Глушение скважин с контролем поглощения

Финансирование

Работа выполнена при поддержке Комитета науки Министерства науки и высшего образования Республики Казахстан (грант № AP19679430).

Литература

1. Шмаль Г.И. Проблемы при разработке трудноизвлекаемых запасов нефти в России и пути их решения // Георесурсы. 2016. Т. 18. № 4. Ч. 1. С. 256-260. DOI: 10.18599/grs.18.4.2
2. Искрицкая Н.И., Макаревич В.Н., Щепочкина А.А. Изменение структуры трудноизвлекаемых запасов нефти в связи с переходом на новую классификацию // Нефтегазовая геология. Теория и практика. 2016. Т. 11. № 4. 12 с. DOI: 10.17353/2070-5379/44_2016
3. Хафизов Ф.З. Проблемы освоения трудноизвлекаемых запасов // Недропользование XXI век. 2014. № 3 (47). С. 68-73.
4. Короткевич А.И. Роль ТРИЗ в условиях ухудшения структуры запасов // Neftegaz.RU. 2018. № 6 (78). С. 52-57.
5. Фунг Ван Хай, Шамаев Г.А., Нгуен Хыу Нян и др. Основные причины ухудшения проницаемости призабойной зоны пласта нижнего олигоцена месторождения «Белый тигр» // Башкирский химический журнал. 2008. Т. 15. № 2. С. 135-139.
6. Ерофеев А.А., Мордвинов В.А. Изменение свойств призабойной зоны скважины в процессе разработки бобриковской залежи Уньвинского месторождения // Вестник Пермского национального исследовательского политехнического университета. Геология. Нефтегазовое и горное дело. 2012. Т. 11. № 5. С. 57-62.
7. Дмитрук В.В., Рахимов С.Н., Бояркин А.А., Штахов Е.Н. Повышение эффективности глушения скважин Уренгойского месторождения // Нефтяное хозяйство. 2010. № 5. С. 130-135.
8. Вахрушев С.А., Михайлов А.Г., Костин Д.С. и др. Глушение скважин, эксплуатирующих высокотемпературные кавернозно-трещиноватые карбонатные пласты месторождения имени Р.Требса // Нефтяное хозяйство. 2017. № 10. С. 41-45. DOI: 10.24887/0028-2448-2017-10-41-45
9. Хакимов А.М., Макатров А.К., Караваев А.Д. и др. Фильтрационное тестирование нового поколения поверхностно-активных веществ отечественного и зарубежного производства в качестве добавок к ремонтно-технологическим жидкостям при проведении подземных ремонтов и ОПЗ скважин в гидрофильных коллекторах // Нефтепромысловое дело. 2005. № 12. С. 48-53.
10. Атвиновская Т.В. Роль жидкости глушения в процессе ремонта скважин // Вестник Гомельского государственного технического университета имени П.О.Сухого. 2018. № 2. С. 34-41.
11. Кравцов А.А., Мухутдинов А.А., Грядунов Д.А. Глушение скважин в условиях АНПД и высокого газового фактора на месторождениях АО «Оренбургнефть» // Инженерная практика. 2018. № 11.
12. Орлов Г.А., Кендис М.Ш., Глущенко В.Н. Применение обратных эмульсий в нефтедобыче. М.: Недра, 1991. 224 с.
13. Мардашов Д.В. Обоснование технологий регулирования фильтрационных характеристик призабойной зоны скважин при подземном ремонте: Автореф. дис. ... канд. техн. наук. СПб: Санкт-Петербургский государственный горный институт имени Г.В.Плеханова, 2008. 20 с.
14. Акимов О.В. Совершенствование технологий глушения скважин при интенсификации разработки низкопроницаемых терригенных коллекторов: Автореф. дис. ... канд. техн. наук. Уфа: Уфимский государственный нефтяной технический университет, 2011. 23 с.
15. Патент № 2499131 РФ. Применение разлагаемых волокон в растворах обращенных эмульсий для глушения скважины / О.Бустос, С.Али, Ч.Нгуйен. Опубл. 20.11.2013. Бюл. № 32.
16. Патент № 2330055 РФ. Способ приготовления полидисперсного торфяного реагента для буровых растворов и жидкостей глушения / А.А.Перейма, В.Е.Черкасова, Р.Р.Гасумов. Опубл. 27.07.2008. Бюл. № 21.
17. Гасумов Р.А., Костюков С.В., Гасумов Р.Р. и др. Сохранение фильтрационно-емкостных свойств продуктивных пластов при их временной изоляции // Известия высших учебных заведений. Нефть и газ. 2017. № 4. С. 58-66. DOI: 10.31660/0445-0108-2017-4-58-66
18. Шрамм Г. Основы практической реологии и реометрии. М.: КолосС, 2003. 312 с.
19. Гусаков В.Н., Королев А.Ю., Ягудин Р.А. и др. Технологии глушения скважин в условиях множественных осложнений // Нефтегазовое дело. 2023. Т. 21. № 2. С. 17-24. DOI: 10.17122/ngdelo-2023-2-17-24
20. Бондаренко А.В., Мардашов Д.В., Исламов Ш.Р. Оценка эффективности применения блокирующих полимерных составов при глушении скважин в условиях карбонатного коллектора и высокого газового фактора // Нефтегазовое дело. 2022. Т. 20. № 1. С. 53-64. DOI: 10.17122/ngdelo-2022-1-53-64
21. Силин М.А., Магадова Л.А., Акимов О.В. и др. Передовые технологии глушения скважин // Нефтяное хозяйство. 2015. № 1. С. 66-70.
22. Маннапов Г.М., Хазимуратов Р.Х., Смыков Ю.В., Сафуанова Р.М. Опыт организации работ узла подготовки технологических жидкостей // Нефтепромысловое дело. 2006. № 4. С. 36-39.
23. Мардашов Д.В. Разработка блокирующих составов с кольматантом для глушения нефтяных скважин в условиях аномально низкого пластового давления и карбонатных пород-коллекторов // Записки Горного института. 2021. Т. 251. С. 667-677. DOI: 10.31897/PMI.2021.5.6
24. Краевский Н.Н., Исламов Р.А., Линд Ю.Б. Выбор технологии глушения скважин для сложных геолого-технологических условий // Нефтегазовое дело. 2020. Т. 18. № 4. С. 16-26. DOI: 10.17122/ngdelo-2020-4-16-26
25. Глущенко В.Н., Хижняк Г.П. Направления совершенствования составов обратных эмульсий для глушения скважин // Недропользование. 2023. Т. 23. № 1. С. 44-50. DOI: 10.15593/2712-8008/2023.1.6
26. Поп Г.С. Причины возникновения и методы ликвидации газопроявлений в скважинах. М.: ВНИИЭгазпром, 1991. 19 с.
27. Поп Г.С., Кучеровский В.М., Зотов А.С., Бодачевская Л.Ю. Глушение скважин в условиях снижающегося пластового давления на месторождениях Западной Сибири // Нефтепромысловое дело. 2002. № 11. С. 26-29.
28. Куликов А.Н., Исмагилов Т.А., Шадымухаметов С.А., Телин А.Г. Разработка и применение новых составов для глушения скважин на месторождениях НК «ЮКОС» // Вестник Инжинирингового центра ЮКОС. 2002. № 4. С. 52-55.
29. Куликов А.Н., Исмагилов Т.А., Телин А.Г., Хакимов A.М. Применение инвертной дисперсии «Дисин» для глушения поглощающих скважин после проведения гидроразрыва пласта // Башкирский химический журнал. 2001. № 3. С. 73-75.
30. Лезов Г.О., Яшин В.И., Исмагилов Т.А. и др. Технология комбинированного глушения и вторичного вскрытия нефтяных скважин с использованием инвертной дисперсии «Дисин» // Нефтяное хозяйство. 1994. № 2. С. 48-51.
31. Здольник С.Е., Згоба И.М., Телин А.Г., Гусаков В.Н. Проблемы глушения скважин Приобского месторождения и пути их решения // Научно-технический вестник ОАО «НК «Роснефть». 2006. № 1. С. 36-39.
32. Акимов О.В., Здольник С.Е., Худяков Д.Л. и др. Технологии глушения скважин с гидроразрывом пласта в условиях аномально высоких и аномально низких пластовых давлений // Нефтяное хозяйство. 2010. № 2. С. 92-95.
33. Islamov Sh.R., Bondarenko A.V., Mardashov D.V. Substantiation of a well killing technology for fractured carbonate reservoirs // Youth Technical Sessions Proceedings. CRC Press, 2019. P. 256-264. DOI: 10.1201/9780429327070-35
34. Mardashov D., Islamov S., Nefedov Yu. Specifics of well killing technology during well service operation in complicated conditions // Periódico Tchê Química. 2020. Vol. 17. № 34. P. 782-792. DOI: 10.52571/PTQ.v17.n34.2020.806_P34_pgs_782_792.pdf
35. Исламов Ш.Р. Обоснование технологии глушения нефтяных скважин перед подземным ремонтом в условиях трещинно-поровых карбонатных коллекторов: Автореф. дис. ... канд. техн. наук. СПб: Санкт-Петербургский горный университет, 2021. 20 с.
36. Шамсутдинов Р.Д. Применение волокнистых наполнителей в инвертно-эмульсионных растворах для повышения качества капитального ремонта скважин: Автореф. дис. ... канд. техн. наук. Уфа: Уфимский государственный нефтяной технический университет, 2002. 24 с.
37. Islamov S., Islamov R., Shelukhov G. et al. Fluid-Loss Control Technology: From Laboratory to Well Field // Processes. 2024. Vol. 12. Iss. 1. № 114. DOI: 10.3390/pr12010114
38. Sergeev V., Tanimoto K., Abe M. Innovative Emulsion-Suspension Systems Based on Nanoparticles for Drilling and Well Workover Operation // Abu Dhabi International Petroleum Exhibition & Conference, 11-14 November 2019, Abu Dhabi, United Arab Emirates. OnePetro, 2019. № SPE-197510-MS. DOI: 10.2118/197510-MS
39. Uliasz M. Workover fluid for the reconstruction of wells with reduced reservoir pressure // Nafta-Gaz. 2020. Vol. 76. № 7. P. 457-465 (in Polish). DOI: 10.18668/NG.2020.07.04
40. Шадымухамедов С., Куликов А. Развитие работ по улучшению качества глушения скважин в НК «ЮКОС» // Научно-технический вестник ЮКОС. 2003. № 7. С. 30-32.
41. Магадова Л.А., Силин М.А., Гаевой Е.Г. и др. Жидкости глушения и промывки, сохраняющие коллекторские свойства пласта // Время колтюбинга. 2009. № 3 (028). С. 72-80.
42. Силин М.А., Магадова Л.А., Пономарева В.В. и др. Разработка нефильтрующейся полисахаридной жидкости глушения с высокой плотностью на водной основе // Территория «Нефтегаз». 2010. № 8. С. 56-61.
43. Бондаренко А.В., Исламов Ш.Р., Игнатьев К.В., Мардашов Д.В. Лабораторные исследования полимерных составов для глушения скважин в условиях повышенной трещиноватости // Вестник Пермского национального исследовательского политехнического университета. Геология. Нефтегазовое и горное дело. 2020. Т. 20. № 1. С. 37-48. DOI: 10.15593/2224-9923/2020.1.4
44. Окромелидзе Г.В., Некрасова И.Л., Гаршина О.В. и др. Глушение скважин с использованием вязкоупругих составов // Нефтяное хозяйство. 2016. № 10. С. 56-61.
45. Martyushev D.A., Govindarajan S.K. Development and study of a Visco-Elastic Gel with controlled destruction times for killing oil wells // Journal of King Saud University – Engineering Sciences. 2022. Vol. 34. Iss. 7. P. 408-415. DOI: 10.1016/j.jksues.2021.06.007
46. Hu Jia, Zheng Kang, Jinzhi Zhu et al. High density bromide-based nanocomposite gel for temporary plugging in fractured reservoirs with multi-pressure systems // Journal of Petroleum Science and Engineering. 2021. Vol. 205. № 108778. DOI: 10.1016/j.petrol.2021.108778
47. Hu Jia, Xin-Yu Yang, Jin-Zhou Zhao. Development of a Novel In-Situ-Generated Foamed Gel as Temporary Plugging Agent Used for Well Workover: Affecting Factors and Working Performance // SPE Journal. 2019. Vol. 24. Iss. 4. P. 1757-1776. DOI: 10.2118/194215-PA
48. Hu Jia, Hao Chen, Jin-Zhou Zhao. Development of a Highly Elastic Composite Gel through Novel Intercalated Crosslinking Method for Wellbore Temporary Plugging in High-Temperature Reservoirs // SPE Journal. 2020. Vol. 25. Iss. 6. P. 2853-2866. DOI: 10.2118/201090-PA
49. Xu Yuan, Tang Yongfan. Development and Application of Temporary Plugging and Killing System Suitable for Sour Gas Field // Oilfield Chemistry. 2022. Vol. 39. № 3. P. 381-386. DOI: 10.19346/j.cnki.1000-4092.2022.03.001
50. Hu Jia, Hao Chen. The Potential of Using Cr3+/Salt-Tolerant Polymer Gel for Well Workover in Low-Temperature Reservoir: Laboratory Investigation and Pilot Test // SPE Productions & Operations. 2018. Vol. 33. Iss. 3. P. 569-582. DOI: 10.2118/189460-PA
51. Xiong Ying, Xi Yuan, Zhang Yadong, Fu Ziyi. Study of Gel Plug for Temporary Blocking and Well-Killing Technology in Low-Pressure, Leakage-Prone Gas Well // SPE Production & Operations. 2021. Vol. 36. Iss. 1. P. 234-244. DOI: 10.2118/204213-PA
52. Shaydullin V.A., Vakhrushev S.A., Magzumov N.R. et al. Features of Killing Wells Operating Fractured Formations with Abnormally Low Formation Pressures and High Gas Factor // SPE Russian Petroleum Technology Conference, 26-29 October 2020. OnePetro, 2020. № SPE-202071-MS. DOI: 10.2118/202071-MS
53. Chunming Xiong, Falin Wei, Weitao Li et al. Mechanism of Polyacrylamide Hydrogel Instability on High-Temperature Conditions // ACS Omega. 2018. Vol. 3. Iss. 9. P. 10716-10724. DOI: 10.1021/acsomega.8b01205
54. Zhongliang Hu, Maje Haruna, Hui Gao et al. Rheological Properties of Partially Hydrolyzed Polyacrylamide Seeded by Nanoparticles // Industrial & Engineering Chemistry Research. 2017. Vol. 56. Iss. 12. P. 3456-3463. DOI: 10.1021/acs.iecr.6b05036
55. Pan Xu, Zhijie Shang, Meiling Yao, Xinxue Li. Mechanistic insight into improving strength and stability of hydrogels via nano-silica // Journal of Molecular Liquids. 2022. Vol. 357. № 119094. DOI: 10.1016/j.molliq.2022.119094
56. Zareie C., Bahramian A.R., Sefti M.V., Salehi M.B. Network-gel strength relationship and performance improvement of polyacrylamide hydrogel using nano-silica; with regards to application in oil wells conditions // Journal of Molecular Liquids. 2019. Vol. 278. P. 512-520. DOI: 10.1016/j.molliq.2019.01.089
57. Hu Jia, Cheng-Cheng Niu, Xin-Yu Yang. Improved understanding nanocomposite gel working mechanisms: From laboratory investigation to wellbore plugging application // Journal of Petroleum Science and Engineering. 2020. Vol. 191. № 107214. DOI: 10.1016/j.petrol.2020.107214
58. Hu Jia, Xin-Yu Yang. Environmental and strength-enhanced nanosilica-based composite gel for well temporary plugging in high-temperature reservoirs // Asia-Pacific Journal of Chemical Engineering. 2019. Vol. 14. Iss. 1. № e2270. DOI: 10.1002/apj.2270
59. Hu Jia, Dong-Shan Xie, Zheng Kang. Secondary surface modified laponite-based nanocomposite hydrogel for gas shutoff in wellbore // Journal of Petroleum Science and Engineering. 2020. Vol. 191. № 107116. DOI: 10.1016/j.petrol.2020.107116
60. Dijvejin Z.A., Ghaffarkhah A., Sadeghnejad S., Sefti M.V. Effect of silica nanoparticle size on the mechanical strength and wellbore plugging performance of SPAM/chromium (III) acetate nanocomposite gels // Polymer Journal. 2019. Vol. 51. № 7. P. 693-707. DOI: 10.1038/s41428-019-0178-3
61. Dao-Yi Zhu, Xing-Yu Fang, Ren-Xian Sun et al. Development of degradable pre-formed particle gel (DPPG) as temporary plugging agent for petroleum drilling and production // Petroleum Science. 2021. Vol. 18. Iss. 2. P. 479-494. DOI: 10.1007/s12182-020-00535-w
62. Hong-Jun Zhang, Dao-Yi Zhu, Yong-Long Gong et al. Degradable preformed particle gel as temporary plugging agent for low-temperature unconventional petroleum reservoirs: Effect of molecular weight of the cross-linking agent // Petroleum Science. 2022. Vol. 19. Iss. 6. P. 3182-3193. DOI: 10.1016/j.petsci.2022.07.013
63. Bougha A., Ndukauba G., Okeke C., Abudu R. Restoring Integrity and Production on a Well with Compromised Barriers: Use of Crosslinked Polymer Gel to Prevent Fluid Loss Post Well Kill to Enable the Safe Repair of Compromised Christmas Tree Valves // Gas & Oil Technology Showcase and Conference, 13-15 March 2023, Dubai, United Arab Emirates. OnePetro, 2023. № SPE-214228-MS. DOI: 10.2118/214228-MS
64. Zeeshan Ahmad, Abdullah Alhaj Al Hosini, Mohammed Ibrahim Al Janahi et al. Challenges of Gas Wells Killing Operation with Emphasis on Reservoir & Completion Integrity Issues // Abu Dhabi International Petroleum Exhibition & Conference, 15-18 November 2021, Dubai, United Arab Emirates. № SPE-208063-MS. DOI: 10.2118/208063-MS
65. Hu Jia, Zheng Kang, Sanxi Li et al. Thermal degradation behavior of seawater based temporary plugging gel crosslinked by polyethyleneimine for fluid loss control in gas well: Kinetics study and degradation prediction // Journal of Dispersion Science and Technology. 2021. Vol. 42. Iss. 9. P. 1299-1310. DOI: 10.1080/01932691.2020.1740727
66. Yang Yang, Xiaoxuan He, Dalong Sun et al. Pseudointerpenetrating network nanocomposite hydrogel for temporary plugging in fractured reservoirs // Colloids and Surfaces A: Physicochemical and Engineering Aspects. 2023. Vol. 656. Part A. № 130369. DOI: 10.1016/j.colsurfa.2022.130369
67. Uguna G., Rachid R., Milne A., Ali S. Controlling Losses When Recompleting Low-Pressure Reservoirs // SPE European Formation Damage Conference and Exhibition. 2015. № SPE-174169-MS. DOI: 10.2118/174169-MS
68. Zheng Kang, Yin-Tao Liu, Hu Jia et al. Progress and Prospects of In Situ Polymer Gels for Sealing Operation in Wellbore and Near-Well Zone // Energy & Fuels. 2024. Vol. 38. Iss. 5. P. 3539-3563. DOI: 10.1021/acs.energyfuels.3c04382
69. Telin A., Lenchenkova L., Yakubov R. et al. Application of Hydrogels and Hydrocarbon-Based Gels in Oil Production Processes and Well Drilling // Gels. 2023. Vol. 9. Iss. 8. № 609. DOI: 10.3390/gels9080609
70. Патент № 2746499 РФ. Вязкоупругая композиция для применения в технологиях добычи нефти и газа / Л.А.Магадова, М.А.Силин, Д.Н.Малкин, П.К.Крисанова. Опубл. 14.04.2021. Бюл. № 11.
71. Токунов В.И., Саушин А.З. Технологические жидкости и составы для повышения продуктивности нефтяных и газовых скважин. М.: Недра-Бизнесцентр, 2004. 711 с.
72. Рябоконь С.А., Мартынов Б.А., Доктор С.А. Технологические решения при заканчивании и ремонте скважин, направленные на сохранение коллекторских свойств продуктивных пластов // Бурение и нефть. 2008. № 9. С. 4-7.
73. Ross C.M., Williford J., Sanders M.W. Current Materials and Devices for Control of Fluid Loss // SPE Asia Pacific Oil and Gas Conference and Exhibition, 20-22 April 1999, Jakarta, Indonesia. OnePetro, 1999. № SPE-54323-MS. DOI: 10.2118/54323-MS
74. Dick M.A., Heinz T.J., Svoboda C.F., Aston M. Optimizing the Selection of Bridging Particles for Reservoir Drilling Fluids // SPE International Symposium on Formation Damage Control, 23-24 February 2000, Lafayette, LA, USA. OnePetro, 2000. № SPE-58793-MS. DOI: 10.2118/58793-MS
75. Svoboda C. Optimizing High-Temperature Kill Pills: The Åsgard Experience // SPE Drilling & Completion. 1999. Vol. 17. Iss. 1. № SPE-76639-PA. DOI: 10.2118/76639-PA
76. Патент № 2287549 РФ. Стабильные жидкие суспензионные композиции и способ их получения и применения / К.Б.Фокс. Опубл. 20.11.2006. Бюл. № 32.
77. Патент № 2004120281 РФ. Не наносящая ущерба жидкость для снижения поглощения бурового раствора и способ ее применения / М.Сэмьюэл, Р.Марсинев, К.Ж.Джун. Опубл. 27.03.2005. Бюл. № 9.
78. Samuel M., Marcinew R., Al-Harbi M. et al. A New Solids-Free Non-Damaging High Temperature Lost-Circulation Pill: Development and First Field Applications // SPE Middle East Oil and Gas Show and Conference, 9-12 June 2003, Bahrain. OnePetro, 2003. № SPE-81494-MS. DOI: 10.2118/81494-MS
79. Vickers S., Cowie M., Jones T. et al. A new methodology that surpasses current bridging theories to efficiently seal a varied pore throat distribution as found in natural reservoir formations // AADE Drilling Fluids Technical Conference, 11-12 April 2006, Houston, TX, USA. American Association of Drilling Engineers, 2006. № AADE-06-DF-HO-16.
80. Araujo A., Calderon A. Field Use of Temporary Fluid-Loss Control Pill During Deepwater Completions in HighPermeability Formations // SPE Latin America and Caribbean Petroleum Engineering Conference, 21-23 April 1999, Caracas, Venezuela. OnePetro, 1999. № SPE-53924-MS. DOI: 10.2118/53924-MS
81. Патент № 2380391 РФ. Технологическая скважинная жидкость с контролируемым поглощением в термобарических условиях пласта / О.В.Акимов, С.Е.Здольник, В.Н.Гусаков, Д.Л.Худяков, Н.Н.Краевский. Опубл. 27.01.2010. Бюл. № 3.
82. Гусаков В.Н., Краевский Н.Н., Хакимов А.Ф. и др. Технология предупреждения поглощений при проведении текущего ремонта скважин в условиях низких пластовых давлений // Нефтяное хозяйство. 2013. № 10. С. 50-51.
83. Патент № 2482152 РФ. Технологическая скважинная жидкость с низкими повреждающими свойствами и контролируемым поглощением в термобарических условиях пласта / С.Е.Здольник, О.В.Акимов, Д.Л.Худяков, А.С.Малышев, В.Н.Гусаков, Н.Н.Краевский. Опубл. 20.05.2013. Бюл. № 14.
84. Youssry Abd El-Aziz Mohamed, El-Gindy A.T., El-Agamy H.A. et al. Field Application of Newly Designed Non-Damaging Sealing Killing Fluid to Control Losses in Completion and Workover Operations in Western Desert, Egypt // SPE Trinidad and Tobago Section Energy Resources Conference, 28-30 June 2021. OnePetro, 2021. № SPE-200936-MS. DOI: 10.2118/200936-MS
85. Cuixia Li, Xiaoping Qin, Liangchuan Li et al. Preparation and Performance of an Oil-Soluble Polyethylene Wax Particles Temporary Plugging Agent // Journal of Chemistry. 2018. Vol. 2018. Iss. 1. № 7086059. DOI: 10.1155/2018/7086059
86. Амиян В.А., Амиян А.В. Повышение производительности скважин. М.: Недра, 1986. 159 с.
87. Тагиров К.М., Гасумов Р.А., Перейма А.А., Минликаев В.З. Пенные системы с наполнителем для глушения скважин // Газовая промышленность. 1999. № 8. С. 50-51.
88. Lijuan Pan, Huifeng Liu, Wu Long et al. A Novel Foamy Well Killing Fluid for Low-Pressure Gas Reservoirs in Tarim Basin, China // International Petroleum Technology Conference, 23 March – 1 April 2021. OnePetro, 2021. № IPTC-21434-MS. DOI: 10.2523/IPTC-21434-MS
89. Dongdong Liu, Renyuan Sun, Yunfei Zhang et al. A Low Density Micro-Foam Workover Fluid for Deep and Ultra-Deep Wells with Low-Pressure Coefficient and High Inorganic Salt // Colloids and Surfaces A: Physicochemical and Engineering Aspects. 2024. Vol. 682. № 132870. DOI: 10.1016/j.colsurfa.2023.132870
90. Гурбанов А.Г., Баспаев Е.Т. Новый способ глушения газопроявляющих скважин // SOCAR Proceedings. 2022. № 2. С. 28-34. DOI: 10.5510/OGP20220200671
91. Telin A., Karazeev D., Vezhnin S. et al. Use of Self-Generating Foam Gel Composition with Subsequent Injection of Hydrogel to Limit Gas Inflow in Horizontal Wells of Vostochno-Messoyakhskoye Field // Gels. 2024. Vol. 10. Iss. 4. № 215. DOI: 10.3390/gels10040215
92. Васильченко C.В., Меденцев С.В. Решение проблем вскрытия истощенных пластов: технология афронов // Бурение и нефть. 2003. № 6. С. 36-37.
93. Патент № 2322472 РФ. Технологическая жидкость для глушения нефтегазовых скважин и способ ее приготовления / Н.Г.Усанов, Р.К.Андресон, Е.А.Гильванова, В.Н.Гусаков, А.Г.Телин, Г.З.Калимуллина. Опубл. 20.04.2008. Бюл. № 11.
94. Бондаренко А.В., Исламов Ш.Р., Мардашов Д.В. Комплексная методика исследований по разработке эмульсионных блокирующих составов для глушения добывающих скважин // Территория «Нефтегаз». 2018. № 10. С. 42-49.
95. Mardashov D.V., Rogachev M.K., Zeigman Y.V., Mukhametshin V.V. Well Killing Technology before Workover Operation in Complicated Conditions // Energies. 2021. Vol. 14. Iss. 3. № 654. DOI: 10.3390/en14030654
96. Дурягин В.Н., Лиманов М.Н., Онегов Н.А., Шамсутдинова Г.Т. Глушение морских скважин // Бурение и нефть. 2023. Спец. вып. 1. С. 44-47.
97. Mardashov D., Duryagin V., Islamov S. Technology for Improving the Efficiency of Fractured Reservoir Development Using Gel-Forming Compositions // Energies. 2021. Vol. 14. Iss. 24. № 8254. DOI: 10.3390/en14248254
98. Силин М.А., Магадова Л.А., Гаевой Е.Г. и др. Применение жидкостей глушения на полисахаридной основе в скважинах с низким давлением и после гидроразрыва пласта // Нефтяное хозяйство. 2010. № 4. С. 104-107.
99. Зейгман Ю.В., Мухаметшин В.Ш., Хафизов А.Р., Харина C.Б. Перспективы применения многофункциональных жидкостей глушения скважин в карбонатных пластах // Socar Proceedings. 2016. № 3. С. 33-39. DOI: 10.5510/OGP20160300286
100. Никулин В.Ю., Мукминов Р.Р., Мухаметов Ф.Х. и др. Обзор перспективных технологий глушения скважин в условиях аномально низких пластовых давлений и резкого прорыва газа. Часть 1. Классификация технологий и опыт применения загущенных жидкостей на водной и углеводородной основе // Нефтегазовое дело. 2022. Т. 20. № 3. С. 87-96. DOI: 10.17122/ngdelo-2022-3-87-96
101. Гребенюк А.Н., Куршев А.В., Корытко И.А. и др. Обоснование эффективных технологий глушения скважин в условиях трещиноватых карбонатных коллекторов Восточной Сибири // Инженерная практика. 2023. № 3.
102. Никулин В.Ю., Бритов Е.В., Мукминов Р.Р. и др. Применение состава с мгновенной фильтрацией для контроля поглощений при глушении скважин, эксплуатирующих низкотемпературные терригенные коллекторы Восточной Сибири // Экспозиция Нефть Газ. 2023. № 1. С. 76-80. DOI: 10.24412/2076-6785-2023-1-76-80
103. Никулин В.Ю., Мукминов Р.Р., Нигматуллин Т.Э. и др. Снижение негативного влияния растворов глушения высокой плотности на продуктивность газовых скважин, эксплуатирующих ачимовские коллекторы. Часть 2. Обоснование применения блокирующих составов // Экспозиция Нефть Газ. 2023. № 4. С. 16-21. DOI: 10.24412/2076-6785-2023-4-16-21
104. Демахин С.А., Меркулов А.П., Касьянов Д.Н. и др. Глушение скважин блок-пачками – эффективное средство сохранения фильтрационных свойств продуктивного пласта // Нефть. Газ. Новации. 2015. № 1. С. 66-69.
105. Меркулов А.П., Мершиев М.П. Глушение скважин с аномально низким пластовым давлением (АНПД) химическими реагентами группы компаний Zirax // Нефть. Газ. Новации. 2019. № 7. С. 13-15.
106. Yong-li Yan, Yang Zhang, Christian-chibuike Una. On the nature of colloidal aphrons // Colloid and Interface Science Communications. 2020. Vol. 34. № 100232. DOI: 10.1016/j.colcom.2019.100232
107. Патент № 2301822 РФ. Буровой раствор / Н.Г.Усанов, Р.К.Андресон, Е.А.Гильванова, П.М.Зобов, В.Е.Андреев, Ю.А.Котенев, Н.Ш.Хайрединов, В.Н.Поляков, Ю.С.Кузнецов, Р.Р.Хузин. Опубл. 27.06.2007. Бюл. № 18.
108. Патент № 2563856 РФ. Способ бурения скважин, осложненных поглощающими горизонтами / А.М.Нацепинская, Ф.Н.Гребнева, С.Е.Ильясов, Г.В.Окромелидзе, О.В.Гаршина, П.А.Хвощин, С.Г. Попов, П.И.Клыков. Опубл. 20.09.2015. Бюл. № 26.
109. Рабаев Р.У. К вопросу применения афронсодержащих буровых растворов для бурения скважин в осложненных условиях на месторождениях Черноморского шельфа // Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов. 2021. Вып. 5 (133). С. 9-23. DOI: 10.17122/ntj-oil-2021-5-9-23
110. Jinliang Han, Jinsheng Sun, Kaihe Lv et al. Polymer Gels Used in Oil–Gas Drilling and Production Engineering // Gels. 2022. Vol. 8. Iss. 10. № 637. DOI: 10.3390/gels8100637
111. Патент № 2332439 РФ. Газонаполненный состав для изоляции водопритока в скважину / В.А.Волков, В.Г.Беликова. Опубл. 27.08.2008. Бюл. № 24.
112. Xiaoyong Li., Lihui Zheng, Yuanbo Chen et al. Fuzzy-Ball Fluids Enhance the Production of Oil and Gas Wells: A Historical Review // Energies. 2023. Vol. 16. Iss. 18. № 6647. DOI: 10.3390/en16186647
113. Fanghui Zhu, Lihui Zheng, Yang Zhao et al. Plugging Efficiency in Fractured Carbonate Gas Reservoirs Using Fuzzy-Ball Fluids Combined with Solid Plugging Agents // Energies. 2023. Vol. 16. Iss. 18. № 6688. DOI: 10.3390/en16186688