«ТВИКОР». ЭФФЕКТИВНАЯ ТЕХНОЛОГИЯ ВОДОИЗОЛЯЦИОННЫХ РАБОТ С ПРИМЕНЕНИЕМ КРЕМНИЙОРГАНИЧЕСКИХ МАТЕРИАЛОВ ГРУППЫ АКОР-БН®
05 февраля 2016

«ТВИКОР». ЭФФЕКТИВНАЯ ТЕХНОЛОГИЯ ВОДОИЗОЛЯЦИОННЫХ РАБОТ С ПРИМЕНЕНИЕМ КРЕМНИЙОРГАНИЧЕСКИХ МАТЕРИАЛОВ ГРУППЫ АКОР-БН®

 

Строганов В.М, Строганов А.М., Пономарев Д.М., Строганов М.А. (ООО «НПФ «Нитпо»)

 

В процессе разработки месторождений проблема ограничения водопритоков в добывающие скважины становится все более актуальной. По данным отечественных и зарубежных специалистов на каждый добытый в мире кубометр нефти приходится около 3 м3 воды, более 20 % газовых скважин находится в бездействии по причине их обводнения или работают с водо-пескопроявлением.

Простаивание добывающего фонда скважин из-за обводнения, проведение мероприятий по выводу скважин из бездействия, дополнительные расходы на утилизацию пластовой воды, ремонту скважинного оборудования, ликвидацию выноса песка, обусловленного подходом воды, приносят колоссальные убытки. Как показывает практика, ограничение водопритоков является одним из самых эффективных путей уменьшения эксплуатационных расходов и увеличения добычи углеводородов одновременно, способствует достижению коэффициентов извлечения нефти и газа, предусмотренных лицензионными соглашениями на разработку месторождений. Поэтому водоизоляционные работы (ВИР) в скважинах занимают особое место в комплексе геолого-технических мероприятий, направленных на стабилизацию процесса добычи углеводородов и увеличение газонефтеотдачи пласта.

Научно-исследовательской фирмой «Нитпо» разработана универсальная технология проведения водоизоляционных работ кремнийорганическими реагентами («ТВИКОР»), предназначенная для:

- ликвидации пропласткового обводнения;

- ликвидации притока подошвеных вод;

- ликвидации заколонных перетоков в добывающих и нагнетательных скважинах;

- отключения пластов при переходе на выше- и нижележащие горизонты;

- ликвидации негерметичности эксплуатационных колонн;

- интенсификации добычи нефти, газа и газоконденсата в скважинах с обводненной продукцией;

- выравнивание профиля приемистости нагнетательных скважин.

Технология может быть использована в вертикальных, наклонно-направленных и горизонтальных скважинах (в том числе, после проведения ГРП), во всех типах коллекторов и при любой минерализации пластовой воды.

Область применения технологии «ТВИКОР»:

- нефтяные, газовые, газоконденсатные скважины, скважины ПХГ;

- пластовая температура:                                        до 300°С;

- температура окружающей среды:           от +40°С и до -40 °С;

- обводненность продукции:                                 до 100 %.

Базовыми реагентами данной технологии являются разработанные ООО «НПФ «Нитпо» одноупаковочные кремнийорганические тампонажные материалы группы АКОР-БН®[1]. Материалы защищены патентами РФ, товарными знаками и сертифицированы Государственным центром по сертификации и стандартизации химических реагентов для нефтяной промышленности, их серийное производство организовано на ОАО «Химпром» г. Новочебоксарск.

Кремнийорганические тампонажные материалы АКОР-БН® представляют собой жидкость от желто-коричневого до темно-коричневого цвета с температурой замерзания ниже минус 50°С, динамической вязкостью 1-30 мПа·с и плотностью 980-1100 кг/м3 (при 20 °С).

Материалы АКОР-БН® обладают комплексом уникальных свойств, позволяющих говорить как об их универсальности, так и возможности их эффективного использования в сложных горно-геологических условиях, в которых другие водоизоляционные составы не работают. Они легко совмещаются с водой, водными растворами солей и полимеров без образования твердых нерастворимых осадков. Возможность такого совмещения до соотношения 1:7 и более позволяет непосредственно на скважине широко варьировать физико-химические и технологические свойства водоизоляционных составов на их основе, регулировать сроки гелеобразования. Материалы АКОР-БН® стабильны во времени и не требуют тестовых испытаний перед проведением ремонтно-изоляционных работ.

Средний расход товарных материалов АКОР-БН® на одну скважино-операцию составляет 1,5-4,5 т и зависит от вида проводимых работ, объекта воздействия (скважина-пласт) и выбранной технологической схемы.

Предлагаемая ООО «НПФ «Нитпо» технология «ТВИКОР» позволяет наиболее полно реализовать весь вышеуказанный комплекс уникальных свойств материалов группы АКОР-БН®. «ТВИКОР» – это 75-95 %-ная успешность проведения водоизоляционных работ, увеличение межремонтного периода работы в 1,5-2 раза по отношению к традиционно применяемым методам, длительность эффекта до 7 и более лет.

Дополнительными преимуществами технологии «ТВИКОР» являются:

- для проведения РИР используется стандартное нефтепромысловое оборудование. Вид и необходимое количество техники для осуществления процесса определяется выбранной технологической схемой и объемом закачиваемых реагентов. Минимальное количество технических средств: 2 насосных агрегата и 2-3 автоцистерны с емкостью 8-12 м3;

- в процессе приготовления водонаполненных составов АКОР-БН® могут быть использованы жидкости глушения на основе солевых растворов, что дает возможность проведения ремонтных работ при отрицательных температурах, характерных для районов Крайнего Севера;

- низкая динамическая вязкость материалов АКОР-БН® и водонаполненных составов на их основе позволяет использовать колтюбинговые установки при проведении РИР, что приводит к значительному сокращению эксплуатационных расходов и времени ремонта скважин [2, 3].

Эффективность применения технологии «ТВИКОР» доказана временем. С 2000 года с ее использованием проведен большой объем промысловых работ на нефтегазовых месторождениях Российской Федерации, Белоруссии, Казахстана, Туркменистана, Грузии и Узбекистана. Приведем лишь некоторые примеры [4-20].

 

Песчаноозерское нефтегазоконденсатное месторождение ЗАО «Арктикнефть»

За период 1999-2002 год на Песчаноозерское месторождение (о. Колгуев, Баренцево море) с использованием технологии «ТВИКОР» было выполнено 5 скважин-операций [14]. Четыре скважины (№№ 12, 541, 45, 36) обрабатывались с целью ликвидации притоков пластовой воды при обводненности продукции от 15 до 98%, одна скважина обрабатывалась с целью ликвидации притока газа из верхнего пласта при эксплуатации многопластовой залежи.

В результате обработки водоприток в двух скважинах был ликвидирован полностью, в двух он снизился с 50 до 3 % и с 98 до 35 % соответственно. Только за два года с момента обработки дополнительно добыто 14 412 т нефти. В скважине № 580, где обработке подвергался вышележащий газонасыщенный интервал, приток газа был ликвидирован полностью. Дополнительная прибыль от проведенных работ составила около 238 000 $.

 

Западно-Морозовского месторождение ОАО «Роснефть-Краснодарнефтегаз»

В декабре 2003 года с использованием технологии «ТВИКОР» (закачка товарного материала АКОР-БН 102 с последующим докреплением цементом) была проведена селективная изоляция притока вода на скважине № 1 Западно-Морозовского месторождения ОАО «Роснефть-Краснодарнефтегаз» [15]. Уникальность операции состоит в геолого-физических условиях данной скважины: глубина 3000 метров, пластовая температура 124 °С, пластовое давление после прорыва воды из ниже лежащего пласта 57,0 МПа. На момент проведения операции скважина на 100% работала водой. Резкий прорыв воды предположительно произошел из нижележащего водоносного пласта через рядом пробуренный второй ствол скважины. Дополнительная добыча нефти только за 16 месяцев после РИР составила более 22 000 т, а обводненность снизилась до 3 %. Схема работы скважины до и после обработки представлена на рисунке 1.

 

Скв 1 Зап-Мор

 

Рис. 1.Работа скважины №1 Западно-Морозовского месторождения
до и после проведения РИР

 

Аналогичные геологические условия были и на скважине № 8. При ее испытании после бурения была получена вода –заколонный переток из ниже лежащего пласта. В августе 2004 года были проведены РИР с использованием технологии «ТВИКОР». После освоения параметры работы скважины показали, что переток воды снизу ликвидирован. После РИР средний дебит по нефти составлял 41,0 т/сут., обводненность – 2,0 %, газовый фактор - 844 м3/т.

 

Месторождения РУП «ПО «Белоруснефть»

В 2003-2008 гг. с использованием технологии «ТВИКОР» были выполнены РИР по ограничению водопритока (перевод на выше- и нижележащий интервал (горизонт); отсечение обводненных интервалов; ликвидация заколонных перетоков; изоляция в интервале перфорации) в 74 скважинах. При этом следует отметить, что практически все работы относились к категории высокой степени риска получения эффекта. Сложные горно-геологические условия залегания залежей, фильтрационно-емкостная неоднородность пластов-коллекторов, жесткие ограничения по физико-химическим свойствам нефтей и пластовых вод не позволяли эффективно применять другие известные методы и технологии водоизоляции.

Объем обработки скважин водонаполненными составами АКОР-БН102 составлял 6-18 м3, расход товарного реагента на одну скважино-операцию – 1,5-4,5 т. Успешность работ составила 75,7 %, дополнительная добыча на 01.01.2006 г. – 58 202 т нефти (1573 т на одну выполненную и 2079 тонн на одну успешную скважино-операцию), продолжительность эффекта на 60 % скважин – более 2 лет [16].

При этом необходимо отметить, что в 2004 г. с применением технологии «ТВИКОР» в РУП «ПО «Белоруснефть» была впервые проведена операция по изоляции водопритока в скважине, вскрывшей продуктивный пласт горизонтальным стволом (скв. 191g2 Речицкого месторождения). По результатам ГДИ после бурения и освоения коэффициент продуктивности – величина, стремящаяся к бесконечности. Скважина 2 месяца отработала с дебитом по жидкости 81,5 м3/сут. и обводненностью 100 %, после чего была остановлена в ожидании КРС. После РИР с применением технологии «ТВИКОР» обводненность продукции составляла 34-78 % при дебите жидкости 44-66 т/сут. По состоянию на 1.03.2006 г. было дополнительно добыто 8 515 т нефти при среднем приросте дебита нефти – 18,3 т/сут.

 

Злодаревское месторождение ЗАО «Уральская Нефтяная Компания»

В августе 2005 годана Злодаревском месторождениис применением технологии «ТВИКОР» последовательно были проведены работы по выравниванию профиля приемистости через нагнетательную скважину № 307 и селективной водоизоляции в добывающей скважине № 310 (скважина находилась в простое, обводненность продукции – 99 %) [17].

Рис.3.Показатели работы нагнетательной (№ 307) и добывающей (№ 310) скважинЗлодаревского месторождения в 2005-2007 гг. после РИР составами АКОР-БН 102

После выхода скважины на режим, обводненность продукции в добывающей скважине № 310 снизилась до 37 %. Продолжительность эффекта составила 11 месяцев. Дополнительно добыча нефти за этот период составила 2 079 т.

Повторное резкое обводнение скважины началось с июля 2006 года, и в сентябре обводненность составила 92,5 %.

В результате проведенного анализа и с учетом рекомендаций специалистов
ООО «НПФ «Нитпо» было принято решение увеличить объем закачки тампонажного продукта. В ноябре 2006 года были проведены работы по повторной селективной изоляции путем встречной закачки через существующие интервалы перфорации. Обводненность продукции на 06. 2007 г. составляла 40 % (рис. 3).

 

Месторождения Республики Казахстан

Сервисная компания ТОО «ОТО-ПРОМ»

За период 2002-2007 гг. сервисная компания ТОО «ОТО-ПРОМ» провела ремонтно-изоляционные работы с применением технологии «ТВИКОР» более чем в 100 скважинах месторождений Республики Казахстан [18]. Средние показатели по 89 скважино-операциям (без учета скважино-операций проведенных в 2007 г.) приведены в таблице 1.

 

Таблица 1

Результаты РИР с применением технологии «ТВИКОР»

на месторождениях Республики Казахстан (данные на 31.12.2006 г.)

Месторождения

Количество скважино-операций

Успешность, %

Дополнительная добыча нефти,

т

Дополнительная добыча нефти на 1 скв.-операцию,

т

Узень

36

80

22821

633,9

Ю.-З. Камышитовое

18

88,9

3875

215,3

С.Балгимбаева

3

100

1185

395,0

Кырыкмылтык

3

100

2353

784,3

Акинген

7

71,5

2510

358,6

Алтыкуль

5

100

311

62,2

Вост.Макат

4

50

29

7,3

Сев.Жолдыбай

8

100

1711

213,9

Вост.Молдабек

2

100

622

311,0

Б.Жоломанова

3

100

3112

1 037,3

Итого

89

84

39282

441,4

 

 

Из представленных данных видно, что применение технологии «ТВИКОР» только в 2002-2006 гг. позволило дополнительно получить 39 282 т нефти, средняя дополнительная добычи нефти на одну скважино-операцию составила 441,4 т нефти. Средняя продолжительность эффекта – более 1 года, рекордная (на 31.12.2006 г.) – более 3 лет. Средняя успешность составила 84 %.

 

Сервисная компания ТОО «ОРИЕНТ-ТЕРРА»

Во втором полугодии 2007 годаспециалистами ТОО «ОРИЕНТ-ТЕРРА» с применением технологии «ТВИКОР» (закачка водонаполненного состава АКОР-БН 102 и докрепление цементным раствором) были проведены РИР в 19 добывающих скважинах, расположенных на контрактной территории АО «ТУРГАЙ-Петролеум» месторождения Кумколь (Республика Казахстан) [19]. Результаты работ приведены в таблице 2.

Таблица 2

Результаты РИР с применением технологии «ТВИКОР»

на контрактной территории АО «ТУРГАЙ-Петролеум» (за период 07-12.2007 г.)

 

№ п/п

№ скв.

Дата проведения ремонта

Состояние

скважин

по фонду

Показатели

Дополнительная добыча нефти

на 1 скв.-операцию,

т/месяц

до ремонта

после ремонта

3/сут

Qв, %

,

т

3/сут

Qв, %

,

т

1
2120
07.2007 г.
б/д прошлых лет
0
100
0
58
56
21
727
2
2184
07.2007 г.
действующая
62
83
9
49
78
9
Кратковременный эффект
3
3201
07.2007 г.
действующая
111
95
5
89
87
9
561
4
2214
08.2007 г.
действующая
199
86
23
175
1
142
3 455
5
1070
08.2007 г.
б/д прошлых лет
0
0
0
20
16
14
339
6
1081
08.2007 г.
действующая
97
98
2
33
45
15
318
7
2180
08.2007 г.
действующая
217
92
14
130
3
104
1 307
8
2202
09.2007 г.
действующая
85
93
5
45
28
27
Кратковременный эффект
9
27разв.
09.2007 г.
действующая
90
90
7
6
11
4
-
10
2227
09.2007 г.
действующая
220
95
9
91
54
34
821
11
2169
09.2007 г.
консервация
0
100
0
54
91
4
102
12
3078
10.2007 г.
действующая
200
96
7
86
93
5
нет эффекта
13
3077
10.2007 г.
действующая
110
91
8
75
74
16
395
14
2198
11.2007 г.
действующая
155
86
18
90
92
6
нет эффекта
15
2292
11.2007 г.
действующая
200
95
8
195
14
138
4 187
16
2112
11.2007 г.
консервация
0
100
0
105
92
7
269
17
3037
11.2007 г.
консервация
0
100
0
130
0
107
3 952
18
1089
12.2007 г.
действующая
105
95
4
40
45
18
659
19
1094
12.2007 г.
действующая
310
94
15
60
26
36
931
                       
 

Эффективность проведённых работ превысила 78 %. Средняя дополнительная добыча нефти на 1 скважино-операцию составила 949 т/мес, общая дополнительная добыча только за период с июля по декабрь 2007г. превысила 50 000 т, сокращение попутно добываемой воды по скважинам – свыше 300 т/сут. Из бездействия прошлых лет выведены 2 скважины, из консервации вызванной предельным обводнением – 3 скважины. Дальнейшее состояние работы скважин (после 31.12.2006 г.) сервисной компанией ТОО «ОРИЕНТ-ТЕРРА» не отслеживалось.

 

Месторождения ООО «Кубаньгазпром»

Технология «ТВИКОР» успешно применяется и на газовых месторождениях. Так в 2005-2008 годах с ее использованием были проведеныработы по созданию водоизолирующего экрана для предотвращения заколонных перетоков при переходе на вышележащий горизонт или в пределах одного пласта на 6 месторождениях ООО «Кубаньгазпром» [20]. Использовались водонаполненные составы АКОР-БН 102 (АКОР-БН 102 : вода = 1:3). Результаты РИР приведены в таблицах 3 и 4.

Таблица 3

Результаты водоизоляционных работ с использованием технологии «ТВИКОР»

 

на месторождениях ООО «Кубаньгазпром»в 2005 г. (на 01.2006 г.)

*Эффект на 01.2006 г. продолжался

 

Таблица 4

Результаты водоизоляционных работ с использованием технологии «ТВИКОР»

на месторождениях ООО «Кубаньгазпром» в 2006-2008 гг.

Только в 2005 году после РИР с применением технологии «ТВИКОР» в скважинах ООО «Кубаньгазпром» дебиты по газу увеличились в 17-22 раза, а дополнительная добыча составила почти 10 млн. м3. Средняя продолжительность эффекта на 01.2009 г. – более 2 лет.

Всего с 2000 года с применением технологии «ТВИКОР» проведено более 1 500 скважино-операций.

Таким образом, преимуществами технологии «ТВИКОР» являются:

üвозможность эффективного применения в любых горно-геологических, технологических и климатических условиях;

- высокая степень заводской готовности материалов группы АКОР-БН®;

- простота приготовления составов на основе АКОР-БН®;

- стабильность свойств материалов АКОР-БН® и составов на их основе;

- использование стандартного оборудования при проведении работ;

- широкий диапазон объектов воздействия;

- селективность и хорошая адаптация для каждого конкретного месторождения (пласта);

- возможность использования колтюбинговых установок при проведении РИР;

При этом, как показывают многолетние результаты промысловых работ, несмотря на то, что технология «ТВИКОР» является гибкой, т.е. не привязана к определенным горно-геологическим, технологическим и климатическим условиям, грамотная адаптация к конкретным условиям проведения РИР позволяет значительно увеличить их рентабельность и получить максимальный эффект по всем показателям.

ООО «НПФ «Нитпо» является инжиниринговой компанией и не оказывает весь спектр сервисных услуг по ремонтно-изоляционным работам в скважинах.

ООО «НПФ «Нитпо» предлагает нефтегазодобывающим и сервисным компаниям сотрудничество в области РИР: передачу технологии «ТВИКОР» (с ее адаптацией к конкретным геолого-техническим условиям), поставку материалов группы АКОР-БН®, обучение специалистов и консультационную помощь в процессе проведения работ.

 

Список литературы:

1.         Строганов А.М., Строганов В.М. Кремнийорганические тампонажные материалы АКОР: пути и перспективы развития // Интервал. Передовые нефтегазовые технологии. - № 6. - 2006. – С. 24-30.

2.         Алимов С.В., Афанасьев А.В., Костенюк С.А., Пляшев Д.Д., Сологуб Р.А., Строганов В.М., Строганов А.М. Применение современных технологий ремонтов эксплуатационных скважин – надежное средство повышения экономической эффективности эксплуатации подземных хранилищ газа // Интервал. Передовые нефтегазовые технологии. - № 8. - 2007. – С. 10-12.

3.         Кадыров Р.Р., Жиркеев А.С., Хасанова Д.К., Сахапова А.К. Ограничение водопритока кремнийорганическим продуктом АКОР БН-102 с применением гибких труб // Нефть. Газ. Новации. - № 5-6. - 2009. – С. 71-76.

4.         Земцов Ю.В. Современный научно-технический уровень методов изоляции обводненных пластов и пропластков. Перспективы применения в Западной Сибири // Современные технологии капитального ремонта скважин и повышения нефтеотдачи пластов. Перспективы развития: Сб. докладов VМеждународной науч.-практич. конф. (г. Геленджик, Краснодарский край, 2010 г.) – Краснодар: ООО «Научно-производственная фирма «Нитпо», 2010. – С. 23-44.

5.         В.В. Пирожков, В.Г. Пысенков, И.В. Лымарь, Е.В. Агеенко, Н.А. Демяненко, В.М. Строганов, А.М. СтрогановЭффективность новых технологий ограничения водопритока, опробованных на нефтяных месторождениях РУП «ПО «Белоруснефть» в2002-2003 г.г.// Поиск и освоение нефтяных ресурсов Республики Беларусь: Сб. науч. трудов – Вып. 5 ч. 2 – Гомель: БелНИПИнефть, 2004. – С. 73-83.

6.         Пысенков В.Г., Лымарь И.В., Демяненко Н.А., Пирожков В.В. Анализ проведения ремонтно-изоляционных работ на нефтяных месторождениях РУП “ПО «Белоруснефть» с использованием составов на основе АКОР-БН102// Нефть. Газ. Новации. - № 5-6. - 2009. – С. 96-99.

7.         Строганов В.М., Гарушев А.Р., Мочульский В.М., Сахань А.В., Гилаев Г.Г., Строганов А.М., Дадыка В.И., Лузин С.Н. К вопросу о ликвидации водо-газоперетоков в скважинах Северо-Комсомольского месторождения// Освоение и добыча трудноизвлекаемых и высоковязких нефтей: Сб. докладов 4 Международной конференции г. Анапа, Краснодарский край, 29 сентября-3 октября 2003 г. Краснодар, «ЭДВИ», 2004 г.

8.         А.А. Энгельс, Н.Н. Нурпеисов, А.М. Строганов, В.М. Строганов К вопросу о применении кремнийорганических тампонажных материалов АКОР БН для проведения ремонтно-изоляционных работ на нефтяных месторождениях Казахстана// Интервал. Передовые нефтегазовые технологии. - № 9-10. - 2004. – С. 4-9.

9.         Энгельс А.А., Нурпеисов Н.Н., Строганов А.М., Строганов В.М. Опыт применения кремнийорганических соединений при проведении ремонтно-изоляционных работ в 2005 году на нефтяных месторождениях Западного Казахстана // Интервал. Передовые нефтегазовые технологии. - № 6. - 2006. – С. 47-50.

10.     Куликов А.Н., Телин А.Г., Исмагилов Т.А., Строганов В.М., Строганов А.М. Обобщение результатов и исследование критериев применимости технологий селективной изоляции водопритоков с использованием кремнийорганических соединений // Нефтепромысловое дело – 2005 – № 9, с. 36-45.

11.     Алонов А.А., Бобриков С.В. Опыт применения материала АКОР-БН 102 на Злодаревском месторождении // Интервал. Передовые нефтегазовые технологии. - № 6. - 2006. – С. 51-52.

12.     Евстифеев С.В., Аносов Э.В., Явнов И.Г., Захаров А.А. Опыт проведения водоизоляционных работ на месторождениях ООО «Кубаньгазпром»// Интервал. Передовые нефтегазовые технологии. - № 6. - 2006. – С. 53-55.

13.     Строганов А.М., Искрин А.Ю., Каменский А.В., Строганов М.А., Усов С.В. К вопросу ограничения водопритоков в нефтяной скважине после проведения ГРП// Нефть. Газ. Новации. - № 7. - 2013. – С. 23-25.

14.     Самсонов Н.А., Строганов А.М., Строганов В.М., Сахань А.В. Использование кремнийорганических тампонажных составов для водоизоляционных работ на скважинах Песчаноозерского месторождения (о. Колгуев, Баренцево море) // Нефтяное хозяйство. - № 12 - 2002. – С. 70-72.

15.     Строганов А.М., Строганов В.М., Сахань А.В., Гилаев Г.Г., Потапкин В.П. Изоляция заколонных перетоков пластовых вод в условиях аномально высоких температур при вводе скважин из бурения, на примере скважин Западно-Морозовского месторождения ОАО «Роснефть-Краснодарнефтегаз» // Бурение и нефть. - № 6. - 2005. – С. 8-10.

16.     Лымарь И.В., Демяненко Н.А., Пысенков В.Г., Пирожков В.В. Проблемы и пути совершенствования технологий ремонтно-изоляционных работ на нефтяных месторождениях РУП «ПО «Белоруснефть» // Интервал. Передовые нефтегазовые технологии. - № 6. - 2006. – С. 16-23.

17.     Бобриков С.В., Кречетов А.М. К вопросу ограничения притока закачиваемых вод составами АКОР-БН 102 путем проведения водоизоляционных работ в добывающих и нагнетательных скважинах // Интервал. Передовые нефтегазовые технологии. - № 8. - 2007. – С. 14-15.

18.     Энгельс А.А., Нурпеисов Н.Н., Строганов А.М., Строганов В.М. Применение АКОР-БН 102 в ремонтно-изоляционных работах на месторождениях Казахстана // Интервал. Передовые нефтегазовые технологии. - № 8. - 2007 – С.73-76.

19.     Айдарбаев А.С., Сыздыков Б.Ж., Мустафаев М.К., Давлетов Р.Ш., Куликов Д.Н., Кильметов Р.Ф. Проведение ремонтно-изоляционных работ на контрактной территории АО «Тургай-Петролеум» месторождения Кумколь (Республика Казахстан) // Современные технологии капитального ремонта скважин и повышения нефтеотдачи пластов. Перспективы развития: Сб. докладов III Международной науч.-практич. конф. (г. Геленджик, Краснодарский край, 26-31 мая 2008 г.) – Краснодар: ООО «Научно-производственная фирма «Нитпо», 2008. – С. 14-17.

20.     Аносов Э. В. Опыт применения современных технологий капитального ремонта скважин и повышения нефтеотдачи пластов в ООО «Кубаньгазпром» // Нефть. Газ. Новации. - № 5-6. - 2009. – С 71-76.