Помощь в написании студенческих работ
Антистрессовый сервис

Разработка составов гидрофобных эмульсий и их применение в условиях сероводородной агрессии: На примере Астраханского ГКМ

Диссертация: Разработка составов гидрофобных эмульсий и их применение в условиях сероводородной агрессии: На примере Астраханского ГКМ
ДиссертацияПомощь в написанииУзнать стоимостьмоей работы

Промышленное испытание ГЭР при первичном вскрытии продуктивных карбонатных отложений порово-трещинного типа позволило существенно облегчить процесс освоения эксплуатационных скважин — при отдувке скважин не отмечено кольмата-ционных пробок, скважины запускались в работу в течение короткого времени. При этом более чем в два раза увеличилась их продуктивность по сравнению с соседними скважинами при… Читать ещё >

Разработка составов гидрофобных эмульсий и их применение в условиях сероводородной агрессии: На примере Астраханского ГКМ (реферат, курсовая, диплом, контрольная)

Содержание

  • ВВЕДЕНИЕ.б
  • 1. АНАЛИЗ ОТЕЧЕСТВЕННОГО И ЗАРУБЕЖНОГО ОПЫТА В ОБЛАСТИ ЗАКАШИВАНИЯ СКВАЖИН И ПРИМЕНЕНИЯ ОБРАТНЫХ ЭМУЛЬСИЙ В НЕФТЕГА30ПР0МЫСЛ0В0Й ПРАКТИКЕ
    • 1. 1. Основные задачи исследования
  • 2. ЛАБОРАТОРНЫЕ ИССЛЕДОВАНИЯ ПО ПОДБОРУ РЕЦЕПТУР СПЕЦЩДКОСТЕЙ ДЛЯ УСЛОВИЙ АГКМ
    • 2. 1. Методика исследований. Особенности контроля и регулирования свойств гидрофобных эмульсий
    • 2. 2. Подбор рецептуры и основные требования к компонентам гидрофобной эмульсии для вскрытия продуктивного горзонта
    • 2. 3. Лабораторные исследования по выбору консервационной жидкости на основе гидрофобной эмульсии
      • 2. 3. 1. Определение поглотительной способности жидкости консервации к сероводороду
      • 2. 3. 2. Исследования коррозионной активности жидкости консервации
      • 2. 3. 3. Стендовые испытания по изучению влияния жидкости консервации на проницаемость образцов карбонатного керна
      • 2. 3. 4. Эксперементальные исследования блокирующих свойств жидкости консервации
      • 2. 3. 5. Исследование совместимости жидкости консервации с технологическими процессами АГПЗ
    • 2. 4. Составы гидрофобных эмульсий для интенсификации притока газа
    • 2. 5. Основные результаты лабораторных и стендовых исследований
  • 3. ПРОМЫШЛЕННОЕ ПРИМЕНЕНИЕ ГИДРОФОБНЫХ ЭМУЛЬСИЙ НА АСТРАХАНСКОМ ГКМ
    • 3. 1. Вскрытие продуктивного пласта с использованием ГЭР
    • 3. 2. Применение гидрофобной эмульсии при консервации скважин
    • 3. 3. Применение гидрофобной эмульсии в скважинах с негерметичным затрубным пространством
    • 3. 4. Применение гидрофобных кислотных эмульсий для интенсификации притока газа
    • 3. 5. Экономическая эффективность применения гидрофобных эмульсий на Астраханском ГКМ

Актуальность темы

Разработка Астраханского газоконденсатного месторождения (АГКМ) осложняется целым комплексом горно-геологических факторов, к которым следует отнести высокое содержание сероводорода (до 28%) в пластовом газе и довольно низкие коллекторские свойства продуктивного пласта.

Необходимость применения оборудования и инструмента в антикоррозийном исполнении импортного производства обусловила высокую стоимость скважин на АГКМ и их сравнительно небольшое количество.

В этих условиях особую актуальность приобретают вопросы, связанные с применением спецжидкостей для первичного вскрытия продуктивного пласта бурением, временной консервации скважин и интенсификации притока газа, которые обеспечивали бы максимальное сохранение проницаемости призабойной зоны пласта для получения дебитов, адекватных потенциальным возможностям скважин.

В работе рассмотрено применение гидрофобных эмульсий для вскрытия пласта бурением, временной консервации скважин и интенсификации притока газа.

Первичное вскрытие значительного по мощности пласта с использованием глинистого раствора на водной основе сопровождалось частыми дообработками и дополнительными затратами времени и химреагентов. Кроме того, в результате сильной кольматации коллектора при вскрытии продуктивного пласта бурением на глинистом растворе возникали серьёзные трудности при последующем освоении скважины. Во многих случаях дебит газа был гораздо ниже величины потенциального, определённого по комплексу газогидродинамических и геофизических исследований в сочетании с результатами исследований на контрольном сепараторе.

Наряду с другими, вопросы технологии консервации эксплуатационных скважин на АГКМ представляют исключительную актуальность, так как темпы разбуривания месторождения значительно опережали ввод мощностей по переработке газа. Это привело к длительной консервации значительного количества скважин. За период с 1985 по 1990 г. из 79 законченных бурением 51 скважина находилась в консервации более трёх лет (табл. 1).

Таблица 1.

Продолжительность ожидания обустройства скважин.

Окончание скважин бурением Продолжительность ожидания обустройства.

Год Количество до 1 года до 2 лет до 3 лет более 3 лет.

1985 4 1 — 3.

1986 9 1 8 ;

1987 9 7 2 ;

1988 16 — 1 4 11.

1989 19 1 — - 18.

1990 22 — - - 22.

За 1985;1990 79 10 11 7 51 о. о. О о 100, 0 12, 7 13, 9 8,9 64, 5.

Применяемая ранее технологии не обеспечивали надёжной блокировки пласта и не предотвращали поступления сероводород-содержащего газа в ствол и на устье скважины, что провоцировало коррозионные процессы НКТ и представляло значительную опасность при работе обслуживающего персонала.

Из-за наличия на забое и в околоствольной зоне скважины продуктов коррозии и остатков бурового раствора только одна скважина из 25 введеных в эксплуатацию за период 1996;1998 гг. была пущена в работу без предварительных операций по интенсификации притока.

Всё это определило актуальность разработки новых эффективных составов спещсидкостей для заканчивания, временной консервации скважин и повышения их производительности.

Эксплуатация скважин с дебитами, ниже предусмотренных проектом разработки, вызывает необходимость проведения работ по интенсификации притока. В ряде случаев обычные соляно-кислотные обработки (СКО) не приводят к положительному результату, в связи с чем часть скважин выведена из рабочего фонда и простаивала.

Таким образом, актуальность темы диссертационной работы обусловлена практической необходимостью решения вопросов, возникших при строительстве и эксплуатации скважин на АГКМ.

Цель и задачи исследования

Целью работы является сохранение коллекторских свойств продуктивного пласта для обеспечения высокой производительности скважин в условиях сероводородной агрессии.

Задачи исследования:

1. Разработка составов гидрофобных эмульсий для первичного вскрытия, консервации скважин и интенсификации притока газа.

2. Разработка рациональной технологической схемы проведения работ по интенсификации притока газа.

Научная новизна.

1. Для условий Астраханского ГКМ впервые разработаны:

— рецептура гидрофобного эмульсионного раствора (ГЭР) на основе эффективного эмульгатора нефтехим;

— состав консервационной жидкости на основе мицеллярной дисперсии (МД) с определённым в результате лабораторных исследований оптимальным содержанием ингибитора коррозии Виско;

— составы гидрофобных кислотных эмульсий на основе выявленных наиболее эффективных эмульгаторов с учётом впервые сделанной количественной оценки их адсорбции на карбонатной породе башкирских отложений.

2. Разработан специальный стенд, позволивший на образцах с различной раскрытостыо трещин оценить блокирующие свойства МД.

3. Разработаны рациональная технологическая схема интенсификации притока газа на основе использования гидрофобных кислотных эмульсий и МД в качестве блокирующей жидкости, а также компьютерная программа по оценке эффективности обработок на основании результатов исследований на контрольном сепараторе.

Практическая значимость. Впервые в отечественной практике с применением ГЭР успешно осуществлено первичное вскрытие значительного (до 200 м) интервала продуктивной толщи в условиях аномально высокого пластового давления (К^ = 1,54) и большой концентрации сероводорода и углекислого газа в пластовом флюиде .

Успешно осуществлена временная консервация эксплуатационных скважин в условиях жёсткой сероводородной агрессии.

На АГКМ получила широкое распространение рациональная технологическая схема работ по интенсификации притока газа, включающая обработки с использованием кислотных гидрофобных эмульсий и МД для временной блокировки сильнодренированных интервалов продуктивного пласта, что позволяет повысить дебит скважин до технологически необходимого уровня и ввести в эксплуатацию ранее простаивающие скважины.

Практическая значимость работы подтверждается соответствием её направленности содержанию отраслевых научно-технических программ по Прикаспию и планов НИОКР Предприятия «АстраханьГазпром».

Реализация работы. Результаты проведённых исследований использовались при первичном вскрытии продуктивных карбонатных отложений на скв.67 и 80, в процессе временной консервации скв. 27А, 406 и 466, а также при проведении эмульсионных обработок на целом ряде скважин АГКМ.

Эти результаты легли в основу разработанных стандартов предприятия «Астраханьгазпром» по временной консервации скважин и интенсификации притока газа.

Фактический материал и личный вклад. При подготовке диссертации использованы результаты как собственных исследований, так и фактические материалы производственных организаций отрасли.

При непосредственном участии автора проведены работы по подбору составов гидрофобных эмульсий, разработке рациональной схемы выполнения операций по интенсификации притока, а также промысловые работы при первичном вскрытии пласта, временной консервации и эмульсионных обработках пласта с применением разработанных составов.

Для обеспечения практического внедрения выполненных разработок автор принимал участие в подготовке стандартов предприятия «Астраханьгазпром» в области консервации скважин и интенсификации притока газа на Астраханском ГКМ.

Апробация работы. Результаты диссертационной работы доложены и обсуждены на НТС РАО «Газпром» «Зашита от коррозии трубопроводов и оборудования» (6−10 апреля 1998 г.), на научно-техническом семинаре в СевКавНИПИгазе (г.Ставрополь, июнь 1998 г.), на конференции «Актуальные проблемы состояния и развития нефтегазового комплекса России» (Москва, ГАНГ, 27−29 января 1999 г.).

Публикации. Основные положения диссертационной работы изложены в 9 печатных работах.

Объём работал. Диссертационная работа состоит из введения, трёх глав, основных выводов и рекомендаций, библиографии, включающей 75 наименований.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ.

1. Разработана рецептура ГЭР на основе эмульгатора-стабилизатора Нефтехим для заканчивания газовых скважин в условиях АВПД, высокой пластовой температуры и жёсткой сероводородной агрессии.

2. В процессе лабораторных, стендовых и промысловых испытаний установлена высокая агрегативная стабильность ГЭР в процессе длительного воздействия температуры, гидрофильного материала и сероводорода. Рецептура ГЭР успешно использована при первичном вскрытии значительных по мощности интервалов продуктивного пласта на двух скважинах Астраханского ГКМ.

3. Промышленное испытание ГЭР при первичном вскрытии продуктивных карбонатных отложений порово-трещинного типа позволило существенно облегчить процесс освоения эксплуатационных скважин — при отдувке скважин не отмечено кольмата-ционных пробок, скважины запускались в работу в течение короткого времени. При этом более чем в два раза увеличилась их продуктивность по сравнению с соседними скважинами при аналогичных коллекторских свойств пласта .

4. На основе мицеллярной дисперсии предложен состав консервационной жидкости и для условий жёсткой сероводородной агрессии, обеспечивающие надёжную изоляцию продуктивного пласта, предотвращение поступления сероводорода на устье скважины и сохранение её исходной продуктивности.

5. Установлено, что жидкость консервации обладает низкими коррозионными свойствами и совместима с технологическими процессами Астраханского ГПЗ.

6. Промысловыми работами доказано, что консервапионная жидкость в течение длительного (более года) нахождения в забойной части эксплуатационной скважины сохраняет свои технологические свойства, приводит к образованию пробок в НКТ и не вызывает каких-либо затруднений при работе с глубинными приборами.

7.На основании лабораторных исследований и анализа геолого-промысловой информации разработана рациональная технологическая схема работ по интенсификации притока газа на Астраханском ГКМ, которая включает область применения ин-вертных кислотных эмульсий и блокирующей жидкости на основе мицеллярной дисперсии и обеспечивает:

— замедление скорости взаимодействия кислоты с породой;

— увеличение охвата пласта по горизонтали;

— выравнивание профиля притока по вертикали пласта;

— уменьшение кислотной коррозии труб и ПО.

8. Сформирована база данных по обработкам пласта и разработана компьютерная программа определения эффективности СКО по данным исследования на контрольном сепараторе.

9. Экономический эффект от внедрения разработанных ГЭР и жидкости консервации составил 1220,9 тыс. руб. (в ценах 1998 г.). В результате проведения четырех эмульсионных обработок в 1997 г. экономический эффект составил 697 тыс. руб.

Показать весь текст

Список литературы

  1. В.А., Уголев B.C. Физико-химические методы повышения производительности скважин // М.: Недра, 1970. -280 с.
  2. Г. Т. Вскрытие и обработка пласта // М.: Недра, 1970. 312 с.
  3. А. К. Вскрытие продуктивных пластов // М.:Недра, 1968. 416 с.
  4. Г. Б., Кривоногов A.M., Жаринов П. Г. Необратимость снижения проницаемости пород при воздействии бентонитового бурового раствора // Нефтегаз.геол., геофиз. и бурение.-1984.- N 9. С. 19−21.
  5. Дж.р.Грей, Г. С. Г. Дарли. Состав и свойства буровых агентов (промывочных жидкостей). Перевод с англ. Д. Е. Столярова.- М. Недра, 1985. 510 с.
  6. А.П. Буровые растворы для вскрытия продуктивных пластов. Серия Бурение. Обзор, вып. 2/85, М.1985.
  7. Г. О., Яшин В. И., Исмагилов Т. А. и др. Технология комбинированного глушения и вторичного вскрытия нефтяных скважин с использованием инвертной эмульсии «Дисин» // Нефтяное хозяйство.- 1994.- N2.- С.48−51.
  8. A.c. 11 627 678 (СССР). Способ разработки нефтяных месторождений с химически восстанавливающей средой /В. П. Городнов, А. Ю. Еыскин и др. Заявл. 03.05.89. Опубл. 1991. Б.И.N6.
  9. А.с. 1 665 024 (СССР). Способ приготовления вязкоупругого состава/Э.С.Сенкевич, Л. К. Брун. Заявл.29.11.88. Опубл. 1991. B.H.N 27.
  10. Н.Э.Зейналов и др. Вязкоупругая масса для использования при бурении скважин.- Известия вузов «Нефть и газ».-1991.-N 8.
  11. A.c. 1 624 129 (СССР). Состав для регулирования разработки нефтяного месторождения/В.П.Городнов, И. Г. Калуеев. За-явл. 16.02.89. Опубл. 1991. Б.И. N 4.
  12. И.Б., Токунов В. И. О целесообразности использования ПСБР для вскрытия пластов / / Нефтяная и газовая промышленность, 1987, N 3. С. 34−35.
  13. A.c. 1 539 307 (СССР). Полимерная композиция для тампонирования скважин / М. С. Долганов и др. Заявл. 04.11.87. Опубл. 30.01.90. Б.И. N 4.
  14. A.c. 1 416 670 (СССР). Состав для изоляции зон поглощений и способ его приготовления/ В. А. Евецкий, О. К. Белкин и др. Заявл. 18.08.86. Опубл. 1988, Б.И. N 30.
  15. A.c. 1 518 486 (СССР). Способ изоляции проницаемого пласта в скважине / А. К. Демьяненко, В. Ф. Черныш и др.Заявл.08.10.87. Опубл. 30.10.89. Б.И. N 40.
  16. A.c. 1 432 196 (СССР). Гелеобразуетций тампонажный состав/А. Н. Костыцев, О. К. Белкин и др. Заявл. 18.07.86. Опубл. 1988, Б.И. N 39.
  17. A.c. 1 472 643 (СССР). Гелеобразугаций состав/Б.С.Лядов, С. В. Усов и др. Заявл. 29.12.86. Опубл. 1989, Б.И. N 14.
  18. A.c. 1 548 415 (СССР). Гелеобразующая композиция для обработки нефтяных скважин/А.С.Рябоконь, J1.И.Мясникова и др. Заявл. 10.05.88. Опубл. 1990, Б.И. N 9.
  19. A.c. 1 239 272 (СССР). Буферная жидкость/Ф.А.Шихалиев. Заявл. 31.07.84. Опубл. 1986, Б.И. N 23.
  20. A.c. 1 553 651 (СССР). Способ приготовления состава на нефтяной основе для закупоривания пластов / В. А. Евецкий и др.
  21. Заявл.27.02.87. Опубл. 30.03.90. Б.И. N 12.
  22. A.c. 1 465 543 (СССР). Состав для изоляции зон поглощения в скважине / B.C. Котельников и др. Заявл .23.12.86. Опубл. 15.03.88. Б.И. N 10.
  23. В.И., Хейфец И. Б. Гидрофобно-эмульсионные буровые растворы. М: Недра, 1983.
  24. Г. А., Кендис М. Ш., Глущенко В. М. Применение обратных эмульсий в нефтедобыче.- М.: Недра, 1991.- 250 с.
  25. Н.М., Шумилова Е. П., Файнштейн И. З. Промышленные испытания инвертных эмульсионных буровых растворов с высоким содержанием воды //РНТС «Бурение», 1973, N 9, с.23−26.
  26. A.c. 1 310 418 (СССР). Обратная эмульсия для бурения и глушения скважин / Кендис М. Ш., Токунов В. И. и др.
  27. М.И., Касьянов Н. М., Файнштейн И. З., Овчинников К. Ш. Синтез и исследование органобентонитов в качестве структурообразователей буровых растворов на углеводородной основе / Труды ВНИИБТ, 1983, N 58, с. 227−233.
  28. Разработка и внедрение технологии приготовления и использования надпакерных жидкостей для скважин с аномально высокими давлением и температурой: Отчет о НИР / СевКавНИПИ-нефть, Грозный, 1986.
  29. А.Д., Городнов В. П., Андрианов В. Н. Результаты промысловых испытаний мицеллярных растворов для вскрытия и глушения скважин // Нефтепромысловое дело.- 1983.- N4.- с.8−9.
  30. Поп Г. С., Гереш П. А. Глушение скважин инвертными меловыми дисперсиями на нефтяных и газоконденсатных месторождениях // XI-я научно-техническая конференция «Проблемы эффективности производства на Севере».-1994.- т.1.
  31. Поп Г. С., Барсуков Г. А., Ахметов A.A., Коршунов Н. П.,
  32. В.Н. Новая технология глушения, консервации и освоения скважин // Газовая промышленность.- 11 990.- N 9.- с.39−40.
  33. Г. А., Мусабиров М. Х., Сулейманов Я. И. Технология глушения скважин с использованием обратной эмульсии и минерализованной воды // Нефтяное хозяйство.- 1992.- N8.-с.43−44.
  34. A.c. 1 530 636 (СССР). Гидрофобная эмульсия для бурения и глушения скважин / Поп г. е., Хейфец И. Б., Бачериков A.B. Опубл. 1989, Б.И. N 47.
  35. В.И., Рылов E.H., Поляков И. Г. и др. Интенсификация притока газа на АГКМ / Газовая промышленность.- 1996.-N 1−2, С.57−59.
  36. Пат. 4 834 182 США. Полимерные системы для регулирования проницаемости продуктивного пласта. Polymers for oil reservoir permeability cjntrol /Shu Paul- Mobil Oil Corp. Заявл. 29.11.84. Опубл. 30.05.89.
  37. Пат. 4 947 935 США. Заявл. 14.07.89.Опубл. 14.08.90.
  38. О.Ф., Мирзоян О. Ф., Кендис М. Ш. и др. Направленные кислотные обработки трещиноватых карбонатных коллекторов с использованием обратных эмульсий / Нефтепромысловое дело и транспорт нефти.- М.- 1984.- N 10. с.15−17.
  39. JI.K., Розенгафт А. Г. К вопросу оценки агрега-тивной устойчивости гидрофобных эмульсий / Нефтяное хозяйство.- 1975, N5. С. 25−26.
  40. A.c. 186 363 (СССР). Гидрофобные кислотные эмульсии для обработки призабойной зоны карбонатного пласта / Тосунов Э. М. Заявл. 10.09.65. Опубл. 03.10.66.
  41. Э.М., Стадников В. И. и др. Новый метод обработки карбонатных пластов / Нефтяное хозяйство.- 1969.- N 4.
  42. А.З., Банькин А. И., Рылов E.H., Матвеев Д. Ф. /Техн. и технол. строительства газовых и газоконденсатных скважин / ВНШгаз.- М.- 1990.- с.74−81.
  43. A.c. 1 647 202 (СССР). Гидрофобная эмульсия для обработки карбонатного пласта / Матвеев Д. Ф., Саушин А. З. и др. Заявл.19.05.89. Опубл. 07.05.91. Б.И. N 17.
  44. А.З. Технология интенсификации притока газа из низкопроницаемых коллекторов месторождений сероводородсодержа-щих газов. Диссертация к.т.н. ВНИИгаз, 1989.
  45. A.A., Потапов А. Г., Белоусов Г. А., Миндеева З. Д. Техника и технология проводки скважин в условиях сероводородной агрессии, М., ВНИИОЭНГ, 1995, 64 с.
  46. М.М., Журавлёв Г. И., Климешин В. В., Шаранович А. Ф. Рекомендации по технологии бурения продуктивных горизонтов, содержащих H420S и С0420 в условиях АВЦД / Нижне-Волжский
  47. НИИ геологии и геофизики (ШНИИГГ), Саратов, 1988, 41 с.
  48. Методика определения эмульсеобразующей способности ингибиторов в системе углеводородный конденсат-вода. Стандарт предприятия «АстраханьГазпром» (СТП 51−5 780 916−32−90).
  49. В.И., Рылов E.H., Бусыгин Г. И., Поляков И. Г. и др. Консервация газовых скважин / Газовая промышленность. 1997.- N 2, С. 40−41.
  50. В.И., Бусыгин Г. И., Поляков И. Г. и др. Методика проведения работ по временной консервации эксплуатационных скважин АГКМ / Стандарт предприятия Астрахань Газпром (СТП 51−5 780 916−48−94), Астрахань, 1994.
  51. Технологический регламент освоения эксплуатационных скважин Астраханского ГКМ, Астраханьгазпром, Астрахань, 1986, 45 с.
  52. М., Сокол С., Константинеску А. Увеличение продуктивности и приемистости скважин.- М.: Недра, 1985.- 185 с.
  53. Стандарт предприятия «Астраханьгазпром» (СТП 51 -5 780 913−058−98) .
  54. A.c. 1 044 768 (СССР). Состав для разобщения пласта от ствола скважины/И.Ю.Харив, М. П. Ковалко и др. Заявл. 13.10.81. Опубл. 1983, Б.И. N36.
  55. И.А.Потапова, Г. А. Белоусов. Реологические свойства органоминеральных буферных жидкостей/Стр-во нефтяных и газовых скважин. Тезисы докладов краевой научно-технич. Конференции молод, ученых и специалистов 23−27.09.89. Краснодар, 1989.
  56. A.c. 1 618 757 (СССР). Безглинистый буровой рас-твор/JI. Б. Склярская. Заявл. 23.11.88. Опубл. 1981, Б.И. N 1.
  57. А.А.Бражников. Разработка высококачественных технологических жидкостей на основе рассолов для заканчивания скважин. Диссертация к.т.н. ВНИИКР, 1988.
  58. М.И.Липкес. Применение реагента «Хостадрил 2825» при бурении глубоких скважин в условиях высоких забойных температур и полиминеральной агрессии/Нефтяное хозяйство.- 1992.- N9.
  59. О.К.Ангелопуло. Гель-технология буровых, тампонажных растворов и реагентов-стабилизаторов / Сборник трудов МИНХиГП. М, 1989.
  60. А.с.1 709 075 (СССР). Жидкость для заканчивания и ремонта скважин. Заявл. 29.06.88. Опубл. 1992, Б.И. N 4.
  61. С.А., Нечаев A.C., Бражников A.A. Применение бромида кальция при установке внутрискважинного оборудования в условиях приявления H2S./ Нефтяное хозяйство, 1988, N 5, с. 22.
  62. М.Е., Васин A.B., Леонов Ю. Р., Мосин В. А. Опыт очистки от твёрдой фазы рассолов бромида цинка-бромидакальция на месторождении Тенгиз / Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море.- 1994, N 2, С.11−12.
  63. Г. А., Токунов В. И., Кунавин В. В., Поляков И. Г. Справочно-информационная система «Картотека скважин» / Газовая промышленность.- 1997.- N 5, С.24−25.
  64. E.H., Токунов В. И. Филиппов А.Г., Поляков И. Г. и др. Регламент по интенсификации притока газа на АГКМ / Стандарт предприятия АстраханьГазпром (СТП 51−5 780 913−058−98). Астрахань, 1998.
  65. Положение о порядке консервации скважин на нефтяных и газовых месторождениях, подземных хранилищах и месторожденияхтермальных вод. Утверждена Постановлением Госгортехнадзора СССР N 20 от 27.12.89.
  66. П.С. О возможности управления физико-химическими процессами околоствольной зоны в Прикаспийском нефтегазовом регионе // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море.- 1993.-N 12.- С.3−8.
  67. Инструкция по безопасному ведению работ при разведке и разработке месторождений с высоким содержанием сероводорода и других вредных и агрессивных веществ. ВНИИТБ, 1989.
  68. K.M., Нифантов В. И. Вскрытие продуктивных пластов с аномальными давлениями // Газовая промышленность.-1987.- N 8.- С.56−59.
  69. K.M., Нифантов В. И., Эмануилов Р. Б., Акопов С. А. Корректировка плотности бурового раствора при вскрытии продуктивных пластов на Астраханском ГКМ // Проблемы технологии сооружения газовых и газоконденсатных скважин / ВНИИгаз. М., 1985.- С.16−25.
  70. .В., Шишков С. Н., Касьянов Н. М. и др. Разработка и исследование бурового эмульсионного углеводородного раствора / РНТС «Бурение», 1992, N 4. С. 14−15.
  71. Отчёт о НИР. Технология вскрытия продуктивной толщи при бурении скважин на Астраханском и Карачаганокском ГКМ (заключительный), СевКавНИИгаз, Ставрополь, 1987.
  72. С.А. и др. Жидкости глушения для ремонта скважин и их влияние на коллекторские свойства.- М.: ВНИИОЭНГ, 1989.
  73. А.Г., Ананьев А. Н., Заручаев Г. И. и др. Нейтрализация сероводорода в буровом растворе. М.: ВНИИОЭНГ, 1987, 54 с.
  74. Временная методика определения экономической эффективности использования при строительстве нефтяных и газовых скважин новой техники, изобретений и рационализаторских предложений / РД 39−148 052−547−87.- М., 1988.
Заполнить форму текущей работой

Сессия? Спокойно!