Файл: Обоснование технологии глушения нефтяных скважин с высоким газовым фактором при подземном ремонте.pdf

Скачать файл
Заказать решение

ВУЗ: Не указан

Категория: Диссертация

Дисциплина: Не указана

Добавлен: 07.11.2023

Просмотров: 150

Скачиваний: 3

ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.
3.5 Выводы по Главе 3
1. Разработан и запатентован блокирующий биополимерный состав, представляющий собой сшитую полимерную систему на основе ксантановой камеди, структурированную ацетатом хрома, с добавлением регулятора времени гелеобразования (водно-спиртового раствора органических комплексонов, который рекомендуется к применению в качестве ТЖ для глушения нефтяных скважин перед подземным ремонтом в условиях высокого газового фактора.
2. Разработанный блокирующий состав БПС обладает следующими свойствами регулируемой вязкостью (от 30 мПа·с до полной потери текучести высокой термостабильностью (до 80 Св течение 10 суток не смешиваемостью с нефтью и пластовой водой, что позволяет исключить дополнительную закачку буферных пачек низкой коррозионной активностью способностью разрушаться под воздействием 6 го водного раствора соляной кислоты.
3. На основании проведенных лабораторных исследований по подбору концентрации полимера и сшивателя БПС, выявлено, что наиболее приемлемым является применение 0,5-1,0 % масс. полимера и 0,15 % масс. сшивателя. Варьирование содержания полимера в БПС рекомендуется осуществлять с целью регулирования его вязкости от менее (0,5 % масс) к более вязкой (1,0 % масс) системы (2325-3290 мПа·с).
4. Установлена зависимость времени гелеобразования БПС от концентрации регулятора сшивки
(2-Меркаптоэтанол), что позволяет регулировать продолжительность сшивки полимерного состава от 20 минут до 4 часов. Это необходимо для успешной доставки ТЖ вместо установки.
5. Экспериментальным путем установлено, что миграция газа происходит, преимущественно, через объем БПС. Для предотвращения образования каналов фильтрации газа в объеме блокирующего состава на этапе его сшивки выдерживания в стволе скважины на время гелеобразования) необходимо проводить предварительный подбор концентрации регулятора времени гелеобразования. Кроме этого, предварительная закачка буферной ТЖ (водного раствора ПАВ-гидрофобизатора) позволит оттеснить пластовый флюид, в том

133 числе газ, вглубь пласта, и достичь окончательной сшивки блокирующего состава в интервале перфорации к моменту прорыва газа из ПЗП к забою скважины.
6. По результатам определения газоудерживающей способности блокирующих составов при моделировании прорыва газа из ПЗП в скважину установлено, что при увеличении их эффективной вязкости и ПНС наблюдается рост давления прорыва газа. Применение технологии глушения скважин с продавливанием блокирующих составов в ПЗП позволит существенно повысить до 2 раз их газоудерживающие свойства.
7. Входе лабораторных исследований, проведенных с использованием разработанного стенда по оценке газоудерживающей способности ТЖ, было установлено, что для надежного блокирования ПЗП в зависимости от величины газового фактора скважины рекомендуется использовать следующие композиции БПС:

0,5 % КМ + 0,15 % АцХр + 0,12 % ЭМ – для газового фактора до 150-
220 мм

0,8 % КМ + 0,15 % АцХр + 0,12 % ЭМ – для газового фактора до 170-
250 мм

1,0 % КМ + 0,15 % АцХр + 0,12 % ЭМ – для газового фактора до 200-
300 мм 8. Установлен механизм формирования разработанным
БПС газонепроницаемого экрана, заключающийся в создании в поровом пространстве терригенных пород-коллекторов временного изолирующего слоя, прочность которого зависит от концентрации полимера.
9. Результаты лабораторных фильтрационных исследований при моделировании процесса глушения и освоения нефтяных скважин с высоким газовым фактором позволили установить, что разработанный БПС способствует незначительному снижению (до 10 %) фильтрационных характеристик терригенных пород-коллекторов за счет образования в поровом пространстве полимерного слоя, препятствующего дальнейшему проникновению ТЖ в ПЗП, и последующей его самодеструкции стечением времени.

134 ГЛАВА 4 ОБОСНОВАНИЕ ТЕХНОЛОГИИ ГЛУШЕНИЯ И ОСВОЕНИЯ НЕФТЯНЫХ СКВАЖИН В УСЛОВИЯХ ВЫСОКОГО ГАЗОВОГО ФАКТОРА
4.1 Технология глушения нефтяных скважин с применением разработанного биополимерного состава В результате анализа геолого-промысловых материалов по глушению добывающих скважин с высоким газовым фактором в условиях нефтяных месторождений Западной Сибири выявлены следующие геологические и технологические причины неуспешности проведения операций
 нарушение технологии глушения
 неподтвержденные значения пластового давления
 наличие аварийного оборудования в скважине
 недостаточная разрядка скважины перед глушением. Данные факторы впоследствии могут привести к
 повторным циклам глушения
 осложнениям при освоении скважин и длительному ВНР;
 недостижению ожидаемых параметров добычи нефти после подземного ремонта
 увеличению продолжительности подземного ремонта. В связи с этим при планировании операций глушения скважин перед подземным ремонтом необходимо [38, 79]:
 проводить повторные замеры пластового давления для подтверждения текущей информации и расчета плотности стандартной ЖГС;
 выполнять предварительный анализ предыдущих операций глушения скважин
 осуществлять сопровождение глушения скважины для контроля и соблюдения технологических процессов.

135
4.1.1 Подготовительные работы Перед началом работ по глушению определяется давление на устье скважины. После чего производится остановка скважины с дальнейшей проверкой исправности запорной арматуры, осуществляется ее разрядка. На кустовой площадке производится расстановка специальной техники, производится обвязка оборудования и опрессовка нагнетательной линии на давление, превышающее ожидаемое рабочее в 1,5 раза, ноне более давления опрессовки фонтанной арматуры [106, 131]. Объем задавочной жидкости (водный солевой раствор) должен составлять
1,5 суммарного объема НКТ и скважины до интервала установки БПС. Объем блокирующего состава должен соответствовать двукратному скважинному объему (с учетом аварийного запаса) эксплуатационной колонны от забоя до точки, на 200 метров выше верхних отверстий перфорации. В зависимости от индивидуальных особенностей скважины, а именно ФЕС пласта, коэффициента аномальности пластового давления и величины газового фактора, объем блокирующей пачки может быть изменен и должен составлять не менее 0,5-1,0 м на метр перфорации. Например, чем ниже коэффициент аномальности пластового давления (недостаточная энергия пласта) и выше проницаемость пласта, тем больший объем блок-пачки необходимо закачать. В случае необходимости продавки блокирующего состава вглубь пласта для надежной изоляции интервала перфорации и предотвращения прорыва газа расход блокирующего состава также может быть увеличен. Перед закачкой БПС в скважину
 повторно замеряется эффективная вязкость смеси полимера и сшивателя с использованием ротационного вискозиметра типа FANN-35A (или аналог) для оценки качества приготовленной смеси
 оценивается время гелеобразования и качество сшивки БПС после дозирования регулятора гелеобразования [15].

136
4.1.2 Технология приготовления и закачки блокирующего биополимерного состава в скважину Технология приготовления и закачки блокирующего биополимерного состава в скважину реализуется с использованием специального нефтепромыслового оборудования насосный агрегат, смесительная установка например, [90]), автоцистерны, технологическая емкость (для сбора отработанной жидкости) (рисунок 4.1). Приготовление БПС на устье скважины осуществляется последующей схеме
− техническая вода поступает из автоцистерны в смесительную установку через встроенную систему подачи воды
− производится подача и перемешивание полимера с водой, которая составляет не менее 30 минут (допускается хранение готового водного раствора полимера без добавления остальных компонентов при температуре Св течение нескольких суток
− непосредственно перед использованием БПС, вводный раствор полимера вводится сшивающий агент, полученная смесь перемешивается до полного растворения, ноне менее 30 минут
− на устье скважины при параллельной закачке насосным агрегатом в скважину через тройник одновременно сводным раствором ксантановой камеди подается регулятор сшивки необходимого объема, исходя из технологических требований времени гелеобразования (для удобства дозирования регулятора сшивки в поток допускается его разбавление в пресной воде в объёме, оптимальном для поддержания объемного соотношения жидкостей в потоке и обеспечения планового объёма закачки биополимерного состава. Таким образом, смешивание компонентов и формирование структуры блокирующего биополимерного состава происходит в нагнетательной линии и скважине. Стоит отметить, что ксантановая камедь выпускается в двух вариантах сухой порошок и дисперсия полимера в изопропаноле. В случае использования

137 жидкой смеси снижается вероятность образования сгустков полимера при перемешивании с водой. Поскольку полимер изначально диспергирован в органическом растворителе и вода может легко гидратировать отдельные молекулы. Рисунок 4.1 ‒ Схема расстановки техники при глушении скважины Технология глушения скважины с использованием БПС предусматривает последовательное проведение следующих операций (рисунок 4.2):
− закачка водного раствора ПАВ-гидрофобизатора для замещения скважинной жидкости и дополнительного оттеснения газа и пластовой жидкости вглубь пласта
− приготовление в смесительной установке и закачка через тройник блокирующего биополимерного состава
− продавливание блокирующего состава в интервал перфорации задавочной жидкостью (водный солевой раствор
− технологическая выдержка скважины в состоянии покоя (не менее 6 часов) с целью завершения формирования блокирующего экрана и контроля газонефтеводопроявлений с закрытым трубными затрубным пространством, а также полной стабилизации давления [63].

138 Рисунок 4.2 ‒ Разработанная технология глушения скважины с использованием блокирующего полимерного состава Согласно результатам проведенных исследований (глава 3), выявлена область эффективного применения разработанных БПС, которая представлена в таблице 4.1. Таблица 4.1 ‒ Область эффективного применения разработанных блокирующих полимерных составов Показатель Разработанный состав
БПС №1
БПС №2
БПС №3 Полимер в составе БПС, % масс.
Ксантановая камедь – 0,5
Ксантановая камедь – 0,8
Ксантановая камедь – 1,0 Компонентный состав БПС, % масс. Ацетат хрома – 0,15 Регулятор времени сшивки – 0,12 Тип коллектора Терригенный Тип пустотного пространства
Поровый Газовый фактор, м
3
/м
3
до 150-220 до 170-250 до 200-300 Технология применения Перекрытие интервала перфорации с возможностью продавливания в ПЗП

139 Использование БПС позволит изолировать высокопроницаемые интервалы и предотвратить прорыв газа при глушении нефтяных скважин с газовым фактором до 300 мм. В случае прорыва газа из пласта в скважину полимерный состав способен удерживать его в своем объеме. В качестве задавочной жидкости могут быть использованы водные солевые растворы на основе кальция или натрия, эффективные в условиях гидростатического и повышенного пластового давления. Оценка успешности и эффективности применения данной технологии может быть проведена последующим критериям
 обеспечение эффективного глушения
– отсутствие газонефтеводопроявления после глушения
 сокращение объема блокирующего состава, продавливаемого в призабойную зону пласта, за счет регулирования времени его сшивки.
 сохранение производительности скважины после её освоения
 сокращение продолжительности вывода скважины на режим эксплуатации.
4.1.3 Охрана труда и промышленная безопасность Жидкости для глушения скважин обычно относятся к нетоксичным или малотоксичным. Однако эти жидкости считаются опасными [15]. Токсичность и опасные свойства биополимерного состава обусловлены свойствами входящих в него компонентов [23]:
 ксантановая камедь экологически безопасна и нетоксична, относится к веществам IV класса опасности и выпускается в соответствии с ГОСТ Р 57682-
2017;
 ацетат хрома (согласно ТУ 2499-001-50635131-00) представляет собой умеренно опасное вещество, относящееся к III классу опасности

2-Меркаптоэтанол ‒ вещество II класса опасности, производимое по ТУ 6-09-08-1024-81.

140 В случае использование эмульсионных растворов стоит учитывать, что контакт с растворами на углеводородной основе опасен и может вызвать поражение глаз, головокружение и поражение легких. Если принимать традиционные меры предосторожности при обращении с представленным жидкостями глушения и не допускать их разлива, разбрызгивания или сброса, то они неопасны и нетоксичны ни для людей, ни для окружающей среды [15].
4.2 Математическое моделирование процесса глушения нефтяных скважин с применением блокирующего состава
4.2.1 Разработка алгоритма расчета технологических параметров при закачке блокирующего состава в скважину Алгоритм разработан с целью автоматизированного расчета и последующего контроля основных технологических параметров при закачке неньютоновских технологических жидкостей в скважину по полученным результатам проведенных реологических исследований (рисунок 4.3). На первом этапе с помощью разработанного алгоритма обрабатываются кривые вязкости, полученные при лабораторных исследованиях, с целью определения основных параметров и коэффициентов, входящих в уравнения реологических моделей неньютоновских жидкостей. На втором этапе на основе данных, полученных на предыдущем этапе, а также исходя из конструкции скважины и режима работы насосного агрегата, проводится расчет допустимых значений расхода насоса и предельного значения вязкости жидкости глушения для предупреждения возможного гидравлического разрыва пласта. Кроме того, строится график зависимости текущего забойного давления от различных характеристик насосного агрегата.

141 База реологических моделей для описания кривых вязкости/течения
Начало
Выбор режима работы насосной установки
Результаты удовлетворительны
База методов расчета коэффициента гидравлического сопротивления
Подбор оптимальных параметров работы насосного агрегата
Задание параметров конструкции скважины
Загрузка данных физических параметром ТЖ
Определение реологических параметров ТЖ
Определение технологических параметров ТЖ
Расчет давления ГРП и критического значения вязкости ТЖ
Подбор допустимой концентрации полимера в составе блок-пачки
Нет
Да
Нет
Да
Аналитическая и графическая оценка результатов
Аналитическая оценка результатов
Задание геомеханических свойств пласта
Аналитическая и графическая оценка результатов
Конец
Результаты удовлетворительны
Результаты удовлетворительны
Да
Нет
Рисунок 4.3 ‒ Разработанный алгоритм расчета технологических параметров процесса закачки неньютоновских жидкостей в скважину при её глушении перед подземным ремонтом По результатам расчетов и построенных зависимостей принимается решение о необходимости изменения технологических параметров закачки неньютоновской жидкости с целью предотвращения нарушения технологической операции по глушению скважины. Например, непреднамеренного образования трещин вследствие гидроразрыва пласта. Это особенно актуально при продавливании ТЖ в ПЗП, поскольку образование трещин автоГРП может приводить к катастрофическим их поглощениям и, как следствие, к их повышенному расходу при закачке в скважину. Кроме того, может повышаться риск неконтролируемого прорыва газа по высокопроводящим каналам. Для сокращения затрат времени на проведение расчетов и оперативную оценку полученных результатов данный алгоритм был представлен в виде

142 программного кода на языке программирования Object Pascal [109], к которому был разработан визуальный интерфейс в программе Delphi 10 Seattle рисунок 4.4). Рисунок 4.4 ‒ Визуальный интерфейс части разработанного алгоритма Ниже более подробно представлена последовательность расчета технологических параметров биополимерного состава) Выбор реологической модели, наиболее точно описывающей кривую течения или кривую вязкости по значению коэффициента детерминации R
2 2) Определение реологических характеристик блокирующего состава, входящих в уравнения реологических моделей пластической вязкости предела текучести конечной вязкости ньютоновской начальной) вязкости максимального напряжения сдвига фактора консистенции показателя текучести.
3) Расчет технологических параметров закачки биополимерного состава в скважину
‒ потери давления на трение с учетом коэффициентов гидравлического сопротивления при течении вязкоупругой жидкости

143
‒ забойное давление при закачке жидкости в скважину
‒ эффективная вязкость состава при движении по различным элементам конструкции скважины
‒ общий объем и время глушения.
4) Расчет параметров гидравлического разрыва пласта давление и критическая вязкость состава, при которых может произойти ГРП.
4.2.2 Разработка методики обработки и интерпретации данных реологических исследований блокирующих составов
1. Выбор реологической модели, описывающей поведение блокирующего состава На данном этапе графическим способом подбирается реологическая модель (таблица 4.2), наилучшим образом описывающий кривую течения или вязкости исследуемой жидкости [18, 54, 94]. Также выполняется расчет коэффициента детерминации R
2
для численной оценки полученного результата.
Таблица 4.2 ‒ База формул для определения вязкости и напряжения сдвига в зависимости от скорости сдвига для различных типов жидкостей Наименование модели Формула зависимости τ от Формула определения μ
Оствальд-де-Вале
τ
γ
n
k
 
1
μ
γ
n
k

 
Голуб


0
γ
μ
μ
γ
τ μ γ
k
e






 
0
γ
μ
μ
μ Де Хавен
0
μ γ
τ
τ
1
τ
n
m




  


0
μ
μ
τ
1
τ
n
m



  


Кригер-Догерти


0
μ
μ
γ
τ μ γ
τ
1
τ
m





 

0
μ
μ
μ Кросс


0
μ
μ
γ
τ μ
γ
1 αγ
n





 

0
μ
μ
μ μ
1 αγ
n






Райнер-Филипов


0 2
μ
μ
γ
τ μ γ
τ
1
τ
m





 


  


0 2
μ
μ
μ μ
τ
1
τ
m







  



144 Продолжение таблицы 4.2
Метер


0
μ
μ
γ
τ μ γ
τ
1
τ
n
m





 


  


0
μ
μ
μ μ
τ
1
τ
n
m







  


Эллис
0
τ μ γ
γ
n
k

  
1 0
μ
μ
γ
n
k


 
Гершель-Балклей
0
τ
τ
γ
n
k

 
1
μ р 
Кассон


1 1
1 0
τ
τ
μ р 1
1 р  


Шведов-Бингам
0
τ р μ
γ
р


Примечание:
μ – эффективная вязкость,
τ – напряжение сдвига,
γ – скорость сдвига, k – фактор консистенции, n – показатель текучести, о – ньютоновская (начальная) вязкость,
μ
∞
– конечная вязкость,
τ
m
– максимальное напряжение сдвига при измерении, о – предел текучести,
μ
p
– пластическая вязкость,
α, е ‒ константы.
1   ...   6   7   8   9   10   11   12   13   14
2. Определение реологических характеристик блокирующего состава Результатом проведенных лабораторных исследований и выполненных расчетов с использованием предложенного алгоритма являются реологические характеристики, описывающих природу и поведение применяемой ТЖ при глушении скважин. А именно, значения пластической вязкости, предела текучести, конечной вязкости, ньютоновской начальной) вязкости, максимального напряжения сдвига, фактора консистенции и показателя текучести.
Ниже более подробно описан этап определения значений реологических характеристик исследуемого блокирующего состава для глушения скважин. На первом этапе проводится линейный регрессионный анализ значений вязкости и напряжений сдвига, полученных по результатам проведенных реологических исследований. Результатом такого анализа является получение

145 зависимости вида
y a b x
  
. Оценка параметров данного уравнения регрессии осуществляется методом наименьших квадратов [49]. При этом полученному значению коэффициента a соответствует значение предела текучести τ
0
, а коэффициента b – пластическая вязкость р, согласно модели Шведова-Бингама см. таблицу 4.2). Начальная вязкость μ
0
определяется как наибольшее значение вязкости раствора, полученное по результатам проведенных лабораторных исследований, и соответствует пределу текучести τ
0
. В тоже время минимальному значению вязкости раствора (при γ → ∞) соответствует конечная вязкость На основании полученных значений начальной и конечной вязкости выполняется расчет по формуле (4.1):
0
μ
μ
μ
μ
2
mid





(4.1) Максимальное напряжение сдвига при измерении τ
m соответствует значению вязкости, полученному из формулы выше, и может быть найдено из сводной таблицы результатов исследований [117]. Наследующем этапе выполняется поиск значений фактора консистенции k и показателя текучести n. А именно, по полученным значениям вязкости и напряжения сдвига строится степенная зависимость вида
b
y a x
 
. Оценка параметров данной степенной регрессии также осуществляется с помощью метода наименьших квадратов [49]. В рассматриваемом случае значению коэффициента а соответствует фактор консистенции k, а коэффициенту b ‒ показатель текучести, согласно модели Оствальда-де-Вале (см. таблицу 4.2).
3. Расчет технологических параметров процесса закачки блокирующего состава в скважину Далее в рассматриваемом алгоритме рассчитываются технологические параметры процесса закачки полимерного состава в скважину потери давления на трение забойное давление процесса закачки жидкости в скважину эффективная вязкость для различных элементов конструкции скважин общий объем и время глушения скважины [38].

146 Как известно, забойное давление складывается из значений давления на устье и гидростатического давления с вычетом потери давления на трение. Наиболее правильной методикой расчета гидравлических потерь следует считать методику, учитывающую свойства жидкостей и характер их течения. Именно поэтому, на основании значения числа Рейнольдса проводится подбор метода расчета коэффициента гидравлического сопротивления (таблица 4.3) в случае движения жидкости в насосно-компрессорных трубах, затрубном пространстве и интервале скважины от глубины спуска труб до забоя [16]. Таблица 4.3 ‒ База методов расчета коэффициента гидравлического сопротивления при течении неньютоновских жидкостей по трубам Наименование метода Формула
Р.И. Шищенко и АХ. Мирзаджанзаде
При Re′ = 80 ÷ 1000: где 
 
При Re′ = 1000 ÷ 2300:
6 0,13
λ
Re


Р.И. Шищенко и КА. Ибатулов
При Re′ = 2300 ÷ 40000:
8 0,075
λ
Re


При Re′ > 40000: λ = 0,02 = const
Б.С. Филатов
При Re′ ≥ 2800 ÷ 4000: λ = 0,017 ÷ 0,025, где 6 μ ν
р
р
d
Re
d
 
 



 








Б.И. Мительман
При Re′ < 2000 ÷ 3000:
64
λ
,
Re


иначе
7 где 6 μ ν
р
р
d
Re
d
 
 



 








Для кольцевого пространства
При Re′ < 1600:
80
λ
Re


При Re′ ≥ 1600 ÷ 2000:
7 где 6 μ ν
р
р
D d
Re
D d




 





 









147 Продолжение таблицы А. Метцнер и Дж. Рид
При Re′ < 2100:
64
λ
Re


, иначе
 с Re


 где 2
8
n
n
n
d
Re
k
n
n



 
 ЕМ. Соловьев
Для кольцевого пространства
При Re′ < 1600:
64
λ
Re


При Re′ ≥ 1600 ÷ 2000: λ = 0,014 ÷ 0,019,


экв
0
ν
ρ
где
,
τ
μ
1
ψ
μ ν
р
р
d
Re
D d


 





 










2 2
2 2
2 1
ψ
,
3 2 ln
D
D d
d
D
D
d
d


  







2 2
2 экв Примечание
λ ‒ коэффициент гидравлического сопротивления,
Re′ ‒ обобщенный критерий Рейнольдса, с, m ‒ коэффициенты, зависящие от эффективной вязкости жидкости,
ν – средняя скорость течения, d – внутренний диаметр трубопровода, d′ – внешний диаметр трубопровода,
D – внутренний диаметр эксплуатационной колонны,
ρ – плотность жидкости.
4. Расчет параметров гидравлического разрыва пласта Для контроля за процессом закачки блокирующего состава в скважину рассчитывается давление гидроразрыва пласта, которое согласно работе [136] определяется зависимостью (разр (4.2) где σ
h
– минимальное горизонтальное напряжение, МПа,
σ
H
– максимальное горизонтальное напряжение, МПа,
Р
р
– поровое давление, МПа,
T – предел прочности горной породы при одноосном растяжении, МПа.

148 Значения горизонтальных напряжений рассчитываются по формулам (4.3-
4.4) [154]:
2 2
ν
ν
ν
σ
σ
α
α
ε
ε ,
1 ν
1 ν
1 ν
1 ν
H
V
p
p
H
h
E
E
P
P




 
 








(4.3)
2 2
ν
ν
ν
σ
σ
α
α
ε
ε ,
1 ν
1 ν
1 ν
1 ν
h
V
p
p
h
H
E
E
P
P




 
 

 





(4.4) где ν и Е – коэффициент Пуассона (дед) и модуль Юнга (ГПа), соответственно,
σ
V
– вертикальное напряжение, МПа,
α – коэффициент Био, дед, Ни максимальные и минимальные деформации, соответственно, дед. Критическая вязкость раствора, при которой может произойти гидроразрыв пласта, определяется по формуле (4.5) [65]:


3 разр разр
2
г г
г г 5, 25 1 ν
P
P
Е
Q
Р
Р
Р
Р




















(4.5) где Р
г
− горизонтальная составляющая горного давления, МПа,
Q – расход жидкости, мс,
μ – эффективная вязкость жидкости, мПа·с.
4.2.3 Результаты расчета технологических параметров при закачке блокирующего состава в скважину По результатам проведенных расчетов выводятся технологические параметры процесса закачки блокирующего состава в скважину (рисунок 4.5). Согласно представленному примеру, полученное значение давления гидроразрыва пласта 38,8 МПа оказалось выше забойного давления 32,3 МПа при закачке блокирующего биополимерного состава в скважину. В данном случае отсутствует риск возникновения гидроразрыва пласта. Рассчитанное значение критической вязкости ТЖ является дополнительным информационным критерием и служит верхним пределом значения вязкости блокирующего состава, выше которого возможно образование техногенной трещины вследствие автоГРП. В рассматриваемом примере критическое значение

149 вязкости в 1,5-3 раза превышает замеренное значение вязкости биополимерного состава с содержанием полимера 0,5-0,8 % масс. Рисунок 4.5 ‒ Технологические параметры процесса закачки биополимерного состава в скважину при ее глушении
4.3 Особенности освоения нефтяных скважин после проведения подземного ремонта с использованием разработанного блокирующего биополимерного состава После проведения необходимых ремонтных работ осуществляется спуск в скважину установки электроцентробежного насоса (УЭЦН) на колонне НКТ. Затем откачивается традиционная ЖГС из скважины в технологическую емкость. В случае применения разработанной технологии глушения в вертикальной скважине без продавливания блокирующего полимерного состава в ПЗП, беспрепятственное извлечение последнего осуществляется с использованием насоса УЭЦН. Согласно результатам фильтрационных исследований, в данном

150 случае обеспечивается сохранение фильтрационных свойств ПЗП и минимальное время освоения и ВНР (рисунок 4.6). При глушении горизонтальной скважины, а также вертикальной скважины с продавливанием полимерной композиции в ПЗП, проводится закачка деструктора водного раствора соляной кислоты требуемой концентрации) в затрубное пространство для промывки насоса и зоны перфорации. Для восстановления фильтрационных характеристик ПЗП требуется проведение соляно-кислотной обработки (СКО) для растворения биополимерного состава. Скважина закрывается на технический отстой (2-8 часов) для химического разрушения БПС. По истечении указанного времени запускается насос для откачки разрушенного
БПС в технологическую емкость с последующим вызовом притока и ВНР. Рисунок 4.6 ‒ Схема освоения вертикальных и горизонтальных скважин после проведения подземного ремонта си без) продавливания блокирующего состава в
ПЗП После удаления из скважины водного солевого раствора и блокирующего биополимерного состава отработка скважины проводится на малых депрессиях в течение х суток. Отрабатывать скважину необходимо при дебите, не

151 превышающем рабочий до подземного ремонта скважины, и при щадящей депрессии на пласт [42, 101]. Блокирующий биополимерный раствор утилизируется экологически безопасным способом. Водные солевые растворы могут быть восстановлены с целью повторного использования в дальнейших операциях по глушению скважин.
4.4 Оценка технико-экономической эффективности от применения разработанного биополимерного состава при глушении нефтяных скважин с высоким газовым фактором Экономическая эффективность мероприятия по глушению нефтяных скважин с высоким газовым фактором с применением разработанного блокирующего биополимерного состава оценивалась по результатам расчета следующих показателей
− затраты на жидкость глушения, работу бригады и технику
− эксплуатационные затраты на добычу
− затраты на транспортировку и подготовку нефти
− налоговые исчисления. Механизм получения технико-экономического эффекта
1) Снижение расходов – за счет перехода на отечественные, более дешевые реагенты, минимизации потерь ЖГС при поглощении пластом и временных затратна организацию и проведение повторных операций по глушению скважин. Временные затраты подразумевают использование дополнительных объемов жидкости, работу бригады и использовании спецтехники цементировочный агрегат, автоцистерна) при повторных операциях глушения.
2) Дополнительная добыча ‒ за счет уменьшения непроизводительного времени проведения подземных ремонтных работ и снижения воздействия блокирующего состава на проницаемость породы-коллектора. Применение БПС при глушении нефтяных скважин в условиях высокого газового фактора позволит сократить время на освоение и вывод скважины на

152 режим эксплуатации за счет сохранения продуктивности пласта после проведения подземных ремонтных работ. Сравнительный анализ проведения повторных глушений скважин на нефтяных месторождениях Западной Сибири, на которых применялись схожие блокирующие жидкости глушения (в частности блокирующий состав на основе обратной эмульсии, показал следующее
 простой из-за повторных операций составляет в среднем 3 суток
 количество повторных глушений может достигать от 1 до 5 скважино- операций
 превышение первоначального объема жидкости глушения до 10 раз. Для дальнейших расчетов были приняты следующие осредненные параметры повторных глушений (таблица 4.4). Исходные данные в виде статьи затрат для расчета экономических показателей показаны в таблице 4.5. Показатели экономической эффективности от реализации технологии глушения скважин с использованием биополимерного состава сведены в таблицу 4.6. Формулы для вычисления основных экономических показателей реализации предлагаемой технологии представлены ниже [35]:
1) Выручка от реализации нефти вычисляется по формуле (4.6): ВЦ) где Q ‒ потери по добыче нефти на 1 неуспешное глушение, тонн, Ц ‒ цена реализации 1 тонны нефти без учета налога на добавленную стоимость (НДС, руб/т.
3) Налог на добычу полезных ископаемых (НДПИ) навесь объем добываемой нефти рассчитывается из формулы (4.7):
НДПИ
Q НДПИ
 
(4.7)
4) Переменные затраты навесь объем добываемой нефти определяются из формулы (4.8): З С 
(4.8) где С ‒ удельные переменные затраты на извлечение 1 тонны нефти, руб/т.

153 5) Валовая прибыль от реализации добытой нефти находится из уравнения (4.9):
В
П
В НДПИ З 

(4.9)
6) Налог на прибыль определяется по формуле (4.10): В, Налог на прибыль
П


(4.10)
7) Чистая прибыль компании от добытой нефти вычисляется по формуле (4.11):
Ч
В
П
П
Налог на прибыль (4.11) Таблица 4.4 – Параметры повторных операций глушения скважин (базовый вариант) Показатели Единица измерения Значение Простой из-за повторных операций сут/скв
3 Количество операций глушения дед.
2 Количество скважин для внедрения скв
1 Дебит 1 скважины т/сут
17 Таблица 4.5 – Данные для расчета основных экономических показателей Показатели Единица измерения Значение Затраты на работу бригады и оборудование Затраты на 1 операцию руб
48000 Расход жидкости
Задавочная жидкость м 40 Эмульсионный раствор м 30 Биополимерный состав м 30 Стоимость жидкости Стоимость 1 м задавочной жидкости руб/м
3 900 Стоимость 1 м эмульсионного раствора руб/м
3 4500 Стоимость 1 м биополимерного состава руб/м
3 7000 Стоимость добычи нефти Переменные затраты на извлечение нефти руб/т
1456 Ставка НДПИ руб/т
3470 Цена реализации 1 тонны нефти без НДС руб/т
9654 Налог на прибыль
%
20 Таблица 4.6 – Показатели экономической эффективности Показатели Единица измерения Значение Стоимость глушения Стоимость задавочная жидкость + ИЭР тыс. руб.
171

154 Продолжение таблицы Стоимость задавочная жидкость + БПС тыс.руб.
246 Затраты при глушении скважин с использованием ИЭР тыс.руб.
438 Затраты при глушении скважин с использованием БПС тыс.руб.
294 Экономия (разница в затратах) тыс.руб.
144 Экономический эффект Потери добычи нефти на 1 неуспешное глушение т
51 Выручка от реализации нефти тыс.руб.
1976 Производственные затраты тыс.руб.
1168 Валовая прибыль тыс.руб.
808 Налог на прибыль тыс.руб.
162 Чистая прибыль тыс.руб.
647 Сумма денежных потоков тыс.руб.
791 Результаты проведенных расчетов показали, что чистая прибыль за счет повышения эффективности глушения скважины может составить 647 тыс. руб, при этом затраты при использовании разработанного БПС могут быть снижены на
144 тыс. руб, что в конечном счете позволит добиться итогового экономического эффекта в размере 791 тыс. руб. на 1 скважину. Для оценки вероятности реализации разработанной технологии глушения нефтяных скважин с использованием разработанного БПС был проведен качественный анализ наиболее значимых рисковых факторов. Выделяются следующие основные риски, присущие практически всем проектам недостижение конечных результатов, риск несоблюдения графика и превышения бюджета, а также общеэкономические и политические риски. Качественный анализ рисков, которые могут возникнуть на различных этапах реализации предлагаемой технологии глушения скважин с использованием разработанного блокирующего полимерного состава, представлен в таблице 4.7. Цифры в таблице обозначают степень риска, где 1 (зеленый цвет) ‒ низкая, 2 желтый цвет) ‒ средняя, 3 (красный цвет) ‒ высокая степень. Стоит отметить, что в целом наблюдается средний уровень риска реализации данной технологии глушения скважин. Представленные способы

155 снижения рисков позволят сократить издержки и достичь конечной цели повышение эффективности технологии глушения нефтяных скважин перед подземным ремонтом в условиях высокого газового фактора. Таблица 4.7 − Ключевые риски при реализации предлагаемой технологии глушения Наименование риска Пути снижения риска Степень риска Технические Отсутствие опыта подбора технологии Изучение существующих технологий глушения для различных условий
1 Предложены неверные алгоритмы лабораторного тестирования Обзор мировых практики накопленного опыта
1 Отсутствие полного лабораторного комплекса Обзор мировых практики накопленного опыта
1 Организационные Длительные сроки согласования работ Составление подробных планов работ
3 Невыполнение работ в установленные сроки Составление подробных планов, координация работ
3 Экономические Изменение валютного курса Привлечение российских технологий
2 Изменение ценна нефть Рассмотрение проекта по этапам в рамках одного года
1 Превышение заявленной стоимости работ Утверждение стоимости на этапе согласования работ
2 Политические Изменение внешнеполитической конъюнктуры Привлечение российских технологий
3
1   ...   6   7   8   9   10   11   12   13   14
Итого (среднее значение
2
4.5 Выводы по Главе 4
1. Предложена технология глушения нефтяных скважин с высоким газовым фактором с использованием разработанного блокирующего состава БПС, позволяющего предотвращать поглощение ТЖ пластом и прорыв углеводородного газа из ПЗП в скважину. Данная технология предполагает доведение блокирующей композиции до забоя скважины задавочной жидкостью водным раствором NaCl или CaCl
2
) при предварительном оттеснении газа от забоя буферной ТЖ (водным раствором ПАВ-гидрофобизатора).
2. При освоении нефтяных скважин после их глушения с применением разработанного блокирующего биополимерного состава рекомендуется закачка в

156
ПЗП водного раствора соляной кислоты с целью деструкции БПС и снижения его негативного влияния на фильтрационные характеристики ПЗП после глушения. При этом возможно полное извлечение блокирующего состава из ПЗП вследствие его самодеструкции стечением времени.
3. Разработана и запатентована программа ЭВМ №2020615617, позволяющая осуществлять расчет основных технологических параметров процесса закачки блокирующего состава в скважину на основе данных его реологических исследований, а также информации о конструкции скважины и режимах работы насосного агрегата. Применение данной программы позволит при глушении скважины контролировать забойное давление и критическую вязкость БПС для предотвращения образования трещин автоГРП, что может привести к поглощению ТЖ пластом и последующему прорыву углеводородного газа в ствол скважины.
4. Технико-экономический эффект от реализации разработанной технологии глушения нефтяных скважин в условиях высокого газового фактора достигается за счет
 сокращения затрат вследствие снижения потерь (расхода) ТЖ, а также сокращения продолжительности глушения до 1 цикла
 сокращения времени на освоение скважины и ВНР;
 снижения потерь добываемой нефти за счет меньшего отрицательного воздействия БПС на фильтрационные свойства ПЗП;
 повышения безопасности ремонтных работ за счет предотвращения прорыва углеводородного газа из пласта в скважину.
5. Анализ экономической эффективности предлагаемой технологии глушения на примере одной из нефтяных скважин показал следующее
 чистая прибыль за счет повышения эффективности глушения скважины составила 647 тыс. руб
 затраты на проведение процесса глушения снижены на 144 тыс. руб
 разработанный БПС окупается при первом его использовании в случае успешного глушения скважины с высоким газовым фактором.

157 ЗАКЛЮЧЕНИЕ Диссертация является законченной научно-квалифицированной работой, в которой предлагается решение важной и актуальной научно-технической задачи – повышение эффективности технологии глушения нефтяных скважин перед подземным ремонтом в условиях высокого газового фактора.
1. Повышение эффективности технологии глушения нефтяных скважин в условиях поровых терригенных пород-коллекторов и высокого газового фактора может быть обеспечено за счет использования блокирующих биополимерных составов с регулируемой вязкостью и временем гелеобразования, что позволяет предотвращать прорыв углеводородного газа из пласта в скважину и контролировать степень поглощения ТЖ пластом.
2. Разработан и запатентован блокирующий биополимерный состав, представляющий собой сшитую полимерную систему на основе ксантановой камеди, структурированную ацетатом хрома, с добавлением регулятора времени гелеобразования (водно-спиртового раствора органических комплексонов, который рекомендуется к применению в качестве ТЖ для глушения нефтяных скважин перед подземным ремонтом в условиях высокого газового фактора.
3. Разработанный блокирующий состав БПС обладает следующими свойствами регулируемой вязкостью (от 30 мПа·с до полной потери текучести высокой термостабильностью (до 80 Св течение 10 суток не смешиваемостью с нефтью и пластовой водой, что позволяет исключить дополнительное использование буферных пачек низкой коррозионной активностью способностью разрушаться под воздействием 6 го водного раствора соляной кислоты.
4. Установлена зависимость времени гелеобразования композиции БПС от концентрации регулятора сшивки (2-Меркаптоэтанол), позволяющего контролировать интенсивность набора вязкости состава для успешной его доставки в интервал установки. Это позволяет регулировать время сшивки блокирующего биополимерного состава в диапазоне от 20 минут до 4 часов.

158 5. Выявлена закономерность изменения газоудерживающей способности разработанного БПС, выражающаяся в ее увеличении приросте эффективной вязкости и предельного напряжения сдвига полимерного состава.
6. Установлен механизм формирования разработанным блокирующим биополимерным составом газонепроницаемого экрана, заключающийся в создании в поровом пространстве терригенных пород-коллекторов временного изолирующего слоя, прочность которого зависит от концентрации полимера. Данный экран способен сдерживать газовый фактор до 300 мм 7. Результаты лабораторных фильтрационных исследований при моделировании процесса глушения и освоения нефтяных скважин с высоким газовым фактором позволили установить, что разработанный БПС в сравнении с другими типами блокирующих составов способствует незначительному снижению (до 10 %) фильтрационных характеристик терригенных пород- коллекторов за счет образования в поровом пространстве полимерного слоя, препятствующего дальнейшему проникновению ТЖ в ПЗП, и последующей его самодеструкции стечением времени. При необходимости промывка зоны перфорации водным раствором 6 ой соляной кислоты позволит восстановить
ФЕС ПЗП после глушения скважины.
8. Разработана и запатентована программа для ЭВМ, позволяющая осуществлять расчет основных технологических параметров процесса закачки блокирующего состава в скважину на основе данных его реологических исследований, а также информации о конструкции скважины и режимах работы насосного агрегата. Применение данной программы позволит при глушении скважины контролировать забойное давление и критическую вязкость БПС для предотвращения образования трещин автоГРП, что может привести к поглощению ТЖ пластом и последующему прорыву углеводородного газа в ствол скважины.
9. Разработана и предлагается к промышленному внедрению технология глушения нефтяных скважин перед их подземным ремонтом в условиях терригенных коллекторов и высокого газового фактора с применением

159 блокирующего биополимерного состава. Технико-экономическая эффективность реализации данной технологии глушения заключается в сокращении времени освоения и вывода скважины на режим эксплуатации, снижении потерь ТЖ, предотвращении простоя скважины на время повторного глушения, а также в повышении безопасности ремонтных работ, что в итоге позволит снизить потери по добыче нефти и повысить эффективность эксплуатации скважин.
10. Перспективы дальнейшей разработки темы диссертационного исследования связаны с расширением области эффективного применения разработанной технологий глушения нефтяных скважин перед их подземным ремонтом (карбонатные коллектора, аномально низкие пластовые давления, высокие пластовые температуры, что имеет важное научно-практическое значение для нефтегазовой промышленности России.

160 СПИСОК СОКРАЩЕНИЙ И УСЛОВНЫХ ОБОЗНАЧЕНИЙ
АНПД ‒ аномально низкое пластовое давление
БПС ‒ биополимерный состав
ВНР ‒ вывод скважины на режим эксплуатации
ВУС ‒ вязко-упругий состав
ГНВП ‒ газонефтеводопроявление;
ГРП ‒ гидравлический разрыв пласта
ЖГС ‒ жидкость глушения скважины
ИЭР ‒ инвертно-эмульсионный раствор
КВП ‒ коэффициент восстановления проницаемости
КИН ‒ коэффициент извлечения нефти
КНС ‒ критическое напряжение сдвига
НДПИ ‒ налог на добычу полезных ископаемых НДС ‒ налог на добавленную стоимость
НКТ ‒ насосно-компрессорная труба
ОПИ ‒ опытно-промысловое испытание ПАВ ‒ поверхностно-активное вещество
ПЗП ‒ призабойная зона пласта
ПНС ‒ предельное напряжение сдвига
ПРС ‒ подземный ремонт скважины
СКО ‒ соляно-кислотная обработка
СНС ‒ статическое напряжение сдвига ТЖ ‒ технологическая жидкость
УЭЦН ‒ установка электроцентробежного насоса
ФЕС ‒ фильтрационно-емкостные свойства.

161 СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Агабальянц, Э. Г. Промывочные жидкости для осложненных условий бурения / Э. Г. Агабальянц. – М Недра, 1982. ‒ 184 с.
2. Акимов, О. В. Совершенствование технологий глушения скважин при интенсификации разработки низкопроницаемых терригенных коллекторов дис.
… канд. техн. наук 25.00.17 / Акимов Олег Валерьевич. – Уфа, 2011. – 125 с.
3. Амерханов, ИМ. Влияние закачиваемой воды на параметры пластовой нефти / ИМ. Амерханов, ГА. Рейм, СТ. Гребнева и др. // Нефтепромысловое дело. ‒ М Издательский дом «Губкин». ‒ 1976. – №6. – С. 16-18.
4. Амиян, В. А. Применение пенных систем в нефтегазодобыче / В. А. Амиян, A. B. Амиян, Л. В. Казакевич и др. − М Недра, 1987. − 229 с.
5. Андерсон, Б. А. Асептическая биодеструкция полисахаридных реагентов, применяемых при бурении скважин / Б. А. Андерсон, Р. К. Андерсон, Е. А.
Гильванова и др. // Нефтяное хозяйство. ‒ М ЗАО Издательство Нефтяное хозяйство. ‒ 2004. ‒ №6. ‒ С. 64-67.
6. Андерсон, P. К. Биодеструкция полимерных реагентов, используемых для повышения нефтеотдачи пластов / Р. К. Андерсон, Е. А. Гильванова, Н. Г. Усанов и др. // Вестник инжинирингового центра ЮКОС. ‒ Томск ОАО НК «ЮКОС». ‒
2002. ‒ №4. ‒ С. 37-40.
7. Андрейкина, Л. В. Состав, свойства и переработка попутных газов нефтяных месторождений Западной Сибири дис. ... канд. техн. наук 02.00.13,
07.00.10 / Андрейкина Людмила Васильевна. ‒ Уфа, 2005. ‒ 110 с.
8. Баймухаметов, М. К. Анализ причин роста газового фактора на поздних стадиях разработки нефтяных месторождений / М. К. Баймухаметов, Д. С. Гулишов, В. Г. Михайлов и др. // Известия Томского политехнического университета. Инжиниринг георесурсов. − Томск ТПУ. ‒ 2018. − Т. 329. − №8. – С. 104-111.
9. Басарыгин, Ю.М. Технологические основы освоения и глушения нефтяных и газовых скважин / Ю.М. Басарыгин, В.Ф. Будников, АИ. Булатов и др. – М ООО «Недра-Бизнесцентр», 2001. – 543 с. : ISBN 5-8365-0092-4.

162 10. Басарыгин, Ю. М. Технология капитального и подземного ремонта нефтяных и газовых скважин Учебник для вузов / Ю.М. Басарыгин, АИ.
Булатов, Ю.М. Проселков. – Краснодар Издательство Сов. Кубань, 2002.
– 584 с. : ISBN 5-7221-0522-8.
11. Бондаренко, А. В Комплексная методика исследований по разработке эмульсионных блокирующих составов для глушения добывающих скважин / А. В. Бондаренко, Ш. Р. Исламов, Д. В. Мардашов // Территория «Нефтегаз». – М ООО «Камелот Паблишинг». ‒ 2018. – №10. – С. 42-49.
12. Бондаренко, А. В Лабораторные исследования полимерных составов для глушения скважин в условиях повышенной трещиноватости / А. В. Бондаренко, Ш. Р. Исламов, КВ. Игнатьев и др. // Вестник ПНИПУ. Геология. Нефтегазовое игорное дело. ‒ Пермь ПНИПУ. ‒ 2020. – Т. 20. ‒ №1. – С. 37-48.
13. Бондаренко, А. В Область эффективного применения жидкостей глушения нефтяных и газовых скважин / А. В. Бондаренко, Ш. Р. Исламов, Д. В. Мардашов
// Материалы Международной научно-практической конференции Достижения, проблемы и перспективы развития нефтегазовой отрасли. – Альметьевск АГНИ. ‒ 2018. – Т. 1. – С. 216-221.
14. Бондаренко, А. В Оценка эффективности применения блокирующих полимерных составов при глушении нефтяных скважин в условиях карбонатного коллектора и высокого газового фактора / А. В. Бондаренко, Д. В. Мардашов, Ш. Р. Исламов // Нефтегазовое дело. ‒ Уфа УГНТУ. – 2022. − Т. 20. – №1.
– С. 53-64.
15. Бриджерс, КЛ. Жидкости для заканчивания и капитального ремонта скважин / КЛ. Бриджерс. – М Институт компьютерных исследований, 2016. –
236 с. : ISBN 9785434403993.
16. Булатов, АИ. Системный анализ исследований течения вязко- пластичных жидкостей – глинистых и цементных растворов (ч. 1) / АИ. Булатов
// Бурение и нефть. ‒ М ООО «Бурнефть». ‒ 2016. ‒ №3. ‒ С.

163 17. Быков, НЕ. Справочник по нефтепромысловой геологии / НЕ. Быков, МИ. Максимов, А. Я. Фурсов. ‒ М Недра, 1981. ‒ 525 с.
18. Виноградов, Г. В. Реология полимеров / Г. В. Виноградов, А. Я. Малкин.
‒ М Химия, 1977. ‒ 440 с.
19. Газимов, МГ. Глушение скважин при ремонтных работах / МГ. Газимов // Нефтяное хозяйство. − М ЗАО Издательство Нефтяное хозяйство. ‒ 1978. − №8. – С. 37.
20. Гаршина, О. В. Разработка, опыт применения и перспективы повторного использования инвертно-эмульсионных буровых растворов / О. В. Гаршина, ПА. Хвощин, О. Г. Кузнецова и др. // Нефтяное хозяйство. ‒ М ЗАО Издательство Нефтяное хозяйство. ‒ 2011. – №10. – С. 56-59.
21. Гасумов, Р. А. Жидкости глушения для газовых и газоконденсатных скважин с повышенными пластовыми температурами / Р. А. Гасумов, СВ. Костюков, С. Н. Овчаров и др. // Наука. Инновации. Технологии. – Ставрополь СКФУ. ‒ 2017. − №3. – С. 117-126.
22. Глущенко, В. Н. Нефтепромысловая химия / В. Н. Глущенко, МА. Силин. – М Интерконтакт Наука, 2010. – Т. 3. – 650 с.
23. ГОСТ 12.1.007-76. Система стандартов безопасности труда. Вредные вещества. Классификация и общие требования безопасности = Occupational safety standards system. Noxious substances. Classification and general safety requirements : межгосударственный стандарт : издание официальное : дата введения 1977-01-01.
‒ Москва : Стандартинформ, 2007. ‒ 7 с.
24. ГОСТ 1929-87. Нефтепродукты. Методы определения динамической вязкости на ротационном вискозиметре = Petroleum products. Methods of test for determination of dynamic viscosity by rotary viscosimeter : межгосударственный стандарт : издание официальное : дата введения 1988-07-01. – Москва :
Стандартинформ, 2002. – 7 с.
25. ГОСТ 20287-91. Нефтепродукты. Методы определения температур текучести и застывания = Petroleum products. Methods of test for flow point and pour

164 point : межгосударственный стандарт : издание официальное : дата введения 1992-
01-01. – Москва : Стандартинформ, 2006. – 7 с.
26. ГОСТ 26450.0-85. Породы горные. Общие требования к отбору и подготовке проб для определения коллекторских свойств = Rocks. General requirements for sampling and sample preparation for determination of collecting properties : государственный стандарт Союза ССР : издание официальное : дата введения 1985-02-27. – Москва : Стандартинформ, 1985. – 5 с.
27. ГОСТ 26450.1-85. Породы горные. Метод определения коэффициента открытой пористости жидкостью насыщением = Rocks. Method for determination of open porosity coefficient by fluid saturation : государственный стандарт Союза ССР : издание официальное : дата введения 1985-02-27. – Москва : Стандартинформ,
1985. – 7 с.
28. ГОСТ 26450.2-85. Породы горные. Метод определения коэффициента абсолютной газопроницаемости при стационарной и нестационарной фильтрации
= Rocks. Method for determination of absolute gas permeability coefficient by stationary and non-stationary filtration : государственный стандарт Союза ССР : издание официальное : дата введения 1985-02-27. – Москва : Стандартинформ,
1985. – 16 с.
29. ГОСТ 33213-2014. Контроль параметров буровых растворов в промысловых условиях. Растворы на водной основе = Field testing of drilling fluids.
Water-based fluid : межгосударственный стандарт : издание официальное : дата введения 2016-04-01. – Москва : Стандартинформ, 2015. – 75 с.
30. ГОСТ 3900-85. Нефть и нефтепродукты. Методы определения плотности
= Petroleum and petroleum products. Methods for determination of density : межгосударственный стандарт : издание официальное : дата введения 1987-01-01.
– Москва : Стандартинформ, 2006. – 74 с.
31. ГОСТ Р 9.905-2007. Единая система защиты от коррозии и старения. Методы коррозионных испытаний = Unified system of corrosion and ageing protection. Corrosion test methods. General requirements : национальный стандарт

165 Российской Федерации : издание официальное : дата введения 2009-07-01. – Москва : Стандартинформ, 2007. – 25 с.
32. Гультяева, НА. Рост текущего газового фактора. Влияние растворенного в пластовой воде газа на общий объем добываемого со скважинной продукцией газа / НА. Гультяева, В. И. Шилов, О. В. Фоминых // Территория
Нефтегаз. – М ООО «Камелот Паблишинг». ‒ 2013. – №9. – С. 50-57.
33. Гумеров, КО. Повышение эффективности эксплуатации скважин электроцентробежными насосами в условиях образования вязких водонефтяных эмульсий дис. … канд. техн. наук 25.00.17 / Гумеров Кирилл Олегович. – СПб.,
2015. – 136 с.
34. Демахин, С. А. Глушение скважин блок-пачками – эффективное средство сохранения фильтрационных свойств продуктивного пласта / С. А. Демахин, А. П. Меркулов, ДН. Касьянов и др. // Нефть. Газ. Новации. – Самара ООО Портал Инноваций. ‒ 2015. – №1. – С. 66-69.
35. Дунаев, В. Ф. Экономика предприятий нефтяной и газовой промышленности Учебник / В. Ф. Дунаев. ‒ М РГУ нефти и газа им. ИМ.
Губкина, 2006. ‒ 352 с. : ISBN 5-7246-0360-8.
36. Дурягин, В. Н. Обоснование технологии ограничения водопритока для нефтяных месторождений с трещинно-поровым типом коллектора дис. … канд. техн. наук 25.00.17 / Дурягин Виктор Николаевич. – СПб., 2015. – 132 с.
37. Духон, П. Ю. Методы контроля состава и свойств раствора на углеводородной основе / П. Ю. Духон, А. Е. Долгих, Г. П. Шерман // Труды института геологии и разработки горючих ископаемых АН СССР. – М АН СССР. ‒ 1976. – Вып. 27. ‒ С. 22-27.
38. Желонин, П. В. Обоснование алгоритма выбора технологий глушения скважин / П. В. Желонин, ДМ. Мухаметшин, А. Б. Арчиков и др. // Научно- технический вестник ОАО «НК «Роснефть». – М ЗАО Издательство Нефтяное хозяйство. ‒ 2015. – №2. – С. 76-81.

166 39. Закиров, С. Н. Совершенствование технологий разработки месторождений нефти и газа / С. Н. Закиров, АИ. Брусиловский, Э. С. Закиров и др. – М Грааль, 2000. – 643 с. : ISBN 5-7873-000-4-3.
40. Здольник, СЕ. Глушение скважин с контролем поглощения в условиях интенсификации разработки терригенных коллекторов / СЕ. Здольник, АН. Хандрико, ОБ. Аханкин // Нефтяное хозяйство. ‒ М ЗАО Издательство Нефтяное хозяйство. ‒ 2007. – №11. – С. 62-65.
41. Здольник, СЕ. Проблемы глушения скважин Приобского месторождения и пути их решения / СЕ. Здольник, ИМ. Згоба, А. Г. Телин //
Научно-технический вестник ОАО «НК «Роснефть». – М ЗАО Издательство Нефтяное хозяйство. ‒ 2006. – №1. – С. 35-38.
42. Зейгман, Ю. В. Вызов притока жидкости из пласта и освоение скважин установками ЭЦН: Учебное пособие / Ю. В. Зейгман, О. А. Гумеров. – Уфа ООО Монография, 2006. – 92 с. : ISBN 5-94920-059-4.
43. Зейгман, Ю. В. Особенности выбора составов жидкостей глушения скважин в осложненных условиях эксплуатации скважин / Ю. В. Зейгман, В. Ш. Мухаметшин, С. Б. Харина и др. // Нефтяное хозяйство. ‒ М ЗАО Издательство Нефтяное хозяйство. ‒ 2017. – №1. – С. 66-69.
44. Зейгман, Ю. В. Физические основы глушения и освоения скважин Учеб. пособие / Ю. В. Зейгман. – Уфа УГНТУ, 1996. – 78 с. : ISBN 5-230-19049-3.
45. Зуев, К. И. Основы теории подобия / К. И. Зуев. ‒ Владимир ВлГУ,
2011. ‒ 51 с.
46. Игнатьев, КВ. Лабораторные исследования сшитых полимерных составов для глушения скважин в осложненных условиях карбонатных коллекторов / КВ. Игнатьев, А. В. Бондаренко, А. В. Окунев и др. // Сборник научных трудов XIII Международного научно-технического конгресса студенческого отделения общества инженеров-нефтяников. – Тюмень ТИУ, 2019.
– С. 152-154.
47. Игнатьев, КВ. Особенности глушения скважин при подземном ремонте в условиях карбонатных коллекторов / КВ. Игнатьев, А. В. Бондаренко, Ш. Р.

167
Исламов и др. // Материалы III Международной научно-практической конференции молодых ученых Энергия молодежи для нефтегазовой отрасли. – Альметьевск АГНИ, 2018. – С. 53-56.
48. Изюмченко, Д. В. Газожидкостные потоки в вертикальных трубах парадоксы гидродинамики / Д. В. Изюмченко, О. В. Николаев, С. А. Шулепин // Вести газовой науки. ‒ М ООО Научно- исследовательский институт природных газов и газовых технологий – Газпром ВНИИГАЗ». ‒ 2013. ‒ №4.
‒ 36-45.
49. Илышев, А. М. Общая теория статистики / А. М. Илышев, ОМ. Шубат.
‒ М КНОРУС, 2013. ‒ 424 с. : ISBN 978-5-406-02130-9.
50. Имашев, Р. Н. Об изменении газового фактора в процессе разработки
Арланского месторождения / Р. Н. Имашев, В. Н. Федоров, А. М. Зарипов // Нефтяное хозяйство. ‒ М ЗАО Издательство Нефтяное хозяйство. ‒ 2016.
– №8. – С. 122-125.
51. Исламов, Ш. Р. Лабораторные исследования составов для глушения скважин в осложненных условиях / Ш. Р. Исламов, А. В. Бондаренко, Д. В. Мардашов // Материалы II Международного научно-технического и инвестиционного форума по химическим технологиями нефтегазопереработке Нефтехимия. – Минск БГТУ, 2019. – С. 59-61.
52. Исламов, Ш. Р. Подбор реагентов-эмульгаторов для приготовления инвертно-эмульсионных растворов / Ш. Р. Исламов, А. В. Бондаренко, Д. В. Мардашов // Инженер-нефтяник. – М ООО Ай Ди Эс Дриллиг». ‒ 2018.
– №4. – С. 10-15.
53. Калинин, А. Г. Технология бурения разведочных скважин на жидкие и газообразные полезные ископаемые / А. Г. Калинин, АЗ. Левицкий. – М Недра,
1988. – Т. 3. – 376 с. : ISBN 5-247-00356-X.
54. Кирсанов, А. Е. Неньютоновское поведение структурированных систем / А. Е. Кирсанов, В. Н. Матвеенко. ‒ М Техносфера, 2016. ‒ 383 с. : ISBN 978-5-
94836-461-2.

168 55. Козлов, Е. Н. Исследования составов для глушения нефтяных скважин с высоким газовым фактором / Е. Н. Козлов // Известия высших учебных заведений. Нефть и газ. – 2016. − №2. – С. 57-61.
56. Козлов, Е. Н. Особенности глушения скважин на Талаканском нефтегазоконденсатном месторождении / Е. Н. Козлов, А. В. Кустышев, Р. С. Абдуллин // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море.
– М ПАО «ВНИИОЭНГ». ‒ 2014. – №6. – С. 31-33.
57. Кондрашев, АО. Обоснование технологии регулирования фильтрационных потоков в низкопроницаемых нефтяных коллекторах с использованием гидрофобизированного полимерного состава дис. … канд. техн. наук 25.00.17 / Кондрашев Артем Олегович. – СПб., 2014. – 132 с.
58. Кордик, К. Е. О тенденциях изменения газового фактора в процессе эксплуатации месторождений ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь / К. Е. Кордик, В. В. Шкандратов, А. Е. Бортников и др. // Нефтяное хозяйство. ‒ М ЗАО Издательство Нефтяное хозяйство. ‒ 2016. – №8. – С. 54-57.
59. Кравцов, А. А. Глушение скважин в условиях АНПД и высокого газового фактора на месторождениях АО «Оренбургнефть» / А. А. Кравцов, И. А. Мухутдинов, ДА. Грядунов // Инженерная практика. ‒ М ООО «Энерджи Пресс, ООО «БиДжи Промоушн». ‒ 2018. ‒ №11. ‒ С. 1-2.
60. Лапутина, Е. С. Краткий обзор методов ограничения газопритоков в скважины, эксплуатирующие нефтегазовые залежи / Е. С. Лапутина, И. И. Краснов, ДА. Мараков и др. // Академический журнал Западной Сибири. ‒ Тюмень ООО «М-центр». ‒ 2014 – Т. 10. − №6 (55). – С. 18-21.
61. Ленченкова, Л. Е. Повышение нефтеотдачи пластов физико- химическими методами / Л. Е. Левченкова. − М Недра, 1998. ‒ 393 с. : ISBN 5-
247-03815-0.
62. Литвиненко, В. С. От лаборатории до скважины / В. С. Литвиненко, М. К. Рогачев, Д. В. Мардашов // Деловой журнал Neftegaz.Ru. – М ООО Информационное агенство Neftegaz.RU. – 2017. – №3. – С. 50-55.

169 63.
Мардашов, Д. В. Обоснование технологий регулирования фильтрационных характеристик призабойной зоны скважин при подземном ремонте дис. … канд. техн. наук 25.00.17 / Мардашов Дмитрий Владимирович. –
СПб., 2008. – 130 с.
64. Минченко, ЮС. Совершенствование технологии цементирования эксплуатационной колонны при строительстве высокопроизводительных скважин
ПХГ: дис. ... канд. техн. наук 25.00.15 / Минченко Юлия Сергеевна. − Ставрополь, 2015. − 174 с.
65. Мищенко, И. Т. Сборник задач по технологии и технике нефтедобычи / И. Т. Мищенко, В. А. Сахаров, В. Г. Грон и др. ‒ М Недра, 1984. ‒ 272 с.
66. Мухин, Л. К. Экологические аспекты применения буровых растворов на углеводородной основе / Л. К. Мухин, В. Л. Заворотный, Л. А. Травникова и др. // Проблемы строительства нефтяных и газовых скважин тезисы докладов к Всесоюзной конференции. ‒ Краснодар ВНИИКРнефть, 1990. – С. 39.
67. Некрасова, ИЛ. Совершенствование критериев оценки качества буровых растворов на углеводородной основе в зависимости от горно- геологических условий их применения / ИЛ. Некрасова // Вестник ПНИПУ. Геология. Нефтегазовое игорное дело. – Пермь ПНИПУ. ‒ 2018. – Т. 18. ‒ №2. С. 12-139.
68. Никитин, МН. Обоснование технологии повышения нефтеотдачи залежей высоковязких нефтей в трещинно-поровых коллекторах с применением гелеобразующего состава на основе силиката натрия дис. … канд. техн. наук
25.00.17 / Никитин Марат Николаевич. – СПб., 2012. – 181 с.
69. Никольский, Б. П. Справочник химика / Б. П. Никольский. ‒ М Химия,
1965. ‒ Т. 3. ‒ 1006 с.
70. Нифонтов, Ю. А. Ремонт нефтяных и газовых скважин справочник в 2 ч. / Ю. А. Нифонтов, И. И. Клещенко, А. П. Телков и др. ‒ СПб.: АНО НПО Профессионал, 2007. – Т. 1. – с – Т. 2. – 548 с. : ISBN 5-98371-027-3.
71. Новиков, ДА. Особенности состава газов залежей углеводородов арктического сектора Западной Сибири / ДА. Новиков, Е. В. Борисов,

170 А. В. Черных и др. // Деловой журнал Neftegaz.Ru. – М ООО Информационное агенство Neftegaz.RU. ‒ 2020. ‒ №10 (106). ‒ С. 84-88.
72. Нуцкова, МВ. Исследования буровых растворов на углеводородной основе для первичного вскрытия продуктивных пластов / МВ. Нуцкова, ДА. Сидоров, Д. Э. Тсикплону и др. // Вестник ПНИПУ. Геология. Нефтегазовое игорное дело. − Пермь ПНИПУ. ‒ 2019. − Т. 19. − №2. − С.
73. Окромелидзе, Г. В. Глушение скважин с использованием вязкоупругих составов / Г. В. Окромелидзе, ИЛ. Некрасова, О. В. Гаршина и др. // Нефтяное хозяйство. – М ЗАО Издательство Нефтяное хозяйство. ‒ 2016. − №10.
– С. 56-61.
74. Окромелидзе, Г. В. Изучение процесса диспергирования вязкоупругих составов под влиянием реагентов деструкторов различной химической природы / Г. В. Окромелидзе, ИЛ. Некрасова, О. В. Гаршина и др. // Башкирский химический журнал. ‒ Уфа УГНТУ. − 2016. − №2. – C. 32-40.
75. Окунев, А. В. Обоснование эффективности применения скважинного клапана-отсекателя перед традиционными методами глушения / А. В. Окунев, А. В. Бондаренко, МИ. Кузьмин и др. // Труды XXV Международного симпозиума студентов и молодых учёных имени академика МА. Усова Проблемы геологии и освоения недр. – Томск ТПУ, 2021. ‒ Т. 2. – С. 101-103.
76. Окунев, А. В. Разработка скважинного клапана-отсекателя и обоснование его эффективности в сравнении с традиционными методами глушения / А. В. Окунев, А. В. Бондаренко, Д. В. Мардашов и др. // Материалы
XI Международной научно-практической конференции обучающихся, аспирантов и ученых Опыт, актуальные проблемы и перспективы развития нефтегазового комплекса. – Тюмень ТИУ, 2021. – С. 305-308.
77. Орлов, ГА. Применение обратных эмульсий в нефтедобыче / ГА. Орлов, М. Ш. Кендис, В. Н. Глущенко. – М Недра, 1991. – 224 с. : ISBN 5-
247-00968-1.
78. ОСТ 39-235-89. Нефть. Метод определения фазовых проницаемостей в лабораторных условиях при совместной стационарной фильтрации : отраслевой

171 стандарт СССР : издание официальное : дата введения 1989-07-01. – Москва :
Стандартинформ, 1989. – 37 с.
79. Паршукова, Л. А. Жидкости и технологии глушения скважин / Л. А. Паршукова, В. П. Овчинников, Д. С. Леонтьев. – Тюмень ТюмГНГУ, 2013.
– 96 с. : ISBN 978-5-9961-0699-8.
80. Патент № 204950 Российская Федерация, МПК E21B 34/06 (2006.01),
E21B 34/06 (2021.02). Клапан-отсекатель для подземного ремонта скважин :
№ 2021104754 : заявлено 25.02.2021 : опубликовано 21.06.2021 / Окунев А. В,
1   ...   6   7   8   9   10   11   12   13   14
Бондаренко А. В, Мардашов Д. В. и др заявитель СПГУ. ‒ 8 сил. Патент № 2012777 Российская Федерация, МПК5 E21B 33/14. Способ строительства скважин : № 915017730 : заявлено 23.12.1991 : опубликовано
15.05.1994 / Калмыков Г. И, Горюнов ДА, Давлетбаев М. Фи др заявитель Калмыков Г. И. ‒ 6 сил. Патент № 2116433 Российская Федерация, МПК E21B 33/138 (1995.01),
E21B 43/26 (1995.01), C09K 7/02 (1995.01). Вязкоупругий состав для заканчивания и капитального ремонта скважин : № 96119416 : заявлено 27.09.1996 : опубликовано 17.07.1998 / Татауров В. Г, Нацепиская А. М, Чугаева О. Аи др заявитель ОАО «ПермНИПИнефть». ‒ 7 сил. Патент № 2246609 Российская Федерация, МПК Е21В 43/12 (2000.01). Состав полисахаридного геля для глушения скважин и способ его приготовления :
№ 2003110792/03 : заявлено 15.04.2003 : опубликовано 20.02.2005 /
Магадова Л. А, Магадов Р. М, Мариненко В. Ни др заявитель ЗАО «Химеко-
ГАНГ». – 7 сил. Патент № 2297436 Российская Федерация, МПК C09K 8/42 (2006.01). Состав эмульсионной полисахаридной жидкости для глушения скважин и способ ее приготовления № 2005108303 : заявлено 24.03.2005 : опубликовано 20.04.2007
/ Магадов Р. С, Магадова Л. А, Силин МА. и др заявитель ЗАО «Химеко-
ГАНГ». ‒ 8 сил. Патент № 2319827 Российская Федерация, МПК E21B 43/12 (2006.01). Способ глушения пакерующей газовой скважины : № 2006122789 : заявлено

172 26.06.2006 : опубликовано 20.03.2008 / Кустышев А. В, Обиднов В. Б,
Ткаченко Р. В. и др заявитель ТюмГНГУ. ‒ 5 сил. Патент № 2322472 Российская Федерация, МПК С09К 8/473 (2006.01). Технологическая жидкость для глушения нефтегазовых скважин и способ ее приготовления : № 2007107582/03 : заявлено 19.02.2007 : опубликовано
20.04.2008 / Усанов Н. Г, Андерсон Р. К, Гильванова Е. Аи др заявитель ООО
«РН-УфаНИПИнефть». – 8 сил. Патент № 2616632 Российская Федерация, МПК E21B 43/12 (2006.01),
C09K 8/48 (2006.01), C09K 8/493 (2006.01). Cпособ глушения нефтяной скважины с высоким газовым фактором в условиях наличия многолетнемерзлых пород :
№ 2016100459 : заявлено 11.01.2016 : опубликовано 18.04.2017 / Кустышев А. В, Козлов Е. Н, Белов А. В. и др заявитель ТИУ. – 11 сил. Патент № 2749773 Российская Федерация, МПК E21B 47/00 (2012.01),
E21B 47/00 (2021.05). Стенд для исследования газоудерживающей способности составов, применяемых при подземном ремонте скважин : № 2020139115 : заявлено 30.11.2020 : опубликовано 16.06.2021 / Бондаренко А. В,
Мардашов Д. В, Куншин А. А заявитель СПГУ. ‒ 8 сил. Патент № 2757626 Российская Федерация, МПК C09K 8/035 (2006.01),
C09K 8/44 (2006.01). Блокирующий биополимерный состав : № 2021112796 : заявлено 30.04.2021 : опубликовано 19.10.2021 / Бондаренко А. В,
Мардашов Д. В, Исламов Ш. Р заявитель СПГУ. ‒ 9 сил. Патент № 74955 Российская Федерация, МПК E21B 41/00 (2006.01). Передвижная установка для приготовления композиции для закачки в скважину :
№ 2008108799 : заявлено 29.02.2008 : опубликовано 20.07.2008 / Лебедев НА,
Шагеев А. Ф, Моисеев А. Ми др заявитель ОАО «НИИнефтепромхим».
− 2 сил. Петров, НА. Механизмы формирования и технологии ограничения водопритоков / НА. Петров, ДН. Идиятуллин, С. Г. Сафин и др. – М Химия,
2005. – 172 с. : ISBN 5-98109-047-2.

173 92. Петров, НА. Эмульсионные растворы в нефтегазовых процессах / НА. Петров, А. Я. Соловьев, В. Г. Султанов и др. – М Химия, 2008. – 440 с. :
ISBN 978-5-98109-067-7.
93. Петров, НА. Отечественные и зарубежные полимерные реагенты для буровых растворов / НА. Петров // Нефтегазовое дело. ‒ Уфа УГНТУ. ‒ 2016.
‒ №1. ‒ С. 1-19.
94. Пономарев, СВ. Теоретические и практические аспекты теплофизических измерений Монография / СВ. Пономарев, СВ. Мищенко, А. Г. Дивин. ‒ Тамбов ИПЦ ТГТУ, 2006. ‒ 204 с. : ISBN 5-8265-0451-X.
95. Поп, ГС. Глушение скважин с предварительным блокированием продуктивных пластов дисперсными системами / ГС. Поп, А. В. Бачериков. – М
ВНИИЭгазпром, 1992. ‒ 31 с.
96. Пресняков, А. Ю. Комплексный подход к выбору технологии ограничения водо- и газопритока в условиях Юрубчено-Тохомкого месторождения / А. Ю. Пресняков, И. Ю. Ломакина, Т. Э. Нигматуллин и др. // Нефтяное хозяйство. ‒ М ЗАО Издательство Нефтяное хозяйство. ‒ 2014.
‒ №6. − С. 94-98.
97. Рабинович, Е. З. Гидравлика / Е. З. Рабинович. ‒ М Недра, 1980. ‒
278 с.
98. Раупов, И. Р. Обоснование технологии ограничения водопритока для нефтяных месторождений с трещинно-поровым типом коллектора дис. … канд. техн. наук 25.00.17 / Раупов Инзир Рамилевич. – СПб., 2016. – 143 с.
99. Раупов, И. Р. Разработка полимерного состава для внутрипластовой водоизоляции / И. Р. Раупов, Н. К. Кондрашева, Р. Н. Бурханов // Материалы научной сессии ученых Альметьевского государственного нефтяного института. ‒ Альметьевск АГНИ, 2015. − Ч. 1. – С. 144-147.
100. Раупов, И. Р. Результаты лабораторных исследований реологических характеристик сшитого полимерного состава / И. Р. Раупов, В. Е. Оприкова //
Булатовские чтения. ‒ Краснодар ООО Издательский Дом-Юг». – 2018. ‒ Т. 2. ‒ Ч. 2. – С. 63-66.

174 101. Р Газпром 2-3.3-737-2013. Технологические жидкости для временного блокирования продуктивного пласта в процессе капитального ремонта газовых скважин на месторождениях с аномально-низкими пластовыми давлениями : издание официальное дата введения 2014-12-30. ‒ Москва : ОАО «Газпром»,
2015. ‒ 24 с.
102.
РД
08-254-98. Инструкция по предупреждению газонефтеводопроявлений и открытых фонтанов при строительстве и ремонте скважин в нефтяной и газовой промышленности : издание официальное дата введения 1999-01-01. ‒ Москва : ЗАО «Научно-технический центр исследований проблем промышленной безопасности, 2010. ‒ 32 с.
103. РД 153-39-023-97. Правила ведения ремонтных работ в скважинах : издание официальное дата введения 1997-11-01. – Краснодар ОАО НПО Бурение, 1997. – 92 с.
104. Рогачев М. К. Борьба с осложнениями при добыче нефти / М. К. Рогачев, КВ. Стрижнев. – М Недра, 2006. – 295 с. : ISBN 5-8365-0249-8.
105. Рогова, Т. С. Обоснование технологии выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин на нефтяных месторождениях композициями на основе щелочных силикатно-полимерных гелей дис. … канд. техн. наук 25.00.17 / Рогова Татьяна Сергеевна. – Мс. Российская Федерация. Приказы. Об утверждении федеральных норм и правил в области промышленной безопасности Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности : Приказ Ростехнадзора от 15.12.2020
№ 534. – URL: http://www.consultant.ru/document/cons_doc_LAW_372740/ (дата обращения 20.12.2021).
107. Рябоконь, С. А. Жидкости глушения для ремонта скважин и их влияние на коллекторские свойства пласта / С. А. Рябоконь, А. А. Вольтерс, А. Б. Сурков и др. – М ВНИИОЭНГ, 1989. – 42 с.
108. Рябоконь, С. А. Технологические жидкости для заканчивания и ремонта скважин / С. А. Рябоконь. – Изд. е, доп. и перераб. – Краснодар бис. Свидетельство № 2020615617 Российская Федерация. Программа для расчета технологических параметров закачки жидкости в скважину на основе реологических данных : № 2020614478 : заявлено 18.05.2020 : опубликовано
27.05.2020 / Раупов И. Р, Бондаренко А. В, Мардашов Д. В заявитель СПГУ.
– 1 с.
110. Стрижнев, КВ. Ремонтно-изоляционные работы в скважинах Теория и практика / КВ. Стрижнев. – СПб.: Недра, 2010. – 560 с.
111. Тагиров, КМ. Крепление скважин в условиях поглощения и газопроявления / КМ. Тагиров, А. П. Мигуля, В. И. Нифонтов и др. // Газовая промышленность. ‒ М ООО «Камелот Паблишинг». – 2001. – №3. – С. 48-49.
112. Телин, А. Г. Регулирование реологических и фильтрационных свойств сшитых полимерных систем с целью повышения эффективности воздействия на пласт / А. Г. Телин, М. Э. Хлебникова, В. Х. Сингизова и др. // Вестник инжинирингового центра ЮКОС. − Томск ОАО НК «ЮКОС». ‒ 2002. − №4.
– С. 41-45.
113. Токунов, В. И. Технологические жидкости и составы для повышения продуктивности нефтяных и газовых скважин / В. И. Токунов, АЗ. Саушин. – М Недра, 2004. – 711 с. : ISBN 5-8365-0189-0.
114. Требин, Г. Ф. Нефти месторождений Советского Союза / Г. Ф. Требин, Н. В. Чарыгин, Т. М. Обухова. – М Недра, 1980. – 583 с.
115. Швецов, И. А. Физико-химические методы увеличения нефтеотдачи пластов. Анализ и проектирование / И. А. Швецов, В. Н. Манырин. – Самара Российское представительство АК «Ойл Технолоджи Оверсиз Продакшн
Лимитед», 2000. – 350 с.
116. Шишков, С. Н. Некоторые аспекты применения жидкостей глушения на основе эмульсий / С. Н. Шишков, В. С. Шишков, В. Н. Кошелев и др. // Бурение и нефть. − М ООО «Бурнефть». ‒ 2009. − №6. – С. 25-28.
117. Шрамм, Г. Основы практической реологии и реометрии / Г. Шрамм. ‒ М КолосС, 2003. ‒ 312 с. : ISBN 5-9532-0234-2.

Смотрите также файлы