. и газ. скв. на суше и на море. М.: -ВНИИОЭНГ. -1990. -44с.
  160. Н.Р., Яковенко В. И., Дерновой В. П. Оценка качества вскрытия пластов и освоения скважин //Нефтяное хозяйство. -1992. -ЖЗ.-С. 6−9.
  161. А., Саснаускас К. Труды НИПИ-Силикатобетон //Таллин. 1969. — вып.4. С. 269−276.
  162. Разработка и исследование буферных жидкостей с регулируемой плотностью от 1,0 до 2,0 г/см для цементирования скважин с температурой от -5 до +200°С. Заключительный отчет ВНИКР нефти. -Краснодар. 1980 г. 116 с.
  163. Опыт применения вязкоупругого разделителя для очистки ствола. скважины при ее бурении и креплении/Я. М. Расизаде, А. И. Курдачев, А. В. Летицкий, Н. М. Шерстнев// РНТС «Бурение» 1975. — № 12. -С. 32−34.
  164. Жидкость для разделения утяжеленных тампонажных и глинистых растворов при цементировании скважин с АВПД. /Ш.Р. Рахимбаев, А. К. Рахимов, Т. А. Карабеков, В. Г. Чернопятов.// Экспресс-информации. Бурение 1975. — № 14. — С. 3 — 5.
  165. Ш. Р. Регулирование технологических свойств тампонажных растворов. //Ташкент: Фан. 1976. — 104 с.
  166. Ш. Р., Хасанов Т. Р. Обработка цементных растворов поливиниловым спиртом и метилцеллюлозой. //РНТС Бурение. 1967. -№ 1.-С. 21−23.
  167. Ш. Р. Жидкость для разделения утяжеленных тампонажных и глинистых растворов при цементировании скважин. // Бурение. -1975.-№ 4.-С. 230−233.
  168. Крепление скважин эксплуатационными колоннами безцементирования нефтеносной части пластов /Р.Ш. Рахимкулов, И. Ф. Афридонов, Р. Т. Асфандияров и др. //Нефтяное хозяйство. -1996. -№ 6. -С. 10−13.
  169. П. А. Поверхностно-активные вещества, их назначение и применение // М.: Недра. 1978. — 25 с.
  170. М. И., Рахимов А. К. Методика определения объема буферных жидкостей при цементировании скважин // Труды Сред. Аз. НИИ геолог, и минеральн. сырья. 1988. Вып. 67. С. 32 — 35.
  171. Г. А., Шаманов С. А., Рогов A.A. Регулирование технологических свойств тампонажных растворов при креплении газовых скважин // Строительство нефт. и газ. скв. на суше и на море. -2000.-№ 11.-С. 14.
  172. Г. С., Грановская И. В. О солестойкости тампонажных цементов с минеральными добавками//Нефтяное хоз-во. -1990. № 8. -С. 23−25.
  173. Влияние органических добавок на коррозийную стойкость потландцемента/ JI. И. Рябова, Д. Ф. Новохатский, Ф. Г. Мамулов, Н. А. Иванова //Цемент. 1974. — № 6. — С.9−11.
  174. С.А., Бадовская В. И., Мартынов Б. А. Усовершенствованная методика выбора технологии вторичного вскрытия продуктивных пластов //Тр. ОАО «Бурение», вып. 6. -Краснодар, 2001. С. 97−108.
  175. Я. А. Справочник по буровым растворам. // М.: Недра. 1982. -267 с.
  176. JI. Б., Сычев M. М. Активированное твердение цементов // Л.: Стройиздат. 1981. 270 с.
  177. JI. Б. Проявление особенностей электронного строения ихимических связей твердых фаз в процессе твердения цементных смесей //Цемент. 1983. — № 5. — С.10−12.
  178. Э. С., Хромакова 3. А. Методика оценки эффективности буферных жидкостей//Нефтяная и газовая промышленность. 1982. — № З.-С. 22−23.
  179. Г. В., Коваленко Н. Г., Бинтер Г. В. Применение комбинированной буферной жидкости с улучшенными вытесняющими и крепящими свойствами// Бурение 1980. — № 10. — С. 20 — 22.
  180. .И., Соловьева Е. С., Ребиндер П.А Влияние условий кристаллизации на развитие дисперсных структур при гидратационном твердении окиси магния//ДАНСССР, Т. 184, -№ 1 1969. — С. 161.
  181. Е.М. Заканчивание скважин //М.: Недра. -1979. -544 с.
  182. Справочник по креплению нефтяных и газовых скважин, /под ред. А. И. Булатова. // М.: Недра. 1981. — 264 с.
  183. Твердение цементных паст в присутствии хлоридов Зс1- элементов/И. Н. Степанова, Л. Т. Лукина, Л. Т. Сватовская, М. М. Сычев //Журн. прикл. химии.-1981.-№ 5.-С. 1083−1088.
  184. И. Н., Лукина Л. Г. Гидратация и твердение вяжущих. //Львов. 1981.-287 с.
  185. М. М. Управление свойствами композиционных материалов на основе неорганических связующих химическими методами. //Журн. прикл. химии. -1987. № 11. — С. 2406−2411.
  186. М. М. Химия отвердевания и формирования прочностных свойств цементного камня // Цемент. 1987. — № 9. — С.4−6.
  187. М. М., Казанская Е. Н., Петухов А. А. О возможностиповышения активирующего действия природных цеолитов при твердении цементов// Ж. прикл. химии. 1982. — т 55. — № 11. -С. 2553−2556.
  188. М. М. Проблемные вопросы гидратации и твердения цементов // Цемент. 1986. — № 9 — С.11−14.
  189. М. М. Способы повышения активности клинкера и цемента. // Цемент 1985. — № 3 — С. 19−24.
  190. М. М. Роль электронных явлений при твердении цементов // Цемент. 1984. — № 7. — С. 10 — 13.
  191. М. М. Методы разработки новых вяжущих систем. //Журн. прикл. химии. -1976. № 10. -Т.69. С.2121−2130.
  192. A.A. Физикохимия полимеров //М.: химия. -1978. -520с.
  193. В. В. Физико-химический анализ вяжущих систем. //Цемент.- 1987.-№ 2.-С. 6−9.
  194. В. П., Корнилов А. Е. Тампонажные материалы для арктических районов// Экспресс-информ./ВНИИ Газпром, сер. «Бурение газовых и газоконденсатных скважин». 1980. — № 2. — С.44−54.
  195. ТуркинаЛ. И., Сычев М. М., Судакас Л. Г. Сычев, Л. Г. Судакас Связь электрических свойств цементных минералов с их активностью в вяжущих системах. // Ж. прикл. химии. 1981. — т54. — № 8. -С. 1315−1320.
  196. А. А., Мельников Ю. В. Применение нейтрально-сульфитного щелока для регулирования свойств цементных растворов // М.: Бурение.- 1971.-№ 1.-С. 28−31.
  197. Р. Ф., Маслиенко В. Е., Байков О. Н. Оценка эффективности буферных жидкостей // Труды ВНИИКРнефть вып. 9, Краснодар, 1975. С. 8−11.
  198. Результаты испытания буферной жидкости на основе порошкообразного материала/ Р. Ф. Уханов, А. К. Куксов, О. Н.
  199. , В. И. Мищенко // Бурение. 1981. — № 1. — С. 30 — 33.
  200. . Р. Ф., Куксов А. К., Мироненко О. Н. Совершенствование технологии применения буферных жидкостей. //ТНТО, сер. «Бурение». М., ВНИИОНГ, 1971.- 190 с.
  201. Е. П., Гайдаров А. М. Опыт применения аэрированной буферной жидкости при цементировании обсадных колоннч // Бурение. 1981. — № 12. — С. 17- 19.
  202. Формирование и генезис микроструктуры цементного камня/ Под редакцией JI. Т. Шпыновой//Львов: Высш. Шк. 1975. -160 с.
  203. А. А., Янкевич В. Ф., Овчинников В. П. Облегченный расширяющийся тампонажный раствор //Изв. вузов, «Нефть и газ»,-1997.,-№ 5.- С. 77−79.
  204. А. А. Результаты применения облегченных растворов с добавлением микросфер // Изв. вузов, «Нефть и газ». -1997. № 4. -С. 19−22.
  205. А. А., Овчинников В. П., Овчинников П. В. Облегченные тампонажные растворы для цементирования газовых скважин месторождений Крайнего Севера//Изв. вузов, «Нефть и газ». -2000.-№ 2.-С. 27−33.
  206. А. А. Специальные тампонажные материалы для разобщения газосодержащих горизонтов месторождений Крайнего Севера // Изв. вузов, «Нефть и газ». 2000. — № 5. — С. 23−29.
  207. Хаимов Мальков В. Я. Влияние условий на кристаллизацию цементного камня. // М-Л:. Сб. «Рост кристаллов» изд. АНСССР. -вып. 8- 1959-С. 263−267.
  208. Г. Р., Рахимбаев Ш. Р. Цементные растворы с низкой водоотдачей с добавками полиакриламида. // Нефтяное хозяйство, 1966, № 10.-С.31−33.
  209. A.B. Герметичность затрубного пространства и требования к тампонажному раствору (камню) //Тр. ВНИИКРнефтьи. 1977, вып. 13.-С. 142−149.
  210. A.B., Куксов А. К. Влияние фильтрационных разрушений на проницаемость тампонажного камня //Нефтяное хозяйство. -1972. -№ 10. -С.21−24.
  211. A.B., Горлов А. Е. О седиментационной устойчивости тампонажных растворов //Нефтяное хозяйство.-1977. -№ 7.-С.21−23.
  212. В.Н., Соловьев В. Н. Анализ эксплуатации скважин с различными конструкциями забоя при АНПД //Нефтяное хозяйство. -1986.-№ 6.-С. 10−13.
  213. JT. Н., Соловьев Е. М. Влияние добавок гипана на . реологические свойства цементных растворов. //Нефтяное хозяйство. -1966.-№ 8.-С. 12−15.
  214. Применение буферной жидкости на основе БП-100 при цементировании скважин в объединении «Узбекнефть» / М. X. Шаманов, Д. К. Кучкаров, М. А. Абдурахимов, С. К. Парпиев, Г. В. Черникова, А. М. Панов //Бурение. М. — 1980. — № 6. — С. 25−27.
  215. Г. Методы аналитической химии. //М.: Химия. 1995. 380 с.
  216. А. Е. Структура, прочность и трещиностойкость цементного камня. // М.: Стройиздат. 1974. — 192 с.
  217. Н. М., Расизаде Я. М., Сидоров Н. А. Применение вязкоупругих сред при бурении скважин. //ТНТО М. ВНИИОЭНГ. Сер. «Бурение». 1976. — 176 с.
  218. Н. М., Курдачев А. И. Вязкоупругий разделитель для цементирования скважин. Экспресс-информация // Сер. «Бурение» ВНИИОЭНГ, М:. Вып. 20. 1972. — 180 с.
  219. Ф. М. // Автореф. Канд. Дис. М. 1972. 26 с.
  220. Д.И. Термодинамика структурообразования водносиликатных дисперстных материалов //Д.И. Штакельберг • //Зинатне: -Рига. -1984. -234 с.
  221. JT. Т,. Набигтович И. Д., Белов Н. В. Влияние затравок наструктуру цементного камня. //Кристаллография. 1966. Т. 11, — вып. -№ 6.-С. 214−217.
  222. Л.Г., Чих В.И. Взаимосвязь микроструктур клинкера, цементного -порошка и камня// Цемент. 1987. — № 3. — С. 6−9.
  223. Влияние ступенчатого цементирования скважин на их продуктивность /Н.Л. Щавелев, A.B. Карпов, B.C. Сысоев и др. //Нефтяное хозяйство. -1998. -№ 5. -С.20−22.
  224. И. Г., Голышкина Л. А, Катеев И. С. Повышение герметичности контактных зон цементного кольца. // М.: (обзор инф. ВНИИОЭНГ) — 1980−35 с.
  225. В.И., Шурыгин М. Н. Экспериментальная оценка влияния процесса цементирования скважин на относительную их продуктивность //Строительство неф. и газ. скважин на суше и на море. -1999. -№ 7−8. -С. 44−46.
  226. A.C. 1 055 852 СССР. Буферная жидкость для разделения цементного и бурового раствора на углеводородной основе./ Н. М. Аношин, О. Н. Линчевский, И. П. Мухин // Саратовнефтегаз. № 3 457 009- Заявл. 05.05.1982. Опубл. 08.04.1983, Бюл. № 17.
  227. A.C. 958 651 СССР Буферная жидкость / И. И. Бикбулатов, И. Х. Бикбулатов, О.М.Лесовая// Тат гос. наун. исслед. и проект, институт нефт. пром. № 2 932 288- заявл. 14.04.1980. Опубл. 15.09.1982. Бюл. № 13.
  228. A.C. 1 373 792 СССР. Буферная жидкость./ М. Г. Цюцяк, А. П. Кротков, И. Д. Чибанович// ЦНИЛ ПО Укрнефть. -№ 3 777 929- Заявл. 26.04.1984. Опубл. 16.06.1988. Бюл. № 6.
  229. A.C. 1 346 765 СССР Буферная жидкость./ О. Н. Тарнавский, И. Н. ¦ Цыцымушкин// Волго-Урал НИ и проект, институт. № 4 005 683-. Заявл. 06.01.1986. Опубл. 02.12.1987. Бюл. № 39.
  230. A.C. 1 343 002 СССР Буферная жидкость./ Т. И. Шихалиев, 3. И, Кизимов, В. X. Абдулаев// Азербайд. институт нефти и нефтехимии. -№ 3 957 482- Заявл. 16.09.1985. Опубл. 04.12.1987. Бюл. № 37.
  231. A.C. 1 046 477 СССР Буферная жидкость для разделения бурового и тампонажного растворов./ Е. П. Катенёв, А. А. Остапенко, Д. Е. Колесников// Филиал Сев. Кав. НИИ неф. промышленности. -№ 1 713 237- заявл. 12.03.1983. Опубл. 14.06.1985. Бюл. № 17.
  232. A.C. 779 572 СССР Буферная жидкость./ А. С. Посташ, В. Е. Городецкий, И. С. Финогенов// Гос. Н.-И. и проект, институт неф. промышленности, УкрГипроНИИнефть. № 4 931 638 103- Заявл. 20.02.1991. Опубл. 07.03.1993. Бюл. № 9.
  233. A.C. 1 021 762 СССР Буферная жидкость./ Н. А. Леонидов, С. Ф. Леонидова, И. Н. ЗалеваловаЛ Туркм. Н-И и проект, институт нефтяной промышленности. -№ 3 347 530- Заявл. 08.10.1981. Опубл. 14.07.1983. Бюл. № 21.
  234. A.C. 945 380 СССР Буферная жидкость./ О. Н. Рубинштейн, А. Г. Анопин, Л. К. Мочалова, А. А. Юркова// ПО Саратовнефтегаз- Заявл. 02.10.1980. Опубл. 23.07.1982. Бюл. № 27.
  235. A.C. 1 339 232 СССР Буферная жидкость./ О. Н. Мередова// Туркм. Научно-исследовательский институт нефтяной промышленности. № 3 846 910- Заявл. 21.01.1985. Опубл. 23.09.1987. Бюл. № 35.
  236. A.C. 1 201 488 СССР Буферная жидкость./ И. С. Катеев, В. Г. Жженов, Л. М. Голышкина// Татарский государственный научно-исследовательский и проектный институт нефтяной промышленности. № 3 649 218- Заявл. 26.08.1983. Опубл. 04.10.1985. Бюл. № 40.
  237. А. С. 730 956 СССР Буферная жидкость./ Н. Э. Зейналов, Э. М. Сулейманов, Н. М. Кадыров// Азерб. Н-И и проект, институт нефтянойпромышленности. -№ 2 626 039- Заявл. 17.08.1978. Опубл. 30.04.1980, Бюл. № 16.
  238. А. С. 180 006 СНГ МКИ5 Е21/138 Буферная жидкость./ Э. С. Сенкевич, J1. К. Бруй// Гос. Н-И и проект, институт нефт. промышленности. УкрГипроНИИнефть. № 493 168/03- Заявл. 20.02.1991. Опубл. 07.03.1993. Бюл. № 9.
  239. А. С. 1 352 040 Россия Буферная жидкость./Ф.А. Ахундов. JI. М. Матвеенко// Азербайд. Н-И и проект, институт нефтяной промышленности. № 4 037 534/03- Заявл. 12.03.1986. Опубл. 15.11.1987. Бюл. № 42.
  240. А. С. 657 168 СССР Буферная жидкость./ В. Е. Ахрименко, В. Н. Баринов, О. Н. Мироненко, Р. Ф. Уханов, С. С. Сухарев// ВНИИ по креплению скважин и буровым растворам. № 2 157 682- Заявл. 16.06.1975. Опубл. 15.04.1979. Бюл. № 14.
  241. А. С. 654 795 СССР Буферная жидкость./ В. Е. Ахрименко, О. Н. Мироненко, Н. К. Скиба, Р. Ф. Уханов, Т. В. Шамина// ВНИИ по креплению скважин и буровым растворам. № 2 448 571/22−03- Заявл. 01.02.1977. Опубл. 30.03.1979. Бюл. № 12.
  242. А. С. 15 038 711 СССР К В 01 F 11/02. Гидродиспергатор./ В. Т. Филиппов, И. Н. Логвинов.// Заявл. 30.12.1987. Опубл. 30.08.1989. БЮЛ. № 32.
  243. А. С. 1 002 524 СССР Вязкоупругая буферная жидкость./ Н. С. Курочкин,
  244. Н. В. Горбунова, И. С. Катеев// ВНИИ буровой техники. № 3 268 677- Заявл. 07.04.1981. Опубл. 07.03.1983. Бюл. № 9.
  245. А. С. 1 709 072 Е21 В 33/138 РФ. Комплексная добавка для тампонажных растворов/ В. Е. Ахрименко, А. К. Куксов, Е. М. Левин// ВНИИ по креплению скважин и буровым растворам. № 4 231 703- Заявл. 17.04.1987. Опубл. 30.01.1992. Бюл. № 4.
  246. A.C. 1 719 618 СССР МПК Е21В/138 Комплексный реагент для тампонажных растворов //А.К. Куксов, А. П. Крезуб, Л. И. Рябова, Лышко Г. Н. № 3 876 492/23 заявл. 17.03.1990. Опубл. 15.03.1992.
  247. Патент № 2 179 231 Р.Ф. МПК Е21В/138 -Комплексный реагент для тампонажных растворов /В.А. Казаков, А. К. Куксов, Д. Ф. Новохатский, Л. И. Рябова //ОАО «Бурение» заявл. 11.04.2000- опубл. 10.02.2002.
  248. Патент 2 013 524 Р.Ф. МПК E21B33/138 Комплексный реагент для тампонажных растворов /A.A. Перейма, Л. В. Перцева, заявл. 18.10.1992- опубл. 30.05.1994.
  249. A.C. 2 021 488 Р.Ф. МКИ E21B33/138 Облегченный тампонажный состав /В.Г. Филь, В. Д. Коваленко, Д. А. Костенко //УкрНИИ природных газов. -№ 5 019 048/03- заявл. 27.12.1991- опубл. 15.10.1994.
  250. А. С. 1 465 544 СССР. Облегченный тампонажный раствор. /В. Е. Ахрименко, Е. М. Левин, Л. В. Палий, В. Н. Никифорова /ВНИИ покрепл. скважин и буровым растворам. № 4 237 845/03- Заявл. 02.04.1987. Опубл. 15.03.1989. Бюл. № 10
  251. А. С. 972 047 СССР Полимерный состав для крепления скважин /В. П. Редько, В. И. Крылов, В. А. Волошин, П. Г. Озерский, Ю. Г. Карпенко. //ВНИИКРнефть. № 2 650 515/22−03- Заявл. 31.07.1978. Опубл. 14.10 1982. Бюл. № 40.
  252. А. С. 1 043 291 СССР. Полимерный состав для изоляции пластов в скважине /В. А. Волошин, А. И. Булатов, В. И. Крылов, J1. В. Палий, В. П. Редько// ВНИИКРнефть. № 2 799 501/22−03 Е21 B33/138- Заявл.1607.1979. Опубл. 23.09.1983. Бюл. № 35.
  253. А. С. 402 635 СССР. Состав для разделения потоков жидкостей/ В, П, Меркулов, Н. М, Шерстнев, Я. М. Расизаде// Всесоюзн. Нефтегаз. НИИ- № 982 637. Заявл. 19.09.1971. Опубл. 30.08.1973. БЮЛ. № 12
  254. А. С. 1 689 590 СССР. Состав для разделения жидкостей. /Л.М.Матвеенко, М.С.Сулейманов// Азербайджанский научно-исследовательский и проектный институт нефтяной промышленности. -№ 4 037 534- Заявл. 14.03.1986. Опубл. 04.12.1987. Бюл. № 42.
  255. A.C. 1 657 611 Р.Ф. МПК Е21В/138 Способ приготовления облегченного тампонажного материала /Н.Х. Каримов, H.A. Танкибаев, Н. В. Тренкеншу //Актюб. Отделение НИ геологоразвед. института № 4 661 436/03 заявл. 25.01.1989- опубл. 23.06.1991.
  256. А. С. 1 818 462 СНГ. Способ получения тампонажного раствора. /В. Е. Ахрименко, Л. В. Палий //ВНИИ по крепл. скважин и буровым растворам. -№ 4 915 356- Заявл. 28.02.1991. Опубл. 30.05.1993. Бюл. № 20
  257. A.C. 266 674 СССР Способ обработки цементных растворов //Э. А. Оголихин, И. М. Тимохин, В. В. Токунова, А. И. Малинина, JI. К. Мухин. № 1 228 398/22−3 Е21 B33/138- Заявл. 22.03.1968. Опубл. 09.07.1970. Бюл. № 12.
  258. A.C. 560 970 СССР МПК E21B33/138 Способ и устройство для определения седиментационной устойчивости тампонажных растворов /A.B. Черненко, А. Е. Горлов //ВНИИКРнефть. -№ 21 816 472/03- заявл. 13.02.1976- опубл. 02.08.1977.
  259. А. С. 966 227 СССР Тампонажный раствор. /В. А. Волошин, В. В. Жорин, В. П. Тимовский, А. А. Вольтере и И. С. Катеев// ВНИИКРнефть. № 2 735 974/22−03- Заявл. 11.03.1979. Опубл.1711.1982. Бюл. № 38.
  260. А. С. 675 168 СССР Тампонажный раствор. /Н. М. Макеев, Е. П. Ильясов, П. И. Астафьев, Б. М. Курочкин, Н. А. Касаткина, П. А.
  261. Шамсурин //Пермский государственный Н.-И. институт нефтяной промышленности. № 2 615 186/22−03- Заявл. 15.05.1976. Опубл. 1979, Бюл. № 27.
  262. А. С. 1 799 999 СНГ Тампонажный раствор. /Ю. Я. Тарадыменко, В. П. Тимовский, В. А. Кушу, В. Е. Ахрименко, Ю. Г. Карпенко. //ВНИИ по крепл. скважин и буровым растворам. № 4 860 694/03- Заявл. 18.06.1990. Опубл. 07.03.1993. Бюл. № 9.
  263. Пат. 2 204 012 Россия, Е-21, B33/138 Тампонажный раствор/В.Е. Ахрименко, Э. А. Александрова //- Заявл. 07.08.2001. Опубл. 10.05.2003. БИ. № 13.
  264. A.C. 1 802 089 Р. Ф. Тампонажный состав для крепления скважин /A.C. Абрамов, А. П. Крезуб, H.A. Мариампольский, Е. С. Безрукова //ВНИИ по креплению скважин и буровым растворам № 4 951 960/03- заявл. 12.03.1989- опубл. 20.05.1991.
  265. A.C. 1 305 307 СССР МПК Е21В/138 Тампонажный состав /П.Я. Зельцер, Е.А. Коновалов//№ 1 713 184/03- заявл. 13.02.1985- опубл. 23.04.1987.
  266. А. С. 881 299 СССР Тампонажный раствор. /А. Г. Бекетова, Г. С. Евтушенко// Гомельское отделение Белорусского научно-исследовательского геологоразведочного института. -№ 2 447 123/22−03- Заявл. 24.07.1979. Опубл. 15.11 1981. Бюл. № 43.
  267. А. С. 1 714 089 СНГ МКИ6 Е21 B33/138 Тампонажный раствор /П. М. Данилевич, Н. В. Струбилина, Л. П. Зотова, А. Г. Ларин, М.П. Галиченко// КБ ПО Саратовнефтегаз. № 4 775 832- Заявл. 29.12.1989. Опубл. 23.02.1992. Бюл. № 6.
  268. A.C. 1 776 765 СССР Тампонажный раствор./ Л. В. Палий, В. П. Тимовский, В. Е. Ахрименко, В. П. Тарадыменко, В. И. Левитин/ ВНИИ по креплению скважин и буровым растворам. № 4 840 777/ 03- Заявл. 29.12.1989. Опубл. 23.02.1992. Бюл. № 6.
  269. A.C. 1 703 807 СССР Тампонажный раствор./ А. Н. Куксов, 3. Ш Ахмадишин, Л. В. Палий, В. Е. Ахрименко, В. А. Никифорова// ВНИИ по креплению скважин и буровым растворам. № 4 708 634/03- Заявл.2106.1989. Опубл. 07.01.1992. Бюл. № 1.
  270. A.C. 1 521 863 СССР Тампонажный раствор// В. Е. Ахрименко, Л. В. Палий, Е. М. Левин, Л. Д. Плюснин// ВНИИ по креплению скважин и буровым растворам. № 4 372 002/23 — 03- Заявл. 28.01.1988. Опубл. 15.11.1989 Бюл. № 42.
  271. А.С.643 453 СССР Тампонажный раствор./В. Е. Ахрименко, Г. И. Гагай, Л. И. Рябова// ВНИИ по скреплению скважин. 25 066 660/29−33- Заявл. 12.07.1977. опубл. 25.01.1979. Бюл. № 3.
  272. A.C. 1 716 095 СССР Е21 B33/138 Тампонажный цемент /Р.П. Иванова, Н. Е. Ноговицин, С. С. Волкова, Э.В. Гизатулин// Сибирский НИИ и проектный институт цементной промышленности. № 4 808 096- Заявл.0802.1990. Опубл. 29.219 992. Бюл. № 8.
  273. A.C. 937 707 СССР Е21 B33/138 Тампонажный раствор /М.В.Бернштейн, А. Е. Горлов, В. В. Жорин. // ВНИИКРнефть. № 2 790 296/22−03- Заявл. 01.06.1979. Опубл. 08.04.1982. Бюл. № 23.
  274. А. С. 1 273 506 СССР. Тампонажный раствор. Е21 В 33/138/ В. Е. Ахрименко, О. П. Гень, О. Р. Камалов, А. К. Куксов, Е. М. Левин// ВНИИ по креплению скважин и буровым растворам. № 3 873 030/2203- Заявл. 26.03.1985. Опубл. 30. 11.1986. Бюл № 44.
  275. А. С. 907 222 СССР. Термостойкая буферная жидкость./ В. Е. Ахрименко, А. И. Булатов, А. К. Куксов, Р. Ф. Уханов, Т. В. Шамина, А. А. Павлов. //ВНИИ по креплению скважин буровым раствором. № 2 962 432/23−03- Заявл. 16.07.1980. Опубл. 23.02.1982. Бюл. № 7.
  276. A.C. 1 582 082 СССР Устройство для определения отмывающей способности буферных жидкостей./ Я. Ю. Соболевский, Ю. Г. Сук// ЦНИЛ ПО Укрнефть. № 4 408 437- Заявл. 25.02.1988. Опубл. 30.08.1990. Бюл. № 28.
  277. Патент 2 119 040 Россия. Буферная жидкость./ М. Р. Мавлютов/ предприятие «Экобур». -№ 961 273- Заявл. 25.06.1996. Опубл. 20.09.1998. Бюл. № 26.
  278. Патент 2 088 548 Россия Комплексная добавка для бетонной смеси/В.Н. Павлычев, Н. Н Истомин, В. И. Борзенко, Г. Н. Куликов// ТОО «Пласт М». № 9 514 166/04- Заявл. 17.02.1992. Опубл. 10.03.1995. Бюл. № 7.
  279. Патент 2 179 231 Россия МПК7 Е21 В 33/138. Комплексный реагент для тампонажных растворов./ В. А. Казаков, А. К. Куксов. Д. Ф.
  280. , Л. И. Рябова// ОАО «НПО Бурение».-№ 2 000 109 983/03- Заявл. 18.04.2000. Опубл. 10. 02. 2002.
  281. Патент 1 839 040 СССР Е21 В 33/138 комплексный реагент для тампонажных растворов на основе портландцемента./А.А.Перейма, Ю. И. Петраков, P.A. Гасумов и др. ДСП 1990.
  282. Патент 2 043 481 Россия МКИ Е21 B33/138. Облегченный термостойкий тампонажный материал. /П. М. Сиренко, Н. Г. Бубликова, Д.А.Костенко// Укр. НИИ природных газов. № 5 042 087/03- Заявл. 14.05.1992. Опубл. 10.09.1995. Бюл. № 25.
  283. Патент 2 122 627 Россия Пластификатор тампонажных растворов /П.Ф. Цыцымушкин, С. Р. Хайрулин, С. Н. Горонович // Волго-уральский Н-И и проектный институт нефти и газа. № 97 100 111- Заявл 06.01.1997. Опубл. 27.11.1998. Бюл. № 33.
  284. Патент 2 002 041 Россия Тампонажный материал. /В. Р. Негометзянов, В.П.Борцов// Сиб НИИ нефтяной промышленности. № 5 030 068/03- Заявл. 27.02.1992. Опубл. 30.10.1993. Бюл. № 18.
  285. Р.Ф. 21 200 256 Е21в33/138 Тампонажный материал //ОАО «Цемстром Инк». № 97 111 865/03- заявл. 23.07.1997- опубл. 10.10.1998 БИ № 23.
  286. Патент 1 696 533 Россия Тампонажный раствор. МКИ5 Е21 В/138 /Б. М. Курочкин// АО Татнефть. № 4 951 512/02- Заявл. 27.06.1991. Опубл. 15.10.1994. Бюл. № 23.
  287. Патент 2 161 695 Россия Тампонажный раствор для крепления скважин и способ его приготовления. /С. В. Логвиненко, Ю. М. Басарыгин, В. Ф. Будников, А. А. Рогов, Г. А. Резчиков// Кубаньгазпром. № 98 122 632- Заявл. 15.12.1998. Опубл. 10.01.2001.
  288. Патент 2 161 695 Россия Тампонажный раствор для крепления скважин и способ его приготовления. /С. В. Логвиненко, Ю. М. Басарыгин, В. Ф. Будников, А. А. Рогов, Г. А. Резчиков// Кубаньгазпром. № 98 122 632- Заявл. 15.12.1998. Опубл. 10.01.2001.
  289. Патент 2 120 024 Россия Способ изготовления облегченного тампонажного цемента. /Н. X. Каримов, Ф. Х. Агзамов, Х. В. Газизов, И.Н. Каримов//Научно-производственное предприятие «Азимут». -№ 96 123 381/03- Заявл. 10.12.1996. Опубл. 10.10.1998. Бюл. № 28.
  290. Патент 2 039 206 Россия Тампонажный раствор. МКИ Е21 /Н. А. Окишев, А. Г. Иванов, И.В.Карпенко// Комплекс, тематическая экспедиц. Гос. геологич. предприятия Томскнефтегазгеология. -№ 5 016 277/03- Заявл. 12.09.1991. Опубл. 09.07.1995. Бюл. № 19.
  291. Патент 2 039 207 Россия Тампонажный раствор. МКИ6 21 ВЗЗ/138 /Н. А. Окишев, А. Г. Иванов, И.В.Карпенко// Комплекс, тематическая экспедиц. Гос. геологич. предприятия Томскнефтегазгеология. № 5 029 954/03- Заявл. 02.03.1992. Опубл. 09.07.1995. Бюл. № 19.
  292. Патент 2 035 585 Россия Тампонажный раствор для крепления скважин иремонтных работ. /А. А. Перейма, К. М. Тагиров, В. И. Ильяев, А.А. Ковалёв// Сев.-Кав. НИИ природ, газов. № 92 009 166/03- Заявл. 30.11.1992. Опубл. 20.05.1995. Бюл. № 14.
  293. Патент 2 026 954 Россия МКИ6 Е21 В21/00 Способ получения тампонажной смеси. /Ф. П. Цыцымушкин, С. Р. Хайрулин, С.Н.Горонович/ Тат Н-И институт нефт. пром. № 5 041 916/03- Заявл. 08.05.1992. Опубл. 20. 01. 1995. Бюл. № 02.
  294. Clark Ch. R. Mud displacement with cement slurries /Ch. R. Clark, I/G.Canter//1. Petroll, Ntchhol. 1978.-/V.25.- № 7-P.775.
  295. Edwin C. Harrington. The Desirebility Tunction/ Edwin C. Harrington // Industrial Quality Control -1965- V.10-P. 17−19.
  296. Hardog J.J. An Integrated Aproach for Sucsessful Primary Cementations/ JJ.. Hardog, D.R.Davies, R.S.Stewart // Jornal of Petroleym Technology. -1983-P.1610.
  297. Kaprielov S. Properties of concretes with complex modifier based on silica fume and superplasticizer/ S. Kaprielov, A. Sheinfeld, V. Batraka //5th Canmet/ All Int. Conf. Superplast and other Chem. Admixtures concr. -Rome-Ottawa-1997- P. 123.
  298. Lieber W. Einflusvon Zinxoxyd Erstarren und Erhaerten von Portlandzement/ W. Lieber // Zement-Kalk-Gips.-1977-№ 3-P.20.
  299. Lukas W. Hydration of cement./ W. lukas // Cement and concrete Research. -1976- № 6.- P. 225−233
  300. Matsumoto S. An effective preflugh fluid in primary cementing / S. Matsumoto, W. uakagawa // P.J. Japanise Petrol Technal. -1970. V.35. -№.2.-P. 13−20.
  301. Mituzas A. Cement/ A. Mituzas, J. Mituzas, L.A. Ramanausiench// Futurn.
  302. Cong, of Chemistry. Cement -1980-.-V.4-P.178−183.
  303. Talabani Sovan. New additives for minimizing cement body permlability /Talabani Soran, Hareland Geir, M.R.Islam// Energy Sources.- 1999- V.21.-№ 1−2. -P. 163.
  304. Patent.6 063 737 CILIA МПК с 09 к 3/00 Aqueous displacement fluid compositions for use in wellbores/ Hoberman Leonard, Michael Nahm, James Jang Woo, № 08/874 062- Заявл. 12.06.1997: Опубл. 16.05.2000.
  305. Patent.5 300 542 США МКИ с 08 0.10 НКИ 524/8 Additive composition for oil well cementing formulations Praving and anionic Surfactant Stabilizes to improve the fluid loss properties/ Coralkrischman заявл. 06.10.1993 Опубл. 05.04.1994.
  306. Patent. 5 565 027 США МКИ с04. НКИ Cement composition/ Shawl Edward Т., Klang Jeffrey A.,//ARCO Chemical Technology. L.P. № 627 745- Заявлено. 02.04.1996: Опубл. 15.10.1996
  307. Patent. 5 020 598 США МКИ5 Е21. НКИ 166/293 Cement Liquids with multiatomic alcohol additions. Process for cementing a well/ Cowan K.M., Hale A.H. // Shell Oil Co. № 363 226- Заявл. 08.06.1989: Опубл. 04.06.1991. НКИ 166/250
  308. Patent. 3 132 693 США Composition comprising hudroxyethyl cellulose polyvinilpirrolydone and organic sulfonate, cement slurry prementing wellsthere with / Charles Frederick // Weisend. Dallas. -№ 162 249- Заявл. 26.12.1961: Опубл. 12.05.1964
  309. Patent. 4 721 160 США МКИ C04 В 2/35 НКИ 166/293 Composition of lighweigth cement slurry cementinc oil and gas wells./ Parcenaux Philippe. // Sault Patrick.-№ 767 002- Заявл. 19.08.1985: Опубл. 26.01.1988
  310. Patent. 4 721 160 США МКИ C04 В 2/35 НКИ 166/293 Composition of lighweigth cement slurry cementinc oil and gas wells./ Parcenaux Philippe. // Sault Patrick.-№ 767 002- Заявл. 19.08.1985: Опубл. 26.01.1988
  311. Patent. 4 683 952 США МКИ С 04 В 7/35 НКИ 166/2 Fluid loss control in oil field cement /Reiffer Dennis G., Lundberg Robert P. //Exxon Research and Engineering.- № 903 450 — Заявл.04.06.1986: Опубл. 04.08.1987.
  312. Patent.4 706 755 США МКИ Е 21 В 33/13 НКИ 166/295 Fluid loss control in well cement slurries / Koark David, N. Nugent Adam,-№ 32 625- Заявл.01.04.1987: Опубл. 17.11.1987.
  313. Patent., 6 234 251 США МПК7 E21 B33/13 НПК 166/295 Halibyrton Energy Servises/ Chattergi Giten, Cromwei Roger S., Reddy Baierddy R., King. Bobby G, -№ 09/2553- Заявл.22.02.1999: 0публ.22.05.2001.
  314. Patent 5 588 489 США МПК E 21 B33/138. highweig well cement compositions and methods/Chattergi Griffith G. E., Totten P.Z., King B.G.//Haluburton Co,№ 551 101- Заявл.31.10.1995: Опубл.31.12.1996.
  315. Patent 49 269 44 США МКИ С 04 И 7/02 hignine-based cement fluid loss •control addivate /Peter Schilling//Westvaco corp.,-N297653- Заявл. 17.01.1989: 0публ.22.05.1990.
  316. Patent.4 466 837 США МКИ С 03 У1/08 НКИ 106/85 liguid water reducing additives for cement / Chatterji Giten, Brake Bobby G-- № 446 305- 3аявл.03.12.1982: Опубл.21.08.1984.
  317. Patent 4 413 681 США МКИ С 04 В 7/35 НКИ 166/295 Method of cement, а well bore using a fluid loss additive / Mekenzie Lie F.//Hughes Tool. Co.,-№ 388 334 — Заявл.03.11.1981: 0публ.08.11.1983.
  318. Patent 4 700 780 США МКИ E 21 В 33/14 НКИ 166/295 Method of redusing fluid loss in cement compositions/Brothera Larce E //Hallibur tone Services,-№ 31 493- 3аявл.27.03.1987: 0публ.20.10.1987.
  319. Patent 4 482 383 США МКИ С 04 В 7/35 НКИ 106/90 Polyamine fluid loss additive for oil well cements.//Mekenzie Lie F. //Hughes Tool Co., — № 5 028 713- 3аявл.09.06.1983: Опубл.13.11.1984.
  320. Patent 5 688 844 США МПК 6 E 21 В 33/14.Resilient well cement compositions and methods /Chatterji G. King B.G., Totten P.L., Onan D.D.//Haliburton Co., -№ 673 970- Заявл.01.07.1966: Опубл. 18.11.1997.
  321. Patent 6 234 251 США МГПС7 E21 B33/13.Resilient well cement compositions and methods. //Chatterji G., Cromwell Roger S., Reddy Baierddy R., King Bobby G. //Halliburton Energy Servises. Gnk.,-№ 09/255 301- Заявл.22.02.1999: 0публ.22.05.2001.
  322. Patent 4 455 169 США Salt water cement slurrie and water loss reducing additives the refor /Chatterji G., Bobby G.//Halliburtone Co.,-№ 371 848- Заявл.26.04.1982: Опубл. 19.01.1984.
  323. Patent 5 030 366 США Spacerfluids /Bredseham Robert D. //Atlantic Riechfield Co., /- № 441 853- Заявл.27.11.1989: Опубл.03.07.1991.
  324. Patent 4 717 488 США Spacerfluids /Seheult Sames M., Ernest Merck // Halliburton Co.,-№ 374 860- Заявл. 11.04.1976: Опубл.23.09.1978.
  325. Patent 1 448 240 Great Brittain. Water loss additive for sea water mud /Albert Hamilton Dekalb Alexander -№ 49 693/73- 3аявл.25.10.1973:1. Опубл.02.09.1976.
  326. Patent 5 363 918 США МКИ5 Е 21 В 33/138 НКИ 166/295 Wellbore sealing with unsaturated monomer system /Covan K.M., Hale A.H.//Schell oil Co.,-№ 102 035- Заявл.04.08.1993: Опубл. 15.11.1994.
  327. Patent 5 009 269 США НКИ 166/293 Well-cementing fluid loss additive and method /Moran L.K.//Conoco Inc.- № 560 533- Заявл.31.07.1990: 0публ.23.04.1991.
  328. Patent 5 105 885 США МКИ5 E 21 В 43/16 НКИ 166/279 Well cementing method using a dispersant and fluid loss intensifies /Bray W.S., Wood W.R. //Bj. Services Co. -№ 616 232- Заявл.20.11.1990: Опубл.21.04/1992.
Заполнить форму текущей работой

Пора сдавать?