Сборник - Нефтегазовые технологии

Подождите немного. Документ загружается.

305

БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК

1. Патент на изобретение №2366808 «Способ обработки призабойной зоны нагнетатель-

ной скважины изливом». Авторы: Ибрагимов Н.Г., Валеев М.Х., Чернов Р.В., Ла-

нин В.П., Кочетков В.Д.

2. Патент на изобретение №2366810 «Центрирующий воронкообразный узел». Авторы:

Ибрагимов Н.Г., Федотов Г.А., Валеев М.Х., Комаров В.А., Чернов Р.В.

УДК 622.245

РАСШИРЯЮЩИЕСЯ ТАМПОНАЖНЫЕ СОСТАВЫ

ДЛЯ НОРМАЛЬНЫХ И ПОВЫШЕННЫХ ТЕМПЕРАТУР

С.Е. Чернышов, Н.И. Крысин, Л.Н. Долгих

В работе представлены результаты применения расширяющихся тампонажных со-

ставов на Тевлино-Русскинском месторождении при цементировании хвостовиков

боковых стволов при нормальных и повышенных температурах.

В настоящее время наиболее актуальным вопросом в области строительства неф-

тегазовых скважин является снижение затрат средств и времени, а также повышение

качества выполняемых работ. Особое внимание заслуживает проблема цементирования

хвостовиков при проводке боковых стволов из ранее пробуренных скважин по причине

малых зазоров между хвостовиком и стенками открытого ствола скважины, а также из-

за отсутствия должного центрирования хвостовика в боковом стволе.

При цементировании дополнительных стволов традиционными тампонажны-

ми материалами в большинстве случаев практически на всем интервале отсутствует

плотный контакт цементного камня с обсадной колонной, что не позволяет получить

информацию о состоянии контакта цементного камня с горной породой. Это во мно-

гом обусловлено применением усадочных тампонажных материалов. Для исключе-

ния усадки цементного камня, по-видимому, необходимо вводить в состав тампо-

нажного раствора расширяющие добавки, а также добавки, которые будут регулиро-

вать основные технологические свойства цементного раствора-камня.

Для повышения качества цементировочных работ нами были разработаны со-

ставы расширяющихся тампонажных смесей для крепления хвостовиков боковых

стволов при нормальных и повышенных температурах с учетом требований, предъ-

являемых к цементному раствору-камню.

Тампонажный состав с расширяющей добавкой «ДР-1» в промысловых усло-

виях применен на Тевлино-Русскинском месторождении (Западная Сибирь). Резуль-

таты качества цементирования по скважинам, зацементированным без расширяющей

(скв. 8240Н) и с расширяющей добавкой «ДР-1» (скв. 8243Н), приведены в таблице.

Результаты качества цементирования по скважинам

№

скважины

Интервал

исследований

Мощность Состояние контакта

с колонной

Состояние контакта

с породой

Сплошной Частич-

ный

Отсут-

ствует

Сплошной Частич-

ный

Неопределенный

м м % % % % % %

8240Н

без РД

2394,4 -

2887,6

493,2 0,61 98,05 1,34 - 0,61 99,39

8243Н

с РД

2359,0 -

2957,0

598,0 75,59 23,44 0,97 41,86 33,71 24,41

306

Из сравнения качества цементирования по скважинам 8240Н и 8243Н, пробурен-

ным в одинаковых геолого-технических условиях по однотипной технологии одной бу-

ровой бригадой, можно отметить, что применение расширяющей добавки по скважине

8243Н позволило более чем в 4 раза уменьшить интервал ствола с неопределенной

плотностью контакта с сопредельными средами, получить 75,59% и 41,86% сплошного

плотного контакта цементного камня соответственно с колонной и горной породой.

Таким образом, применение предложенных расширяющихся тампонажных со-

ставов позволяет повысить качество цементировочных работ и получить герметич-

ную крепь хвостовика в боковом стволе скважины.

Полученные составы цементных растворов могут быть использованы при кре-

плении обсадных колонн не только на территории Пермского края, но и в других

нефтяных районах России.

УДК 622.24.063

ОБОСНОВАНИЕ ВЫБОРА ДИСПЕРСНОСТИ

И СОДЕРЖАНИЯ КОЛЬМАТАНТА В БУРОВОМ РАСТВОРЕ

ДЛЯ ПОВЫШЕНИЯ КАЧЕСТВА ВСКРЫТИЯ ПЛАСТА

В.И. Яковенко, П.П. Овсянников, М.П. Легута

В статье представлен анализ детального изучения механизма кольматации и декольма-

тации горных пород твердой фазой бурового раствора, обоснованы общие принципы вы-

бора размера и концентрации кольматанта в промывочной жидкости при вскрытии

продуктивного пласта. Приведены данные по влиянию дисперсности и содержания коль-

матанта в буровом растворе на повышение качества вскрытия пласта. Изучены факто-

ры, влияющие на качество вскрытия продуктивного пласта бурением. Подробно рас-

смотрены основные требования к свойствам твердой фазы бурового раствора, предна-

значенного для вскрытия продуктивного пласта. Установлены значения критериев каче-

ства вскрытия пласта, отвечающие оптимальному составу и свойствам кольматанта в

буровом растворе. Практическое использование методики подбора дисперсности и со-

держания твердой фазы в буровом растворе при вскрытии реальных коллекторов пока-

зало её высокую эффективность.

Актуальной задачей при строительстве скважин является сохранение прони-

цаемости призабойной зоны продуктивных пластов, что зависит от качества первич-

ного вскрытия пласта. В ОАО НПО «Бурение» на основании 35-летнего производст-

венного опыта дополнительно были выполнены исследовательские, стендовые рабо-

ты, направленные на определение оптимальной концентрации и дисперсности твер-

дой составляющей бурового раствора и полимерной основы его фильтрата. Качество

вскрытия пласта при бурении определяется степенью сохранения условий притока

нефти из пласта в скважину через поражённую твёрдой и жидкой фазами бурового

раствора призабойную зону пласта (ПЗП).

Основными факторами, оказывающими влияние на проницаемость пород кол-

лектора в ПЗП при его вскрытии бурением, являются репрессия, продолжительность

её действия, состав и свойства бурового раствора. Репрессия определяет принципи-

альную возможность воздействия бурового раствора на пласт. Она является причи-

ной формирования у стенки скважины наружной фильтрационной корки и зоны

кольматации, через которые происходит отфильтровывание жидкой фазы (фильтра-

та) в пласт. Под действием репрессии происходит задавливание компонентов буро-

вого раствора в естественные или принудительно раскрытые трещины. Период вре-

мени вскрытия продуктивного интервала, т.е. продолжительность действия репрес-

307

сии на пласт, определяет размеры зон поражения пласта твёрдой и жидкой фазами

бурового раствора. И если глубина зоны кольматации, формирующейся в период

мгновенной фильтрации длительностью 1-3 сек, составляет от нескольких милли-

метров до нескольких сантиметров [1, 2 и др.], то размер зоны проникновения

фильтрата зависит от скорости поступления фильтрата бурового раствора в пласт

через сформировавшуюся на стенке скважины фильтрационную корку и закольма-

тированный пристеночный слой породы.

Радиус зоны (R

) проникновения фильтрата бурового раствора определяется

по формуле [1]

)/2(1

cф

RmТVRc

´´+´= , (1)

где R

– радиус скважины, м; V

– скорость фильтрации, м/с, определяемая экспери-

ментально; Т – продолжительность действия репрессии, с; m – пористость коллектора.

Скорость фильтрации V

зависит от пропускной способности корки и прони-

цаемости зоны кольматации, определяемых фракционным составом и свойствами

твёрдой фазы бурового раствора. Качественные буровые растворы, обеспечивающие

минимальный радиус зоны проникновения фильтрата в пласт, имеют скорость

фильтрации порядка 10

-7

м/с.

Таким образом, для повышения качества вскрытия пластов необходимо ис-

пользовать такие буровые растворы, которые в конкретных горно-геологических ус-

ловиях обеспечивали бы минимально возможные размеры зон поражения коллекто-

ра в ПЗП при максимально возможном сохранении проницаемости пород пласта в

этих зонах. Из этого вытекают основные требования к свойствам твердой фазы бу-

рового раствора, предназначенного для вскрытия продуктивного пласта:

– для сокращения периода мгновенной фильтрации, при которой происходит

внедрение твердых частиц в поровые каналы породы-коллектора, размер частиц

должен соответствовать размерам пор исходя из условия образования сводовых пе-

ремычек непосредственно у поверхности проницаемой породы, контактирующей с

буровым раствором;

– твердая фаза должна содержать в своем составе и более мелкие, вплоть до

коллоидных, частицы для образования сводовых перемычек на уменьшающейся

вследствие осаждения более крупных частиц просветности поровых каналов и фор-

мирования плотной низкопроницаемой фильтрационной корки;

– дисперсность и концентрация твердой фазы в буровом растворе должны обес-

печивать такую проницаемость фильтрационной корки и закольматированного при

мгновенной фильтрации поверхностного слоя породы, при которой в условиях вскры-

тия конкретного пласта величина скорости фильтрации составляла бы V

= 10

-7

м/с;

– физико-химические свойства поверхностной пленки жидкости, обволакиваю-

щей твердые частицы в буровом растворе, должны обеспечивать минимально возмож-

ную адгезионную способность частиц по отношению к нефтенасыщенной породе.

Выбору гранулометрического состава твердой фазы и ее количественного со-

держания в буровом растворе, в настоящее время посвящено достаточно много работ

[4, 5, 6]. Так, для создания эффективной основы фильтрационной корки буровой рас-

твор должен содержать основные сводообразующие частицы размером от несколько

меньшего самых крупных пор в пласте до одной трети размера. Для закупоривания

более мелких пор в пласте и образовавшейся сводовой перемычке необходимы час-

тицы меньшего размера вплоть до коллоидных.

Указания о выборе сводообразующих частиц, приведённые в [4] на основе

опубликованных данных, связывают размер этих частиц с проницаемостью пород,

308

что, строго говоря, не совсем корректно, так как закупорке подвергаются поры пла-

ста. А прямой зависимости между проницаемостью и пористостью, а тем более раз-

мером пор, не существует.

Выбор кольматанта для закупорки трещин в пласте при условии максимально-

го сокращения периода мгновенной фильтрации состоит в выборе размера сводооб-

разующих частиц и их концентрации в буровом растворе. Согласно требованиям [6]

перед вскрытием трещинного коллектора необходимо в состав твердой фазы вводить

кольматант с размером частиц не менее 0,6 от раскрытости трещин в количестве не

менее 10% от общего количества твердой фазы. Рекомендуется также вводить в со-

став твердой фазы бурового раствора кислоторастворимые компоненты в количестве

3,0% от общего объема твердой фазы.

Вместе с тем следует отметить, что определение раскрытости трещин в реальных

пластах практически невозможно. Трещиноватость кернов также не адекватна трещино-

ватости коллекторов. В большинстве случаев раскрытость трещин в кернах не превы-

шает нескольких десятков микрон, и трещины, влияющие на работу скважины, обычно

керном не фиксируются, так как керн в процессе отбора распадается по этим трещинам.

Поэтому для выбора кольматанта, наиболее эффективно закупоривающего вход в тре-

щины разной раскрытости, пользуются керном с искусственной трещиной.

Раскрытость трещин в реальных коллекторах в большинстве случаев не пре-

вышает 10 мкм, но может быть и значительно больше. В связи с отсутствием точной

информации о действительной величине раскрытости трещин в условиях вскрытия

реальных пластов закупорить их значительно сложнее, чем поровый коллектор. И

если скорость формирования закупоривающего тампона на входе в трещину невели-

ка, то в период мгновенной фильтрации мельчайшие частицы твердой фазы бурово-

го раствора проникают в трещину и откладываются на стенках, пока вся трещина не

заполнится фильтрационной коркой. Такие внутренние корки не удаляются при об-

ратном течении пластовых флюидов. Поэтому в таких случаях рекомендуется ис-

пользовать буровые растворы с разлагаемой твердой фазой [4, 6].

Обобщая изложенное, необходимо отметить, что все рекомендации по выбору

кольматанта для успешного закупоривания фильтрационных каналов как в поровых,

так и в трещинных коллекторах направлены на максимально возможное сокращение

периода мгновенной фильтрации и сводятся к определению оптимального размера

сводообразующих частиц в зависимости от среднего радиуса пор или раскрытости

трещин. Эти рекомендации носят весьма условный характер, так как базируются на

идеализированной геометрии порового пространства. Детальное же рассмотрение

механизма образования сводовых перемычек, формирования зоны кольматации и

фильтрационной корки [4, 5] указывает на то, что сам процесс закупоривания порис-

той породы сопровождается постоянным уменьшением просветности каналов

фильтрации и, следовательно, изменением требований к размерам сводообразующих

частиц, их форме и содержанию в буровом растворе.

Общие указания о выборе сводообразующих частиц в буровом растворе, при-

ведённые в [4, 5], связывают размер этих частиц с проницаемостью пород. Согласно

этим указаниям частицы диаметром от 1,5 до 10 мкм обеспечивают эффективное за-

купоривание всех проницаемых пород с проницаемостью 0,1-1,0 мкм

. А практиче-

ски любой буровой раствор, при использовании которого пробурено несколько мет-

ров ствола скважины, содержит около 3 кг/м

частиц фракции 2-50 мкм. Этого коли-

чества вполне достаточно для образования сводовых перемычек на поверхности

сцементированных пород проницаемостью до 1 мкм

. При разбуривании таких по-

род проблемы выбора кольматанта вообще не существует, и нет необходимости

принимать никаких особых мер предосторожности.

309

Для более проницаемых пород (до 10 мкм

) буровой раствор, содержащий на-

бор частиц размером до 74 мкм, способен формировать сводовую перемычку и

фильтрационную корку на поверхности всех пластов за исключением коллекторов с

макроканалами и открытыми трещинами большой раскрытости.

В буровых растворах при их эффективной очистке в песко– и илоотделителях

могут отсутствовать частицы размером более 50 мкм, поэтому при вскрытии высо-

копроницаемых и крупнопористых пластов необходимо отрегулировать механиче-

ские сепараторы (вибросита) таким образом, чтобы в растворе сохранялись более

крупные частицы.

Механизм закупорки коллектора твердой фазой бурового раствора на стадии

перфорации скважины аналогичен описанному выше. И если при простреле пласта

используется даже совершенно не содержащая твердой фазы жидкость, то из-за раз-

дробления и уплотнения породы у стенки перфорационного канала проницаемость

зоны раздробленных пород может составлять лишь 20% от первоначального значе-

ния [4]. Все перечисленные выше положения и рекомендации по выбору состава

кольматанта в буровом растворе, предназначенном для вскрытия продуктивных пла-

стов, являются необходимыми, но явно недостаточными для обеспечения высокого

качества вскрытия пласта.

Не менее важным аспектом в обосновании выбора состава и свойств твердой

фазы бурового раствора при вскрытии продуктивного пласта является степень очи-

стки закольматированного твердыми частицами пристеночного слоя породы при вы-

зове притока из пласта в скважину. Ведь главной целью строительства скважины

является получение пластового флюида с дебитом, максимально приближенным к

потенциально возможному. К сожалению, в литературных источниках мы не встре-

чали публикаций, посвященных исследованиям механизма декольматации горных

пород и факторов, влияющих на эффективность этого процесса.

Анализ явлений, происходящих в поровом пространстве реальных коллекто-

ров при их закупорке твердыми частицами из бурового раствора, и факторов, вызы-

вающих эти явления, показал, что применение чисто механических представлений о

механизме процессов кольматации и декольматации пород совершенно неправомер-

но. Даже сам термин «твердая» фаза применительно к буровому раствору является

весьма условным, так как действительно твердыми частицами можно считать лишь

зерна утяжелителя и некоторых минералов из выбуренной породы размером более

1 мкм, а все остальные частицы – коллоиды.

Между тем известно [8], что основной и важнейшей особенностью коллоид-

ных систем является сосредоточение значительной доли всей массы системы и ее

свободной энергии в межфазных поверхностных слоях. Свойства этих слоев отли-

чаются от свойств разделяемых ими объемных фаз, а природа их возникновения свя-

зана с проявлением ион-дипольных взаимодействий. Электрическая природа погра-

ничных пленок обусловливает такие свойства контактирующих фаз, как смачивание,

адгезия, когезия и др. Эти свойства являются первопричиной проявления молеку-

лярно-поверхностных эффектов, структурирования бурового раствора, агрегации

микрочастиц и крупных молекул некоторых полимеров. Перечисленные явления за-

частую оказывают более негативное влияние на проницаемость пористых коллекто-

ров в зоне проникновения твёрдой фазы, чем просто механическая закупорка. Этим,

в частности, объясняется и тот факт, что полимерные буровые растворы даже при

отсутствии твёрдой фазы (в общепринятом понимании) создают на поверхности по-

ристых пород низкопроницаемую и тонкую фильтрационную корку, хотя изначаль-

но и не содержат частиц сводообразующего размера. Другими словами, коллоидные

частицы в дисперсных системах при достаточной их концентрации придают бурово-

310

му раствору структурно-механические свойства, а их ассоциации при внедрении в

поры пород пласта ведут себя как псевдотвёрдые сводообразующие частицы.

Кроме этого, любая твёрдая частица, находящаяся в буровом растворе, покры-

та плёнкой дисперсионной среды, которая имеет на внешней поверхности избыточ-

ный электрический заряд. Работа адгезии (прилипания) такой частицы к твёрдой по-

верхности зависит от индивидуальных свойств обволакивающей частицу плёнки

жидкости, и она тем больше, чем выше величина поверхностного натяжения на гра-

нице взаимодействующих фаз и лучше смачивание породы данной жидкостью.

Механизм закупорки фильтрационных каналов коллектора твёрдой фазой бурово-

го раствора в значительной мере имеет электрическую природу. При этом силы адгезии,

удерживающие частицы на стенках поровых каналов, могут быть настолько велики, что

отрыв частиц от твёрдой поверхности и вынос их потоком пластового флюида в сква-

жину при вызове притока из пласта даже при максимально допустимых депрессиях

весьма затруднён. На практике это подтверждается тем, что степень восстановления

проницаемости пористых сред в зоне кольматации никогда не достигает 100%.

Это связано не только со сложной геометрией частиц кольматанта и пустот

коллектора, проявлением молекулярно-поверхностных и других эффектов электри-

ческой природы, но и в не меньшей мере с тем, что сам процесс декольматации про-

исходит в условиях непрерывно уменьшающегося градиента давления в зоне коль-

матации, связанного с выполаживанием воронки депрессии.

Поэтому неслучайно многие исследователи, как это чётко определено в [4],

для получения наиболее достоверных результатов по оценке эффективности заку-

порки пористых пород рекомендуют определять размер основных сводообразующих

частиц кольматанта экспериментальным путём с использованием образцов керна из

породы, которую предполагается вскрыть. Такие исследования, проведённые в усло-

виях, близких к пластовым, могут дать объективную оценку не только кольмати-

рующему действию бурового раствора, но и, что не менее важно, возможной степе-

ни восстановления проницаемости породы при её декольматации.

Достоинство таких экспериментов состоит в том, что они позволяют учиты-

вать всё многообразие возможных взаимодействий компонентов бурового раствора с

нефтенасыщенной породой в комплексном их проявлении.

ОАО «НПО» Бурение» уже в течение нескольких десятилетий успешно прово-

дит работы по выбору и обоснованию наиболее оптимальных свойств и состава

жидкой и твёрдой фаз бурового раствора для качественного вскрытия нефтенасы-

щенных пластов в различных горно-геологических условиях. Принципиальные ос-

новы методики проведения исследований по экспериментальной оценке блокирую-

щих свойств буровых растворов подробно изложены в [6, 7], а в работе [7] приведе-

ны описания оборудования, порядок подготовки, проведения и интерпретации ре-

зультатов экспериментов.

Наработанный опыт проведения подобных исследований позволил разработать

критерии оптимальности при выборе состава и свойств твёрдой фазы бурового рас-

твора для вскрытия нефтенасыщенных пластов. Численные значения этих критериев,

обеспечивающих высокое качество вскрытия пласта, приведены в таблице.

311

Показатели качества вскрытия пласта

На рисунке для наглядности показан график изменения размеров зоны обвод-

нения ПЗП во времени, рассчитанных по формуле (1) для следующих условий:

= 0,1 м; V

= 2,5×10

-7

м/с; m= 0,18.

Изменение радиуса зоны проникновения фильтрата R

от времени действия репрессии Т

Непосредственно оценка блокирующих свойств буровых растворов при прове-

дении лабораторных экспериментов на естественных образцах горных пород вклю-

чает в себя последовательное выполнение следующих работ и операций:

– изготовление опытных образцов горных пород из натурного кернового материала;

– определение абсолютной проницаемости образцов керна;

– подготовку проб рабочей жидкости;

– насыщение пористого образца пластовым флюидом;

– формирование остаточной водонасыщенности в образце керна;

– создание термобарических условий исследуемого объекта;

– определение исходной маслопроницаемости образца породы К

;

– имитацию процесса вскрытия пласта;

– измерение скорости фильтрации V

;

– расчёт радиуса зоны проникновения фильтрата R

и построение графика R

= ƒ(Т);

– имитацию процесса вызова притока из пласта в скважину;

– определение конечной маслопроницаемости образца породы К

;

– расчёт коэффициента восстановления проницаемости β

т.ф

=К

/К

;

– установление последствий взаимодействия твёрдой фазы бурового раствора с пла-

стом по показателям качества, скин-фактору S и относительной продуктивности ОП (2):

Наименование показат

лей

Способ получения

Оптимальное знач

ние

Скорость фильтрации

Экспериментально

по методике [7]

≤ 2,5×10

м/с

Радиус зоны проникнов

ния фильтрата

за 10 суток, R

Расчёт [6,

≤ 0,5

Коэффициент восстановле

ния

проницаемости зоны кольматации β

т.ф

Экспериментально

по формуле β

т.ф

= К

/К

[7] ≥ 0,49

Скин

фактор

Расчёт [3]

≤ 0,35

Относительная продукти

ность

ОП

Расчёт [3]

≥ 0,95

Rф,

0,6

0,5

0,4

0,3

0,2

0,1

Т, сутки

312

))/)ln(())1)/1((

.. ccрб

RLR

, (2)

где R

– радиус скважины, м; L

оп.

– длина опытного образца породы, м (3).

))2/(1/(1(

оп

. (3)

Полученные на основе экспериментальных данных указанные выше показатели в

случае соответствия их значений приведённым в таблице критериям могут служить

обоснованием соответствия свойств твёрдой фазы данного бурового раствора условиям

качественного вскрытия пласта, из которого был отобран исследуемый керн.

При недостижении оптимальных значений критериев качества (см. таблицу) в

буровой раствор следует дополнительно вводить кольматант, начиная с самых мел-

ких (2-5 мкм) фракций.

Подбор гранулометрического состава твёрдого наполнителя [4] производится

до тех пор, пока блокирующие свойства бурового раствора не будут отвечать крите-

риям качества, указанным в таблице.

В 2004-2009 гг. на основании исследований кернов и блокирующих свойств

применяемых буровых растворов и их фильтратов, а также аналитики информаци-

онной базы успешно осуществлено строительство более 450 н/н скважин и 38 гор.

скважин на рецептурах буровых растворов ОАО «НПО «Бурение».

Таким образом, одновременное действие многочисленных факторов и вызы-

ваемых ими эффектов на механизм кольматации и особенно декольматации прони-

цаемых пород не позволяет аналитически, в том числе и статистически вероятност-

ными методами, решить вопрос об оптимальном составе и содержании кольматанта

в буровом растворе, предназначенном для вскрытия продуктивных пластов.

Результаты этих работ могут служить обоснованием эффективности примене-

ния выбранного бурового раствора для вскрытия нефтенасыщенного пласта в кон-

кретных горно-геологических условиях.

БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК

1. Glenn E.E., Siusser M.L. Faktory Affecting well Productiviti. Drilling Fluid Particle Ghva-

sion Ghto Porous Media. Trans. Alme, 210, 1957.

2. Свихнутин Н.В., Тур В.Д. Влияния твёрдых и коллоидных фаз глинистых растворов на

снижение проницаемости призабойной зоны // Бурение, 1965. – №1.

3. Рабинович Н.Р. Инженерные задачи механики сплошной среды в бурении. – М.:

Недра, 1989.

4. Грей Дж. Р., Дарли Г. С. Г. Состав и свойства буровых агентов (промывочных жидко-

стей). – М.: Недра, 1985.

5. Ахметшин М.А., Мосин В.А., Порохов А.В. Технологии закачивания скважин на Усть-

вахской площади Самотлорского месторождения // Строительство нефтяных и газовых

скважин на суше и на море, 2007. – №8. – С. 40-47.

6. Руководство по предупреждению загрязнения нефтенасыщенных пластов. РД 39-

0147009-510-85. – Краснодар, 1985.

7. Бабаян Э.В. Буровые технологии. – Краснодар: Сов. Кубань, 2005.

8. Фридрихсберг Д.А. Курс коллоидной химии. – Л.: Химия, 1974.

313

ИМЕННОЙ УКАЗАТЕЛЬ

Абдуллин Р.Н.

–

Аверин

а Н.А.

–

180

Аверьянов Д.А.

–

Антипов А.М.

–

Ахмедов Д.Э.

–

218

Бадин Г.А. – 68

Баженов В.В.

–

37, 149

, 164

Баландин И.Л.

–

270

Баландин Л.Н.

–

68, 133, 270

Басович В.С.

–

Батищев В.И.

–

Беляев А.А.

–

Берман

А.В.

–

Богданов Ю.А.

–

27, 31

Борисевич Ю.П.

–

Бортников М.П.

–

51, 81

Валиулин В.М. – 49

Вахно А.В.

–

Виноградов К.Н.

–

ишнякова Л.В.

–

43, 52, 84, 88

Воронков Л.Н.

–

164

Гаврилин С.А. – 90

Гарифуллин Р.М.

–

27, 93

Гельфгат М.Я.

–

Гладков П.Д.

–

Гнибидин В.Н.

–

Говорков М.Б.

–

12, 17

Голованова Ю.В.

–

104

Головина Ю.А.

–

14,

16, 30, 33, 38, 40,

42, 56, 117, 122, 256

Грабко А.А.

–

Гритчина В.В.

–

175

Губанов Н.Г.

–

умарова А.Р.

–

Гусев В.В.

–

Давыдов В.К. – 180, 248

Давыдов К.И.

–

Дегтярев В.Н.

–

47, 48

Дедов Н.И.

–

266

Деморецкий Д.А.

–

27, 31

Долгих Л.Н.

–

305

Дубровский В.С.

–

12, 37, 149

Евсеев Д.А. – 56

Ермолаева Л.В.

–

131

Жарков А.В. – 60

Живаева В.В.

–

25, 90

, 191,211

Жигалов Б.А.

–

133

Зарипов М.М. – 55, 57

Зарифулин И.М.

–

Золотенков В.В.

–

137

Иванов А.А. – 12

Иванов П.В.

–

16, 272

Игаев С.В.

–

141

Измоков В.А.

–

218

Изосимов А.

М.

–

Ильин А.В.

–

Имаев А.И.

–

37, 149

Исуткина В.Н.

–

266

Ишков Ю.И.

–

Кабаев А.Г. – 33, 274

Калашников В.В.

–

27, 31

Калинина И.П.

–

18, 20, 21, 22, 24, 26

Кан А.Г.

–

Кантария С.Н.

–

60, 262, 272, 274,

277, 278, 282

Капранова Ю.П.

–

Киргизов Д.И.

–

164

Киселева М.П.

–

Кожемякин А.А.

–

42, 68, 170

Кожемякина И.А.

–

42, 170

Колонских А.В.

–

, 186

Коновалова А.А.

–

Конопелько А.Ю.

–

60, 175

Корень А.В.

–

287

Кох А.В.

–

180

раснова Г.З.

–

Крыси

н Н.И.

–

305

Кузнецов Д.В.

–

14, 277

Кузнецова Т.И.

–

125

Кузьмин А.В.

–

217

Кузьмин М.И.

–

186

Кулагина М.Д.

–

Куричьев П.А.

–

191

Кутлубаев Р.Б.

–

Легута М.П. – 306

Липанин Д.С.

–

314

Лифантье

в В.А.

–

164

Лозовой Я.С.

–

Лубяный Д.А.

–

Мавлиев А.Р. – 201

Макаров Ю.В.

–

Маннанов И.И.

–

Мардашов Д.В.

–

201

Маринин И.А.

–

206

Марченкова Л.А.

–

208

Медведев А.Д.

–

206

Мифтахов Ф.Ф.

–

32, 209

Мостобоев А.

В.

–

Мухамадиев Р.С.

–

12, 37, 149

Мухортов М.А.

–

211

Мязин О.Г.

–

217

Нефедов А.П. – 218

Нечаева О.А.

–

90, 225

Носаченко Е.А.

–

Обиход А.П. – 68

Овсянников П.П.

–

306

Ольховская В.А.

–

175, 282

Опарин В.Б.

–

29, 3

Папировский В.Л. – 44

Песков А.В.

–

117

, 175

Петровская М.В.

–

29, 39

Пименов А.В.

–

Полей Н.Л.

–

228

Попков В.И.

231

Пьянзина Ю.В.

–

Ракова С.Б. – 35, 36

Рахматуллина А.Р.

–

Редькин В.И.

–

Редькин И.И.

–

, 155, 238, 242

Решетова М.В.

–

Рогачев М.К.

–

, 201

Рябов Н.И.

–

248, 250

Рябченко Е.Ю.

–

Садыков А.Р. – 164

Самарина О.А.

–

Светличнов К.В.

–

Сивков Н.Р.

–

122, 253, 256, 262

Сидоров А.А.

–

Сименко Д.С.

–

Соловьев А.Ю.

–

38, 278

Соломонов С.М.

–

Солянников В.Е.

–

22, 24, 26

Сопов В.А.

–

Соснин А.М.

–

29, 39

Стариков В.А.

–

Столяров Н.Н.

–

266

Таланов А.Г. – 50

Тананыхин Д.С.

–

270

Татаринова Е.Э.

–

Титов А.В.

–

272, 274, 277, 278

Титов В.Е.

–

, 16, 30, 33, 38, 40, 42,

56, 272, 274, 277, 278

Тупицына О.В.

–

Тышковская Ю.В.

–

Уварова Н.А. – 54

Хальзов А.А. – 34

Ханжина В.Е.

–

282

Хасанов Э.М.

–

Хромых Е.Н.

–

Хромых Л.М.

–

Хромых Л.Н.

–

18, 20, 21,

22, 24, 26,

38, 41, 42, 43, 141, 170, 256, 206, 242,

287

Хуснетдинов И.А.

–

Цивинский Д.Н. – 137

Циркова В.С.

–

35, 36

Черников М.А. – 98

Чернов Р.В.

–

298

Чернышов С.Е.

–

305

Чертес К.Л.

–

Чуч

ко Е.В.

–

Шагалеев Б.Р. – 98

Шакшин В.П.

–

231

Шиповский К.А.

–

Шувалов А.М.

–

225

Щанькина Т.В.

–

Яковенко В.И. – 306

Яшков С.В.

–