Методы ограничения водопритока при строительстве и эксплуатации скважин (стр. 5 )

При выполнении исследовательских работ по влиянию добавок пластовой девонской воды и ее концентратов на прочностные свойства цементного камня из портландцемента выявлено увеличение прочности на изгиб (рис. 11).

1 – пресная вода; 2 – исходная пластовая вода: CaCI2 – 4,0; MgCI2 – 1,0; NaCI – 11,2 %;

3 - пластовая вода с пониженным содержанием хлорида магния: CaCI2 – 4,0; MgCI2 – 0,15; NaCI – 8,0 %; 4 - раствор хлористого кальция: CaCI2 – 4,0 %.

Рисунок 11.- Прочностные характеристики цементного камня, затворенного на пресной воде, пластовой воде и растворе СаCI2. Среда хранения - пластовая вода.

Повышение прочности цементного камня достигается за счет присутствия хлоридов кальция и натрия в пластовой воде нефтяного месторождения, которая добавляется в жидкость затворения.

Такая добавка обеспечивает появление дополнительного положительного результата: увеличение непроницаемости, улучшения сцепления с обсадными трубами и стенкой скважины, уменьшение магнезиальной коррозии цементного камня.

Для приготовления жидкости затворения с заданным соотношением солей натрия, кальция и магния использовали пластовую воду девонского горизонта. Для удаления MgCI2 из пластовой воды нефтяного месторождения в виде Mg(ОН)2 использовали строительную известь Ca(OH2) (ГОСТ 9179-77). Вследствие того, что растворимость Mg(ОН)2 (0,018 г/л) значительно меньше, чем Са(ОН)2 (1,6 г/л), реакция идет в сторону образования Mg(ОН)2.

Для более полного осаждения хлорида магния известь была введена с избытком. Введение в пластовую воду 20 г/л извести обеспечило снижение содержания хлорида магния до 0,30 %. При дальнейшем разбавлении пластовой воды для приготовления жидкости затворения в 2 и более раз содержание хлорида магния уменьшается до 0,15% и менее. Эта концентрация принята в качестве верхнего предела содержания хлорида магния в жидкости затворения.

С целью определения влияния солей (CaCI2, MgCI2 и NaCI в разных сочетаниях) на основные характеристики тампонажного цементного раствора и цементного камня для приготовления цементного раствора с постоянным водоцементным отношением, равным 0,5, в качестве жидкости затворения использовали очищенную от хлористого магния исходную пластовую воду плотностью 1189 кг/см3, разбавленную водопроводной водой, и растворы хлорида кальция в водопроводной воде. Плотности очищенной и разбавленной пластовой воды до содержания в ней хлорида кальция 5 %; 4 %; 3 %; и 2 % составили 1147, 1102; 1072 и 1051кг/м3 соответственно.

Прочностные характеристики цементного камня значительно возрастают при содержании в жидкости затворения 3% хлористого кальция и 6% хлористого натрия. Прочности на изгиб и сжатие составили 4,8 и 11,8 МПа, но при этом уменьшается растекаемость цементного раствора. При содержании в воде затворения 5% хлористого кальция и 10% хлористого натрия растекаемость составила 14 см. Тампонажный раствор с такой растекаемостью сохраняет подвижность лишь в течение 30 минут после затворения, затем он загустевает настолько, что прокачивание его становится практически невозможным. Таким образом, использование облагороженной пластовой девонской воды, доведенной пресной водой до плотности кг/м3, позволит увеличить прочностные характеристики цементного камня, ускорить процесс отверждения цементного раствора и отказаться от закупок привозного хлористого кальция за счет использования местного сырья.

Как показал промысловый опыт, тампонажным составам на основе жидкого стекла присущ ряд физико-химических свойств, позволяющих решать большой круг вопросов при первичном креплении и ВИР на скважинах. К таким свойствам относится широкая область регулирования сроков отверждения жидкого стекла с модулем 2,9-5,2 с применением органических и неорганических отвердителей, хорошая фильтруемость в поры и каналы пласта, способность образовывать гомогенные смеси с глинистыми растворами, гипаном, полиакриламидом, растворимость получаемой посредством жидкого стекла тампонирующей массы в водных растворах щелочей.

Анализ литературных данных и обобщение результатов экспериментальных исследований показывают, что наиболее подходящим структурообразователем для жидкого стекла с повышенным модулем являются эфиры и амиды карбоновых кислот.

Результаты исследований показали обратно пропорциональную зависимость времени гелеобразования от количества этилацетата и величины силикатного модуля (при использовании формамида в качестве отвердителя зависимость сохраняется). С понижением температуры окружающей среды время гелеобразования тампонажных растворов с применением органических отвердителей сокращается, что обусловлено повышением их растворимости при пониженной температуре.

Водоизоляционные работы с применением тампонажного раствора на основе жидкого стекла с повышенным силикатным модулем и органических отвердителей проведены на 60 скважинах , из них:

44 –ликвидация заколонных перетоков (успешность 90%);

16 – ограничение водопритока (успешность 70%).

Общая успешность работ составила более 85%. По этой же технологии на 30 скважинах ПФ «ЭмбаМунайГаз» Республики Казахстан были проведены работы по ограничению водопритока без последующего цементирования. Текущая успешность по 22 освоенным скважинам составила 70%.

Областью применения технологии с использованием жидкого стекла с повышенным модулем является ликвидация нарушений эксплуатационной колонны в зонах с высокой и низкой проницаемостью, изоляция притока подошвенных, нижних и верхних вод в терригенных коллекторах. Технология может быть использована как в процессе первичного крепления, так и в процессе эксплуатации, независимо от вида и степени минерализации изолируемых вод.

Другой важной областью применения тампонажных составов на основе жидкого стекла является ликвидация осложнений при бурении и ремонте скважин в процессе эксплуатации. Технология проведения изоляционных работ в интервалах с большими поглощениями основана на использовании составов, включающих глинистый раствор, жидкое стекло с повышенным модулем и органический отвердитель. Разработанные глиносиликатные составы формируются в плотную твердую массу. Время ее образования зависит от количества этилацетата. Этилацетат предварительно добавляется в глинистый раствор, который потом через тройник перемешивается с жидким стеклом и подается в зону поглощения. С применением рекомендованного метода проведены ОПР на 12 скважинах с успешностью 90%, по сравнению 50% по базовой технологии (гельцементный раствор).

Водопроявления являются одним из видов осложнений, встречающихся в процессе бурения. Основным методом изоляции водопроявлений остается технология намыва наполнителей с последующими закрепляющими цементными заливками. Причем, нередки случаи, когда после безуспешных попыток ликвидировать осложнение с многотоннажным расходом материалов, возникает необходимость бурения второго ствола с целью обхода осложненного интервала.

Перспективным направлением дальнейшего совершенствования физико-химических методов ликвидации зон водопроявлений представляется разработка технологий на основе уретановых форполимеров, учитывая такие их положительные свойства, как небольшой расход и низкая плотность.

Исследования ряда авторов проводились в основном на основе импортного форполимера «HyceI-OH». Нами были проведены исследования на основе отечественного форполимера «Спантан-1К» выпускаемого г. Владимир.

Предлагаемый состав отверждается в водонасыщенных интервалах пласта независимо от минерализации пластовых вод при их содержании в количестве 1-2 % порового объема и более. При этом для полимеризации состава необязательно перемешивание его с водой, а достаточно наличие контактной зоны. При смешивании с безводной нефтью состав не отверждается. Скорость отверждения состава зависит от температуры среды и увеличивается с повышением температуры. Регулирование сроков отверждения, вязкости состава возможно путем изменения соотношения основных компонентов состава – полимер и растворитель. Оптимальными являются соотношения компонентов от 1:1 до 1:2, при этом вязкость состава снижается до 20 мПа·с. С увеличением количества растворителя скорость отверждения замедляется.

Исходя из вышеизложенного область применения разработанных составов рекомендуемых к использованию при бурении, креплении и водоизоляционных работах представлена на рисунке 12.

Глава 6 посвящена разработке технологий по производству тампонирующих материалов и технологических жидкостей для ВИР на базе местного сырья, полуфабрикатов и промышленных отходов.

Как известно, многие тампонирующие материалы, химические реагенты, технологические жидкости, используемые при водоизоляционных работах, обладают ограниченным сроком хранения. Другие реагенты имеют повышенную температуру замерзания и при циклическом замораживании и отмораживании в зимний период теряют свои технологические свойства. Поэтому для их хранения необходимы теплые складские помещения.

Ряд реагентов, используемых при эксплуатации и ремонте скважин, представляют собой жидкие растворы, которые содержат невысокую концентрацию основного вещества, и предприятие несет неоправданные затраты на перевозку балластного растворителя. Например, хлористый кальций, жидкое стекло и гидролизованный полиакрилонитрил поставляются в виде водных растворов. Более того, разгрузка жидких

реагентов требует строительства специализированных эстакад при железнодорожных станциях, задействования большого парка автомобилей, оборудованных автоцистернами. Все это приводит к значительным транспортным затратам.

Необходимо также отметить, что по мере выработки нефтяных месторождений высвобождаются значительные энергетические мощности, промышленная инфраструктура и рабочая сила, требующие их рачительного использования. Вследствие этого будет необходима в будущем диверсификация промышленной структуры региона.

Большими потенциальными возможностями в качестве гидроминерального сырья для производства химических реагентов, необходимых для разработки и эксплуатации нефтяных месторождений, в частности, для модификации цементных растворов и глушения скважин, приготовления тампонажных растворов для борьбы с пескопроявлением, обладает девонская пластовая вода, запасы которой практически неисчерпаемы.

Использование сточных и пластовых вод, добываемых попутно с нефтью, в качестве гидроминерального сырья сопряжено с определенными сложностями ввиду необходимости очистки от органических примесей. С другой стороны, добыча только пластовой воды может привести к падению добычи нефти и преждевременному ее обводнению. Нами предложено использование методов совместной добычи нефти и пластовой воды. Целью этих методов является уменьшение обводненности нефти и загрязненности нефтью добываемой пластовой воды, используемой в качестве гидроминерального сырья, а также сокращение потерь пластовой воды при эксплуатации нефтяной залежи, подстилаемой пластовой водой.

Суть предложенного метода разработки заключается в понижении уровня водо-нефтяного контакта за счет отбора пластовой воды из центральной или периферийной части разрабатываемого месторождения в зависимости от толщины водоносных пластов

Физико-химические процессы, положенные в основу переработки пластовой воды, заключаются в следующем. На первом этапе происходит очистка исходной пластовой воды от механических примесей, остатков нефти и солей железа. Далее пластовая вода поступает на выпарную установку, в которой происходит выпарка пластовой воды с концентрированием солей. При достижении определенной величины концентрации хлористого кальция в рассоле происходит осаждение хлористого натрия, пригодного для пищевых целей, который является попутным продуктом при производстве технологических жидкостей, необходимых для ВИР. По всем показателям образцы соли соответствуют нормам и ГОСТу и по содержанию тяжелых металлов удовлетворяет СанПиН -91, что подтверждено протоколом испытаний № 13 от 06.08.95 г. специализированной лабораторией стандартизации Всероссийского научно-исследовательского института Галлургии (г. Санкт-Петербург), имеющего лицензию Госстандарта России. Нами разработаны режимы выпарки, позволяющие получать различные сорта поваренной соли и тяжелые рассолы различного химического состава.

Хлористый натрий отделяется от остального рассола на центрифугах, промывается от солей кальция исходной пластовой водой, вновь поступает на центрифуги для отделения от жидкости и высушивается. Готовая соль далее идет на упаковку. Полученный концентрированный рассол, обогащенный бромом и йодом, поступает на установку получения брома.

Технологические жидкости для модификации цементного раствора, глушения скважин и получения тампонажных составов для борьбы с пескопроявлением получаются разбавлением полученного рассола до необходимой концентрации.

Полимерный концентрат - реагент, получаемый гидролизом отходов нитронного волокна в щелочной среде водного конденсата с одновременным омылением едким натром. Полимерный концентрат широко используют в качестве реагента изоляции. Он может проявлять свои изолирующие свойства без специального отвердителя или осадителя.

Технология производства полимерного концентрата, спроектированная и изготовленная при Альметьевском УПНП и КРС, очень проста и в общем виде включает следующие технологические этапы: прием и подготовка исходных сырьевых материалов; растворение (в щелочи) и распускание (волокна) исходных сырьевых материалов в воде; гидролиз нитронного волокна, корректирование состава полимерного концентрата путем добавления в нее измельченной натриевой силикат-глыбы с силикатным модулем 2,5-2,8 в процессе варки или после ее завершения, фильтрация (при необходимости) полимерного концентрата; хранение и отгрузка потребителю.

Технология производства и установка для варки модифицированного жидкого стекла с повышенным силикатным модулем спроектирована и построена на узле по подготовке глинистых растворов при Лениногорском УПНП и КРС. Технология в общем виде включает следующие технологические этапы: прием и подготовка исходных сырьевых материалов; растворение исходных сырьевых материалов в воде; корректирование состава жидкого стекла в процессе варки или после ее завершения (при необходимости); фильтрация жидкого стекла; хранение и отгрузка потребителю.

Установка для производства модифицированного жидкого стекла представляет собой реактор для безавтоклавного растворения.

Разработанный нами процесс приготовления модифицированного жидкого стекла ведут в реакторе с рабочим объёмом 6 м3 при постоянном перемешивании и нагревании. В реактор с 200 мас. ч. воды, нагретой до температуры 75 0С, при перемешивании загружают 100 мас. ч. натриевой силикат-глыбы с силикатным модулем 2,5-2,8 и продолжают нагревание. При достижении температуры реакционной смеси 95 0С в реактор при перемешивании вводят модифицирующую добавку – 27-40 мас. ч. кремнеземного наполнителя Росил-175 (белая сажа). Процесс продолжают до полного растворения силикат-глыбы и кремнеземного наполнителя Росил-175. При этом получается модифицированное жидкое стекло плотностью 1350 кг/м3 и силикатным модулем 3,5-5,0.

В результате предлагаемый способ приготовления тампонажного раствора увеличивает силикатный модуль жидкого стекла до 3,3-6,2, который является оптимальным для получения тампонажного раствора с повышенной водоизолирующей способностью и широким диапазоном технологических возможностей при использовании органических отвердителей.

Таким образом, в результате исследований и опытных работ автором и под его руководством создан технологический комплекс на основе новых методов и тампонирующих составов, повышающих надежность и эффективность водоизоляционных работ при креплении и эксплуатации скважин в различных геолого-физических условиях. На базе этих исследований получены следующие результаты и выводы.

38

ОСНОВНЫЕ РЕЗУЛЬТАТЫ И ВЫВОДЫ

1. Впервые созданы полимерметалические комплексы на основе сополимеров акриловых кислот с катионами железа, меди и алюминия, стойкие в пластовых жидкостях, избирательно тампонирующие водонасыщение каналы продуктивного пласта.

2. Подтверждено, что средние размеры глобулярных ассоциатов гидролизованного полиакрилонитрила в водных растворах сопоставимы со средними размерами поровых каналов и зависят от плотности заряда в полимерной цепи, а также от концентрации и вида добавленной соли, вследствие чего происходит осаждение полимера в порах и каналах пласта, насыщенного водными растворами поливалентных металлов. Доля закупоривающего эффекта, обусловленная осаждением полимера, находится в пределах 40-70 % от общего эффекта изоляции, а остальные 60-30% связаны с адсорбционными и реологическими свойствами полимера.

3. Доказано, что полимерные композиции на основе ацетоноформальдегидных и карбамидоформальдегидных смол в присутствии щелочных и кислых отвердителей образуют безусадочный тампонажный камень с заданной прочностью и пониженной хрупкостью вследствии образования интерполимерных комплексов и их пространственной сшивки в процессе поликонденсации.

4. Разработаны научно обоснованные методики подбора тампонирующих материалов на полимерной основе для ограничения водопритока, увеличения дополнительной добычи нефти и уменьшения ее потерь, проведения природоохранных мероприятий в зависимости от конкретных геолого-технических условий, геохимических характеристик пластов и типа обводненного коллектора.

5. По результатам лабораторных и промысловых исследований определены критерии эффективного применения составов на основе гидролизованного полиакрилонитрила и сополимера метакриловой кислоты с ее диэтиламмониевой солью при взаимодействии с высокоминерализованными пластовыми водами. Гипан рекомендуется для хлоркальциевых вод плотностью кг/м3, а сополимер МАК-ДЭА для хлоркальциевых и хлорнатриевых вод плотностью кг/м3.

6. Исходя из выявленных физико-химических процессов, происходящих в продуктивных пластах, контактной зоне «порода-глинистая корка-цементный камень-обсадная колонна» при строительстве и эксплуатации скважин разработан новый технологический комплекс по ограничению водопритока на основе:

- кремнийорганического продукта 119-296Т и Силора, для вод с любой степенью минерализации и температурой продуктивного коллектора 20-1200С;

- эмульсии из нефти и Силора, для карбонатных и терригенных коллекторов с приемистостью 3 ≤ q ≤ 5 м3/час·МПа;

- нефтепираносернокислотной смеси для карбонатных и терригенных коллекторов с приемистостью от 5 м3/час·МПа и более;

- жидкого стекла с повышенным модулем и органических отвердителей, уретановых форполимеров для ликвидации поглощений, водопроявлений, нарушения экплуатационных колонн и устранения негерметичности цементного кольца в процессе строительства и эксплуатации скважин;

- портландцемента с добавками смолы АЦФ-75, силикатных микросфер для одноступенчатого доподъема цемента в зонах с поглощениями;

портландцемента с добавками глиноземистого цемента для получения коррозионностойкого цемента в магнезиальных, сульфатных и сульфидных средах;

- портландцемента с добавками облагороженной пластовой воды или ее концентратов для получения быстросхватывающегося, упрочненного камня;

- технических средств, установок и методов по приготовлению тампонирующих составов на дневной поверхности и призабойной зоне пласта.

7.Научно обоснованы новые технологические способы приготовления тампонажных материалов на забое скважины или в самом пласте, улучшающие водоизолирующие свойства гидроизоляционного экрана за счет ускоренного структурирования тампонажного материала.

8. Предложены новые способы совместной разработки нефтеносных и водоносных пластов, позволяющие уменьшить обводненность продукции в добывающих скважинах, не влияющие отрицательно на разработку месторождения в целом с последующим использованием извлекаемой и облагороженной пластовой воды для модификации тампонажных растворов, приготовление технологических жидкостей и получения ценных химических продуктов на основе запатентованных методов переработки пластовой воды. На базе проведенных исследований обоснована и составлена «Целевая программа комплексного использования пластовых вод нефтяных месторождений Республики Татарстан», одобренная Постановлением кабинета министров Республики Татарстан за № 000 от 01.01.2001 года.

9.Новизна технических и технологических решений, полученных в ходе исследований, подтверждается 27 изобретениями РФ. Рекомендованы к промышленному внедрению 20 технологий. Разработаны и утверждены 24 РД. Рекомендуемые технологии внедрены более чем на 4000 скважинах. Экономический эффект составил 414 млн. рублей (в ценах 2008 г.).

Основные результаты исследований опубликованы в следующих печатных работах.

Монография, пособия:

1. Кадыров, -изоляционные работы в скважинах с использованием полимерных материалов [Текст] /, акад. наук Республика Татарстан. – Казань: изд-во «ФЭН», 2007. – 424 сэкз. –ISBN -6.

2. Кадыров, ценных химических продуктов из пластовых вод Республики Татарстан [Текст] /, , //Издательство «Плутон». - Казань, 2005. с.200. – 250 экз. - ISBN -4.

3. Кадыров, справочное руководство по изоляции водопритоков в скважинах [Текст] /, , //Справочное пособие. Альметьевск, 1999. с. 70

Статьи в журналах, книгах, материалах отраслевых и международных конференций, симпозиумов, семинаров и конгрессов.

1. Кадыров, водоизолирующих свойств полимеров [Текст] /, , //Известия вузов. "Нефть и газ" - 1983. - № 12 - с.35-38.

2.Кадыров, растворов гидролизованного полиакрилонитрила в поровом пространстве [Текст] /, , // Известия высших учебных заведений «Нефть и газ»№ 6 - с.33-36.

3. Кадыров, размеров полимерных частиц в водных растворах, используемых при заводнении [Текст] /, , //НТС «Нефтепромысловое дело». 11-13.

4.Кадыров, гидролизованного полиакрилонитрила с электролитами при изоляции обводненных пластов [Текст] /, // «Нефтяное хозяйство»№ 3 - с. 38-40.

5. Кадыров, осаждения гидролизованного полиакрилонитрила в пористой среде применительно к изоляции закачиваемых вод [Текст] /, , // «Нефтепромысловое дело»№ 3 – с. 8-11

6. Кадыров, принципы применения тампонажных материалов при ремонтно-изоляционных работах [Текст] / //«Нефтяное хозяйство». – 2007. - № 7 - с.112-114.

41

7. Кадыров, использования эфиров ортокремниевых кислот при ограничении водопритока в скважины [Текст] /, , //НТЖ «Нефтяное хозяйство»№ 12 - с. 84-96.

8. Кадыров, синтетических смол для ремонтно-изоляционных работ [Текст] / , , // «Нефтяное хозяйство»№ 11 - с.70-72.

9. Кадыров, тампонирующих составов на основе кремнийорганических соединений и исследование их свойств [Текст] /, , //«Нефтяное хозяйство»№7- с 12-14.

10. Кадыров, техники и технологии ремонта скважин [Текст] /, , //Нефтяное хозяйство№ 12 – с.41-43.

11. Кадыров, жидкого стекла с повышенным модулем при ограничении притока вод в скважину [Текст] /, // «Нефтяное хозяйство»№ 3 - с. 62-63.

12. Кадыров, материалы на основе ацетоноформальдегидной смолы [Текст] /, , //Пластические массы. 2007. - № 8 - с. 49-52.

13. Кадыров, Р. Р. О стойкости осадков гипана, полученных при взаимодействии с бинарными электролитами, в пластовых жидкостях [Текст] /, , //Труды ТатНИПИнефть. Бугульма, 1980. вып. с.40-43.

14. Кадыров, исследования взаимодействия гидролизованного полиакрилонитрила с ионами Са2+, Fе3+, Сu2+ [Текст] /, , //Труды ТатНИПИнефть. Бугульма, 1982. вып. 49 - с. 72-76.

15. Кадыров, свойства гидролизованного полиакрилонитрила в присутствии метакриловой кислоты [Текст] /, //Труды ТатНИПИнефть. Бугульма, 1985. вып. 57 - с. 124-133.

16. Кадыров, водоизолирующих свойств полимерных реагентов [Текст] /, //Труды ТатНИПИнефть. Бугульма, 1985. вып. 57- с. 134-137.

17. Кадыров, состава металлополимерных комплексов на основе гидролизованного полиакрилонитрила [Текст] / , , //Химия и технология элементорганических соединений и полимеров. Межвуз. Сб. КХТИ. Казань, - 1987. - с.124-127.

18. Кадыров, использования кремнийорганического продукта 119-296Т при ограничении водопритока в добывающих скважинах [Текст] /Р. Р Кадыров, , //НТЖ «Нефть Татарстана». 2001.- № 3 - с.38-42.

19. Кадыров, использования кремнийорганического продукта 119-296Т при ограничении водопритока в добывающих скважинах [Текст] /, , //Научно-практическая конференция VIII Международной выставки «Нефть, газ, нефтехимия» 5-8 сентября. Казань, - 2001. - с. 181-183.

20. Кадыров, использования жидкого стекла при водоизоляционных работах [Текст] /, , //НТЖ «Нефть Татарстана»№ 3 - с.18-20.

21. Кадыров, полимерный тампонажный материал для ремонтно-изоляционных работ в скважинах [Текст] /, , //Материалы III Всероссийской научно-практической конференции «Нефтепромысловая химия». РГУ нефти и газа им. , - 2007. - с. 111-113.

22. Кадыров, использования кремнийорганического продукта Т при ограничении водопритока в добывающих скважинах [Текст] /, Б. М. Калашников, // «Новейшие методы увеличения нефтеотдачи пластов - теория и практика их применения». Тезисы докладов научно-практической конференции VIII Международной выставки «Нефть, газ. Нефтехимия» Казань. изд-во «Мирас», 2001.-с.179-184.

23. Кадыров, реагенты для ремонтно-изоляционных работ [Текст] /, , //Разработка, производство и применение химических реагентов в нефтяной и газовой промышленности. Тезисы докладов II Всероссийской научно-практической конференции. М., Интерконтакт Наука, - 2004. - с. 126.

24. Кадыров, водоизолирующих свойств полимеров [Текст] /, , // ХII Менделеевского съезда по общей и прикладной химии. Изд-во «Наука». Москва, - 1981. - с. 174-175.

25. Кадыров, взаимодействие солей железа с гидролизованным полиакрилонитрилом [Текст] /, , //"Водорастворимые полимеры". Иркутск, - 1982. - с. 41-42.

26. Кадыров, ограничения водопритоков в скважине [Текст] /, , //Тезисы докладов Московского международного Салона промышленной собственности «Архимед», - 2004. - с.134-135.

27. Кадыров, растворов гидролизованного полиакрилонитрила с солями комплексообразующих металлов [Текст] /, , //Химия и технология элементорганических соединений и полимеров. Межвуз. Сб. КХТИ. Казань, - 1987. - с. 101-106.

28. Кадыров, и особенности взаимодействия гидролизованного полиакрилонитрила с пластовыми электролитами при изоляции обводненных пластов в нефтяных скважинах [Текст] /, , //Труды ТатНИПИнефть. Казань, - 1975. вып. 27 - с. 87-92.

29. Кадыров, освоения гидроминеральных ресурсов нефтяных месторождений Урало-Поволжья [Текст] / Р. Х Муслимов, И. Г Юсупов, , //Нефть Татарстана№ 1 - с. 84-90.

30. Кадыров, качество ремонтных работ, основное направление стабилизации добычи нефти [Текст] / , , //НТЖ «Нефть Татарстана»№ 1 - с. 29-39.

31. Кадыров, и перспективы проведения водоизоляционных работ на месторождениях [Текст] / Р. Ф Латыпов, , //ПТН ПИЖ «Нефть Татарстана». Казань, - 1999. № 5-6. с.

32. Кадыров, технологического процесса водоизоляции в системе «алюмохлорид-карбонаты» [Текст] /Р. Ф Латыпов, , //Моделирование технологических процессов бурения, добычи и транспортировки нефти и газа на основе современных информационных технологий. Тезисы доклада II Всероссийской научно-технической конференции ТГНГУ. Тюмень, - 2000. - с. 15.

33. Кадыров, Р. Р. Ограничение водопритоков в скважины с использованием эфиров ортокремниевых кислот [Текст] /Р. Ф. Латыпов, Р. Р. Кадыров, Ф. Н. Маннанов, , //Моделирование технологических процессов бурения, добычи и транспортировки нефти и газа на основе современных информационных технологий. Тезисы доклада II-й Всероссийской научно - технической конференции ТГНГУ. Тюмень, - 2000. - с.16.

34. Кадыров, фенольных смол на герметичность контакта цементного камня с горными породами [Текст] /, Р. Ф. Латыпов //Моделирование технологических процессов бурения, добычи и транспортировки нефти и газа на основе современных информационных технологий. Тезисы доклада II-й Всероссийской научно-технической конференции ТГНГУ. Тюмень, - 2000. - с.17.

35. Кадыров, синтетические смолы для интенсификации добычи нефти. [Текст] /, //«Новейшие методы увеличения нефтеотдачи пластов - теория и практика их применения». Тезисы докладов научно-практической конференции VIII Международной выставки «Нефть, газ. Нефтехимия» Казань. изд-во «Мирас», - 2001.- с.179-184.

36. Кадыров, тампонажный материал «Силор» для проведения ремонтно-изоляционных работ в скважинах [Текст] /, , А. С Жиркеев //Тезисы докладов V Международной научно-практической конференции посвященной 45-летию г. Кисловодск, 15-19 октября 2007.- с. 64-67.

37.Кадыров, поликонденсации синтетических смол и их эксплуатационные свойства при ремонте скважин [Текст] /, , . //ХVII Менделеевский съезд по общей и прикладной химии, Казань, 21-26 сентября 2003 г.: Тезисы докладов. – Казань.-2003.- и нанотехнологии.- с. 378.

Авторские свидетельства и патенты

1. А. с. № 000 СССР, МКИ.2 Е 21В 33/138. Способ изоляции закачиваемых вод в скважине [Текст] /, , . - № 000/00-03; заявл. 18.10.74; опубл. 28.02.1978, Бюл. № 8.

2. А. с. № 000 СССР, МКИ5 Е 21 В 33/138. Состав для изоляции притока пластовых вод в скважину и его варианты [Текст] /, , . - № 000/22-03; заявл. 21.04.83; опубл. 30.04.1985, Бюл. № 16.

3. А. с. № 000 СССР, Е 21 В 43/32. Способ гидроизоляции пласта в скважине

/, , . - № 000/00-03; заявл. 19.12.83; опубл. 07.09.1985, Бюл. № 33

4. А. с. № 000 СССР, Е 21 В 43/32. Способ гидроизоляции пласта в скважине [Текст] /, , .-№ 000/22-03; заявл. 09.07.84.-Зарегист. в Гос. реестре изоб. СССР 08.02.1986. ДСП.

5. А. с. № 000 СССР, Е 21 В 33/13. Состав для ограничения водопритока в скважину [Текст] /, , . - № 000/22-03; завл. 01.10.85; опубл. 07.06.1987, Бюл. № 21.

6. А. с. № 000 СССР, Е 21 В 33/138. Способ гидроизоляции пласта в скважине [Текст] /, , . - № 000/22-03; заявл. 13.08.85; опубл. 07.07.1987, Бюл. № 25.

7. А. с. № 000 СССР, Е 21 В 33/138. Способ изоляции притока воды в эксплуатационные скважины [Текст] /, , . - № 000/22-03; заявл. 25.08.86; опубл. 07.09.1988, Бюл. № 33

8. А. с. № 000 СССР, МКИ5 Е 21 В 33/138. Тампонажный раствор [Текст] /, , и др. - № 000/22-03; заявл. 23.06.1986; опубл. 30.08.88, Бюл. № 32.

9. А. с. № 000 СССР, МКИ5 Е 21 В 33/13. Способ гидроизоляции пласта в скважине и состав для его осуществления [Текст] /, , . - № 000/22-03; заявл. 03.01.86.– Зарегист. в Госуд. реестре изоб. СССР 15.08.1988. ДСП.

10. А. с. № 000 СССР, МКИ5 Е 21 В 33/138. Способ изоляции притока воды в скважину [Текст] /, , . - № 000/24-03; заявл. 26.10.87; опубл. 23.08.90, Бюл. № 31.

11. А. с. № 000 СССР, МКИ5 Е 21 В 43/11. Способ вскрытия продуктивного пласта [Текст] /, , . - № 000/24-03; заявл. 17.11.87; опубл. 23.12.90, Бюл. № 47.

12. А. с. № 000 СССР, Е 21 В 33/13. Устройство для ремонта обсадных колонн в скважинах [Текст] /, , . - № 000/03; заявл. 11.09.90; опубл. 15.10.92, Бюл. № 38.

13. Пат. 1782273 СССР, Е 21 В 33/138. Состав для изоляции притока пластовых вод в скважину [Текст] /, , Шаяхметов Р. Р.; заявитель и патентообладатель ОНИ ЖЕ - № 000/03; заявл. 18.09.89; опубл. 15.12.92, Бюл. № 46.

14. Пат. 2071548 Российская Федерация, Е 21 В 33/138. Способ изоляции водопритока в скважине [Текст] /, , ; заявитель и патентообладатель Х.- № /03; заявл. 25.11.94; опубл. 10.01.1997, Бюл. №1.

15. Пат. 2071549 Российская Федерация, Состав для изоляции водопритока в скважине [Текст] /, , ; заявитель и патентообладатель Азнакаевское УПНП и КРС. - № /03; заявл. 25.11.94; опубл. 10.01.1997, Бюл. №1.

16. Пат. 2089717 Российская Федерация, МПК6 Е 21 В 33/138. Тампонажный пеноцементный состав для тампонажного пакера или моста [Текст] /, , ; заявитель и патентообладатель - № /03; заявл. 24.04.95; опубл. 10.09.97, Бюл. № 25.

17. Пат. 2092684 Российская Федерация , Е 21 В 43/27. Состав для комплексной обработки призабойной зоны карбонатного пласта [Текст] /, , ; заявитель и патентообладатель ОНИ ЖЕ - № /03; заявл. 07.02.95; опубл. 10.10.1997, Бюл. № 28.

18. Пат. 2107021 Российская Федерация, МПК6 С 01 В 7/09, С 02 F 1/76 Способ получения брома из пластовой воды нефтяного месторождения [Текст] /, , ; заявитель и патентообладатель - № ; заявл. 06.06.1996; опубл. 20.03.1998, Бюл. .№ 8.

19. Пат. 2148159 Российская Федерация, Е 21 В 43/20. Способ разработки совместно залегающих месторождений нефти и гидроминерального сырья [Текст] /, , ; заявитель и патентообладатель .- № /03; заявл. 22.11.1999; опубл. 27.04.2000, Бюл. №12.

20. Пат. 2149984 Российская Федерация, Е 21 В 43/16. Способ разработки нефтяной залежи, подстилаемой водой [Текст] /, , ; заявитель и патентообладатель .- № /03; заявл. 15.06.98; опубл. 27.05.2000, Бюл. № 15.

21. Пат. 2154727 Российская Федерация, МПК7 Е 21 В 33/138. Тампонажный цементный раствор [Текст] /, , ; заявитель и патентообладатель .- № /03; заявл. 12.05.1999; опубл. 20.08.2000, Бюл. № 23.

22. Пат. 2186941 Российская Федерация, МПК7 Е 21 В 33/138, 43/32. Способ изоляции водопритока в нефтяной скважине [Текст] /, , ; заявитель и патентообладатель «Татнефть-Азнакаевское УПНП и КРС. № /03; заявл. 11.04.01; опубл. 10.08.02, Бюл. № 22.

23. Пат. 2211802 Российская Федерация, МПК7 С 01 D 3/08, Е 21 В 43/20. Способ получения поваренной соли из пластовой воды нефтяного месторождения [Текст] /, , заявитель и патентообладатель . - № /12; заявл. 9.08.2001; опубл. 10.09.2003, Бюл. № 25.

24. Пат. 2230882 Российская Федерация, МПК7 Е 21 В 33/13, В 28 С 5/02. Жидкостной смеситель [Текст] / , , ; заявитель и патентообладатель . - № ; заявл. 19.08.02; опубл. 20.06.04, Бюл. .№ 17.

25. Пат. 2231622 Российская Федерация, МПК7 Е 21 В 33/13. Способ приготовления пульпы резиновой крошки [Текст] /, Салимов Р. Р.; заявитель и патентообладатель.- № /03; заявл. 15.07.2002; опубл. 27.06.2004, Бюл. № 18.

26. Пат. 2237797 Российская Федерация, МПК7 Е 21 В 33/138. Способ изоляции зон водопритока в скважине [Текст] / , , ; заявитель и патентообладатель . - .№ ; заявл. 20.01.03; опубл. 10.10.04, Бюл. № 28

27. Пат. 2250983 Российская Федерация, МПК7 Е 21В 33/138. Состав для ремонтно-изоляционных работ в скважинах [Текст] /, , Файзуллин Р. Р., , ; заявитель и патентообладатель . -.№ /03; заявл. 13.10.03; опубл. 27.04.05, Бюл. № 12.

28. Пат. 2248441 Российская Федерация, МПК7 Е 21В 33/138. Состав для ремонтно-изоляционных работ в скважине [Текст] /, , ; заявитель и патентообладатель . заявл. 23.09.03; опубл. 20.03.05, Бюл. № 8.

29. Пат. 2247825 Российская Федерация, МПК7 Е 21В 33/138 Способ изоляции водопритока в горизонтальном стволе добывающей скважины [Текст] /Орлов М. Х., ; заявитель и патентообладатель . - № /03; 18.08.2003; опубл. 10.03.2005, Бюл. № 7.

30. Пат. 2244819 Российская Федерация, Е 21 В 43/32. Состав для изоляции водопритоков в скважину [Текст] /, , ; заявитель и патентообладатель . –

.№ /03; 03.07.2003; опубл. 20.01.2005, Бюл. № 2.

31. Пат. 2268352 Российская Федерация, МПК Е 21В 33/138. Облегченный тампонажный раствор [Текст] /, , ; заявитель и патентообладатель . - № ; заявл. 16.07.04; опубл. 20.01.06, Бюл. № 2

32. Пат. 2259469 РФ МПК7 Е 21 В 33/138 Полимерный тампонажный состав [Текст] /,, , ; заявитель и патентообладатель . - № /03; заявл. 30.04.2004; опубл. 27.08.2005, Бюл. № 24.

33. Пат. 2239048 Российская Федерация, МПК7 Е 21 В 33/13. Способ изоляции зон водопритока в скважине [Текст] /, , ; заявитель и патентообладатель . - № /03; заявл. 26.03.03; опубл. 27.10.04, Бюл. № 30.