Разработка тампонажных материалов и технологических жидкостей для заканчивания и ремонта скважин в сложных горно-геологических условиях тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 25.00.15, доктор технических наук Перейма, Алла Алексеевна

• Перейма, Алла Алексеевна
• доктор технических наук
• 2009

Оглавление диссертации доктор технических наук Перейма, Алла Алексеевна

ВВЕДЕНИЕ.

1 ВЛИЯНИЕ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ЖИДКОСТЕЙ ДЛЯ ЗАКАНЧИВА

НИЯ И РЕМОНТА СКВАЖИН НА КОЛЛЕКТОРСКИЕ СВОЙСТВА ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ.

1.1 Анализ причин ухудшения фильтрационно-емкостных свойств продуктивных пластов при бурении и ремонте скважин.

1.2 Влияние свойств буровых и тампонажных растворов на качество разобщения пластов и их естественную проницаемость.

1.3 Оценка результатов применения жидкостей глушения при проведении ремонтно-восстановительных работ в скважинах предприятий ОАО «Газпром» с позиций сохранения коллекгорских свойств пласта.

1.4 Сохранение коллекторских свойств пласта применением биополимерных систем при заканчивании и ремонте скважин.

1.5 Выводы.

2 РАЗРАБОТКА МЕТОДОВ КОРРОЗИОННЫХ ИСПЫТАНИЙ И ИССЛЕДОВАНИЯ ТАМПОНАЖНЫХ ЦЕМЕНТОВ В СЕРОВОДОРОД-СОДЕРЖАЩИХ АГРЕССИВНЫХ СРЕДАХ.

2.1 Состояние крепи скважин в условиях сероводородной агрессии.

2.1.1 Влияние сероводорода на крепь скважины.

2.1.2 Сероводородная коррозия цементного камня.

2.1.3 Роль цементного камня в предохранении обсадных колонн от наружной коррозии.

2.2 Разработка методов коррозионных испытаний.

2.2.1 Экспресс-метод оценки активности тампонажных материалов к сероводороду.

2.2.2 Метод исследования сероводородостойкости цементного камня при повышенных температурах, давлениях и концентрациях агрессивной среды.Л

2.2.3 Метод оценки защитных свойств цементного камня при действии сероводородсодержащих агрессивных сред.

2.2.4 Метод определения рационального содержания ингиби-рующей добавки в жидкой фазе гидратирующихся цементов.

2.3 Исследования сероводородостойкости тампонажных цементов.

2.3.1 Ингибирующие добавки к тампонажным растворам.

2.3.2 Исследования защитных свойств ингибиторов.

2.3.3 Исследования сероводородостойкости цементного камня из тампонажных материалов различных типов.

2.3.4 Влияние ингибитора ВФПМ на технологические свойства тампонажных растворов.

2.4 Выводы.

3 РАЗРАБОТКА КОРРОЗИОННО-СТОЙКИХ ТАМПОНАЖНЫХ МАТЕРИАЛОВ, ЦЕМЕНТНЫХ РАСТВОРОВ И ИНГИБИРУЮЩИХ

ДОБАВОК.

3.1 Коррозионно-стойкие тампонажные материалы.

3.1.1 Тампонажные цементы на основе никелевых шлаков.

3.1.2 Тампонажный материал на основе отхода строительного производства

3.1.3 Тампонажный материал с сидеритом для крепления скважин в условиях АВПД.

3.2 Цементные растворы для условий сероводородной агрессии и способы их получения.

3.3 Ингибирующие добавки для повышения защитных свойств цементного камня.

3.4 Выводы.

4 РАЗРАБОТКА РЕАГЕНТОВ И ТАМПОНАЖНЫХ РАСТВОРОВ ДЛЯ

ПОВЫШЕНИЯ КАЧЕСТВА РАЗОБЩЕНИЯ ПЛАСТОВ ПРИ ЗА-КАНЧИВАНИИ И РЕМОНТЕ СКВАЖИН.

4.1 Повышение качества разобщения пластов путём физикохимического модифицирования тампонажных растворов.

4.2 Разработка комплексных реагентов и совершенствование свойств тампонажных растворов.

45.2.1 Реагенты на основе фосфоновых комплексонов.

4.2.2 Реагент с кремнийорганическим компонентом.

4.2.3 Реагент на основе отхода производства ланолина.

4.2.4 Реагент-пластификатор.

4.3 Разработка тампонирующих материалов для изоляции притока пластовых вод.

4.3.1 Тампонирующие составы для изоляции водопритоков.

4.3.2 Технология проведения водоизоляционных работ с предварительным блокированием продуктивного пласта.

4.4 Вы воды.

5 ИССЛЕДОВАНИЯ И РАЗРАБОТКА БЛОКИРУЮЩИХ ЖИДКОСТЕЙ С НАПОЛНИТЕЛЯМИ ДЛЯ ГЛУШЕНИЯ СКВАЖИН В УСЛОВИЯХ АНПД.

5.1 Наполнители растительного происхождения для временного блокирования продуктивных пластов.

5.1.1 Обоснование применения наполнителей в технологических жидкостях для ремонта скважин с АНПД.

5.1.2 Характеристика и свойства разработанных растительных наполнителей

5.2 Исследования и разработка пеноэмульсий с растительными наполнителями.

5.2.1 Влияние физико-химических свойств торфа на блокирующую способность пеноэмульсионных систем.

5.2.2 Исследования технологических свойств и разработка составов блокирующих жидкостей с наполнителями.

5.2.3 Оценка фильтрационных свойств пеноэмульсий с растительными наполнителями.

5.2.4 Сравнительные испытания технологических свойств пеноэмульсий с различными наполнителями.

5.2.5 Исследования влияния вида наполнителя и технологии приготовления блокирующей жидкости на ее свойства.

5.3 Исследования и разработка инвертных эмульсий с наполнителем

АПТОН-РС

5.4 Вы воды.

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Разработка тампонажных материалов и технологических жидкостей для заканчивания и ремонта скважин в сложных горно-геологических условиях»

Ускорение технического прогресса и экономики Российской Федерации в значительной степени зависит от темпов развития газовой промышленности, являющейся одной из ключевых отраслей топливно-энергетического комплекса страны.

Обеспечение роста добычи газа зависит как от сокращения сроков разведки и освоения новых месторождений, так и от более полного использования эксплуатационного фонда скважин месторождений, находящихся в разработке.

Вовлечение в разработку новых месторождений, в том числе со специфическими условиями заканчивания скважин: АВПД, наличие в газе сероводорода (таких в РФ открыто 162), — где цементирование скважин сопровождается осложнениями, требует разработки новых тампонажных материалов и растворов с соответствующими этим условиям свойствами.

Очевиден тот факт, что обеспечение надежного изоляционного комплекса скважин с наличием в продукции сероводорода, особенно при таком его высоком содержании в газе, как на Астраханском ГКМ (до 25 об. %), представляет определенные трудности из-за его чрезвычайно агрессивного влияния как на состояние цементного камня, так и контактирующего с последним металла обсадных труб, с поверхностью которых газ взаимодействует из-за некачественного цементирования или проникновения в результате капиллярно-пористой структуры цементного кольца.

Цементный камень, являясь диффузионным барьером, предотвращает непосредственный контакт пластовых флюидов с колонной. С течением времени в тампонажном материале при воздействии агрессивных сред происходят физико-химические процессы, снижающие устойчивость металла под цементной оболочкой, и он начинает корродировать. Коррозия колонн и нарушение герметичности затрубного пространства при разрушении цементного камня приводят к возникновению межпластовых перетоков и заколонных газопроявлений, что недопустимо с позиций охраны недр и природной среды от последствий вредного влияния сероводорода.

Применение коррозионно-стойких тампонажных материалов при цементировании скважин в условиях сероводородной агрессии является лишь частью решения проблемы повышения надежности крепи, так как коррозионно-стойкий цементный камень, представленный низкоосновными минералами и имеющий пониженное значение рН поровой жидкости, не обеспечивает устойчивого состояния металлоконструкций при действии сероводорода. Поэтому особую актуальность представляет комплексное решение задачи: получение цементного кольца повышенной коррозионной стойкости и обеспечение эффективной защиты поверхности обсадных труб от сероводородной коррозии.

В связи с отсутствием методов коррозионных испытаний цементного камня в сероводородных средах с учетом термобарических условий скважин для объективной оценки коррозионной стойкости цементного кольца в реальных скважинах актуальным является вопрос разработки устройств и способов для проведения таких исследований.

Помимо создания коррозионно-стойких тампонажных материалов с высокими защитными свойствами к металлу труб для крепления скважин с сероводород-содержащей продукцией, нерешенной остается задача качественного разобщения пластов при строительстве газовых и газоконденсатных скважин месторождений и ПХГ, наиболее распространенным осложнением которого являются заколонные флюидопроявления. Практика показывает, что одной из основных причин этого является применение тампонажных растворов, технологические свойства которых требуют совершенствования. Поэтому модифицирование тампонажных растворов физико-химическими методами: обработкой комплексными реагентами с целью придания им меньшей водопотребности, получения седиментационно-устойчивых тиксотропных систем с низкой водоотдачей, образующих при твердении прочный малопроницаемый цементный камень, является малозатратным и перспективным направлением.

Учитывая, что важное место в выполнении программы обеспечения роста добычи газа занимают работы по повышению эффективности разработки истощенных месторождений, направленные на максимальное извлечение углеводородного сырья из недр и соответственное увеличение конечного коэффициента газокон-денсатоотдачи месторождений, чрезвычайно актуальной является задача повышения качества ремонтных работ газовых и газоконденсатных скважин. Так как большинство месторождений находится на завершающей стадии разработки, характеризующейся АНПД, обводнением скважин, разрушением ПЗП с образованием в ней каверн и песчаных пробок в стволе скважин, целесообразным в направлении повышения качества РВР таких скважин является применение рабочих и промывочных систем, а также жидкостей глушения, минимально воздействующих на продуктивный пласт и способствующих сохранению его ФЕС.

Поскольку предлагаемая диссертационная работа посвящена решению комплекса задач, направленных на совершенствование заканчивания скважин и их капитального ремонта, ее тема является актуальной и перспективной, а разработка тампонажных материалов и технологических жидкостей для заканчивания и ремонта скважин в осложненных условиях имеет важное народнохозяйственное значение.

Целью работы является повышение качества заканчивания и ремонта скважин в сложных горно-геологических условиях путем применения тампонажных материалов и технологических жидкостей, обеспечивающих сохранение коллек-торских свойств продуктивных пластов и увеличение производительности скважин.

В соответствии с поставленной целью решались следующие основные задачи:

1. Оценка влияния технологических жидкостей для заканчивания и ремонта скважин на коллекторские свойства продуктивных пластов.

2. Изучение влияния сероводорода на крепь скважины.

3. Разработка методов коррозионных испытаний и исследование сероводоро-достойкости тампонажных цементов.

4. Разработка коррозионно-стойких тампонажных материалов и ингибиро-ванных цементных растворов для крепления скважин в условиях сероводородной агрессии.

5. Разработка комплексных реагентов и модифицированных тампонажных растворов для повышения качества разобщения пластов при заканчивании и ремонте скважин.

6. Разработка блокирующих жидкостей с наполнителями для глушения скважин в условиях АНПД.

Методы исследований основаны на анализе и обобщении имеющихся промысловых, лабораторных и теоретических данных по рассматриваемым проблемам и на результатах собственных экспериментальных, стендовых, промысловых и аналитических исследований с использованием современных приборов и оборудования, в том числе и специально созданного, математических методов и моделирования на ЭВМ.

Научная новизна диссертации заключается в том, что на основании теоретического обобщения результатов экспериментальных исследований разработаны научно обоснованные технические решения, позволяющие достигнуть значительного прогресса в направлении повышения качества заканчивания и ремонта газовых (газоконденсатных) скважин и обеспечения их высокой производительности в процессе эксплуатации.

1. Обоснованы и разработаны методики коррозионных испытаний цементного камня, позволяющие оценить его активность к сероводороду и обеспечивающие проведение исследований в условиях, близких к скважинным по температуре, давлению и концентрации агрессивной среды.

2. Установлено, повышенная коррозионная стойкость к сероводороду тампонажных материалов на основе никелевого шлака и циклонной пыли-уноса обусловлена образованием при их твердении термодинамически устойчивых в кислых средах низкоосновных продуктов гидратации.

3. Теоретически обоснована и экспериментально установлена эффективность применения ингибиторов на основе отходов производства морфолина для повышения сероводородостойкости цементного камня и одновременной защиты поверхности обсадных колонн от сероводородной коррозии, обусловленная термостойкостью ингибиторов, их сорбционной способностью и химической совместимостью со щелочной средой тампонажных растворов.

4. Определено, что модифицированные комплексными реагентами тампонаж-ные растворы с повышенной тиксотропией и антифильтрационными свойствами обеспечивают сохранение естественной проницаемости коллекторов в условиях АНГГД в результате предварительной закачки блокирующего агента перед изоляционной композицией в процессе заканчивания и ремонта скважин.

5. Теоретически обоснована и экспериментально подтверждена эффективность повышения блокирующих свойств биополимерных систем с пониженной плотностью при совместном применении биополимера Ритизан (шт. Асте1:оЬас1ег 8р.) с КССБ и полисахаридного комплекса Сараксан-Т (шт. ХагЛотопая сатреБЙз) - КМК-БУР2 с ПАВ.

6. Определено, что технологические жидкости на биополимерной основе для заканчивания и ремонта скважин способствуют повышению эффективности проводимых работ с сохранением коллекторских свойств пласта в результате синер-гетического эффекта взаимодействия компонентов, обуславливающего снижение проникновения жидкостей в призабойную зону за счет улучшения их структурно-реологических показателей и антифильтрационных свойств.

7. Установлено, что стабилизация технологических свойств разработанных блокирующих жидкостей обеспечивается толерантностью их ингредиентов к модифицированным наполнителям растительного происхождения, а повышение эффективности глушения скважин в процессе РВР с сохранением ФЕС продуктивных пластов обусловлено совокупностью свойств жидкости — носителя и наполнителя, образующих плотный закупоривающий экран с армирующим каркасом.

Основные защищаемые положения:

1. Методы коррозионных испытаний цементного камня.

2. Результаты исследований коррозионной стойкости цементного камня из различных вяжущих в термобарических условиях скважин.

3. Коррозионно-стойкие тампонажные материалы и ингибированные тампо-нажные растворы для условий сероводородной агрессии.

4. Комплексные реагенты и модифицированные тампонажные растворы для повышения качества разобщения пластов при заканчивании и ремонте скважин.

5. Блокирующие жидкости с наполнителями для глушения скважин с АНПД.

Практическая значимость работы определяется соответствием направлений исследований составляющих ее частей содержанию научно-технических программ, в т.ч. отраслевых программ НИОКР ОАО «Газпром» в области бурения, капитального ремонта газовых и газоконденсатных скважин месторождений и ПХГ.

Разработан комплекс технических решений, направленных на повышение качества заканчивания и ремонта скважин:

1. Устройства и методы коррозионных испытаний цементного камня, в том числе в условиях, близких к скважинным по температуре, давлению и концентрации агрессивной среды (A.c. СССР 747281, 813201).

2. Коррозионно-стойкие тампонажные материалы и растворы, применение которых способствует повышению качества крепления и надежности эксплуатации скважин в условиях сероводородной агрессии (A.c. СССР 814919, 1160773, 1187405, 1258031, 1403695, 1453969, 1466310, 1496356, 1556160, 1595057, 1595058).

3. Ингибирующие добавки в тампонажный раствор, обеспечивающие высокую степень защиты металла обсадных колонн от сероводородной коррозии (A.c. СССР 1114008, 1193960, 1275887, 1347539, 1452063, 1469779, 1485625, 1533259).

4. Комплексные реагенты для регулирования свойств тампонажных растворов, применение которых способствует получению седиментационно-устойчивых тиксотропных дисперсных систем с низкой водоотдачей (A.c. СССР 1773093, 1839039, 1839040, пат. РФ 2013524, 2033519).

5. Тампонажные растворы для водоизоляционных работ (пат. РФ 2035585) и способ изоляции притока подошвенных пластовых вод в газовых и газоконденсатных скважинах при АНПД (пат. РФ 2121569).

6. Наполнители для блокирующих жидкостей, применение которых при глушении скважин с АНПД в процессе РВР способствует сохранению коллекторских свойств продуктивных пластов (пат. РФ 2330055).

7. Составы технологических жидкостей с наполнителями растительного происхождения для ремонта скважин в условиях АНПД, обеспечивающие повышение качества РВР с восстановлением дебитов скважин на уровне доремонтных значений (пат. РФ 2152973, 2205943, 2606720, 2245441, 2266394).

Разработанные с участием диссертанта методы коррозионных испытаний цементного камня обеспечили проведение исследований при разработке тампонаж-ных цементов организациями-соисполнителями задания ГКНТ и Госплана СССР ОЦ.005.11.01 "Создать и освоить в производстве коррозионно-стойкий тампонаж-ный материал для крепления скважин в условиях сероводородной агрессии", в выполнении которого участвовали: б. СевКавНИИгаз, Волго-УралНИПИгаз, Вол-гоградНИПИнефть, ВНИИгаз и ВНИИКрнефть с координирующей ролью Сев-КавНИИгаза.

Разработка «Способ коррозионных испытаний цементного камня в условиях, имитирующих условия реальных скважин по температуре, давлению и концентрации сероводорода» экспонировалась в павильоне «Газовая промышленность» Всероссийского выставочного центра и удостоена серебряной медали.

Результаты выполненных работ нашли отражение в 15 регламентирующих документах, определяющих правила и технологию работ по заканчиванию и капитальному ремонту скважин на различных месторождениях и ПХГ.

Результаты проведенных соискателем исследований и разработки, выполненные по теме диссертации, внедрены при строительстве сероводородсодержащих скважин Астраханского ГКМ, месторождений Саман-Тепе и Советабад в Восточной Туркмении, использованы при цементировании эксплуатационных колонн Северо-Ставропольского ПХГ, а также при капитальном и текущем ремонтах газовых скважин на месторождениях и ПХГ в условиях АНПД: в ООО "Уренгой-газпром", "Тюментрансгаз", "Ноябрьскгаздобыча", "Ямбурггаздобыча", "Надым-газпром", "Кавказтрансгаз", "Газпром ПХГ".

Разработки по теме диссертации могут быть использованы при заканчивании и ремонте не только газовых (газоконденсатных) скважин, но и нефтяных с соответствующими геолого-техническими условиями.

Апробация работы. Основные положения диссертационной работы докладывались на Международных, Всероссийских и региональных совещаниях, конференциях и симпозиумах: науч.-практ. конф. "Проблемы и перспективы развития сверхглубокого бурения", Грозный, 1982; XVII Всесоюзном симпозиуме "Реология бетонных смесей и ее технологические задачи", Юрмала, 1982; П зональной науч.-техн. конф. по проблемам нефтяной и газовой промышленности Северного Кавказа, Ставрополь, 1983; Всесоюзной конф.-дискуссии "Формирование и работа тампонажного камня в скважине", пос. Дивноморский Краснодарского кр., 1984; на Ш науч.-практ. конф. "Повышение эффективности науч.-иссл. работ в решении задач газодобывающей отрасли ТССР", Ашхабад, 1984; VI Республ. конф. по физико-химии, технологии получения и применения промывочных жидкостей, дисперсных систем и тампонажных растворов, ИКХХВ АН УССР, Киев, 1985; VI науч.-практ. конф. "Оптимальные методы разработки сероводородсо-держащих месторождений газа", Ашхабад, 1986; IV конф.-дискуссии "Формирование и работа тампонажного камня в скважине", Краснодар, 1987; VIII науч.-практ. конф. "Совершенствование технологии бурения скважин в осложненных горно-геологических условиях Восточной Туркмении", Ашхабад, 1988; XXVI на-уч.-техн. конф. СтГТУ, Ставрополь, 1996; I Per. науч.-техн. конф. "ВУЗовская наука - Северо-Кавказскому региону", СтГТУ, Ставрополь, 1997; Межрег. науч.-техн. конф. по проблемам газовой промышленности России, СтГТУ, Ставрополь, 1997; Межд. науч.-практ. конф. "Проблемы эксплуатации и капитального ремонта скважин на месторождениях и ПХГ", Кисловодск, 2003; Межд. науч.-практ. конф. "Проблемы эксплуатации и капитального ремонта скважин", Кисловодск, 2004; XIII науч.-практ. конф. МУС "Проблемы развития газовой промышленности Западной Сибири", ТюменНИИгипрогаз, Тюмень, 2004; Межд. науч.-практ. конф. "Проблемы добычи газа, газового конденсата, нефти", Кисловодск, 2005—2008.

Публикации. По теме диссертации опубликовано 160 печатных работ, в том числе авторских свидетельств на изобретения и патентов РФ — 46.

Объем работы. Диссертация изложена на 300 страницах машинописного текста, включает 64 таблицы и 49 рисунков. Работа состоит из введения, пяти глав, основных выводов и рекомендаций, списка использованных источников из 213 наименований и приложения.

Заключение диссертации по теме «Технология бурения и освоения скважин», Перейма, Алла Алексеевна

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

В результате проведенных теоретических, экспериментальных и промысловых исследований и научного обобщения полученных данных в области заканчи-вания и ремонта скважин решена важная для отрасли и экономики России проблема повышения объемов добычи газа, имеющая большое народнохозяйственное значение.

На основании результатов аналитических исследований состояния вопросов заканчивания и ремонта скважин в осложненных горно-геологических условиях (АВПД, сероводородная агрессия АНПД) разработаны и нашли практическое применение тампонажные материалы и технологические жидкости с улучшенными физико-механическими и структурно-реологическими свойствами, что способствует повышению качества заканчивания и ремонта скважин с сохранением кол-лекторских свойств продуктивных пластов.

Разработаны научно обоснованные положения, обуславливающие комплексный подход к оценке состояния крепи скважин (цементного кольца и металла обсадных труб), реализованные при создании новых методов коррозионных испытаний, разработке новых сероводородостойких цементов и ингибирующих добавок в тампонажные растворы, одновременно повышающих термодинамическую устойчивость металла и новообразований цементного камня к воздействию сероводорода. Научно обоснована с описанием механизма взаимодействия ингредиентов разработка новых технологических жидкостей для заканчивания и ремонта скважин в осложненных горно-геологических условиях.

1. Установлено, что одной из основных причин потери продуктивности скважин является применение не соответствующих их геолого-техническим условиям технологических жидкостей при заканчивании и ремонте скважин. Использование этих жидкостей без учета физико-химических характеристик и геологофизических особенностей коллекторов приводит к ухудшению ФЕС последних, резкому снижению производительности скважин.

2. Разработаны методики проведения коррозионных испытаний, в том числе в условиях, приближенных к условиям скважин по температуре, давлению и концентрации сероводорода, позволяющие реально оценить свойства цементного камня с позиции его устойчивости к воздействию агрессивных сред.

3. В результате изучения механизма сероводородной коррозии цементного камня из различных вяжущих установлены коэффициенты активности тампонаж-ных цементов к взаимодействию с сероводородом с образованием сульфатной и сульфидной серы:

- для портландцементов АБо3 в пределах 0,66^-3,51 иА3в пределах 1,98-^9,56; для шлаковых вяжущих А$о3 в пределах 0,15-И),46 и в пределах 0,37-^1,62

НП на основе никелевого шлака имеет А$о3, равный нулю).

Коэффициент коррозионной стойкости цементного камня после 6 мес. выдерживания в сероводородной среде повышенной концентрации (30 г/л) при имитировании термобарических условий реальных скважин составляет 0,90 — 0,92 для НКИ; 0,96 - 0,98 для НП; 0,85 - 0,88 для ШПЦС-200; 0,70 - 0,72 для ШПЦС-120. Камень из портландцемента полностью разрушается.

4. Разработаны коррозионно-стойкие цементы (НКИ-и, НП-х, ПЦТ I-100+ЦГ1У, ПЦТ I-100+сидеритовая руда) и ингибированные тампонажные растворы, применение которых при цементировании сероводородсодержащих скважин повышает надежность их крепи.

5. Установлено, что высокие защитные свойства в тампонажных растворах сохраняют водорастворимые ингибиторы пленочного типа на основе отходов производства морфолина, обладающие термостойкостью, сорбционной способностью и химической совместимостью со щелочной средой поровой жидкости цементного камня. В наибольшей степени этим требованиям отвечает ингибитор

ВФПМ, рекомендованный к применению в концентрации 1,3 - 2,2 % в жидкости затворения в зависимости от типа цемента.

6. Для цементирования скважин с содержанием сероводорода во флюиде пласта 6-^-25% при повышенных и высоких температурах следует применять там-понажные материалы на шлаковой основе (ШПЦС-120 и ШПЦС-200), смеси ПЦТ I-100+ЦПУ, ПЦТ I-100+сидеритовая руда с 0,6-^1,1 % ингибитора ВФПМ или его аналогов от массы цемента.

Для регулирования технологических свойств ингибированных тампонажных растворов рекомендуется использовать химические реагенты и их комбинации, не ухудшающие эффективности действия ингибиторов (мае. %): декстрин (0,10 -0,70); хромпик (0,05 - 0,50); СДБ (0,10 - 0,30); КМЦ (0,10 - 0,25).

7. Разработаны комплексные, реагенты для регулирования свойств цементных растворов физико-химическими методами, использование которых позволяет снизить водоотдачу, повысить седиментационную устойчивость и тиксотропию тампонажных растворов, повысить прочность и снизить газопроницаемость цементного камня.

8. Подтверждено, что новые комплексные реагенты, сочетающие в себе свойства пластификаторов, понизителей водоотдачи и стабилизаторов тампонажных растворов, в результате активности их ингредиентов к составляющим вяжущего и синергетического эффекта взаимодействия компонентов позволяют регулировать свойства тампонажных растворов в широком диапазоне температур и обеспечивать качественное разобщение пластов при заканчивании и ремонте скважин.

9. Разработаны и внедрены составы тампонажных растворов с целью изоляции водопритоков в газовых и газоконденсатных скважинах в условиях АНПД. Эффективность их применения обусловлена низкой фильтрацией и седиментацией, повышенной тиксотропией, снижением пористости, получением плотного малопроницаемого цементного камня, обеспечивающего прочный контакт с обсадными трубами и горной породой.

10. Установлено, что после ремонтно-изоляционных работ по существующей технологии происходит снижение дебита скважин на 50-60 % от доремонтного. Разработана и внедрена на месторождениях Западной Сибири новая технология изоляции подошвенных водопритоков в условиях АНПД газовых скважин с предварительным блокированием продуктивного горизонта, позволяющая сохранить его коллекторсие свойства и повысить производительность скважин.

11. Экспериментально установлена эффективность совместного применения биополимера Ритизан (шт. Асте1:оЬас1ег Эр.) с КССБ и полисахаридного комплекса Сараксан-Т (шт. ХапШтопаБ сатреБШз) - КМК-БУР2 и ПАВ как стабилизаторов биополимерных систем с пониженной плотностью, обуславливающих повышение их антифильтрационных и блокирующих свойств.

12. Определено, что биополимерные жидкости для заканчивания и ремонта скважин способствуют повышению эффективности проводимых работ с сохранением коллекторских свойств пласта в результате синергетического эффекта взаимодействия компонентов, обуславливающего снижение проникновения жидкостей в призабойную зону за счет увеличения фильтрационных сопротивлений в пористых средах.

13. Получены кривые течения (реограммы) и уравнения, описывающие реологическое поведение разработанных биополимерных систем для глушения скважин степенной моделью Оствальда - де Ваале как жидкостей с высокой псевдопластичностью, что расширяет область их применения: эти биополимерные системы могут использоваться для вскрытия продуктивных пластов при бурении горизонтальных и наклонно-направленных скважин, а также для бурения боковых стволов и проведения в скважинах ремонтных работ.

14. Установлена целесообразность использования волокнистых материалов растительного происхождения в качестве наполнителей блокирующих жидкостей, что обеспечивает сохранение ФЕС продуктивных пластов. Такими материалами являются травяная мука из отходов сельскохозяйственного производства и торф, на основе которого разработаны наполнители Целлотон-РС и АПТОН-РС, а также жидкости глушения с этими наполнителями.

15. Установлено, что стабилизация технологических свойств разработанных блокирующих жидкостей обеспечивается толерантностью их ингредиентов к модифицированным наполнителям растительного происхождения, а повышение эффективности глушения скважин в процессе РВР с сохранением ФЕС продуктивных пластов обусловлено совокупностью свойств жидкости — носителя и наполнителя, образующих плотный закупоривающий экран с армирующим каркасом.

16. Разработанные коррозионно-стойкие цементы и ингибированные тампо-нажные растворы внедрены при креплении сероводородсодержащих скважин в условиях АВПД, комплексные реагенты и тиксотропные тампонажные растворы с низкой водоотдачей - при заканчивании и ремонте скважин, блокирующие жидкости с наполнителями - при глушении скважин месторождений и ПХГ в условиях АНПД.

Опытно-промышленные испытания и внедрение разработок, направленных на повышение качества заканчивания и ремонта скважин, проведены на скважинах б. ПО «Астраханьгазпром», «Туркменгазпром», ООО "Уренгойгазпром", "Тюмен-трансгаз", "Ноябрьскгаздобыча", "Ямбурггаздобыча", "Надымгазпром", "Кавказ-трансгаз", "Газпром ПХГ". Экономический эффект при этом составил 555,9 млн. рублей.

Список литературы диссертационного исследования доктор технических наук Перейма, Алла Алексеевна, 2009 год

1. Грей Дж. Р., ДарлиГ.С.Г. Состав и свойства буровых агентов (промывочных жидкостей) /Пер. с англ. — М.: Недра. 1985. — 509 с.

2. Амиян В.А., Амиян A.B., Васильева Н.П. Вскрытие и освоение нефтегазовых пластов. -М.: Недра. 1980. - 380 с.

3. Общий обзор жидкостей, используемых для заканчивания скважин //Экспр,-информ. Сер. Бурение: зарубежный опыт. М.: ВНИИОЭНГ, 1984. - Вып. 2. -С. 1-5.

4. Зарипов C.B., Шейнцвит А.И., Мердишев В.И. Применение жидкостей для за-давливания скважин //Обз.инф. Сер. Нефтепромысловое дело. — М.: ВНИИОЭНГ, 1981.-31 с.

5. О правильном выборе жидкости для заканчивания и ремонта скважин //Экспр.-информ. Сер. Бурение: зарубежный опыт. М.: ВНИИОЭНГ, 1986. — Вып. 18. -С. 19-23.

6. Использование обратных эмульсий в добыче нефти /Г.А. Орлов, М.Ш. Кендис, В.Н. Глущенко и др. //Обз.инф. Сер. Нефтепромысловое дело. -М.: ВНИИОЭНГ, 1986. Вып. 6. - 48 с.

7. Гусейнов Ф.А., Расулов А.И. Метод определения степени загрязненности газового пласта //Науч.-техн. достижения и передовой опыт, рекомендуемые для внедрения в газовой промышленности. — М. — 1990. — Вып. 3. — С. 21-26.

8. Рябоконь С.А., Бражников A.A. Применение рассолов большой плотности в качестве бурового раствора при заканчивании скважин //НТИС. Сер. Геология, геофизика и бурение. М.: ВНИИОЭНГ, 1985. - Вып. 9. - С. 12-14.

9. Новая технология вторичного вскрытия продуктивных пластов /И.Б. Хейфец, A.B. Бачериков, P.C. Яремийчук, А.Т. Левченко //Обз.инф. Сер. Нефтепромысловое дело. -М.: ВНИИОЭНГ, 1989. Вып. 9. - С.12-14.

10. Технология глушения скважин на ОГКМ /A.M. Шарипов, В.П.Николаев, И.З. Кургалиева, А.Ю. Гличев //Газовая промышленность. 1987. — №4. — С. 17-22.

11. КорлиУ.Т., Паттон Дж.Г. Растворы, не содержащие твердой фазы, для за-канчивания и ремонта скважин //Нефть, газ и нефтехимия за рубежом. — 1984.-№ 11.-С. 22-27.

12. Опыт и перспективы использования обратных эмульсий для глушения скважин /И.П. Королев, В.Н. Глущенко, М.Ш. Кендис, Г.А. Орлов //Нефтяное хозяйство. 1986. - № 10. - С. 59-62.

13. ГуревичГ.Р., Соколов В.А., ШмыгляП.Т. Разработка газоконденсатных месторождений с поддержанием пластового давления. — М.: Недра, 1976. — 184 с.

14. Гасумов P.A. Разработка комплекса технологий по заканчиванию и ремонту газовых скважин, направленных на сохранение естественной проницаемости продуктивного пласта: Дис. . д-ра техн. наук (05.15.10). — Ставрополь: Сев-КавНИПИгаз, 1999. 452 с.

15. Тагиров K.M., Гноевых А.Н., Лобкин А.Н. Вскрытие продуктивных нефтегазоносных пластов с аномальными давлениями. — М.: Недра, 1996. — 183 с.

16. Овнатанов Г.Т. Вскрытие и обработка пласта. — М.: Недра, 1970. — 510 с.

17. Степанянц А.К. Вскрытие продуктивных пластов. М.: Недра, 1968. - 413 с.

18. Роджерс В.Ф. Состав и свойства промывочных жидкостей для бурения нефтяных скважин. М.: Недра, 1967. — 595 с.

19. Теория и практика заканчивания скважин: В 5 т. /А.И. Булатов, П.П. Макаренко, В.Ф. Будников и др.; Под ред. А.И. Булатова. — М.: ОАО «Издательство «Недра», 1977. Т. 1. - С. 65-71.

20. Вахитова А.Г., ВалеевШ.И., Наумов В.П. Охрана окружающей среды при применении углеводородных жидкостей для глушения //Сб. науч. тр. /Баш-НИПИнефть. Уфа: БашНИПИнефть, 1984. - Вып. 68. - С. 37-41.

21. Жидкости глушения для ремонта скважин и их влияние на коллекторские свойства пласта /С.А. Рябоконь, A.A. Вольтере, А.Б. Сурков и др. — //Обз.инф. Сер. Нефтепромысловое дело. М.: ВНИИОЭНГ, 1989. - 43 с.

22. Белов В.П. Классификация и экспериментальная оценка кольматирующих свойств промывочных жидкостей и реагентов, применяемых при бурении скважин //Совершенствование процессов бурения скважин и нефтеотдачи: Сб. науч. тр. КПиТ. 1984. - С. 8-25.

23. Алекперов В.Т., Никишин В.А. Кольматация проницаемых пластов в процессе бурения и ее последствия //Нефтяное хозяйство. — 1972. -№ 8. С. 21—24.

24. Бражников A.A., Рябоконь С.А. Влияние бромидов кальция на проницаемость продуктивных горизонтов //Совершенствование техники и технологии крепления скважин: Сб. науч. тр. ВНИИКРнефти. — 1984. — С. 83-88.

25. Буровой раствор и управление его реологическими свойствами при бурении скважин в осложненных условиях /В.Ф. Чихоткин, А .Я. Третьяк, Ю.М. Ры-бальченко, M.JI. Бурда //Бурение и нефть, 2007. № 7-8. С. 58-60.

26. Мирзаджанзаде А.Х., Караев А.К., Мовсумов A.A. Гидравлические особенности проводки скважин в сложных условиях //Научно-техн. сб. Сер. Бурение. М.: ВНИИОЭНГ, 1971. - 47 с.

27. Rittez J.B., McDaniel B.R. New Preflush Technique Aids Primary Remedial Cements Jobs //World Oil, vol. 168, №2, 1968. P. 117-126.

28. McLean R.H., Manry C.W., Whitaker W.W. Displacement Mechanics in Primary Cementing //J.Petrol. Techn., vol. 19, №2, 1967. P. 91-96.

29. Газопроявления в скважинах и борьба с ними /А.И. Булатов, В.И. Рябченко, И.Я. Сибирко и др. М.: Недра, 1969. - С. 63-144.

30. Крепление скважин при вскрытии продуктивных пластов/K.M. Тагиров, P.A. Гасумов, A.A. Перейма и др. //Газовая промышленность. 1998. — № 10. — С. 42-44.

31. Пенные системы с наполнителем для глушения скважин /K.M. Тагиров, P.A. Гасумов, A.A. Перейма и др.//Газовая промышленность. — М. — 1999. — № 8. — С. 50-51.

32. Технология глушения скважин на ОГКМ /A.M. Шарипов, В.П. Николаев, И.З. Нургалиева и др. //Газовая промышленность. — М. 1987. - №4. - С. 36.

33. Гусейнов Ф.А., Расулов A.M. Повышение эффективности капитального ремонта газовых скважин в условиях Крайнего Севера //Обз. инф. Сер. Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. — М.: ВНИИЭгазпром, 1989 Вып. 5. - 38 с.

34. Шамсутдинов Р.Д. Применение волокнистых наполнителей в инвертно-эмульсионных растворах для повышения качества капитального ремонта скважин: Автореф. дис. . канд. техн. наук (25.00.15). Уфа: УГНТУ, 2002.-24 с.

35. Киряков Г.А. Разработка блокирующих растворов для глушения скважин Уренгойского месторождения в условиях аномально низких пластовых давлений: Автореф. дис. . канд. техн. наук (25.00.15). Уфа: УГНТУ, 2001. - 24 с.

36. Ахметов A.A. Повышение эффективности и экологической безопасности эксплуатации и капитального ремонта газовых скважин: Автореф. дис. . д-ра техн. наук (25.00.15). Уфа: УГНТУ, 2001. - 48 с.

37. Капитальный ремонт скважин в условиях АНПД /В.И. Шамшин, Д.А. Удодов, P.A. Гасумов и др. //Газовая промышленность. — М. -2001. № 4. — С. 44-46.

38. Кондрашев О.Ф. Физико-химические основы регулирования изолирующих свойств безглинистых полисахаридных буровых растворов: Автореф. дис. . д-ра техн. наук (25.00.15). Уфа: УГНТУ, 2005. - 49 с.

39. Пат. 2226540 РФ, МПК7 С 09 К 7/02. Безглинистый буровой раствор /Киселев П.В., Кислова Т.В., Тимеркаев М.М. Бюл. № 10 (I ч.), 2004.

40. Пат. 2266312 РФ, МПК7 С 09 К 7/02. Полимерный буровой раствор для вскрытия продуктивных пластов /Стрижнев К.В., Румянцева Е.А., Назарова

41. A.К. и др. Бюл. № 35, 2005.

42. Разработка биополимерных солевых растворов для бурения боковых стволов из эксплуатируемых скважин /Е.К. Зозуля, А.Б. Тулубаев, Ф.С. Потехин и др. //Сб. науч. тр. /Инст.-т нефти и газа, Тюм. гос. нефтегаз. ун-т. — Тюмень: Вектор Бук, 2004. С. 115-118.

43. Крылов В.И., Легеза A.C. Биополимерный реагент БП-2 и буровые растворы на его основе //Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. 2002. - № 7 - 8. - С. 29-32.

44. Биополимерный реагент для буровых растворов, используемых при бурении горизонтальных и наклонно направленных скважин /А.М. Бородин, A.B. Ивахненко, A.B. Барков и др. //Сб. науч. тр. /НПО «Бурение». Краснодар: НПО «Бурение», 2005. - Вып. 13. - С. 77-83.

45. Рябоконь С.А. Технологические жидкости для заканчивания и ремонта скважин. Краснодар: ООО «Просвещение-Юг», 2002. - С. 30.

46. Пат. 2168531 РФ, МПК7 С 09 К 7/00. Безглинистый буровой раствор для вскрытия продуктивных пластов /Пеньков А.И., Кошелев В.Н., Куксов В.А. и др. ; заявитель и патентообладатель Пеньков А.И., Кошелев В.Н., Куксов

47. B.А. и др. Бюл. №. 16, 2001.

48. Агзамов ФА., Морозов Д.В. Применение биополимеров для водоизоляции пластов // Конгресс нефтегазопромышленников России : Материалы конгресса (Уфа, 20-23 мая 2003 г.). Уфа: Мир печати, 2003. - С. 66.

49. Пат. 2274651 РФ, МПК8 С 09 К 8/08. Полимерглинистый раствор для бурения скважин в многолетнемерзлых породах /Перейма A.A., Гасумов P.A., Черкасова В.Е. Бюл. № 11, 2006.

50. Пат. 2315076 РФ, МПК8 С 09 К 8/20. Утяжеленный буровой раствор /Перейма A.A., Гасумов P.A., Черкасова В.Е. Бюл. № 2, 2008.

51. Исследование реологических свойств биополимерных растворов при вскрытии продуктивных отложений /Н.З. Гибадуллин, И.А. Четвертнева, Б.А. Анд-ресон и др. // Сб. науч. тр. / БашНИПИнефть. Уфа : БашНИПИнефть, 2003. -Вып. 111.-С. 214-222. .

52. Реологические особенности буровых биополимерных жидкостей /В.И. Крылов, В.В. Крецул // Нефтяное хозяйство. — 2002. — № 9. — С.54-56.

53. Перейма A.A., Гасумов P.A., Черкасова В.Е. Технологические жидкости на биополимерной основе для бурения и ремонта скважин //Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. — 2008. — № 3. — С. 35—39.

54. Перспективы применения биополимеров в технологических жидкостях для капитального ремонта скважин /A.A. Перейма, P.A. Гасумов, В.Е. Черкасова и др. //Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. — 2007.-№ 9-С. 46-52.

55. Оценка применения биополимера Ритизан для бурения и ремонта скважин /A.A. Перейма, Н.Ю. Игнатенко, В.Е. Черкасова и др. //Газовая промышленность. 2008. - № 9. - С. 75-77.

56. Технологические жидкости для освоения скважин с АВПД /А.А. Перейма, Н.М. Дубов, В.Е. Черкасова и др. //Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море.- 2008. № 3 - С. 40-44.

57. Пат. 2348670 РФ, МПК8 С 09 К 8/08. Безглинистый буровой раствор /Перейма А.А., Гасумов Р.А., Черкасова В.Е., Дубов Н.М. Бюл. № 7, 2009.

58. Пат. 2351628 РФ, МПК8 С 09 К 8/06, 8/08. Биополимерный буровой раствор /Перейма А.А., Гасумов Р.А., Черкасова В.Е. и др. — Бюл. № 10, 2009.

59. Перейма А.А. Ингибированные тампонажные составы для условий сероводородной агрессии: Дис. . канд. техн. наук (05.23.05). — Ставрополь: Сев-КавНИИгаз, 1986. 202 с.

60. Petersen J.S. Extensive water analysis in Ceiling field. — Oil and gas. — 1946. № 11.-P. 112-118.

61. Albertson M.L. Corrosion in high pressure gas condensate wells. Oil and gas. -1946. -№ 12.-P. 97-105.

62. Kennet Eilerts. Sodium chromate effective in combating corrosion in gas wells. -Oil and gas. 1946. - № 5. - P. 121-126.

63. Poetker R.H., Brock P.S., Huckseberg S.A. Does the inhibitor squeeze method work? Petroleum Engineer. - 1957. - № 12 - P. 125-132.

64. Poetker R.H., Stone Y.D. Inhibition improve 17 % while cost dropped 50 %. — Oil and gas. 1956. - № 6. — P. 115-120.

65. Коррозия тампонажных цементов /А.И. Булатов, Ш.М. Рахимбаев, Д.Ф. Но-вохатский и др. Ташкент: Узбекистан, 1970. - 96 с.

66. Грачева О.И., Барбакадзе Е.О. Химизм взаимодействия гидратации асбоцемента с сероводородом //Тр. НИИАсбестоцемент. — М.: Госстройиздат, 1963. -Вып. 17.-С. 36-56.

67. Гельфман Г.И., Данюшевский B.C. Влияние сероводорода на разрушение цементного камня в пластовых артинских водах //Строительство предприятий нефтепереработки и нефтехимии: Тр. БашНИИстрой. — М.: Стройиздат. 1965. - Вып. 5. - С. 364-373.

68. Влияние сероводородоеодержащих пластовых вод на коррозионную стойкость цементного камня /А.И. Булатов, H.A. Иванова, Д.Ф. Новохатский и др. //Нефтяное хозяйство. 1981. - № 7. — С. 27—30.

69. Стойкость тампонажных материалов в сероводородной среде /В.М. Кравцов, К.Н. Евстегнеев, Ф.А. Агзамов, Т.В. Романова //Нефтяное хозяйство. — 1983. -№11.-С. 6-9.

70. Долговечность тампонажного камня в условиях сероводородной агрессии /В.М. Кравцов, Ф.А. Агзамов, М.Р. Мавлютов, А.И. Спивак. //Газовая промышленность. 1979. - № 12. - С. 23-24.

71. Стойкость тампонажных материалов в условиях газовой сероводородной агрессии /В.М. Кравцов, М.Р. Мавлютов, Д.Ф. Новохатский и др. //Газовая промышленность. 1982. - № 4. - С. 33—35.

72. Девятов Е.В. Особенности проводки скважин на Астраханском своде //Обз.инф. Сер. Бурение газовых и газоконденсатных скважин. — М.: ВНИИ-Эгазпром, 1979. Вып. 6. - 44 с.

73. Данюшевский В.С, Тарнавский А.П. Газовая сероводородная коррозия тампонажных цементов//Газовая промышленность. — 1977. — № 6. — С. 12—15.

74. Сероводородная коррозия цементного камня в затрубном пространстве газовых скважин /В.И. Авилов, B.C. Данюшевский, А.П. Тарнавский и др. //Обз.инф. Сер. Бурение газовых и газоконденсатных скважин. М.: ВНИИ-Эгазпром, 1981.-Вып. 1.-43 с.

75. Результаты исследований коррозионной стойкости цементного камня /Ю.И. Петраков, В.И. Зубков, A.A. Перейма и др. //Проблемы освоения газовых ресурсов Северного Кавказа: Тр. М.: ВНИИЭгазпром, 1980. — С. 36-38.

76. Новохатский Д.Ф., Рябова Л.И, Чайко З.П. Коррозионная стойкость камня из ШПЦС-120 с добавками КМЦ //РНТС. Сер. Бурение. М.: ВНИИОЭНГ, 1976.-Вып. 6.-29 с.

77. Lafiima H. Recherches sur les aluminates de calcium et sur leurs combinations avec le chloride et de sulfate de calcium. Paris, 1932.

78. Загиров М.М., Юсупов И.Г., Максутов PIA. Борьба с коррозией промыслового оборудования /Юбз.инф. Сер. Коррозия и защита в нефтегазовой промышленности.-М.: ВНИИОЭНГ, 1972. 38 с.

79. Коррозионная стойкость тампонажных материалов, применяемых при цементировании скважин /М.М. Загиров, A.B. Перов, A.C. Губарева, И.Г. Юсупов. /Юбз.инф. Сер. Коррозия и защита в нефтегазовой промышленности. — М.: ВНИИОЭНГ, 1981.-42 с.

80. Роджерс В.Ф., Роу Д.А. Коррозионное влияние сероводорода и двуокиси углерода на оборудование нефтяных скважин //lV-й межд. нефт. конгр.: Бурение скважин и добыча нефти и газа. — М.: Гостоптехиздат, 1956. — Т. 3. — С. 174-194.

81. Легезин Н.Е. Достижения в области защиты нефтегазопромыслового оборудования ингибиторами коррозии /Юбз.инф. Сер. Коррозия и защита в нефтегазовой промышленности. — М.: ВНИИОЭНГ, 1978. 48 с.

82. Гоник A.A. Сероводородная коррозия и меры её предупреждения. — М.: Недра, 1966. — 176 с.

83. Намиот А.Ю., Бондарева М.М. Растворимость газов в воде под давлением. — М.: Гостоптехиздат, 1963. — 145 с.

84. Намиот А.Ю. Максимум растворимости компонентов газовой смеси^ в жидкости//Доклады АН СССР. М., 1960.-Т. 130.-С. 359-361.

85. Эванс Ю.Р. Коррозия и окисление металлов /Перевод с англ. под ред. И.Л. Розенфельда. М.: Машгиз, 1962. — 856 с.

86. Брегман Дж. Ингибиторы коррозии. /Перевод с англ. под ред. Л.И. Антропова. М.: Химия, 1966. — 309 с.

87. Гетманский М.Д., Рождественский Ю.Г., Калимулин A.A. Предупреждение локальной коррозии нефтепромыслового оборудования /Юбз.инф. Сер. Коррозия и защита в нефтегазовой промышленности. — М:: ВНИИОЭНГ, 1981. — 55 с.

88. Обухова З.П., Кутовая A.A., Кирильченко Н.Е. Определение солевого состава продуктов коррозии //Газовая промышленность, 1982. — № 4. — С. 35—36.

89. Антропов Л.И., Макушин Е.М., Панасенко В.Ф. Ингибиторы коррозии металлов. -Киев: Техника, 1981. 183 с.

90. Данюшевский B.C. Проблема долговечности тампонажных цементов //Технология бурения нефтяных и газовых скважин: Тр. МИНХ и ГП им. И.М.Губкина, 1980.-Вып. 152.-С. 110-113.

91. Загиров М.М., Перов A.B. Защита обсадных колонн нагнетательных скважин /Юбз.инф. Сер. Коррозия и защита в нефтегазовой промышленности. — М.: ВНИИОЭНГ, 1978. 36 с.

92. Методика оценки технической надежности обсадных колонн нефтяных скважин для месторождений, находящихся на поздней стадии разработки (РД 39-1-14-78) /ТатНИПИнефть. Бугульма, 1977. - 87 с.

93. A.c. 1193960 СССР, МКИ3 С 04 В 24/18. Комплексная добавка для цементно-бетонной смеси /Т.Д. Дибров, В.Ф. Волошин, A.A. Перейма и др. — Опубл. не подлежит.

94. A.c. 1275887 СССР, МКИ4 С 04 В 24/12. Комплексная добавка для бетонной смеси /Т.Д. Дибров, А.К. Шейнкман, A.A. Перейма и др. Опубл. не подлежит.

95. A.c. 1469779 СССР, МКИ4 С 04 В 22/08. Комплексная добавка для бетонной смеси /В.Ф. Волошин, А.К. Шейнкман, A.A. Перейма и др. Опубл. не подлежит.

96. A.c. 1452063 СССР, МКИ4 С 04 В 22/08, 24/32. Комплексная добавка для бетонной смеси /В.Ф. Волошин, А.К. Шейнкман, A.A. Перейма и др. — Опубл. не подлежит.

97. A.c. 1485625 СССР, МКИ4 С 04 В 24/04. Бетонная смесь /В.Ф. Волошин, А.К. Шейнкман, A.A. Перейма и др. — Опубл. не подлежит.

98. Гельфман Г.П., Данюшевский B.C. Коррозия цементного камня в нефтяных скважинах. Уфа: Башкортостан, 1964. — 60 с.

99. Экспресс-метод оценки активности тампонажных материалов к сероводороду /Петраков Ю.И., Перейма А.А, Зубков. В.И.и др. //Нефтяное хозяйство. 1983. -№ 4. - С. 67-68.

100. Сидоров И.А., Нешта П.И. Изучение коррозионной стойкости цементных образцов с помощью глубинной кассеты //НТС. Сер. Бурение. — М.: ЦНИИТЭнефтегаз, 1964. С. 25-28.

101. Стойкость тампонажных материалов в сероводородной среде /В.М. Кравцов, К.Н. Евстигнеев, Ф.А. Агзамов и др. //Газовая промышленность. -1983.-№ п.-С. 6-9.

102. Метод исследования коррозионной стойкости тампонажных материалов при повышенных температурах и давлениях /Ю.И. Петраков, A.A. Перейма, Г.Д. Дибров и др. //Нефтяное хозяйство. 1984. - № 1. — С. 18-21.

103. A.c. 747281 СССР, МКИ2 G 01 N 17/00. Устройство для коррозионных испытаний /Ю.И. Петраков, А.И. Ниценко, A.A. Перейма и др. Бюл. № 14, ч.З, 1999.

104. A.c. 813201 СССР, МКИ3 G 01 N 17/00. Способ коррозионных испытаний /Ю.И. Петраков, A.A. Перейма, А.И. Ниценко и др. — Бюл. № 10, 1981.

105. Петраков Ю.И., Перейма A.A., Кривошеева И.Л. Об оценке предела прочности цементного камня на разрыв путем раскалывания образцов-цилиндров //Теория и практика сооружения эксплуатационных газовых скважин: Сб. науч. тр. М.: ВНИИгаз, 1983. - С. 111-115.

106. Алексеев С.Н., Розенталь Н.К. Коррозионная стойкость железобетонных конструкций в агрессивной промышленной среде. — М.: Стройиздат, 1976. — 208 с.

107. Коррозия бетона и железобетона, методы их защиты /В.М. Москвин, Ф.М. Иванов, С.Н. Алексеев, Е.А. Гузеев. — М.: Стройиздат, 1980. 536 с.

108. Методы контроля скорости коррозии и содержания агрессивных компонентов в промысловых средах /Ф.А. Асфандияров, Ф.А. Астрова, Р.Н. Липович и др. //Обз.инф. Сер. Коррозия и защита в нефтегазовой промышленности. М.: ВНИИОЭНГ, 1980. - 62 с.

109. Перейма A.A. Оптимизация содержания ингибирующей добавки в жидких фазах гидратирующихся цементов //Теория и практика сооружения эксплуатационных газовых скважин: Сб. науч. тр. — М.: ВНИИгаз, 1983. — С. 116-121.

110. Перейма A.A., Петраков Ю.И. Пути предотвращения сероводородной коррозии в целях повышения надежности и долговечности скважин //Обз.инф. Сер. Коррозия и защита сооружений в газовой промышленности. — М.: ВНИИЭгазпром, 1988. Вып. 3. - 19 с.

111. Коуль А.Д., Розенфельд Ф.С. Очистка газа. М.: Недра, 1967. - С. 392.

112. Перейма A.A. Цемент тампонажный сероводородостойкий НКИ и НП //РНТС. Сер. Бурение газовых и морских нефтяных скважин. М.: ВНИИЭгазпром, 1982. - Вып. 6. - С. 23-24.

113. Перейма A.A., Осадчая И.Л. Тампонажный цемент на основе никелевых шлаков //Технология строительства газовых и морских нефтяных скважин в сложных горно-геологических условиях: Сб. науч. тр. — М.: ВНИИгаз, 1987. -С. 131-135.

114. A.c. 814919 СССР, МКИ3 С 04 В 7/14. Вяжущее /М.Д. Кяляшев, Г.Д. Диб-ров, A.A. Перейма и др. — Бюл. №11,1981.

115. A.c. 1187405 СССР, МКИ3 С 04 В 7/14. Вяжущее /Г.Д. Дибров, Ю.И. Петраков, A.A. Перейма и др. — Опубл. не подлежит.

116. A.c. 1258031 СССР, МКИ4 С 04 В 24/30. Композиция для тампонирования скважин /В.Ф. Волошин, А.К. Шейнкман, A.A. Перейма и др. Опубл. не подлежит.

117. Перейма A.A., Петраков Ю.И. Коррозия ингибированного цементного камня //Проблемы технологии сооружения газовых и газоконденсатных скважин: Сб. науч. тр. -М.: ВНИИгаз, 1985. С. 93-97.

118. A.c. 1125357 СССР, МКИ3 Е 21 В 33/138. Тампонажный материал /С.А. Абрамов, В.А. Антонов, А.И. Булатов и др. Бюл. № 43, 1984.

119. A.c. 926239 СССР, МКИ3 Е 21 В 33/138. Тампонажная смесь для приготовления тампонажного раствора для глубоких температурных скважин /Г. Ка-каджанов, Е.И. Карпенко, С.Т. Колосай, A.A. Арамян. Бюл. № 17, 1982.

120. Тампонажный сероводородостойкий материал для крепления сероводород-содержащих скважин /A.A. Перейма, P.A. Гасумов, Ю.И. Петраков и др. //Сб. науч. тр. /СевКавНИПИгаз. Ставрополь: СевКавНИПИгаз, 2004. Вып. 40.-С. 196-205.

121. A.c. 1453969 СССР, МПК4 Е 21 В 33/138. Тампонажный материал /A.A. Перейма, Б.С. Дашевский, Ю.И. Петраков и др. — Бюл. № 11, ч. 2, 1999.

122. Перейма A.A. Коррозионно-стойкий тампонажный материал для крепления скважин в условиях сероводородной агрессии //Газовая промышленность. — 2008.-№5.-С. 80-82.

123. Тампонажные смеси для скважин с аномальными пластовыми давлениями /Н.Х. Каримов, Б.Н. Хахаев, Л.С. Запорожец и др. М.: Недра, 1977. — С. 97.

124. Булатов А.И. Тампонажные материалы и технология цементирования скважин. -М.: Недра, 1982. С. 197-201.

125. Влияние утяжеляющих добавок на прочность цементного камня /А.А Перейма, Ю.И. Петраков, Л.В. Перцева, И.Л. Осадчая //Совершенствование техники и технологии строительства газовых и газоконденсатных скважин: Сб. науч. тр. -М.: ВНИИгаз, 1989. С.105-108.

126. A.c. 1640368 СССР, МКИ5 Е 21 В 33/138. Тампонажный раствор /A.A. Перейма, Л.В. Перцева. Бюл. № 13, 1991.

127. A.c. 1595058 СССР, МКИ5 Е 21 В 33/138. Утяжеленный тампонажный материал /A.A. Перейма, В.Т. Филлипов Ю.И. Петраков и др. — Бюл. № 11, ч. 2, 1999.

128. A.c. 785463 СССР, МКИ3 Е 21 В 33/138. Тампонажный раствор /Г.А. Белоусов, Б.М. Скориков, В.П. Пустовалов и др. — Бюл. № 45, 1980.

129. A.c. 927972 СССР, МКИ3 Е 21 В 33/138. Способ химической обработки тампонажных растворов /B.C. Данюшевский, К.А. Джабаров, Л.Г. Журова и др.-Бюл. № 18, 1982.

130. A.c. 1160773 СССР, МПК6 Е 21 В 33/138. Способ химической обработки тампонажных растворов на основе металлургических шлаков /A.A. Перейма, Ю.И. Петраков, Г.Д. Дибров и др. Бюл. № 11, ч. 2, 1999.

131. A.c. 1403695 СССР, МКИ4 Е 21 В 33/138. Тампонажный раствор /A.A. Пе-рейма, Ю.И. Петраков, В.Ф. Волошин и др. Бюл. № 11, ч. 2, 1999.

132. A.c. 1595057 СССР, МКИ5 Е 21 В 33/138. Тампонажный раствор /A.A. Пе-рейма, Ю.И. Петраков, JI.B. Перцева и др. — Бюл. № 13, ч. 2, 1999.

133. Перейма A.A. Тампонажный раствор для крепления сероводородсодержа-щих скважин //Газовая промышленность. — 1991. — № 7. — С. 23-24.

134. A.c. 1556160 СССР, МКИ5 Е 21 В 33/138. Способ приготовления тампонаж-ного раствора /A.A. Перейма, JI.B. Перцева. Бюл. № 13, ч.2, 1999.

135. A.c. 1466310 СССР, МКИ4 Е 21 В 33/138. Способ приготовления тампонаж-ного раствора для крепления газовых и нефтяных скважин /A.A. Перейма, Ю.И. Петраков, И.Л. Осадчая и др. — Бюл. №11, ч.2, 1999.

136. A.c. 840294 СССР, МКИ3 Е 21 В 33/138. Способ приготовления тампонажного раствора/Г.А. Белоусов, А.Г. Потапов, Б.М. Скориков. Бюл. № 23, 1981.

137. A.c. 1496356 СССР, МКИ4 Е 21 В 33/138. Способ химической обработки тампонажных растворов /В.Ф. Волошин, А.К. Шейнкман, A.A. Перейма и др. — Опубл. не подлежит.

138. A.c. 1347539 СССР, МКИ4 Е 21 В 33/138. Ингибирующая добавка для тампонажного раствора /В.Ф. Волошин, А.К. Шейнкман, A.A. Перейма и др. — Опубл. не подлежит.

139. A.c. 1114008 СССР, МПК6 С 04 В 24/24. Комплексная добавка для бетонной смеси /В.Ф. Волошин, А.К. Шейнкман, A.A. Перейма и др. — Бюл. № 14, ч. 3, 1999.

140. A.c. 1533259 СССР, МКИ4 С 04 В 24/12. Строительный раствор /A.A. Перейма, Ю.И. Петраков, В.Ф. Волошин и др. Бюл. № 14, ч.З, 1999.

141. Перейма A.A., Бакуменко B.C. Тампонажный материал на базе отхода строительного производства //Экспр.-информ. Сер. Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. М.: ВНИИОЭНГ, 1990. - Вып. 1.-С. 28-31.

142. Перейма A.A. Применение ингибированных тампонажных растворов для крепления скважин месторождений Восточной Туркмении //Экспр.информ. Сер. Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море.-М.: ВНИИОЭНГ, 1990.-Вып. 2.-С. 12-15.

143. Перейма A.A., Петраков Ю.И., Перцева J1.B. Совершенствование цементирования скважин месторождения Саман-Тепе //Экспр.-информ. Сер. Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. — М.: ВНИИОЭНГ, 1990. Вып. 3.- С. 15-17.

144. Перейма A.A. Тампонажные смеси на основе отходов производства //Газовая промышленность. 1988. - № 12 - С. 30-31.

145. Sutton D.L., Sabins F., Paul R. Annular gas flow theory and prevention methods described //Oil and Gas J. 1984. - vol. 82. - № 50. - P. 84 - 92.

146. Sutton D.L., Sabins F., Paul R. New evaluation for annular gas flow potential //Oil and Gas J. - 1984.-vol. 82.-№51.-P. 109-112.

147. Гасумов P.A., Перейма A.A. Повышение качества крепления скважин //Газовая промышленность. 2001. - № 5. — С. 44^16.

148. Комплексные реагенты для обработки тампонажных растворов /В.М. Ме-денцев, А.К. Куксов, М.О. Ашрафьян, Ю.В. Гринько //Нефтяное хозяйство. -1997.-№7.-С. 11-12.

149. Цементирование скважин тампонажными растворами с высокими изолирующими свойствами /М.О. Ашрафьян, Ю.В. Гринько, А.К. Куксов и др. //Нефтяное хозяйство. 2002. - № 3. - С. 29-31.

150. Пат. 2033519 РФ, Е 21В 33/138. Пластификатор тампонажных растворов /Перейма A.A., Петраков Ю.И., Гасумов P.A. и др. — Бюл. № 11. — 1995.

151. Данюшевский B.C., Алиев Р.Х., Толстых И.Ф. Справочное руководство по тампонажным материалам. — М.: Недра, 1987. 373 с.

152. Перейма A.A., Петраков Ю.И. Комбинированная добавка комплексного действия для тампонажных растворов //Строительство газовых и газокон-денсатных скважин: Сб. науч. тр. — М.: ВНИИгаз, 1993. С. 27-32.

153. Рябоконь С.А., Ашрафьян М.О., Гринько Ю.В. Седиментационно-устойчивые тампонажные составы для цементирования горизонтальных и пологих скважин //Нефтяное хозяйство. — 2003. № 4. - С. 98-101.

154. Перейма A.A. Вязкоупругие растворы для изоляции поглощающих пластов //Нефтепромысловое дело. 2009. — № 4. — С. 34—38.

155. Мариампольский H.A., Рябова Л.И., Сурикова O.A. Регулирование свойств тампонажных растворов с помощью многофункциональных реагентов //Обз. инф. Сер. Техника и технология бурения скважин. М.: ВНИИО-ЭНГ, 1988.-Вып. 7.-62 с.

156. A.c. 1839040 СССР, МПК6 Е 21 В 33/138. Комплексный реагент для тампонажных растворов на основе портландцемента /A.A. Перейма, Л.В. Перце-ва, Ю.И. Петраков и др. Бюл. № 10, 1995.

157. A.c. 1839039 СССР, МПК6 Е 21 В 33/138. Комплексный реагент для тампонажных растворов на основе шлаковых вяжущих /A.A. Перейма. — Бюл. № 10, 1995.

158. Перейма A.A., Гасумов P.A., Петраков Ю.И. Реагент для получения це-ментно-полимерных тампонажных растворов с улучшенными технологическими свойствами //Строительство газовых и газоконденсатных скважин: Сб. науч. тр.-М.: ВНИИгаз, 1996.-С. 41-47.

159. A.c. 1329240 СССР, МКИ4 Е 21 В 33/138. Состав для изоляции вод в скважинах /И.А. Сидоров, Ю.А. Подцубный, В.М. Сазонова и др. — Бюл. № 22,1995.

160. A.c. 1773093 СССР, МКИ5 Е 21 В 33/138. Композиция для тампонажного раствора /A.A. Перейма, В.И. Ильяев, Л.В. Перцева. Бюл. №11, ч.2, 1999.

161. Евсеева Л.В., Никитина Л.В., Чернов A.B. Синтез и основные свойства гид-роформалюмината кальция //Прикладная химия. — 1983. — № 12. — С. 2747— 2748.

162. Некоторые закономерности взаимодействия гипана с солями двухвалентных металлов /В.В. Гольдштейн, В.И. Крылов, Т.А. Николаева и др.

163. Промывка и технология крепления скважин: Тр. — М.: ВНИИБТ, 1973. — С. 64-71.

164. Пат. 2013524 РФ, МКИ5 Е 21 В 33/138. Комплексный реагент для обработки тампонажных растворов /Перейма A.A., Перцева Л.В., Петраков Ю.И. и др. Бюл. № 10,1994.

165. Ram'achandran V.C. Interection of calcium lignosulfonaite with tricalcium silicate and calcium hydroxide //Cement & Concrete Research. — 1972. — № 2. — P. 179-194.

166. Сычев M.M. Некоторые вопросы теории вяжущих веществ //Известия АН СССР. Неорганические материалы. — 1971. — Т. 8. — № 3. С. 276-287.

167. Пат. 2033519 РФ, МПК6 Е21ВЗ 3/138. Пластификатор тампонажных растворов /Перейма A.A., Петраков Ю.И., Гасумов P.A. и др. — Бюл. № 11,1995.

168. Крепление скважин при вскрытии продуктивных пластов /Тагиров K.M., Гасумов P.A., Перейма A.A. и др. //Газовая промышленность. — 1998. № 10.-С. 42-44.

169. Перейма A.A., Гасумов P.A. Тампонажный раствор для ремонтно-изоляци-онных работ и цементирования скважин //Строительство газовых и газо-конденсатных скважин: Сб. науч. статей. — М.: ВНИИгаз, 1995. — С. 46—50.

170. Перейма A.A., Гасумов P.A. Модифицированный тампонажный раствор для ремонтно-изоляционных работ //Тез. докл. межрег. науч.-техн. конф. по пробл. газ. промышл. России. Ставрополь: СтГТУ, 1997. - С. 14—15.

171. Тампонирующий материал для ремонтно-изоляционных работ /K.M. Тагиров, P.A. Гасумов, A.A. Перейма, и др. //Газовая промышленность. — 1998. — № 1.-С. 40-41.

172. Пат. 2035585 РФ, МПК6 Е 21 В 33/138. Тампонажный раствор для ремонтных работ и крепления скважин /Перейма A.A., Тагиров K.M., Ильяев В.И. и др.-Бюл. № 14, 1995.

173. A.c. 1703807 СССР, МПК5 Е 21 В 33/138. Тампонажный раствор /А.Н. Кук-сов, З.Ш. Ахмадишин, Л.В. Палий и др. — Бюл. № 1. — 1992.

174. Изоляция притока подошвенных вод с предварительным блокированием продуктивного пласта /P.A. Гасумов, В.З. Минликаев, A.A. Перейма и др. //Сб. науч. тр. /СевКавНИПИгаз. Ставрополь: СевКавНИПИгаз, 2000. -Вып. 32.-С. 117-121.

175. Пат. 2121569 РФ, МПК6 Е 21 В 33/138. Способ изоляции притока подошвенной воды в газовых скважинах в условиях АНПД /Гасумов P.A., Перейма A.A., Дубенко В.Е. Бюл. № 31, 1998.

176. Missienx L. Поведение пен в пористой среде //Экспр.-информ. Сер. Нефте-и газодобывающая промышленность. М.: ВИНИТИ, 1974. — Вып. 18. — С. 12-18.

177. Применение пенных систем с торфощелочным наполнителем для глушения скважин при проведении ремонтных работ /A.A. Перейма, P.A. Гасумов, Ю.Н. Луценко и др. //Сб. науч. тр. /СевКавНИПИгаз. — Ставрополь: СевКавНИПИгаз, 2000. Вып. 32. - С. 105-112.

178. Исследование влияния физико-химических свойств торфа на блокирующую способность трехфазных пенных систем /A.A. Перейма, P.A. Гасумов, В.З. Минликаев и др. //Сб. науч. тр. /СевКавНИПИгаз. — Ставрополь: СевКавНИПИгаз, 2000. Вып. 32. - С. 112-117.

179. Пат. 2152973 РФ, МПК7 С 09 К 7/08. Пенообразующий состав для глушения скважин /Перейма A.A., Тагиров К.М, Гасумов P.A. и др. — Бюл. № 20, 2000.

180. Пат. 2205943 РФ, МПК7 Е 21 В 43/12, С 09 К 7/08. Пеноэмульсионный состав для глушения скважин /Перейма A.A., Гасумов P.A., Тагиров O.K. и др. Бюл. № 16, 2003.

181. Пат. 2206720 РФ, МПК7 Е 21 В 43/11. Жидкость для перфорации скважин /Перейма A.A., Гасумов P.A., Астапова З.А. и др. — Бюл. № 17, 2003.

182. Пат. 2245441 РФ, МПК7 С 09 К 7/08. Пенообразующий состав для глушения скважин /Перейма A.A., Гасумов P.A., Черкасова В.Е. — Бюл. № 3, 2005.

183. Пат. 2266394 РФ, МПК7 Е 21 В 43/12. Пенообразующий состав для глушения скважин /Перейма A.A., Черкасова В.Е., Гасумов P.P. Бюл. № 35, 2005.

184. БасниевК.С., КагинаИ.Н., Максимов В.М. Подземная гидравлика. -М.: Недра, 1993.-С. 341.

185. Глушение и освоение скважин в условиях пониженных пластовых давлений /Я.И. Тернавский, Н.Р. Акопян, Т.В. Рассохин и др. //Газовая промышленность. М. - 1972. - № 8. - С. 5-8.

186. Uarrison U.W. Diverting agents — history and application //Journal of Petroleum Technology. 1972. - Vol. 5. - P. 593-598.

187. Пат. 2078907 РФ, МПК6 E 21 В 33/138. Состав для временной изоляции пласта /Перейма A.A., Гасумов P.A., Долгов C.B. и др. Бюл. № 13, 1997.

188. Амиян В.А. Повышение качества вскрытия продуктивного пласта //Обз.инф. Сер. Бурение. М.: ВНИИОЭНГ, 1983. - Вып. 3. - 44 с.

189. Кауричев И.С. Почвоведение. — М.: Агропромиздат, 1989. — 720 с.

190. Пат. РФ 2209226, МПК7 С 09 К 7/00. Способ приготовления порошкообразного торфяного реагента для промывочных жидкостей /Романов В.В., Гасумов P.A., Коновалов Е.А. и др. — Бюл. № 21, 2003.

191. Перейма A.A., Черкасова В.Е. Влияние фракционного состава наполнителей на технологические свойства пеноэмульсий //Сб. науч. тр. /СевКавНИПИгаз. Ставрополь: СевКавНИПИгаз, 2003. - Вып. 39. - С. 54-59.

192. Состав и питательность кормов: Справочник /И.С. Шумилин, Г.П. Державина, A.M. Артюшин и др.; под ред. И.С. Шумилина. — М.: Агропромиздат, 1986.-303 с.

193. Разработка реагента-наполнителя к промывочным жидкостям для глушения скважин: отчёт о НИР (заключ.): 0251-02-2, этап 5 /СевКавНИПИгаз; рук. Гасумов P.A.; отв. исполн. Перейма A.A. — Ставрополь, 2003. 79 с.

194. Пат. РФ 2330055, МПК8 С 09 К 8/20, С 09 К 8/42. Способ приготовления полидисперсного торфяного реагента для буровых растворов и жидкостей глушения /Перейма A.A., Черкасова В.Е., Гасумов P.P. — Бюл. № 21, 2008.

195. Перейма A.A., Гасумов P.A., Черкасова В.Е. Стендовые испытания технологии применения блокирующих жидкостей с наполнителем растительного происхождения //Сб. научн. тр. /СевКавНИПИгаз. Ставрополь: СевКавНИПИгаз, 2003. - Вып. 39. - С. 40-49.

196. Применение пенных систем с торфощелочным наполнителем для глушения скважин при проведении ремонтных работ /A.A. Перейма, P.A. Гасумов, Ю.Н. Луценко и др. //Сб. науч. тр. /СевКавНИПИгаз. Ставрополь: СевКавНИПИгаз, 2000. - Вып. 32. - С. 105 - 112.

197. Исследование блокирующей способности жидкостей глушения с наполнителями растительного происхождения /A.A. Перейма, В.Е. Черкасова, P.P. Гасумов, Г.Ф. Тукаева //Сб. науч. тр. /СевКавНИПИгаз. — Ставрополь: СевКавНИПИгаз, 2004.-Вып. 41.-С. 137-145.

198. Эффективность применения торфяных наполнителей в составах жидкостей глушения /A.A. Перейма, P.A. Гасумов, В.Е. Черкасова, В.Н. Селюкова //

199. Сб. науч. тр. /СевКавНИПИгаз. Ставрополь: СевКавНИПИгаз, 2005. -Вып. 43.-С. 107-114.

200. Результаты стендовых испытаний блокирующих свойств пеноэмульсий с наполнителями /A.A. Перейма, P.A. Гасумов, В.Е. Черкасова, В.Н. Селюко-ва //Сб. науч. тр. /СевКавНИПИгаз. — Ставрополь: СевКавНИПИгаз, 2005. — Вып. 43.-С. 158-167.

201. Перейма A.A., Черкасова В.Е., Тукаева Г.Ф. К вопросу оценки фильтрационных свойств пеноэмульсий с растительными наполнителями //Сб. науч. тр. /СевКавНИПИгаз. Ставрополь: СевКавНИПИгаз, 2004. - Вып. 41. - С. 159-168.

202. Пеноэмульсии с наполнителями растительного происхождения для ремонт-но-восстановительных работ в скважинах с АНПД /A.A. Перейма, В.А. Су-ковицын, В.Е. Черкасова и др. //Газовая промышленность. 2008. - № 4. — С. 66-67.

203. Гасумов P.A., Перейма A.A. Жидкости глушения и технология их применения при ремонте скважин с низким пластовым давлением //Обз. инф. Сер. Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. — М.: ООО «ИРЦ Газпром», 2008. 152 с.