Помощь в учёбе, очень быстро...
Работаем вместе до победы

Разработка технологии создания эффективной гидродинамической связи продуктивного пласта со скважиной

Диссертация: Разработка технологии создания эффективной гидродинамической связи продуктивного пласта со скважиной
ДиссертацияПомощь в написанииУзнать стоимостьмоей работы

Основные положения диссертационной работы и результаты исследования докладывались и обсуждались на научно-методических советах института «ТатНИПИнефть», на XXI научно-технической конференции молодых ученых и специалистов (г.Бугульма, 1990 г.), на Всероссийской научно-практической конференции, посвященной разработке, производству и применению химреагентов для нефтяной и газовой промышленности… Читать ещё >

Содержание

  • 1. ГЕОЛОГО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ УСЛОВИЯ СТРОИТЕЛЬСТВА СКВАЖИН И АНАЛИЗ СОСТОЯНИЯ ПРОБЛЕМЫ ИХ ЗАКАШИВАНИЯ НА СОВРЕМЕННОЙ СТАДИИ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ ТАТАРСТАНА
    • 1. 1. Особенности геологического строения месторождений Татарстана
    • 1. 2. Анализ технологий первичного вскрытия продуктивных пластов
    • 1. 3. Анализ технологий вторичного вскрытия продуктивных пластов
  • 2. ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНЫЕ ИССЛЕДОВАНИЯ ВЛИЯНИЯ ПОЛИМЕРНЫХ БУРОВЫХ РАСТВОРОВ НА ФИЛЬТРАЦИОННЫЕ СВОЙСТВА ПЛАСТА
    • 2. 1. Характеристика образцов пород-коллекторов и технологических жидкостей, использованных в экспериментальных исследованиях
    • 2. 2. Методика проведения экспериментальных исследований
    • 2. 3. Оценка влияния на фильтрационные свойства пласта применяемых при первичном вскрытии полимерных буровых растворов
    • 2. 4. Динамика изменения проницаемости керна при вытеснении бурового раствора нефтью
    • 2. 5. Исследование области эффективного применения полимерных буровых растворов на водной основе
  • 3. АНАЛИТИЧЕСКИЕ ИССЛЕДОВАНИЯ ЗОНЫ КОЛЬМАТА-ЦИИ И ЗОНЫ ФОРМИРОВАНИЯ ФИЛЬТРАЦИОННЫХ КАНАЛОВ В ПРОДУКТИВНОМ ПЛАСТЕ
    • 3. 1. Исследования зоны проникновения бурового раствора в продуктивные пласты
    • 3. 2. Исследования зоны формирования протяженных фильтрационных каналов в призабойной зоне пласта при вторичном вскрытии продуктивного интервала с помощью забойного электробура
  • 4. РАЗРАБОТКА КОМПЛЕКСНОЙ ТЕХНОЛОГИИ ПЕРВИЧНОГО ВСКЫРТИЯ С ФОРМИРОВАНИЕМ РАЗУПЛОТНЕННОЙ ЗОНЫ В ИНТЕРВАЛЕ ПРОДУКТИВНЫХ ПОРОД
    • 4. 1. Технология приготовления и применения облегченного полимер-мелового бурового раствора
    • 4. 2. Технология заканчивания скважин с формированием разуплотненной зоны и кислоторазрушаемого защитного экрана в интервале продуктивного пласта
  • 5. РЕЗУЛЬТАТЫ ОПЫТНО-ПРОМЫШЛЕННЫХ РАБОТ И ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ОЦЕНКА РАЗРАБОТАННЫХ МЕРОПРИЯТИЙ
    • 5. 1. Комплексная технология первичного вскрытия продуктивных пластов с применением облегченных полимерных буровых растворов и формированием разуплотненной зоны
    • 5. 2. Технология заканчвания скважин с формированием глубоких перфорационных каналов через эксплуатационную колонну
    • 5. 3. Экономическая оценка разработанных мероприятий

Разработка технологии создания эффективной гидродинамической связи продуктивного пласта со скважиной (реферат, курсовая, диплом, контрольная)

Особенностью современного этапа развития нефтяной промышленности Татарстана является резкое увеличение доли трудноизвлекаемых запасов. В этих условиях наблюдается естественное снижение дебита новых бурящихся скважин, а существующая технология их строительства не всегда обеспечивает потенциальные возможности продуктивных пластов. В результате применения глинистых растворов при вскрытии пластов фактическая продуктивность нефтяных скважин по сравнению с потенциальной снижается в несколько раз.

Как известно, на продуктивность скважин наибольшее влияние оказывает состояние проницаемости призабойной зоны пласта (ПЗП), ухудшение которой происходит практически на всех этапах завершения строительства скважин. Значительное ухудшение продуктивности скважины наблюдается в процессе первичного вскрытия, вследствие которого происходит контакт бурового раствора с продуктивным пластом во время бурения. От того, на сколько качественно выполнен этот этап, во многом определяется продуктивность скважины, особенно для месторождений с трудноизвлекаемыми запасами нефти.

Существующие на сегодня различные типы буровых растворов, а также технологии первичного и вторичного вскрытия продуктивных пластов далеко не всегда решают проблему качества заканчивания скважины при массовом бурении.

Одним из основных факторов, сдерживающих широкое применение эффективных рецептур и технологий, направленных на повышение качества вскрытия, является их высокая стоимость. Учитывая, что в ОАО «Татнефть» основной объем бурения проводится в скважинах с низкими добывными показателями, применение дорогостоящих растворов и технологий может оказаться экономически неоправданным.

В связи с этим необходим комплексный подход к решению данной проблемы путем разработки принципиально новых малозатратных технологических решений, направленных на создание эффективной гидродинамической связи продуктивного пласта со скважиной в сложных горно-геологических условиях при массовом строительстве скважин.

Цель работы. Повышение эффективности вскрытия продуктивных пластов с трудноизвлекаемыми запасами нефти путем исследования и разработки технологии создания эффективной гидродинамической связи продуктивного пласта со скважиной.

Основные задачи работы.

1. Анализ технологий первичного и вторичного вскрытия продуктивных пластов на месторождениях с трудноизвлекаемыми запасами нефти на поздней стадии их разработки.

2. Экспериментальные исследования изменения фазовой проницаемости кернов по нефти при воздействии полимерных буровых растворов.

3. Аналитические исследования зоны проникновения бурового раствора в продуктивные пласты.

4. Исследование и разработка технологии заканчивания скважин с формированием разуплотненной призабойной зоны и защита ее от воздействия буровых и цементных растворов до спуска эксплуатационной колонны.

5. Экспериментальная оценка незакольматированной площади фильтрации протяженных каналов, сформированных в призабойной зоне пласта на стадии вторичного вскрытия.

6. Анализ и обобщение результатов применения разработанных технологий.

Научная новизна.

1. На основании экспериментальных исследований взаимодействия пластовая система — вязкий флюид установлено, что в призабойной зоне продуктивного интервала формируются зоны с восстанавливаемой и невосстанавливаемой проницаемостью, обусловленные низкой агрегативной устойчивостью полимерных растворов в статических условиях и гидрофильной коагуляцией их при взаимодействии с солями поливалентных металлов.

2. Установлено, что при скорости фильтрации нефти в призабойной зоне пласта не более 1м/сут напряжение сдвига не превышает предела текучести высоковязкой коагуляционной структуры полимерных растворов и течение ее отсутствует.

3. На основании обобщения и анализа экспериментальных исследований дана количественная оценка зоны кольматации ПЗП, представленной терригенными породами высокой, средней и низкой проницаемости, от состава полимерного раствора. Аналитическими и теоретическими исследованиями определены граничные значения глубины проникновения фильтрата глинистого и полимерного растворов. Установлено, что применение полимерного раствора в сравнении с глинистым позволяет на 46% уменьшить глубину загрязнения призабойной зоны пласта фильтратом.

4. Впервые установлено, что формирование перфорационных каналов механическим способом глубиной до 1 метра является достаточным условием для преодоления загрязненной призабойной зоны пласта и создания эффективной гидродинамической связи продуктивного пласта со скважиной при массовом применении буровых растворов на водной основе.

Основные защищаемые положения.

1. Механизм кольматации призабойной зоны пласта полимерными буровыми растворами вследствие формирования в ней высоковязкой коагуляционной структуры при взаимодействии с солями поливалентных металлов.

2. Оптимальные условия создания эффективной гидродинамической связи продуктивного пласта со скважиной при массовом применении буровых растворов на водной основе.

3. Комплексная технология заканчивания скважин, включающая в себя вскрытие продуктивного интервала на облегченным полимер-меловом растворе, создание разуплотненной зоны в открытом стволе скважины до спуска эксплуатационной колонны и формирование в ней кислоторастворимого защитного экрана.

Практическая ценность.

1. Определены области эффективного применения полимерных буровых растворов.

2. Разработаны руководящие документы по технологии первичного вскрытия продуктивных пластов, а также по приготовлению и применению полимерных буровых растворов на месторождениях Татарстана, которые нашли отражение в групповых рабочих проектах на строительство наклонно-направленных и горизонтальных скважин.

3. Разработана и внедрена комплексная технология заканчивания скважин, включающая в себя вскрытие продуктивного интервала на облегченном полимер-меловом растворе, создание разуплотненной зоны путем прострелочно-взрывных работ в открытом стволе скважины до спуска эксплуатационной колонны и формирование в ней кислоторастворимого защитного экрана под давлением, превышающим на 10−15% расчетное давление при цементировании. В период с 2001 по 2003 год технология внедрена на 23 скважинах. Эффект от внедрения составил 16 447,3 тыс. руб.

Апробация работы.

Основные положения диссертационной работы и результаты исследования докладывались и обсуждались на научно-методических советах института «ТатНИПИнефть», на XXI научно-технической конференции молодых ученых и специалистов (г.Бугульма, 1990 г.), на Всероссийской научно-практической конференции, посвященной разработке, производству и применению химреагентов для нефтяной и газовой промышленности (г.Москва, 2002 г.), на Региональной научно-практической конференции, посвященной внедрению современных технологий повышения нефтеотдачи пластов на месторождениях с трудноизвлекаемыми запасами (г.Ижевск, 2003 г.).

Публикации.

По теме диссертации опубликовано 10 печатных работ, в том числе 3 статьи, 4 руководящих документа (РД), тезисы 2 докладов, получен 1 патент РФ.

Структура и объем работы.

Диссертационная работа состоит из введения, пяти разделов и основных выводовизложена на 131 странице машинописного текста, в числе которых 14 рисунков, 17 таблицсодержит список литературы из 94 наименований и 2 приложения.

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ.

1. На основании анализа и обобщения существующих технологий первичного и вторичного вскрытия, направленных на повышение качества I вскрытия продуктивных пластов, выявлены основные факторы, сдерживающие их широкое применение при массовом строительстве скважин в сложных горно-геологических условиях на месторождениях с трудноизвлекаемыми запасами нефти.

2. Экспериментально установлена динамика изменения проницаемости кернов после воздействия на них полимерными растворами, соответственно для высоко, — средне и — низкопроницаемых коллекторов.

Выявлено, что предельное снижение фазовой проницаемости по нефти первоначально происходит в результате взаимодействия полимерных растворов с пластовыми водами с последующим формированием непроницаемой зоны пласта, обусловленной ионно-обменными процессами в присутствии солей поливалентных металлов и низкой агрегативной устойчивостью полимерного раствора.

3. Экспериментальными исследованиями установлены эффективная, неэффективная и переходная области применения полимерных растворов. Эффективная и переходная области для полимерных буровых растворов составляют, соответственно:

— с полиакриламидом: от Одо 6% и от 6 до 22%;

— с полиакриламидом «со сшивкой»: от Одо 5% и от 5 до 15%;

— с крахмалом: от Одо 5% и от 5 до 11%;

4. Аналитическими исследованиями зоны проникновения бурового раствора в продуктивный пласт установлено, что применение облегченного полимерного раствора в сравнении с глинистым раствором позволяет на 46% уменьшить глубину загрязнения фильтратом (с 260 мм до 140мм), т. е. до размеров соизмеримых с пробивной способностью серийного перфоратора ПКС-80.

5. Аналитические исследования зоны формирования перфорационных каналов механическим способом глубиной до 1 метра показали, что основная площадь канала формируется в незагрязненной зоне пласта и составляет 85,7%.

6. Разработана комплексная технология заканчивания скважин, включающая в себя вскрытие продуктивного интервала на облегченном полимер-меловом растворе, создание разуплотненной зоны путем прострелочно-взрывных работ в открытом стволе скважины до спуска эксплуатационной колонны и формирование в ней кислоторастворимого защитного экрана под давлением, превышающим на 10−15% расчетное давление при цементировании. Экономический эффект от применения комплексной технологии в расчете на одну скважину составляет 715,1 тыс. руб.

7. На основании анализа гидродинамических исследований скважин по оценке коллекторских свойств призабойной и удаленной зоны пласта установлено, что при формировании перфорационных каналов механическим способом глубиной до 1 метра, коэффициент отношения продуктивностей (ОП) и скин-эффект достигают потенциальных значений. Это является достаточным условием создания эффективной гидродинамической связи продуктивного пласта со скважиной при массовом применении буровых растворов на водной основе. 4.

Показать весь текст

Список литературы

  1. Р.Г. Повышение выработки трудноизвлекаемых запасов углеводородного сырья. М.: КубК-а, 1997. — 352 с.
  2. В.Ф. Обоснование и совершенствование технологий разработки месторождений с трудноизвлекаемыми запасами. — М.: Недра, 2003.-267 с.
  3. Р.Х., Абдулмазитов Р. Г. Совершенствование технологии разработки малоэффективных нефтяных месторождений Татарии. — Казань: Таткнигоиздат, 1989. 136 с.
  4. И.И., Сыртланов А. Ш., Викторов П. Ф., Лозин Е. В. Разработка залежей с трудноизвлекаемыми запасами нефти Башкортостана. — Уфа: Китап, 1994.-178 с.
  5. В.Д. Влияние особенностей карбонатных коллекторов на эффективность разработки нефтяных залежей. М.: Недра, 1988. — 148 с.
  6. М.Л., Калганов В. И., Гавура А. В. и др. Извлечение нефти из карбонатных коллекторов. — М.: Недра, 1987. 230 с.
  7. В.Д. Методика изучения трещиноватости карбонатных коллекторов // Нефтяное хозяйство. 1994. — № 8. — С. 23−27.
  8. Голф-Рахг Т. Д. Фильтрационные свойства трещиноватых горных пород. М.: Недра, 1986. — 605 с.
  9. В.Д., Лыков Н. А. Характериные особенности геологического строения карбонатных коллекторов западного Приуралья. — М.: ВНИИОЭНГ, 1975. 54 с.
  10. Л.Н., Просвиркина Л. В., Шарапова Л. Н. О влиянии трещиноватости на эффективность разработки карбонатных коллекторовтурнейского яруса Ново-Елховского месторождения. Тр. ТатНИПИнефть, юбилейный вып., посвященный 40-летию
  11. ТатНИПИнефть, Бугульма, 1996 г., С. 44−51.
  12. В.Д., Лыков Н. А. Разработка нефтяных месторождений, приуроченных к карбонатным коллекторам. М.: Недра, 1980.
  13. В.Д., Лыков Н. А. Тематические научно-технические обзоры «Разработка залежей нефти, приуроченных к карбонатным коллекторам». -М.: ВНИИОЭНГ, 1974.
  14. В.Д., Грайфер В. И. Разработка малопродуктивных нефтяных месторождений. М.: Недра, 2001. — 562 с.
  15. М.М., Михайлов Н. Н., Яремийчук Р. С. Регулирование фильтрационных свойств пласта в околоскважинных зонах // Геология, геофизика и разработка месторождений. 1988. — Вып.З. — С. 23−25.
  16. И.Н. Информационно-технологическая геодинамика околоскважинных зон. М.: Недра, 1996. —130 с.
  17. Е.М. Завершение скважин — состояние и проблемы // Сб. науч. тр. / ВНИИ. 1986. — № 94. с. 140−147.
  18. А.М. Проблемы вскрытия пластов в процессе бурения нефтяных и газовых скважин // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. М.: ВНИИОЭНГ, 2001. — № 2. — С. 26:30.
  19. Л.И., Ручкин А. В., Свихнушин Н. М. Влияние промывочной жидкости на физические свойства коллекторов нефти и газа. — М.: Недра, 1976.-89 с.
  20. А.И., Макаренко П. П., Будников В. Ф., Басарыгин Ю. М. Теория и практика заканчивания скважин. -М.: Недра, 1997, Т. 1. — 395с.
  21. Р.Т. Предупреждение глубокого проникновения в коллектор фильтрата бурового раствора // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. М.: ВНИИОЭНГ, 2001. — № 12. — С. 19−23.
  22. Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности, 2003 г.
  23. А.И., Макаренко П. П., Проселков Ю. М. Буровые промывочные и тампонажные растворы. М.: Недра, 1999. — 424 с.
  24. Дж. Р., Дарли Г. С. Состав и свойства буровых агентов. М.: Недра, 1985.-509 с.
  25. В.И., Крецул В. В. Промывочные жидкости нового поколения, ингибированные высокими силикатами // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. М.: ВНИИОЭНГ, 2003. — № 10. -С. 26−30.
  26. Р.И., Пеньков А. И., Никитин Б. А. Новые системы безглинистых полимерно-гидрогелевых буровых растворов // Нефтяное хозяйство. -1999.- № 2.- С. 20−22.
  27. Л.П., Кошелев В. Н., Пеньков А. И., Беленко Е. В., Лушпеева О. А. Пространственно структурированные водные безглинистые буровые растворы // Нефтяное хозяйство. — 2001. № 9. — С. 40−43.
  28. А.И., Вахрушев Л. П., Кошелев В. Н. и др. Гидрофобная модификация недиспергирующих буровых растворов полиалкиленгликолями // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. М.: ВНИИОЭНГ, 2000. — № 1. — С. 19−22.
  29. В.Н., Вахрушев Л. П., Беленко Е. В. и др. Полимер-дисперсные синергетические явления и новые системы буровых растворов // Нефтяное хозяйство. 2001. — № 4. — С. 22−23.
  30. В.Н., Вахрушев Л. П., Пеньков А. И. Основные тенденции развития полигликолевой технологии совершенствования буровых растворов // Нефтяное хозяйство. 2001. — № 12. — С. 29−32.
  31. РД 39−0147−585−117−95. Инструкция по технологии приготовления и применения полимерных растворов для бурения наклонно-направленныхи горизонтальных скважин на месторождениях Татарстана. Бугульма: ТатНИПИнефть, 1995 г. — 14 с.
  32. И.В., Никонов В. А. Разработка рецептур полимерглинистых буровых растворов на основе акриловых полимеров // XXI научно-техническая конференция молодых ученых и специалистов ТатНИПИнефть. Бугульма: ТатНИПИнефть, 1990. — С. 52.
  33. РД 39−0147−585−060−91. Технология приготовления и применения полимерглинистого раствора для бурения скважин на месторождениях ТССР. Бугульма: ТатНИПИнефть, 1995 г. — 12 с.
  34. РД 39−0147−585−131−96. Инструкция по технологии бурения наклонно-направленных и горизонтальных скважин в режиме равновесия на месторождениях Татарстана. — Бугульма: ТатНИПИнефть, 1996. — 10 с.
  35. А.У. Научные и технологические основы применения полимерных растворов при бурении и заканчивании глубоких скважин // Нефтяная и газовая промышленность / ОИ. Сер. Бурение, вып. 6, 1986. — 56 с.
  36. .А., Бочкарев Г. П. Растворы на полимерной основе для бурения скважин. М.: ВНИИОЭНГ / ОИ. Сер. Бурение, вып. 6, 1986. -56 с.
  37. Н.Г., Сидоров Л. С., Хузин P.P. и др. Результаты опытно-промышленных работ по использованию безглинистых буровых растворов для вскрытия горизонтов с трудноизвлекаемыми запасами нефти // Нефтяное хозяйство. 2000. -№ 12. — С. 45.
  38. РД 39−147 585−232−01. Регламент на заканчивание скважин строительством. Бугульма: ТатНИПИнефть, 2001 г. —133 с.
  39. В.Н., Новиков B.C., Близнюков В. Ю., Медведева JI.B. Исследование и проведение промысловых испытаний калиевых модификаций окисленного крахмального реагента // Нефтяное хозяйство. 2000. — № 8. — С. 27−29.
  40. Э.Г. Химическая обработка бурового раствора. М.: Недра, 1972. -320 с.
  41. P.P. Технология заканчивания скважин на «Дачном» месторождении // Бурение и нефть. 2003. — № 1. — С. 37−40.
  42. К.В., Кошляк В. А. Оценка качества вскрытия пластов полимерными растворами без твердой фазы // Нефтяное хозяйство. -1989.-№ 4.-С. 22−23.
  43. А.У., Кабиров Б. З., Антонов К. В. и др. вскрытие продуктивных отложений с промывкой их полимерными растворами // Нефтяное хозяйство. 1982. — № 8. — С. 14−16.
  44. В.А., Анопин А. Г., Калинин В. Ф., Муравьева Н. Б. Выбор типа бурового раствора для вскрытия продуктивных пластов // Нефтяное хозяйство. 1986. — № 1. — С. 29−31.
  45. .В., близнюков В.Ю., Ботвинкин В. Н., Шиц JI.A. Оценка влияния полимерглинистых буровых растворов на проницаемость горной породы // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. М.: ВНИИОЭНГ, 2003. — № 1. — С. 26−28.
  46. В.Ю., Ботвинкин В. Н., Юркив Н. И. Влияние буровых растворов, полученных из зернового сырья, на коллекторские свойствапродуктивных горизонтов // Нефтяное хозяйство. 2002. — № 10. — С. 1820.
  47. В.П., Студенский М. Н. Разупрочнение стенок скважин вглиносодержащих породах. Казань: «Фэн», 2001. — 182 с. t
  48. В.В., Братина О. А., Низовцев В. П. и др. Влияние безглинистого соленасыщенного раствора КМЦ на качество вскрытия продуктивных пластов // Нефтяное хозяйство. 1988. — № 1. — С. 21−25.
  49. Ammerer Worman Н., Hashemi Rera Completion Fluids Drilling. — 1983. -vol.44 -№ 8.
  50. Corlev W.T., Patlon Gohn T. Clear Fluids they are not always not-damaging.// Word Oil. 1984—XI. — vol. 199. — № 6. — pp. 66−69.
  51. В.И., Хейфец И. Б. Гидрофобно-эмульсионные буровые растворы. М.: Недра, 1983. — 167 с.
  52. В.И., Саушин А. З., Круглов Ю. И. и др. Гидрофобные эмульсии для заканчивания скважин в условиях трещиноватого коллектора и сероводородного воздействия // Нефтяное хозяйство. 2000. — № 7. — С. 19−21.
  53. А.З., Токунов В. И., Поляков Г. А. и др. Гидрофобно-эмульсионные растворы на основе биологически активной дисперсионной среды // Нефтяное хозяйство. — 2000. № 7. — С. 16−18.
  54. А.А. Бурение продуктивных пластов в условиях равновесия (депрессии) в системе скважина-пласт // Нефтяное хозяйство. — 2001. -№ 9.-С. 38−39.
  55. А.О. Использование аэрированных жидкостей при проводке скважин. М.: Недра, 1976. — с.34.
  56. Новые технологии: Вскрытие продуктивного пласта на депрессии. // ООО «Лукойл-Бурение», 2000.
  57. В.П., Белей ИВ., Карлов Р. Г. и др. О влиянии технологии вскрытия продуктивных пластов бурением на их эксплуатационныекачества. // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. М.: ВНИИОЭНГ, 1993. — № 9−10. — С. 1 -7.
  58. В.П., Межлумов А. О. и др. Вскрытие нефтеносных горизонтов с очисткой забоя воздухом. // Бурение: реф. научн.-техн. сб. -М. :ВНИИОЭНГ, 1996.-№ 8.-с. 13−15.
  59. А.А., Лушпеева О. А., Усачев Е. А. и др. Эффективность применения биополимерных буровых растворов при бурении боковых стволов с горизонтальным участком // Нефтяное хозяйство. 2001. — № 9.-С. 35−37.
  60. А.И., Вахрушев Л. П., Кошелев В. Н. и др. Совершенствование биополимерных систем полианионными стабилизаторами буровых растворов//Сб. научн. тр. /СургутНИПИнефть. -2001.-С.293−298.
  61. Ю.Н., Камбулов Е. Ю., Молканова Е. Н. и др. Российский биополимерный реагент АСГ-1 для бурения скважин // Нефтяное хозяйство. 2001. — № 7. — С. 28−30.
  62. В.И., Крецул В. В. Реологические особенности буровых биополимерных жидкостей // Нефтяное хозяйство. 2002. — № 9. — С. 5456.
  63. Е.А., Балуев А. А., Грошева Т. В. Оценка влияния биополимерного бурового раствора на проницаемость пласта по данным лабораторных исследований // Сб. научн. тр. / СургутНИПИнефть. -2001.-С. 299−304.
  64. А.И., Макаренко П. П., Будников В. Ф., Басарыгин Ю. М. Теория и практика заканчивания скважин. М.: Недра, 1998. — Т.5. — 375 с.
  65. А.И. Формирование и работа цементного камня в скважине. — М.: Недра, 1990.
  66. А.И., Аветисов А. Г. Справочник инженера по бурению: В 4-х кн. М.: Недра, 1993−1996.
  67. А.И., Видовский, А .Л. Изменение давления и температуры в зацементированном заколонном пространстве. -М.: ВНИИОЭНГ, 1988.
  68. И.Н., Ахмадеев Р. Г., Мордвинов А. А. Вскрытие продуктивных пластов бурением и перфорацией и подготовка скважин к эксплуатации. Пермь: Пермский университет, 1985.
  69. Л.Я. Прострелочно-взрывная аппаратура и её применениеIв скважинах. — М.: Недра, 1985. 199с.
  70. И.Н. и др. Вскрытие продуктивных пластов бурением иперфорацией и подготовка скважин к эксплуатации /учебное пособие/. — Ухтинский индустриальный институт, 1985.
  71. М.П. и др. Об особенностях нарушения характера сцепления цементного камня с колонной при перфорации // Нефтяное хозяйство. -1974. — № 9. С.20−22.
  72. Г. Б. Влияние условий вскрытия пластов и заканчивания скважин на продуктивность // Нефтяное хозяйство. 1985. — № 5. — С.45−48.
  73. Н.А. Преимущества и недостатки гидропескоструйной перфорации, её отличие от гидроперфорации и обоснование различных конструкций перфораторов. — М.: ВНИИОЭНГ, 1994. № 2. — С. 16.
  74. Р.С., Качмар Ю. Д. Вскрытие продуктивных горизонтов и освоение скважин. Львов: Вища школа, 1982.
  75. И.М. и др. Совершенствование технологии щелевой перфорации скважин // НТЖ. Нефтепромысловое дело, 1994.
  76. Р.Б. и др. Эффектность применения сверлящих перфораторов ПС-112 //НТЖ. Нефтепромысловое дело, 1990.
  77. К.В. и др. Влияние способов перфорации на крепь и гидродинамическую связь продуктивного пласта со скважиной // Материалы республиканской научно-технической конференции. — Октябрьский, 1993. С. 280−283.
  78. З.С. и др. Технологический режим работы газовых скважин. М.: Недра, 1979. — 129с.
  79. Р.Г., Ишкаев Р. К. Новые способы вторичного вскрытия пластов и конструкций забоев скважин. — Тюмень: «Вектор Бук», 1998. -212 с.
  80. Р.Р., Мусин К. М., Львова И.В. Лабораторное моделирование на кернах с целью оценки влияния на фильтрационные свойства пласта, применяемых при первичном вскрытии полимерных буровых растворов
  81. Сборник трудов ГУУП НИИНЕФТЕОТДАЧА. Академия наук Республики Башкортостан. Выпуск № 4, 2003 г. Издательство «Монография».
  82. РД 39−147 009−508−85. Методические указания к режимам промывки скважин при вскрытии продуктивных пластов. — Краснодар: ВНИИКРнефть, 1985. 17 с.
  83. Патент 2 147 066. Способ вторичного вскрытия продуктивного пласта. Заявл. 28.04.1999. Опубл. 27.03.00.
  84. Патент 2 182 961. Сверлящий скважинный перфоратор. Заявл. 28.04.1999. Опубл. 27.05.02 бюл. № 15.
  85. РД 153−39.0−311−03. Технология первичного вскрытия продуктивного пласта с формированием высокопроницаемой зоны. Бугульма: ТатНИПИнефть, 2003 г. — 9 с.
  86. Патент на изобретение № 2 225 503 РФ. Способ заканчивания нефтяных и газовых скважин. / Опубл. 10.03.2004. // Б.И. № 7. — С. 743.
  87. Патент 2 061 837. Способ заканчивания скважин. Заявл. 02.12.1991. Опубл. 10.06.1996 бюл. № 16.
  88. P.P., Львова И. В., Бердников А. В. Разработка технических средств и тампонажных составов для защиты интервала продуктивных пород от загрязнения цементным раствором при креплении скважин // НТЖ «Интервал». 2003. — № 11. — С. 74−78.
  89. РД 153−39.0−354−04. Технология централизованного приготовления буровых растворов в специализированных цехах (узлах) поприготовлению глинистых растворов для бурения скважин. — Бугульма: ТатНИПИнефть, 2004. 15с.
  90. И.В., Рылов Н. И., Вафин Р. В., Гимаев И. М., Егоров А. Ф. Технология заканчивания скважин с формированием разуплотненной призабойной зоны при первичном вскрытии продуктивных пластов // НТЖ «Интервал». 2004. — № 6 (65). — С. 9−14.
  91. В.А. Определение фильтрационных параметров пластов и реологических свойств дисперсных систем при разработке нефтяных месторождений. М.: ВНИИОЭНГ, 2001. — 209 с.
  92. Р.Н., Иктисанов В. А., Залитова К. С. и др. О методах исследований по оценке потенциальной продуктивности скважин // НТЖ «Интервал». 2002. — № 11. — С. 18−23.
  93. РД 39−01/06−000−89. Методические рекомендации по комплексной оценке эффективности мероприятий, направленных на ускорение научно-технического процесса в нефтяной промышленности. — М.: ВНИИОЭНГ, 1989. 211 с.
Заполнить форму текущей работой

Пора сдавать?