Помощь в написании студенческих работ
Антистрессовый сервис

Повышение эффективности буровых работ в условиях аномальных давлений и сохранение естественной проницаемости продуктивных пластов: На примере Ковыктинского газоконденсатного месторождения

Диссертация: Повышение эффективности буровых работ в условиях аномальных давлений и сохранение естественной проницаемости продуктивных пластов: На примере Ковыктинского газоконденсатного месторождения
ДиссертацияПомощь в написанииУзнать стоимостьмоей работы

Вопросам обеспечения надежности разобщения пластов уделяется большое внимание, постоянно совершенствуется техника и технология крепления, разрабатываются и модифицируются тампонажные растворы. Особенности крепления скважин в солевых отложениях требуют качественного разобщения терригенного и хемогенного комплексов, предотвращение растворения солей в контакте с цементом, предотвращения образования… Читать ещё >

Повышение эффективности буровых работ в условиях аномальных давлений и сохранение естественной проницаемости продуктивных пластов: На примере Ковыктинского газоконденсатного месторождения (реферат, курсовая, диплом, контрольная)

Содержание

  • ГЛАВА 1. АНАЛИЗ СОСТОЯНИЯ БУРЕНИЯ И ЦЕМЕНТИРОВАНИЯ В ХЕМО- 9 ГЕННЫХ ОТЛОЖЕНИЯХ И ВСКРЫТИЕ ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ В УСЛОВИЯХ АНОМАЛЬНЫХ ДАВЛЕНИЙ
    • 1. 1. Общая характеристика Ковыктинского газоконденсатного ме- 9 сторождения
    • 1. 2. Анализ рецептур буровых растворов при бурении солевого 15 структурного комплекса Ковыктинского ГКМ
    • 1. 3. Промывочные жидкости, применяемые при бурении солевого 24 структурного комплекса Ковыктинского ГКМ
    • 1. 4. Анализ рецептур буровых растворов для вскрытия подсолевых 27 продуктивных пластов
    • 1. 5. Промывочные жидкости для бурения подсолевого (продуктив- 32 ного) структурного комплекса Ковыктинского ГКМ
    • 1. 6. Технология получения утяжелённых тампонажных систем на 35 солевых растворах
    • 1. 7. Опыт цементирования скважин в магнезиальных солях и пути 39 совершенствования тампонажных составов
    • 1. 8. Анализ сведений об осложнениях и применяемых тампонаж- 43 ных материалах при креплении скважин на месторождениях с наличием солевых отложений (на примере Западного Узбекистана)
    • 1. 9. Способы приготовления тампонажных растворов
    • 1. 10. Цель и задачи исследования
  • ГЛАВА 2. РАЗРАБОТКА СОСТАВОВ БУРОВЫХ РАСТВОРОВ ДЛЯ БУРЕНИЯ 51 СОЛЕВОГО И ПОДСОЛЕВОГО СТРУКТУРНЫХ КОМПЛЕКСОВ КОВЫКТИНСКОГО ГКМ
    • 2. 1. Разработка буровых растворов для бурения солевого струк- 51 турного комплекса Ковыктинского ГКМ
    • 2. 2. Вскрытие рапоносных горизонтов в условиях рапопроявления 60 и АВПД на Ковыктинском ГКМ
    • 2. 3. Разработка буровых растворов и технологии бурения подсоле- 66 вого структурного комплекса и вскрытия продуктивных горизонтов в условиях АНПД
    • 2. 4. Исследования по определению сохранения естественной про- 71 ницаемости продуктивных пластов
    • 2. 5. Оптимизация промывки скважин при бурении солевого и под- 74 солевого комплекса на Ковыктинском ГКМ
    • 2. 6. Оптимизация промывки скважин при бурении продуктивного 78 пласта подсолевого комплекса на Ковыктинском ГКМ

Актуальность работы. Освоение нефтяных и газовых месторождений в Восточной Сибири представляет важную народно-хозяйственную задачу. Эффективность геолого-поискового и эксплуатационного бурения в значительной степени зависит от качества вскрытия продуктивных пластов и технико-экономических показателей проводки скважины.

Серьезным тормозом в освоении подобных месторождений является ряд проблем при строительстве скважин в солевых отложениях. Проводка скважины в соленых толщах сопряжена с большими трудностями. Изменение диаметра скважины приводит к осложнениям и авариям — образованию каверн и уступов. К засолено-глинистым и другим породам сцементированным солью, приурочены обвалообразования.

Применение тривиальных соленасыщенных растворов не исключает кавернообразования в интервале отложения солей из-за их растворения вследствие температурного градиента забой-устье. В интервале соленосных отложений возможно также наличие рапопроявляющих горизонтов с аномально высокими пластовыми давлениями (АВПД), близкими к геостатическому.

Все эти осложнения являются факторами, снижающими скорость бурения. Кроме того, с началом эксплуатационного бурения наклонно-направленными и горизонтальными скважинами накопленные технические решения оказались неприемлемыми в этих условиях. Плохая очистка скважины, избыточный крутящий момент, зашламление ствола, прихваты, потеря циркуляции, кольматация приствольной зоны и другие проблемы, как правило, являются следствием несоответствия бурового раствора условиям бурения сильно искривленных скважин.

Поэтому одной из актуальных проблем является разработка и внедрение буровых растворов, обеспечивающих высокие технико-экономические показатели бурения, сохранение коллекторских свойств продуктивных пластов и оказывающих минимальное негативное воздействие на окружающую среду.

Для повышения эффективности буровых работ в условиях вскрытия хемогенных отложений большой мощности, характеризующихся АВПД и возможностью рапопроявлений требуется разработка бурового раствора обладающего: большой плотностью, близкой к средней плотности горных пород, высокими смазочными свойствами, устойчивостью к поливалентной агрессии, способностью предотвращать растворение солей за счет температурного градиента забой — устье.

Для подсолевого (продуктивного) комплекса требуется разработка буровых растворов малой плотности, позволяющих вести бурение без поглощений, обладающих высокими смазочными свойствами и обеспечивающих сохранение первоначальной проницаемости продуктивного пласта.

Вопросам обеспечения надежности разобщения пластов уделяется большое внимание, постоянно совершенствуется техника и технология крепления, разрабатываются и модифицируются тампонажные растворы. Особенности крепления скважин в солевых отложениях требуют качественного разобщения терригенного и хемогенного комплексов, предотвращение растворения солей в контакте с цементом, предотвращения образования каналов по которым возможно движение флюида, крепление сверхтяжелыми тампонаж-ными растворами.

Ковыктинское газоконденсатное месторождение (КГКМ), расположенное в Иркутской области, характеризуется высокодебитными по газу продуктивными Парфёновским горизонтом залегающим на глубине более 3100 м под мощными галогеновыми отложениями.

Перспективным направлением снижения отрицательного воздействия на пласт является применение полисахаридных ингибирующих буровых растворов с низкими значениями межфазного натяжения на границе «фильтрат бурового раствора — углеводород» и тампонажных материалов с минимальной филыратоотдачей.

Однако применение названных растворов в условиях бурения и цементирования солевого и подсолевого комплексов не достаточно изучено и сдерживается, из-за отсутствия высокоэффективных химреагентов и современных технологий, обеспечивающих качественное бурение и цементирование солевых горизонтов и вскрытие продуктивных пластов. В связи с этим совершенствование и разработка технико-технологических средств при бурении, креплении скважин в хемогенных отложениях с рапопроявлениями в условиях АВПД и вскрытия продуктивных газонасыщенных горизонтов с сохранением естественной проницаемости продуктивных пластов в условиях АНПД — задача весьма актуальная.

Решение этой актуальной проблемы определило цель настоящей работы и задачи исследования.

Научная новизна.

1.Впервые разработаны соленасыщенные свехутяжеленные полимер-эмульсионные глинистые буровые растворы на основе сочетания полисахаридов сульфацелл и крахмал, эмульсии ФК 2000 Плюс, лигносульфонатных разжижителей (ЛСТ, Лигнотин) и утяжелителя Магбар, которые обеспечивают стабильные технологические параметры при плотностях до 2500 кг/м .

2. Впервые изучено и показано, что полимер-эмульсионная ингиби-рующая система раствора с плотностями 1030−1080 кг/м на основе полиса-харидных реагентов, эмульсии ФК-2000 Плюс и разбавленных растворов солей ЫаС1, К2С03 или разбавленной рапы хлор — кальций — магниевого типа, не оказывает отрицательного влияния на проницаемость подсолевых песчаников с АНПД вскрываемых горизонтальными стволами.

3. Обобщены и углублены научные представления о процессах адсорбции, гидратации и фазообразования цементных минералов в присутствии суперпластификатора и ускорителей сроков схватывания тампонажных систем.

Установлено, что добавки электролитов совместно с суперпластификатором способствуют формированию наиболее оптимальной поровой структуры цементного камня и повышению его прочности.

4. Теоретически обоснована и экспериментально доказана возможность повышения эффективности утяжеленных и сверхутяжеленных тампонажных цементов путем комбинирования цемента с утяжеляющими добавками и направленным модифицированием с помощью реагентов пластификаторов и структурообразователей.

Практическая ценность.

На основании теоретических и промысловых исследований автором разработаны и внедрены:

1. Соленасыщенные утяжеленные полимер-эмульсионные глинистые буровые растворы с плотностями до 2500 кг/м для бурения в солевых отложениях и в условиях АВПД рапопроявлений с применением сульфацелла, органической эмульсии ФК 2000 Плюс и утяжелителя Магбар.

2. Разработан и применен в условиях Ковыктинского ГКМ состав ин-гибирующего бурового раствора на основе полисахаридов (сульфацелл, КМЦ, крахмал) и эмульсии ФК-2000 Плюс, обладающей низкими фильтрационными свойствами и величинами межфазного натяжения и высокими смазочными свойствами для вскрытия горизонтальными стволами продуктивных пластов в условиях АНПД.

3. Разработаны рецептуры тампонажных растворов, обеспечивающие качественное цементирование скважины в условиях АВПД в солевых отложениях и при рапопроявлениях, предложены способы их приготовления.

Апробация работы.

Основные положения диссертационной работы докладывались и обсуждались на международной конференции «Восточная энергетическая политика России и проблемы интеграции в энергетическое пространство Азиат8 ско-Тихоокеанского региона» (22−26 сентября 1998 г. г. Иркутск), координационных совещаниях (г. Анапа, 26−29 мая, 27−30 сентября 1999 г.) «Технология и материалы для бурения и ремонта нефтяных и газовых скважин «, ученых советах ОАО НПО «Бурение» (г. Краснодар), совещаниях и технических советах ОАО Компании «РУСИА Петролеум» (г. Иркутск), симпозиуме по полезным ископаемым и энергетическим ресурсам Китая и Восточной Азии 2000 г (г. Денвер, Штат Колорадо, США, 22−26 января 2000 г).

Публикации.

Основные положения диссертации опубликованы в 6 печатных работах и 1 руководящем документе.

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ.

1. Анализом горно-геологических и технических условий, существующих технологий и технических средств при строительстве скважин выявлены требования к буровым растворам определены направления исследований по данному месторождению.

2. Предложен новый вариант технологической схемы разработки КГКМ кустовым методом с горизонтальными скважинами, который позволит снизить в 2- 3 раза затраты на бурение и разработку месторождения.

3. Для солевых отложений солевого структурного комплекса КГКМ разработаны промывочные жидкости полимер-эмульсионные соленасыщен-ные ПЭСБР-1 на основе хлористого натрия и карбоната калия, на основе рассола (рапы) — ПЭСБР-2, технология их приготовления и применения, которые позволят обеспечить эффективное бурение в хемогенных отложениях с оптимальными стабильными технологическими параметрами, предотвратить кавернообразование и сохранить номинальный диаметр скважин. (ПЭСБР1) был применен на скважине № 65 КГКМ.

4. Разработаны утяжеленные (сверхтяжелые) промывочные жидкости с.

•з плотностями до 2500 кг/м на основе барито-магнетитового утяжеляющего материала Магбар и полимер-эмульсионных соленасыщенных растворов, позволяющих пробурить рапоносные интервалы в случае возникновения рапо-проявлений.

5. Разработаны полимер-эмульсионные ингибирующие буровые растворы ПЭИБР1 и ПЭИБР2 для бурения подсолевого структурного комплекса в условиях АНПД продуктивного пласта. ПЭИБР2 на основе разбавленной рапы, полисахаридов и ФК-2000 Плюс применен при бурении горизонтальных участков скв.№ 1021 и 1071 КГКМ.

6. Осуществлена оптимизация промывки при бурении скважин на КГКМ с целью снижения затрат на приготовление, обработку буровых растворов в зависимости от применяемой системы очистки. Рассчитано, что с использованием центрифуги снижаются затраты денежных средств на мате.

153 риалы и обработку растворов в 1,9−2,4 раза в зависимости от конструкции скважины и типа раствора.

7. Научно обобщены и углублены представления о процессах адсорбции и гидратации цементных минералов в присутствии реагентов суперпластификаторов и ускорителей сроков схватывания тампонажных систем.

Показано, что добавки электролитов модификаторов введенные совместно с суперпластификаторами способствуют формированию наиболее оптимальной поровой структуре цементного камня, что приводит к значительному повышению его прочности.

8. Теоретически обоснована и экспериментально доказана возможность повышения эффективности тампонажных утяжеленных и сверхтяжелых цементов путем комбинирования с утяжеляющими добавками и направленном модифицировании с помощью химических реагентов пластификаторов и структурообразователей. Предложены утяжеленные солевые тампонажные составы и изучены их характеристики.

9. Усовершенствована технология приготовления тампонажных растворов с помощью цементировочной техники, позволяющая достичь следующих условий: полное соответствие состава, приготавливаемого в условиях буровой и лаборатории рецептуробеспечение однородности его свойств по всему расчетному объему.

Показать весь текст

Список литературы

  1. O.K., Хахаев Б. Н., Сидоров Н. А. Буровые растворы, используемые при разбуривании солевых отложений в глубоких скважинах. сер. «Бурение», М., ВНИОЭНГ, 1978.
  2. JI.K. Буровые растворы на углеводородной основе для бурения в осложнённых условиях и вскрытия продуктивных пластов. Докт. дис., М., фонды МИНХ и ГП им. Губкина, 1971.
  3. О. К., Симонов В. В., Самойлов Н. Е., Скворцов Д. С. Применение многослоевых растворов при бурении в хемогенных отложениях. РНТС, сер. «Бурение», вып. 10, М., ВНИИОНГ, 1970.
  4. О. К., Пичугин В. Ф., Чехлов A. G. и др. Повышение смазочных свойств гидрофобных эмульсий. Изв. Вузов, сер. «Нефть и газ», № 12, Баку, 1973.
  5. Буровой раствор: Пат. 2 027 734 Россия, МКИ6 С 09 К 7/06 /Оголихин Э.А. и др. № 5 032 090/03, Заявл. 25.3.92- Опубл. 27.1.95.
  6. А. И., Юмашев А. П., Федосов Р. И. И др. Стабилизация со-ленасыщенных буровых растворов сополимером М-14. РНТС, сер. «Бурение», вып. 7, М., ВНИИОНГ, 1975.
  7. Ю.Оксиэтилцеллюлоза пролонгированного действия и буровые растворы на её основе / Тимохин И. М., Тесленко В. Н., Ковалов Е. А., Спиридонов О. Н. /Бурение, промывка и испытание скважин в слож. геол. условиях. М., 1989. — С.44−58.
  8. Смазочный реагент к буровым растворам: A.c. 1 808 861 СНГ, МКИ5 С 09 К 7/06 /Коновалов Е.А. и др.- Моск. ин-т нефти и газа. -№ 4 936 487/03- Заявл. 15.9.91- Опубл. 15.4.93.
  9. O.K., Подгорнов В. М., Аваков В. Э. Буровые растворы для осложнённых условий. М., Недра, 1988 г.
  10. Э.Г. Химическая обработка буровых растворов. М., Недра, 1972., 392 с.
  11. А. Н., Векслер Л. И. И др. Бурение и крепление скважин в соленосных отложениях. ТНТО, сер. «Бурение», М., ВНИИОЭНГ, 1972.
  12. O.K. Битумно-эмульсионные буровые растворы на водной основе. Реф. Сб. «Бурение газовых и газоконденсатных скважин», № 2, ВНИИЭгазпрои, 1974.
  13. Э. С., Применение гидрофобной эмульсии для промывки скважин при бурении соленосных отложений. РНТС, сер. «Бурение», вып. 2, М., ВНИИОНГ, 1975.
  14. Ивертный эмульсионный буровой раствор: A.c. 1 514 758 СССР, МКИ С 09 К 7/06 /Овчинский К.Ш., Рахматуллин Р. К., Мухин Д. Л., Файн-штейн И.З., -Касьянов Н.М.- ВНИИ бур. техн. № 429 751/23−03- Заявл. 13.04.87- Опубл. 15.10.89, Бюл. № 38.
  15. JI.K., Розенгафт А. Г., Титаренко Н. Х. Опыт применения безбитумной гидрофобной эмульсии при бурении скважин в сложных условиях. РНТС, сер. «Бурение», вып. 9, М., ВНИИОЭНГ, 1974.
  16. Н. П., Рахматуллин Р. К., Шумилова Е. П. и др. Промышленные испытания инвертной эмульсии с высоким содержанием воды при бурении в неустойчивых породах. РНТС, сер. «Бурение», вып. 3, М., ВНИИОНГ, 1975.
  17. A.B. Опыт проводки скважин в Белоруссии с использованием инвертных эмульсионных буровых растворов. РНТС, сер. «Бурение», вып. 9, М., ВНИИОНГ, 1977.
  18. В.М. и др. Инвертно-эмульсионный буровой раствор.: A.c. 1 669 966 ССРС, МКИ5 С 09 К 7/02, № 4 468 774/03- Заявл. 29.07.88- Опубл. 15.08.91, Бюл. № 30.
  19. В.Э., Ангелопуло O.K., Бутенко И. П., Ломова Л. М. Реагент для обработки буровых растворов: A.c. 1 682 376 СССР, МКИ5 С 09 К 7/06. № 4 395 808/03- Заявл. 22.03.88- Опубл. 07.10.91, — Бюл. № 37. Моск. ин-т нефти и газа.
  20. А.П. Буровые растворы для вскрытия продуктивных пластов. Обзорная информация. ВНИИОЭНГ- сер. «Бурение». — вып. 2. -М., 1985.
  21. Вскрытие продуктивных отложений с промывкой полимерными растворами /Шарипов А.У., Хабиров Б. З., Антонов К. В. и др. // Нефтяное хозяйство. 1982. — № 8.
  22. Результаты применения осадкообразующих реагентов для увеличения нефтеотдачи /Гусев C.B., Бриллиант Л. С., Мазаев В. В. и др.// Нефтяное хозяйство. 1995. — № 7. С.55−56.
  23. Н.В., Козлова А. Е. Разработка составов и исследование ин-вертно-эмульсионных буровых растворов для вскрытия продуктивных пластов. -РНТС «Бурение». -М.: ВНИИОЭНГ, 1982, вып. 9.
  24. Е.П., Крезуб А. П., Здоров Ф. Г., Яковенко В. И., Яненко В. И. и др. РД 39−147 009−510−85 Руководство по предупреждению загрез-нения нефтенасыщенных пластов.
  25. А.П., Яковенко В. И. Изменение проницаемости коллекторов и призабойной зоны пластов при заканчивании скважин // Нефт. хоз-во. -М., 1986. № 11. С.44−46.
  26. А.И., Кошелев В. Н. Основные факторы, влияющие на изменение нефтепроицаемости коллекторов под воздействием буровых растворов // Тр. ОАО НПО «Бурение». Вопросы промывки скважин с горизонтальными участками ствола. — Краснодар. — 1998. — С. 102 113.
  27. А.И., Резниченко И. Н., Кошелев В. Н., Мищенко В. И. Способ определения количества реагентов для обработки бурового раствора. Патент РФ № 2 131 902. Бюл. Из. № 17, 20.06.99.
  28. А.И. Технология цементирования нефтяных и газовых скважин-М.: Недра, 1983.
  29. А.И. Формирование и работа цементного камня в скважине. -М.: Недра 1990 с.410
  30. А.И., Новохатский Д. Ф. Тампонажные шлаковые цементы и растворы для цементирования глубоких скважин. М: Недра, 1975. -с.219
  31. Ф.М., Рулева В. В. Высокоподвижные бетонные смеси // Бетон и железобетон, 1976, — № 8. -с.40−41.
  32. Добавка для бетонных смесей -суперпластификатор С-3 /Ф.М.Иванов, В. М. Москвин, В. Т. Батраков и др.// Бетон и железобетон. —1978. -№ 10.-С.13−16.
  33. Эффективные разжижители бетонных смесей /Ф.М.Иванов, В. А. Саввина, В. М. Горбунов и др.//Бетон и железобетон. 1977. — c. l 1.
  34. И.А., Сидоров H.A., Кошелев А. Т. Повторное цементирование при строительстве и эксплуатации скважин. М.: Недра, 1988. — 263 с.
  35. Г. М. Магнезиальный тампонажный материал для крепления скважин в условиях умеренных температур.// Тезисы докладов 3 Всесоюзной конференции дискуссии. «Формирование и работа тампо-нажного камня в скважине», с. 73−74, Краснодар, 1991 г.
  36. Л.Н., Толкачев Г. М. Изучение изолирующей способности магнезиальных цементов в составе крепи скважин. // Тезисы докладов Ш. Всесоюзной конференции-дискуссии «Формирование и работа тампонажного камня в скважине», с.75−76, Краснодар, 1991 г.
  37. Ю.П., Близнюков В. Ю., Котов A.B. «Разработка методики и исследование процесса взаимодействия с тампонажными растворами»// НТЖ «Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море». С.24−30., М.: ВНИИОЭНГ, 1998. -№ 8−9.
  38. Особенности взаимодействия бишофита с буровыми растворами при бурении скважин на Российской площади. (Волгоградского ПХГ) //
  39. НТЖ. Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. М.: ВНИИОЭНГ, 1998 — № 7.
  40. Повышение надежности изоляции пластов в отложениях бишофита. /Л.И. Рябова, В. М. Кравцов, М. Р. Мавлютов, Ф. А. Агзамов, Ю. С. Кузнецов // Тр. ВНИИКРнефти 1980 — вып. 19. — с.12−19.
  41. Л.И., Левшина З. П. Тампонажные материалы стойки к магнезиальной агрессии //Бурение. НТС. № 11. — с. 18−20.
  42. A.c. № 17 2847(51) 5Е 21 В 33/138 (21) 4 693 325/03 (220 06.04.89 (53) 622.245.42 (72) П. Я. Зельцер, В. И. Чалых, Л. В. Чернеховский, В. Н. Сметанин, В. И. Кравченко, К. С. Елкин. «Способ приготовления облегченного тампонажного раствора». Б.И. № 15 с. 134.
  43. А.Г., Тарабарин Е. И., Бездробный О. И., Кульнев A.C. Выбор технических характеристик устройств для стабилизации плотности тампонажного раствора в процессе приготовления. Нефтегазовая геология, геофизика и бурение. Вып.12, М., 1985, с.35−38.
  44. Материалы конференции по технологии цементирования скважин фирмы Dowell Schlumberger (США). Краснодар, ВНИИКРнефть 13−15 мая 1986 г, с. 57.
  45. Материалы совещания с участием представителей фирмы Halliburton. Декабрь 1985 г., г. Краснодар, ВНИИКРНефть.
  46. Н. А. Клименов К.В., Мамврийский Е. А. Смесительная установка УС-Э. Машины и нефтяное оборудование. М., ВНИИОЭНГ, 1979 г., № Ю, с.28−30.
  47. Robert C.Smirh. Amco Production Co. Tullsa. Checlist aids Successful primary cementing. Oil and Gas Journal. Nov.l. V.80 N 44, 1988, с 72−75.
  48. Edvin S. Arnold, Philips Petroleum Co. Cementing: Bridging the Gap From laboratory Results to Field Operations. Journall of Petroleum Technology. 1982, V 34, N 12, pp.2843−2852.
  49. J.J Hartog, D.R.Davies, R.B.Stewart. An Integrated Approch for Successful Primary Cementations. Journal of Petroleum Technology. 1983. V 35, N 10, pp. 1600−1609.
  50. Dwight K. Smith. Cementing. Second Printed. New-Jork. 1976, Dallas (monograph, volume 4 of the Henry L.). p.6.
  51. The new Applied Endineered Cementing. B.J.Hughes Inc, 777, South Post ODK RD, Suite 333, Houston, Texas 77 027. p.24.
  52. Jl.E., Ильчисонис В. К. Машины для разгрузки и транспорта порошкообразных материалов. МашГИЗ, М., Ленинград, 1961 г., р.24.
  53. С.С., Горн Б. Е. Смесительные машины для приготовления растворов при бурении и эксплуатации скважин. ГОсИНТИ, М., 1958 г.
  54. В. П., Волостнов С. А. Разработка рецептуры промывочной жидкости для бурения скважин в условиях рапопроявлений. В сб.: Нефтепромысловое дело. Бурение нефтяных и газовых скважин, добыча нефти". Куйбышев, 1976, вып. 3., с.55−60.
  55. JI. К., Лубан В. 3., Оголихин Э. А. О природе образования залежей рапы и технологии проводки скважин в хемогенных отложениях. РНТС, сер. «Бурение», М., ВНИИОЭНГ, вып. № 8, С. 19−22,1974.
  56. Применение известково-битумного раствора в условиях проявления рапы./Л.К. Мухин, В. И. Толкунов, И. Б. Хейфиц и др.// Нефтяное хозяйство. 1976. — вып.З. — С.51−53.
  57. В.И., Мариампольский Н. А., Пеньков А. И. Проявление рапы при разбуривании солевых пород. В сб. «Промывка и цементирование скважин», М., Недра, 1973, С. 172−174.
  58. Г. А. Бурение скважин в условиях рапопроявлений. М., ВНИИЭгазпром, сер. «Бурение газовых и газоконденсатных скважин», 1980, вып. 7.
  59. Н.А., Файман В. П. Борьба с осложненниями при бурении глубоких скважин за рубежом. М., 1986, 57 с.
  60. Tretolite Announces Corrosion Inhibitor. — The American Oil and Gas Report, 1982, v.25, № 9.
  61. Sheffield J.S., Collins K.B., Hackney R.M. Salt drillings in the Rocky Mounthans. // Oil and Gas J., 1983.- v.55.- № 10. -P.873−877.
  62. Samrouri F.A., Al-Chalibi A.M. Khuff Drilling-1. ADCO improves deep Khuff drilling. // Oil and Gas J. 1985. — v.82, № 28. — P.563−565.
  63. Pierce D.M., Alexander A.M.D. High-weight polimer mud stops magnesium salt water contamination, save time // Oil and Gas J. 1984 — v.82. -№ 37. — P.289−293.
  64. Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности. РД 08−200−98.-М., 1998.- 160 с.
  65. Руководство по предупреждению загрязнения нефтенасыщенных пластов. РД 39−147 009−510−85. Краснодар. — 1985. — 76 с.
  66. М.А., Щуров А. Ф., Урьев М. Б. Изучение процессов гидратации минералов, составляющих цемент в присутствии ПАВ //Коллоидный журнал. 1972. -1 XXXIV, № 4-с.1401−1405.
  67. И.Н., Репяхова Т. М. Влияние суперпластификатора С-3 на прочность и структуру гидратированных мономинералов клинкера тампонажного портландцемента . //Тр./ВНИИКРнефть. -Вопросы крепления скважин. 1983. — с. 64−69.
  68. Ф. Влияние химических добавок на процессы гидратации и твердения цемента //IV Международный конгресс по химии цемента. Т.2., кн."-М., 1976. -с.6−11.
  69. Е.В., Андреева Е. П., Стукалова Н. П. Исследование адсорбционных взаимодействий при гидратации индивидуальных вяжущих в растворах углеводородов. //Коллоидный журнал. 1980. — Т. 15, Вып.1- с.43−48.
  70. Повышение прочности цементного камня добавками пластификаторов и ускорителей схватывания. /М.О.Ашрафьян, Н. Б. Савенок, Н. М. Ризванов и др. //НТИС. Серия: НПД в нефтяной промышленности в новых условиях хозяйствования. 1989. — № 1. — с. 13−14.
  71. Ю.М., Рожкова К. Н., Даева В. А. Улучшение свойств гипса добавкой суперпластификаторов. -Строительные материалы, 1979., № 11, с.24−27.
  72. Ю.М., Сычев М. М., Немашев В. В. Химическая технология вяжущих материалов. М.: Высшая школа, 1980. -568.
  73. Н.Б. Оценка влияния ускорителей схватывания на прочностные характеристики цементного камня раннего возраста. //Крепление и ремонт скважин, Краснодар, ВНИИКРнефть, 1990, с. 41.
  74. Н.Б. Оценка влияния ускорителей схватывания на прочностные характеристики цементного камня раннего возраста //Тр. /ВНИИКРнефть. -Крепление и ремонт скважин. 1990. — с.41−51.
  75. Цыбин А. А, Гайворонский A.A. Повышение надежности разобщения пластов на месторождениях с аномально высокими пластовыми давлениями. //Н.Х. 1985. — 7. — с. 19−22.
  76. Особенности крепления скважин в неустойчивых солевых отложениях /А.И. Булатов, Л. Б. Измайлов, Л. И. Рябова и др. Тезисы докл. Всесоюзной конференции «Формирование и работа тампонажного камня». —Краснодар 1984., с.114
  77. М.О. Ашрафьян. Технология разобщения пластов в осложненных условиях. М., Недра, 1989.
  78. API Specification 10 (SPEC 10) Fifth edition, July 1, 1990.
  79. А.К., Бабаян Э.В, Шевцов В. Д. Предупреждение и ликвидация газонефтепроявлений при бурении. М., «Недра», 1992, 251 с.
  80. Технология управления скважиной при газоводонефтепроявлениях в различных горно-геологических условиях. РД 39−147 009−544−87, 1986. 26 с. Бабаян Э. В. и др.
  81. Первый опыт бурения горизонтальных скважин на Ковыктинском га-зоконденсатном месторождении.//В.А. Казаков, Э. С. Зиганшин, М. Х. Исмагилов и др. / НТЖ «Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море», № 4−5, Москва, С.25−28, 1999.
Заполнить форму текущей работой

Сессия? Спокойно!