Диплом, курсовая, контрольная работа
Помощь в написании студенческих работ

Исследование и совершенствование технологий строительства скважин для условий неустойчивых глинистых отложений и низкопроницаемых коллекторов

Диссертация: Исследование и совершенствование технологий строительства скважин для условий неустойчивых глинистых отложений и низкопроницаемых коллекторов
ДиссертацияПомощь в написанииУзнать стоимостьмоей работы

В викуловской (1600−1850 м) и фроловской (1950;2450 м) свитах, где высока вероятность прихвата, скорость бурения не должна превышать 20 м/ч, проводить дополнительную проработку ствола скважины со скоростью не более 30−40 м/чПосле окончания проработки ствола скважины произвести промывку до полной очистки бурового раствора от шлама и выравнивания параметров с доведением их до проектных, производить… Читать ещё >

Содержание

  • I. АНАЛИЗ ГЕОЛОГО-ТЕХНИЧЕСКИХ УСЛОВИЙ. СТРОИТЕЛЬСТВА СКВАЖИН НА РОГОЖНИКОВСКОМ МЕСТОРОЖДЕНИИ
    • 1. 1. Особенности геологического строения и гидродинамического состояния Рогожниковского месторождения Красноленинского свода
      • 1. 1. 1. Геологическое строение Рогожниковского месторожден ия
      • 1. 1. 2. Гидродинамическое состояние разрабатываемого Рогожниковского месторождения
    • 1. 2. Промысловая характеристика гидравлических условий бурения и заканчивания скважин
    • 1. 3. Причина и факторы, нарушающие технологию и снижающие качество буровых работ
      • 1. 3. 1. Основные геолого-технические характеристики скважины как горной выработки
      • 1. 3. 2. Причина гидравлических осложнений в скважине и технологические последствия
      • 1. 3. 3. Промысловые факторы, осложняющие гидравлические условия строительства скважин
      • 1. 3. 4. Анализ факторов, снижающих качество вскрытия продуктивной толщи и пути решения проблемы
    • 1. 4. Анализ эффективности традиционных технологий предупреждения осложнений и заканчивания скважин
    • 1. 5. Промысловая оценка эффективности применения различных систем буровых растворов при строительстве скважин на Рогожниковском месторождении
    • 1. 6. Современное состояние и проблемы обеспечения герметичности и прочности ствола скважины в горно-геологических условиях Рогожниковского месторождения (краткий анализ)
    • 1. 7. Выводы по главе
  • 2. МАТЕМАТИЧЕСКОЕ МОДЕЛИРОВАНИЕ СОСТАВОВ ПРОМЫВОЧНЫХ ЖИДКОСТЕЙ
    • 2. 1. Прикладное значение математической статистики для параметрического контроля промывочных дисперсий
    • 2. 2. Линейные и нелинейные модели
    • 2. 3. Определение допустимых пределов варьирования технологических свойств промывочных систем
    • 2. 4. Метод инсталляции коэффициентов
    • 2. 5. Математическое моделирование технологических свойств бентонитовых суспензий, содержащих ПАВ
    • 2. 6. Тензорный анализ технологических функций
    • 2. 7. Построение математической модели глинистого биополимерного бурового раствора
    • 2. 8. Решение обратной задачи для глинистого биополимерного бурового раствора
    • 2. 9. Выводы по главе 2
  • 3. ЛАБОРАТОРНЫЕ ИССЛЕДОВАНИЯ И ОПЫТНО. ПРОМЫСЛОВЫЕ ИСПЫТАНИЯ СИСТЕМ ПРОМЫВКИ И КРЕПЛЕНИЯ СКВАЖИН
    • 3. 1. Постановка задачи
    • 3. 2. Разработка и совершенствование высокоингибирующего биополимерного глинистого бурового раствора
      • 3. 2. 1. Лабораторные исследования по разработке и обоснованию оптимального состава высокоингибирующего биополимерного глинистого бурового раствора
      • 3. 2. 2. Анализ результатов опытно-промысловых испытаний высокоингибирующего биополимерного глинистого бурового раствора на Рогожниковском месторождении
    • 3. 3. Разработка и совершенствование высокотемпературных тампонажных материалов
      • 3. 3. 1. Анализ и оценка технологических свойств высокотемпературных тампонажных материалов
      • 3. 3. 2. Лабораторные исследования по разработке высокотемпературного тампонажного материала
      • 3. 3. 3. Анализ результатов опытно-промысловых испытаний высокотемпературного тампонаэюного материала при креплении скважин на Рогожниковском месторождении
    • 3. 4. Выводы по главе 3
  • 4. РАЗРАБОТКА И ПРОМЫСЛОВЫЕ ИСПЫТАНИЯ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО КОМПЛЕКСА ПО ПОВЫШЕНИЮ КАЧЕСТВА ИЗОЛЯЦИИ ФЛЮИДОНАСЫЩЕННЫХ ПЛАСТОВ (ГОРИЗОНТОВ) РОГОЖНИКОВСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ ОАО"СУРГУТНЕФТЕГАЗ"
    • 4. 1. Научно-прикладное обоснование по разработке и промысловой адаптации комплекса методических и технологических решений
    • 4. 2. Разработка технологического комплекса промыслового контроля и регулирования герметичности ствола скважины в условиях Рогожниковского месторождения
    • 4. 3. Промысловые испытания комплекса технологий по гидромеханическому упрочнению ствола при бурении и заканчивании скважин
      • 4. 3. 1. Методика проведения опытно-промысловых работ
      • 4. 3. 2. Выбор оптимальных режимов колъматаъщи приствольной зоны флюидонасыщенных пластов, адаптированных к традиционной технологии бурения скважин
    • 4. 4. Анализ результатов промысловых испытаний комплексной технологии гидромеханического упрочнения ствола при бурении скважин
  • Рогожниковского месторождения
    • 4. 5. Выводы по главе 4

Исследование и совершенствование технологий строительства скважин для условий неустойчивых глинистых отложений и низкопроницаемых коллекторов (реферат, курсовая, диплом, контрольная)

Конечные показатели качества и эффективности строительства скважин, как горно-технического сооружения, предназначенного для разработки природных залежей нефти и газа, зависят, в первую очередь, от успешного решения трех ключевых проблем: сохранения природных коллекторских свойств нефтегазона-сыщенных пластов, формирования технически надежной долговременной крепи и создания гидравлически оптимальной конструкции фильтра скважин.

Как показывают многолетние исследования и промысловый опыт, достижению высоких показателей в этой области препятствуют различного рода осложнения технологии буровых работ (поглощения, газонефтеводопроявления, гидроразрывы, неустойчивость горных пород) и негативные последствия (ухудшение коллекторских свойств продуктивных пластов, нарушения герметичности зако-лонного пространства, прорыв пластовых вод к фильтру скважин и т. д.), связанные с нестационарными гидравлическими процессами бурения и заканчивания скважин. Результаты промысловых исследований этих процессов свидетельствуют о прямой зависимости их от технического состояния не обсаженного ствола (герметичности и прочности стенок) при бурении и заканчивании скважин в различных геолого-технических условиях. Анализ современного состояния технологии буровых работ показывает, что решению проблемы контроля и регулирования технического состояния ствола в процессе бурения скважин специалистами не уделяется должного внимания. В результате происходит закономерное снижение эффективности комплекса применяемых технологий бурения и заканчивания скважин и качества их строительства.

Большой научный вклад в успешное решение проблем бурения и заканчивания скважин внесли работы институтов Азинефтехим им. М. М. Азизбекова, БашНИПИнефть, НПО «Бурение», ВНИИнефть, ВолгоградНИПИнефть, ИФИНГ, РГУ им. И. М. Губкина, СибНИИНП, СургутНИПИнефть, ТатНИПИнефть, УГ-НТУ, ТюмГНГУ, и др., а также производственные объединения ОАО «Башнефть», «Беларусьнефть», «Главтюменнефтегаз», «Пермнефть», «Сургутнефтегаз», «Татнефть» и др.

Несмотря на значительные достижения в этой области за последние 15−20 лет, усложнение геолого-технических, барои термодинамических условий строительства скважины на Рогожниковском месторождении (высокие пластовые температуры до 150 °C, низкие значения градиента давления разрыва пород Крас-поленинского свода) актуальны и требуют дальнейшего совершенствования технологии буровых работ, промывочных жидкостей, тампонажных растворов, позволяющих в комплексе решать возникающие проблемы путем разработки и внедрения в производство современных научно-технических достижений.

Цель работы — повышение качества и технико-экономических показателей проводки ствола скважины формированием приствольного гидроизолирующего экрана гидромониторными струями полимерглинистых буровых растворов и крепления эксплуатационных колонн разработкой и внедрением высокотемпературного тампонажного раствора.

Для достижения поставленной цели в диссертационной работе решались следующие теоретические, научно-методические и технологические задачи:

1. Анализ геолого-технических условий строительства скважин на Рогожниковском месторождении.

2. Анализ причин и факторов, нарушающих технологию строительства скважин и снижающих качество буровых работ.

3. Обоснование требований к системам промывки скважин для условий неустойчивых отложений Красноленинского свода.

4. Обоснование требований к тампонажным растворам для качественного разобщения склонных к гидроразрыву пластов и герметизации заколонного пространства в условиях высоких пластовых температур.

5. Экспериментальные исследования и разработка рецептур высокоингиби-рующих биополимерных глинистых буровых растворов и высокотемпературных тампонажных материалов.

6. Разработка и промысловые испытания технологического комплекса по повышению качества изоляции флюидонасыщенных пластов (горизонтов) Рогож-пи ковского месторождения.

7. Промысловые испытания высокоингибирующих биополимерных глинистых буровых растворов и высокотемпературных тампонажных материалов. Разработка нормативной документации.

Диссертационная работа состоит из введения, 4 разделов, основных выводов и рекомендаций, списка использованных источников (239 наименований) и приложений. Изложена на 255 страницах машинописного текста, содержит 42 таблицы, 25 рисунков.

Основные результаты исследований заключаются в следующем:

1. Разработана математическая модель, использующая результаты лабораторных исследований, которая позволила:

— оптимизировать операцию по приготовлению бурового раствора;

— приготовить буровой раствор с заданными технологическими свойствами (экспресс лаборатория в компьютере), не прибегая к трудоемким и многочисленным экспериментам;

— исключить ошибки, связанные с человеческим фактором и перерасход химических реагентов;

2. Решена обратная задача моделирования, которая позволила эффективно контролировать содержание полимерных реагентов в буровом растворе. Это сокращает время на анализ и обработку раствора в процессе корректировки его технологических свойств и уменьшает затраты на строительство скважины.

3. Установлено, что:

3.1. Для предупреждения обвалов (осыпей) ствола скважины, прихватов бурового инструмента и поглощений промывочной жидкости необходимо:

3.1.1. Бурение в зоне возможных обвалов (осыпей) производить буровым раствором, имеющим минимальную водоотдачу и максимально высокую плотность (1,16−1,18 г/см), дающим тонкую плотную корку на стенках скважин, избегать значительных колебаний плотности бурового раствора, не допускать отклонений от установленной плотности промывочной жидкости более чем на ±0,02 г/см .

3.1.2. Поддерживать скорость восходящего потока бурового раствора в затрубном пространстве не менее 1,5 м/с, зазор между бурильными трубами и стенками скважины должен быть более 5−10 мм. За счет этого уменьшается перепад давления в затрубном пространстве и возможность сужения ствола скважины.

3.1.3. Перед подъемом бурильной колонны утяжелять раствор, доводя его плотность до проектной согласно ГТН, если в процессе бурения произошло ее снижение.

3.1.4. В викуловской (1600−1850 м) и фроловской (1950;2450 м) свитах, где высока вероятность прихвата, скорость бурения не должна превышать 20 м/ч, проводить дополнительную проработку ствола скважины со скоростью не более 30−40 м/чПосле окончания проработки ствола скважины произвести промывку до полной очистки бурового раствора от шлама и выравнивания параметров с доведением их до проектных, производить спуск труб в необсаженном стволе со скоростью не более 0,33 м/с.

3.2. Для обеспечения минимальной вероятности заколонных перетоков при испытании и освоении скважин на Рогожниковском месторождении необходимо:

3.2.1. Плотность тампонажного камня в заколонном пространстве в интервалах нефтеносных и водоносных пластов выдерживать в диапазоне от 1,75 до 1,85 г/см, что соответствует плотности цементного раствора 1,80−1,85 г/см .

3.2.2. В интервалах высоких температур использовать высокотемпературный цемент.

3.2.3. Удельную депрессию при испытании создавать менее 1,5 МПа на 1 м мощности перемычки нефть-вода, снижение динамического уровня при испытании не более 530 м.

4. Предложены, обоснованы и апробированы:

4.1. На основе математического моделирования и лабораторных исследований определен оптимальный состав глинистого биополимерного эаствора для условий Рогожниковского месторождения: глинистая суспензия плотностью 1080 кг/м — праестол 0,3%- поликсан 0,1 — 0,2%- вода остальное (получен патент РФ № 2 375 405).

4.2. На основе лабораторных исследований разработан оптимальный состав высокотемпературного тампонажного армированного цемента марки ЦТВА-1 -160 для обеспечения качественного крепления скважин Рогожниковского месторождения в интервале температур от 80 до 160 °C (получен патент РФ № 2 375 552).

4.3. На основе опытно-промысловых работ разработан и адаптирован к геолого-техническим условиям строительства скважин Рогожниковского месторождения комплекс системных технологий по гидромеханическому упрочнению ствола, включающий: основную схему гидроизоляции приствольной зоны флюидонасыщенных пород, оптимальной зоны флюидонасыщенных пород, оптимальные режимы формирования кольматационного экрана с высокими гидроизолирующими характеристиками, оперативные приемы контроля технического состояния ствола опрессовками с устья, метод расчета технологических параметров процесса кольматации.

5. Разработан руководящий документ РД 5 753 490−006−2007 «Технологический регламент на проектирование и строительство нефтяных (буровые растворы)», в который включена разработанная рецептура глинистого биополимерного бурового раствора, что обеспечило включение этой рецептуры в проектные решения для скважин Рогожниковского месторождения.

6. Разработаны и утверждены технические условия ТУ 5734−003−57 534 902 007 на цемент тампонажный высокотемпературный армированный ЦТВА-1−160, по которым выпущена опытная партия, проведены промысловые испытания при креплении эксплуатационных колонн на Рогожниковском месторождении в соответствующих термобарических условиях и организовано серийное производство.

7. Разработана «Инструкция по подготовке стволов скважин к креплению жсплуатационной колонной», внедренная на Рогожниковском месторождении ЗАО «Сургутнефтегаз».

8. Экономический эффект от использования результатов выполненных исследований при строительстве скважин Рогожниковского месторождения разработанных: глинистого биополимерного бурового растворавысокотемпературного армированного тампонажного растворакомплекса системных технологий по гидромеханическому упрочнению ствола превышает 0,7 млн. рублей на одну скважину. Объем внедрения по состоянию на 01.01.2010 г. превышает 50 скважин с общим экономическим эффектом, превышающим 35 млн.рублей.

Показать весь текст

Список литературы

  1. X., Сеттари Э. Математическое моделирование пластовых систем.- М.:Ин-т компьютерных исследований. 2004 г., 416 с.
  2. В.Т., Никишин В. А. Кольматация проницаемых пластов в процессе бурения и ее последствия // Нефтяное хозяйство. 1972. — № 8. -СЛ2−14.
  3. В.Т. и др. Опыт применения шаровидных стеклянных гранул в качестве антифрикционной добавки в буровой раствор // Азерб. Нефтяное хозяйство. 1987.- № 12. — С.23−27.
  4. Ю.Е., Княжанский М. И. и др. Докл. РАН.-2000.-Т.370,№ 2.-С.190−192.
  5. М.Т., Байдаков М. К., Смагулов Б. А. Исследование механических процессов вокруг глубоких скважин // Нефтяное хозяйство. -1966.-№ 10.-С.21
  6. В.Р., Лушпеева O.A., Нарушева Л. В. Изучение свойств смазочных добавок для буровых растворов// Тез. конф. «Пути повышения эффективности и качества строительства нефтяных скважин в Западной Сибири». СибНИИНП.- Тюмень, 1990, С.28−33.
  7. В.А., Амиян В. В. Повышение качества вскрытия продуктивного пласта. М.: ВНИИОЭНГ, 1985. С. 50.
  8. В. А., Васильева Н. П., Джавадян A.A. Повышение нефтегазоотдачи пластов путем совершенствования их вскрытия и освоения. (Обзор инфор. Сер. Нефтепромысловое дело). — М.: ВНИИОЭНГ, 1977−78с.
  9. В.А., Васильева Н. П. Вскрытие и освоение нефтегазовых пластов. М.: Недра, 1980. — 380 с.
  10. .А., Абдрахманов Р. Г., Шарипов А. У., Бочкарев Г. П. Экологически чистые смазочные добавки для приготовления буровых растворов// Обзорная информ. Сер. Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. М.: ВНИИОЭНГ, 1991. — 71 с.
  11. А.Н. О влиянии полиакриламида на нефтепроницаемость коллекторов // Республиканская научно-практическая конференция «Совершенствование технологических процессов на стадии заканчивания скважин»: Тр. Гомель, 1983. С.21−22.
  12. A.c. 649 829 СССР, МКИ В25 j 15/00. Устройство для кольматации стенок скважины / М. С. Катаев, А. М. Ахунов, Г. С. Абдрахманов (СССР). № 3 146 118/22. Заявлено 27.01.78- опубл.25.02.79. Бюл. № 8, с. 87.
  13. A.C. 628 289 СССР, МКИ3 Е 21 В 33/138. Тампонажный раствор/ Г. Р. Вагнер, В. П. Детков, H.H. Круглицкий, Ф. Д. Овчаренко, Е. И. Прийма, Ю. С. Тарасевич. (СССР). Опубл. в БИ 1978, № 38.
  14. A.C. 1 099 051 СССР, МКИ3 Е 21 В 33/138. Тампонажный раствор/ Г. Р. Вагнер, Е. И. Прийма, Ю. С. Тарасевич, Б. И. Краснов, В. М. Шенбергер, Т. Г. Андроникашвили, K.M. Мчедлишвили. (СССР). Опубл. в БИ 1984, № 23.
  15. A.C. № 1 416 668 СССР, МКИ3 Е 21 33/138. Аэрированный тампонажный раствор/ В. П. Детков, В. И. Петреску и др. (СССР). Опубл. в БИ 1988, № 34.
  16. A.C. 1 090 849 СССР, МКИ3 Е 21 33/138 Облегченный тампонажный раствор для крепления скважин/ В. Г. Моисеенко, Г. Д. Дибров, A.C. Беликов, П. С. Демьянов (СССР), Заявлено 24.03.82.
  17. A.C. 1 472 642 СССР, МКИ3 Е 21 33/138 Облегченный тампонажный раствор/ И. Г. Петрашова, В. И. Нестеренко (СССР). Опубл. в БИ 1989, № 14.
  18. A.C. 1 021 766 СССР, МКИ3 Е 21 В 33/138. Тампонажный раствор для холодных скважин/ A.A. Клюсов, B.C. Антипов, JIM. Каргопольцева, Ю. Н. Калугин (СССР). Опубл. в БИ 1983, № 21.
  19. A.C. 529 321 СССР, МКИ3 Е 21 33/138 Тампонажная смесь/ В.В. Га-лимова, А. И. Булатов (СССР). Опубл. в БИ 1978, № 39.
  20. A.C. 2 460 202 СССР, МКИ3 Е 21 В 33/138. Тампонажный раствор/ М. Б. Хадыров, Л. Д. Ан, Ф. Г. Беленький, Л .Я. Палицкая (СССР). Опубл. в БИ 1989, № 7.
  21. A.C. 1 682 530 СССР, МКИ3 Е 21 В 33/138. Способ получения облегчающей добавки тампонажных растворов/ В. А. Яковлев, Д. И. Швайка, Г. Х. Матвийчук, Ю. Л. Петровский (СССР). Опубл. в БИ 1991,№ 37.
  22. A.C. 810 943 СССР, МКИ3 Е 21 В 33/138. Способ приготовления облегченной тампонажной смеси для низкотемпературных скважин/ A.A. Клюсов, В. А. Кулявцев, П. Т. Шмыгая (СССР).). Опубл. в БИ 1981,№ 9.
  23. A.C. 1 190 000 СССР, МКИ3 Е 21 В 33/138. Тампонажный материал/ А. И. Булатов, В. А. Яковлев, Д. Н. Шлевин (СССР). Опубл. в БИ 1985, № 41.
  24. A.C. 1 278 444 СССР, МКИ3 Е 21 В 33/138. Облегченный тампонажный материал/ H.A. Мариампольский, В. Ю. Комнатный, С. Б. Трусов, А. П. Руденко, В. И. Судаков (СССР). Опубл. в БИ 1986, № 7.
  25. A.C. 2 460 202 СССР, МКИ3 Е 21 В 33/138. Тампонажный раствор/
  26. A.A. Клюсов, Т. В. Кузнецова, М. М. Шляпин, H.A. Данюкин, Е.М. Нанив-ский, Ю. Ф. Захаров (СССР). Опубл. в БИ 1987, № 35.
  27. A.C. 739 216 СССР, МКИ3 Е 21 В 33/138. Тампонажный раствор/
  28. B.А. Яковлев, И. В. Дияк, Д. Н. Шлевин (СССР). Опубл. в БИ 1980, № 21.
  29. A.C. 1 453 968 СССР, МКИ3 Е 21 В 33/138. Облегченный тампонажный раствор/ И. Г. Верещака, В. А. Яковлев, A.C. Серяков, С. Г. Михайленко, В. Ю. Третинник, В. Н. Орловский (СССР). Опубл. в БИ 1987, № 34.
  30. A.C. 1 209 827 СССР, МКИ3 Е 21 В 33/138. Тампонажный материал/ А. И. Булатов, Ю. Я. Тарадыменко, В. В. Галимова, Б. И. Нудельман, A.C. Свенцицкий, А. И. Стравчинский (СССР). Опубл. в БИ 1986, № 5.
  31. A.c. 1 708 824 СССР, МКИ5 С09К7/04. Способ обработки глинистого бурового раствора/ Гусейнов Т. И., Мовсумов A.A. и др. (СССР). № 4 719 971/03−89, //Бюл. Открытия. Изобретения.- 1992.-№ 4-С.32.
  32. A.C. 1 460 200 СССР, МКИ3 Е 21 В 33/138. Облегченный тампонажный состав/ В. Р. Абдулин, A.B. Федорова, С. И. Зеликан, JI.M. Попова, В. П. Аберкон (СССР) Опубл. в БИ 1987, № 7.
  33. A.C. 960 420 СССР, МКИ3 Е 21 В 33/138. Способ приготовления облегченного тампонажного раствора /В.Ф. Горский, А. Н. Мельничук, А. Н. Берниковский. (СССР) Опубл. в БИ 1982, № 35.
  34. A.c. 1 801 980 СНГ, МКИ5 С 08 К 7/08. Смазочная противоизносная добавка для буровых растворов/ Конесев Г. В. и др. (СНГ). № 4 938 205/03−91, // Бюл. Открытия. Изобретения.- 1993.-№ 10-С.36.
  35. A.c. 1 131 894 СССР, МКИ С 09 К 7/02. Буровой раствор/ Т.А. Моты-лева, Б. В. Евдокимов и др. № 3 624 546/22−03, // Бюл. Открытия. Изобретения. 1984.-№ 48.-С.46.
  36. А.с.1 799 895 СНГ, МКИ5 С09К7/02. Смазочная добавка для буровых растворов на водной основе / Умутбаев В. Н., Камалетдинов М. Г., Андре-сон Б.А. и др. (СНГ). № 491 610/03−91, // Бюл. Открытия. Изобретения.- 1993.-№ 9-С.56.
  37. A.c. 1 666 508 СССР, МКИ5 С09К7/09. Реагент для обработки глинистых буровых растворов/ Самакаев Р. Х., Дытюк JI.T., Галян Д. А. и др. (СССР) № 4 627 351/03−88, // Бюл. Открытия. Изобретения.- 1991.-№ 28-С.25.
  38. A.c. 1 838 369 СНГ, МКИ5 С 09 К 7/02. Смазочная добавка для буровых растворов на водной основе/ Абдрахманов Р. Г., Андресон Б. А. и др. (СНГ). № 5 035 647/03−92, //Бюл. Открытия. Изобретения.- 1993.-№ 2-С.94.
  39. A.c. 1 129 215, СССР МКИ С 09 К 7/02. Буровой раствор/ Андресон Б. А., Кабанов В. А., Бочкарев Г. П. и др. (СССР). № 3 578 089/23−03−83, // Бюл. Открытия. Изобретения.- 1984.-№ 46-С.25.
  40. A.c. 1 808 860 Россия, МКИ5 С 09 К 7/02 Смазочная добавка к буровым растворам/ Садыхов К. И. и др. (Россия). № 4 896 252/03−90 // Бюл. Открытия. Изобретения.- 1993.-№ 1-С.28.
  41. A.c. 1 129 218, СССР. МКИ С09К7/06. Смазочная добавка для глинистых буровых растворов/ Сеид-Рза М.К., Агаев М. Х. и др.(СССР). № 3 634 257/23−03−83,//Бюл. Открытия. Изобретения.- 1984.-№ 46-С.23.
  42. Э.А., Мавлютов М. Р., Юнусов З. И. и др. Бурение скважин в условиях проявления сероводорода //РНТС. Сер. Бурение.-М.: ВНИИОЭНГ.- 1983.- 48с.
  43. М.О. Технология разобщения пластов в осложненных условиях. -М.: Недра, 1989, 228с.
  44. Э.В., Крылов В. И., Сидоров H.A. Современные технико-экономические особенности цементирования нефтяных и газовых скважин // Обзорн. информ. Сер. «Бурение», М., ВНИИОЭНГ, 1981. Вып. 16.-60 с.
  45. Э.В., Булатов А. И. Некоторые гидродинамические особенности технологических процессов строительства вертикальных и наклонно-направленных скважин / Обзор информ. Сер. Буроние. М.:ВНИИОЭНГ, 1982. Вып. 17.-64 с.
  46. Д.И. Математическое моделирование физических процессов УРСС, 2003 г., 376 с.
  47. С.Н. Улучшение смазочной способности буровых растворов при бурении наклонных скважин. //Труды СибНИИНП. Тюмень, 1981.-Bbin.21.- С.10−17.
  48. Д.М. и др. Цементно-бентонитовые растворы для низкотемпературных скважин. Тр. ЗапСибНИГНИ, 1984.-С.56−62.
  49. Г. А., Кондратьев А. С., Чоудери А. Д. Р."Физические основы математического моделирования М: Академия, 2005 г., 253 с.
  50. Л.А., Гарамус В. М., Кармазина Т. В., Авдеев М. В. Строение мицеллярных агрегатов неионных ПАВ в водно-солевых растворах по данным малоуглового рассеяния нейтронов//Коллоидный журнал.-Т.59, № 1.1997 г.-С. 18−23.
  51. А.И., Данюшевский B.C. Тампонажные материалы.- М., Недра, 1987.-с. 164.
  52. А.И., Крылов В. И., Новохатский Д. Ф. и др. Цементы и тампонажные смеси, применяемые за рубежом. М., ВНИИОЭНГ, 1977. — с. 19.
  53. Г. Р., Детков В. П. Исследование и разработка составов там-понажных растворов с добавками природных цеолитов. Ж. Бурение, № 2, 1979.
  54. Г. Р., Круглицкий H.H., Шенбергер В. М. Физико-химия, реология и применение тампонажных растворов с добавками цеолита. В кн. Получение и применение промывочных и тампонажных дисперсий в бурении. Киев, Наукова думка, 1984.
  55. Г. Р., Салтыкова Е. В. Коррозионно-активные цеолитосодер-жащие тампонажные растворы и буферные жидкости. Тезисы докладов к конференции дискуссии «Формирование и работа тампонажного камня в скважине». Краснодар, 1987.
  56. Л.П., Лушпеева O.A., Беленко Е. В. Элементы термодинамики промывочных жидкостей/ Издательство Путиведь, г. Екатеринбург. 2003.
  57. Н.В., Фоменко Э. Ф. Органоглины как основные компоненты термостойких промывочных жидкостей. Термосолеустойчивость дисперсных систем. Киев: «Наукова думка», 1971. С. 18−27.
  58. О.И. Гидродинамическое взаимодействие гидрофобного и гидрофильного тел. Коллоидный журнал. 1994. Т.56.№ 1. С.39−44.
  59. П.П., Ермолин Е. В., Леванов Е. И. Математическое моделирование газодинамических процессов с источниками. М.: МЗ-Пресс, 2006 г., 214 с.
  60. В.А., Гудок Н. С. и др. Применение омыленных жирных кислот для вскрытия продуктивных пластов// Нефтяное хозяйство. 1975. -№ 2. -С.21−24.
  61. Вопросы повышения качества вскрытия продуктивных отложений / Н. М. Касьянов, В. Ф. Штормин // Обзор, информ. Сер. Бурение, М.: ВНИИОЭНГ, 1969. С. 89.
  62. В.И., Овчинников В. П., Овчинников П. В., Ипполитов В. В., Фролов A.A., Кузнецов Ю. С. и др. Облегченные тампонажные растворы для крепления газовых скважин. М., Недра, 2000.- 134с.
  63. В.И., Ипполитов В. В., Леонов Е. Г., Янкевич В. Ф., и др. Облегчающая добавка к тампонажным растворам. Газовая промышленность. М., Изд. Таз-Ойль Пресс-Сервис", 1997, № 6. с.21−24.
  64. Р.Г., Ишкаев Р. К. Новые способы вторичного вскрытия пластов и конструкций забоев скважин. Тюмень: Изд-во «Вектор Бук», 1998.-212 с.
  65. В.Е. Геология и разработка нефтяных и газовых месторождений. М.: ВНИИОЭНГ, 1995. — 490 с.
  66. М.С., Кресса М. В., Иванов М. И. и др. Использование отходов нефтеперерабатывающих заводов для обработки буровых растворов// Нефтяное хозяйство.- № 5.- 1977.- С. 19−22.
  67. Р.Г. Повышение выработки трудноизвлекаемых запасов углеводородного сырья. М., КУБК-а, 1997. — 351с.
  68. К. Бурение и заканчивание скважин. М.: Гостоптехиздат, 1963.- 518 с.
  69. C.B., Грачева И. Г., Лебедев Ю. И., Степанов Л. А. Полимерг-линистый буровой раствор с улучшенными смазочными и противоприхват-ными свойствами //Нефтяное хозяйство.- 1986.- № 5.- СЛ4−16.
  70. М.Н. Механические свойства горных пород. М.: Стройиздат, 1971. — 364 с.
  71. В.Д. Физико-химические методы предупреждения осложнений в бурении.- М.: Недра, 1977. 228 с.
  72. С.В., Абдуладзе A.M., Клибанец Б. А. Совершенствование способов вскрытия нефтегазовых пластов // Обз. инф. Сер. Нефтепромысловое дело. М.: ВНИИОЭНГ, 1983.- Вып. 13 (52).- 24 с.
  73. Дж., Дарли Г. Состав и свойства буровых агентов (промывочных жидкостей). М.: Недра, 1985. — 509 с.
  74. Э.Т. Улучшение смазывающих свойств буровых растворов с помощью добавки 3COM// НТЖ ВНИИОЭНГ Строит, нефт. и газ. скважин на суше и на море. -1996.- № 5−6. С.29−33.
  75. В. А., Матюшин П. В., Математическое моделирование пространственных течений несжимаемой жидкости. //Матем. моделирование, 2006 г., Т18, № 5, С.5−20
  76. И.А., Хасаев Э. Р. и др. Экспериментальные исследования влияния добавок в буровой раствор инертных шаровидных гранул на прихва-тоопасность в скважине // Изв. Вузов. Сер. «Нефть и газ». 1990.- № 2.- С.91−92.
  77. B.C. Проектирование оптимальных составов тампо-нажных цементов. М.: Недра, 1987. 293 с.
  78. B.C., Алиев P.M. и др. Справочное руководство по тампонажным материалам.- М., Недра, 1987.- 372 с.
  79. Г. Я., Иванников В. И., Липкес М. И. Буровые растворы с малым содержанием твердой фазы. М.: Недра, 1985. — 160 с.
  80. Н.Я. О роли физико-химических процессов в деформациях грунтов при увлажнении. В книге Природа прочности и деформации грунтов. -М.: Строийиздат, 1972. С. 278.
  81. Дон Н.С., Титков Н. И., Гайворонский A.A. Разобщение пластов в нефтяных и газовых скважинах. М.: Недра, 1973. 272с.
  82. В.В., Козубовский А. И., Макаров Л. В. Термостойкие промывочные жидкости для бурения скважин в Западной Сибири.//Известия ВУЗов. Нефть и газ.-1977. № 3. — С.21−25.
  83. .И., Габузов Г. Г. Термогидравлические процессы при бурении скважин. М.: Недра, 1991. 216 с.
  84. Жан-Мари Лен. Супрамолекулярная химия .-Наука.-Новосибирск.1998.
  85. Ю.А., Алексеев Ю. Е. Успехи химии.-1992.-Т.61,№ 6.-С. 1025−1046.
  86. Заканчивание глубоких скважин за рубежом / М. О. Ашрафьян, О. А. Лебедев, Н. М. Саркисов // Обзор, информ. Сер. Бурение. М.: ВНИИО-ЭНГ, 1979.-68 с.
  87. П.Я., Лосева Н. Т., Фазлыев А. Г., Лушпеева О. А. Применение тампонажных растворов с техногенными наполнителями на месторождениях Сибири.//Нефтяное хозяйство. — № 1. — 1998. — С. 33−35.
  88. В.И., Дегтев Н. И., Ульянов М. Г. О регламентировании репрессий на пласты при бурении скважин //НТЖ. Нефтяное хоз-во. М.: ВНИИОЭНГ, 1988.- № 12.- С.16−20.
  89. Г. П., Зозуля В. П., Паршукова Л. А. и др. О необходимости применения поликомплексных реагентов при бурении скважин в Западной Сибири.//Известия вузов. Нефть и газ. Тюмень.- № 1. — 1997. — С.59−64.
  90. В.В. Качественная оценка возможностей гидродинамической кольматации проницаемых пластов при бурении и заканчивании скважин / Геология нефти и газа. М.: Недра, 1991. № 3. С. 32 -34.
  91. Использование чистых промывочных жидкостей при бурении и заканчивании скважин // Обзор, информ. Сер. Бурение (зарубежный опыт). -М.: ВНИИОЭНГ, 1985. Вып. 4. 34 с.
  92. Исследование смазочной способности графита в зависимости от физико-химических свойств бурового раствора / Давыдов В. К., Богатов В. И., Белова Л. А. // Труды Гипровостокнефти.- Куйбышев, 1980. вып.ХХХУ.- С. 60−62.
  93. Р. Д. Математическое моделирование гидродинамических процессов разработки месторождений углеводородов. М.- Ижевск: Инт компьютерных исследований, 2002 г., 140 с.
  94. К.Б., Карпенко Г. В. К вопросу о влиянии ПАВ на зарождение первичной контоктно-усталостной трещины // Докл. РАН, 1968, т. 183, № 1.- С6−9.
  95. Д. Смазки и родственные продукты. Синтез. Свойства. Применение. Международные стандарты.: Пер. с англ. под ред. Ю. С. Заславского. -М.: Химия. 1988, 488 с.
  96. .И. Оценка качества разобщения пластов / Обзор информ. Сер. Бурение. М.: ВНИИОЭНГ, 1983. — 26 с.
  97. П.В., Махоро В. А. Разработка и применение специальных буровых растворов для бурения горизонтальных скважин // Нефтяное хозяйство.-1998. № 3. — С.22−24.
  98. Э.Г. Химическая обработка буровых растворов. -М.: Недра, 1972.- 392с.
  99. Э.Г., Лирнер P.C. и др. Исследование смазочных свойств промывочных растворов. Тр. ВНИИБТ. -М.: Гостоптехиздат. -1963. -№ 8. -С. 140−153.
  100. И.И., Григорьев A.B., Телков А. П. Изоляционные работы при заканчивании и эксплуатации нефтяных скважин. М.: ОАО «Издательство «Недра», 1998. — 267 с.
  101. A.A. К эффективности использования тампонажных растворов пониженной плотности. // Геология, бурение и разработка газовых и морских нефтяных месторождений. 1985. — Вып. 10. — с.9−11.
  102. Кольматирующая способность растворов на углеводородной основе / Л. К. Мухин, В. Н. Соловьев, В.Н. Табученко// Обзор, информ. Сер. Бурение. М.: ВНИИОЭНГ, 1969. С. 69−71.
  103. А.Б., Дубяга Е. Г., Гладковский Г. А. О пенообразовании простых олигоэфиров линейных сополимеров окиси этилена и окиси пропилена в воде.//Коллоидный журнал.-T.XLVI, № 3.-1984 г.-С.573−577
  104. Г. В., Мавлютов М. Р., Спивак А. И., Мулюков P.A. Смазочное действие сред в буровой технологии. М.: Недра, 1993. — 272с.
  105. Г. В., Мавлютов М. Р. и др. Противоизносные и смазочные свойства буровых растворов. М.: Недра, 1980. — 144 с.
  106. В.Н., Лушпеева O.A., Проводников Г. Б. Экспериментальные исследования ПАВ комплексного действия СНПХ ПКД 515. // Вопросы промывки скважин с горизонтальным участком ствола: Сб. науч. тр. / НПО Бурение. Краснодар, 1998. — С. 114−120.
  107. H.H., Гранковский И. Г., Вагнер Г. Р. и др. Физико-химическая механика тампонажных растворов. Киев, Наукова думка, 1974.-с.151−159.
  108. А.Г. Влияние смазочных добавок на липкость глинистых корок// Разработка и внедрение эффект, техн. добычи нефти. Куйбышев. 1986, с.107−110.
  109. Т.В. Алюминатные и сульфоалюминатные цементы. -M., Стройиздат, 1986. -208 с.
  110. Е.М., Поталова М. В., Курмаева А. И. Образование комплекса полиамфолит катионный ПАВ .//Химия и компьютерное моделирование. Бутлеровские сообщения.-№ 4.-2001.
  111. Л.И., Усьяров О. Г. Физико-химические основы формирования свойств глинистых пород. М.: Недра, 1981, -169 с.
  112. .М., Колесов Л. В., Бирюков М. Б. Применение элипсо-идных стеклогранул в качестве антифрикционной добавки в буровой раствор // Нефтяное хозяйство. 1990. — № 12.- С.61−64.
  113. Е.А., Банатов В. П., Бринцев А. И., Дементьева Г. В. Исследование влияния гидрофобизирующих кремнийорганических жидкостей на параметры глинистых растворов.//СЕВКАВНИИ.-Вопросы бурения глубоких скважин.-Орджоникидзе.-1967.-С. 119−126.
  114. .Е. Опыт применения анионоактивных ПАВ для обработки промывочных растворов при вскрытии продуктивных горизонтов на Приаралье // Нефтяная и газовая промышленность. 1981. — Вып.1. — С.26−29.
  115. Н.Т., Лушпеева O.A., Зельцер П. Я. Облегченные тампо-нажные материалы с добавками тонкодисперсного диоксида кремния. Тр. СургутНИПИнефть, 1997 — сЛ 21−132.
  116. O.A., Гарьян С. А., Лимановский В. М., Лышко Г. Н. Обработка буровых растворов полиакриламидом и кремнийорганической жидкостью // Нефтяное хозяйство. 1982. — № 8. — С. 18−22.
  117. М.Р. Разработка средств для профилактики прихватов в скважине // 3 международный семинар по бурению скважин в осложненных условиях: Тез. докл. Санкт-Петербург, 1995. С. 55.
  118. H.A., Шацов Н. И. Конструкции нефтяных скважин и методы расчета на прочность обсадных колонн в США. М., ГОСИНТИ, 1957. — 115 с.
  119. C.B. Новая смазочная добавка к буровым растворам // Изв. АН Туркменистана. Сер. Физ.-мат., техн., хим. и геол. наук. 1992. -Вып.2 — С.97−99.
  120. И.Л. Исследования свойств и структуры граничных слоев// Всесоюзная научно-техническая конференция «Вскрытие продуктивных горизонтов и освоение нефтегазовых скважин».Тез. докл. Ивано-Франковск, ИФИНГ., 1982. С. 7−8.
  121. А.П. Буровые растворы для вскрытия продуктивных пластов. М., ВНИИОЭНГ, 1985. — с.57.
  122. Математическая энциклопедия (под ред. И.М.Виноградова). М.: Советская энциклопедия.-Т. 1. — 1977. — С.550, 560−563.
  123. Математическая энциклопедия под ред. И. М. Виноградова. -М.:Советская энциклопедия.-1982 г.-С.398−403.
  124. М.Г. Применение алюмометилсиликоната натрия для улучшения свойств глинистых растворов при вскрытии продуктивных пластов.//Вопросы вскрытия и разобщения продуктивных пластов на месторождениях Западной Сибири: СибНИИНП.-1983.-С.7−10.
  125. Миттел K. JL, Мукерджи П. Мицеллообразование, солюбилизация и микроэмульсии.-М.:Мир.- 1980.-Гл.1.
  126. Н. Н. Изменение физических свойств горных пород в около-скважинных зонах. М.: Недра, 1987. — 152 с.
  127. В., Фурментро Д. Механика горных пород применительно к проблемам разведки и добычи нефти. -М.: Мир, 1994, 416 с.
  128. Т.А., Шаляпин М. М., Ковешников В. И. Легкое талловое масло добавка к буровым растворам // Газ. промышленность.-1988. — № 6.-С28−29.
  129. Т.А., Верховская H.H. Технология бурения газовых скважин.-Уфа.-1985.-С.9−12.
  130. В.А., Баран A.A., Бектуров Е. А., Булидорова Г. В. По-лиакриламидные флокулянты. Казань: Из-во Каз. гос. технол. ун-та. 1998 г.
  131. Новый реагент оксаль Т-80 для обработки буровых растворов/ Юнусов З. И. и др. // Труды Нефт. ин-та.- Уфа, 1982.-Вып.9.-С.143−148.
  132. Новая смазочная добавка к глинистому раствору / Т. А. Мотылева, H.H. Верховская, Т. А. Грошева и др. // Матер. Межвузовского научно-тематического сборника «Технология бурения нефт. и газовых скважин». -Уфа.-1985.-С.9−12.
  133. Новые системы буровых растворов на водной основе для ингиби-рования глинистых сланцев. НТИС. Сер. Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море (зарубежный опыт). М.: ВНИИОЭНГ, 1994. Вып. 2. С. 18−25.
  134. А.И., Пеньков А. И., Вахрушев А. П. Влияние структуры смазочных добавок на эффективность их действия // Вопросы промывки скважин с горизонтальным участком ствола: Сб. науч. Тр. НПО «Бурение». -Краснодар, 1998. С. 83−95.
  135. А.И. //Вопросы промывки скважин с горизонтальными участками ствола.-Краснодар.-1998.-С.83−95.
  136. В.В. и др. Исследование влияния фильтратов буровых растворов на проницаемость керна// Тез. конф. «Проблемы ускорения научно-технического прогресса в строительстве скважин». СибНИИНП. -Тюмень, 1992.-С.52−56.
  137. Г. А. Разработка научно-методических основ применения колебательных процессов для интенсификации бурения горизонтальных скважин Дис. д-ра техн. наук: Тюмень, 2000 г., 208 с.
  138. JI.A., Зозуля Е. К., Еланцева С. Ю. и др. Изучение реологических свойств полимерных и полимер-глинистых суспензий.//Известия вузов. Нефть и газ. № 6. — 1997. — С.48.
  139. Патент № 1 670 979 СССР. МКИ Е 21 В 33/138 Газогенерирующий тампонажный раствор/ В. Х-М. Дулаев, А. К. Куксов и др. Опубл. 1991.
  140. Патент США № 4 304 293. Процесс цементирования и газофициро-ванные цементы. Опубл. 1991.
  141. Патент США № 4 565 478. Алюминиевая пудра с низкой газообразующей способностью для цементных растворов. Опубл. 1986.
  142. Патент 5 691 281 США, МПК6 С 09 К 7/02, 7/06. Буровой раствор на основе низковязких синтетических углеводородов / Mobil Oil Corp., Ashbin Henry, Ho Skuzzy C., Margaret M. № 321 006, // НПК 507/103.
  143. Патент 4 584 386 США, МКИ 7 07 D 263/16 Придание смазывающих свойств промывочным растворам добавкой алкилтиометила замещенного монооксизолинами / Gutierrez Antonio, Brownwell Darrel W., Walker Thad O. № 683 401, // НКИ 548/237.
  144. А.И., Вахрушев Л. П. и др. Повышение эффективности действия смазочных добавок для буровых растворов //Нефтяное хозяйство. -№ 5.-2000.-С. 33−35.
  145. А.И., Пенжоян A.A. // Промывка скважин.-Краснодар.-1983.-С.12−16.
  146. А.И., Пенжоян A.A. Новый показатель оценки взаимодействия бурового раствора с глинистыми породами на стенках скважи-ны.//Краснодар.:ВНИИКРнефть.-1983 г.-С. 12−16.
  147. Перспективы заканчивания скважин в СССР //А.И.Булатов, Э. М. Тосунов. Нефтяное хозяйство, 1980, № 8. С. 14−17.
  148. К.Э. Математическое моделирование и вычислительный эксперимент. Методология и практика. М.: Едиториал УРСС, 2003 г., 280 с.
  149. Повышение эффективности разобщения и изоляции продуктивных пластов при их разбуривании / В. Н. Поляков, P.P. Лукманов, А. У. Шарипов и др. // Бурение: Реф.науч.-тех. сб. М.: ВНИИОЭНГ, 1979. № 9. С. 8 12.
  150. A.B. К вопросу промывки скважин на Кальчинском меторождении.//Известия вузов. Нефть и газ. № 6. — 1997. — С.43.
  151. Полимерные буровые растворы за рубежом / Б. А. Андресон, А. У. Шарипов, К.Л.Минхайров// Обзор, информ. Сер. Бурение. М.: ВНИИОЭНГ, 1980. Вып.5. — 47 с.
  152. В.Н., Ишкаев Р. К., Лукманов P.P. Технология заканчивания нефтяных и газовых скважин. Уфа: «ТАУ», 1999. — 408 с.
  153. В.Н., Кузнецов Ю. С., Сагидуллин И. А. и др. Решение проблем заканчивания и эксплуатации скважин в аномальных термодинамических условиях //Нефтяное хозяйство. 2005. № 5. с. 104−108.
  154. В.Н. Требования, предъявляемые к герметичности и прочности ствола при заканчивании скважин на месторождениях Башкирии //Нефтяное хозяйство. 1983. № 5. С. 27−28.
  155. В.Н., Мавлютов М. Р., Алесеев Л. А., Колодкин В. А. Технология и техника борьбы с поглощениями при строительстве скважин. -Уфа: Китап, 1988. 192 с.
  156. В.Н., Вяхирев В. И., Ипполитов В. В. Системные решения технологических проблем строительства скважин / Под общ. ред. В. Н. Полякова. М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2003. — 240 с.
  157. Практикум по коллоидной химии «Поверхностные явления и адсорбция», М., МИТХТ, 2000 г
  158. Предотвращение ухудшения продуктивности скважины в результате отложения в пласте твердых частиц из бурового раствора / Г. Дарли // Инженер -нефтяник, 1975. Вып. 10. — С. 18−22.
  159. Применение безбитумной гидрофобной эмульсии на основе окисленного петролатума при бурении комплекса глинисто-песчаных пород / Л. К. Мухин, А.Г. Розенгафт// РНТС. Сер. Бурение. М.: ВНИИОЭНГ, 1973, № 12. С. 11−14.
  160. Применение нефтяных растворов в бурении и влияние их на результаты геофизических исследований скважин // Обзор, информ. Сер. Бурение (зарубежный опыт). М.: ВНИИОЭНГ, 1985. Вып. 12. — 43 с.
  161. Проведение ремонтно-изоляционных работ в скважинах в сложных гидродинамических условиях /В.А.Блажевич, В. А. Стрижнев //Обзор информ. Сер. Нефтепромысловое дело. М.: ВНИИОЭНГ, 1981. Вып. 12. 55с.
  162. Промышленные испытания инвертной эмульсии с высоким содержанием воды при бурении в неустойчивых породах / Н. М. Касьянов и др. // РНТС. Сер. Бурение. М.: ВНИИОЭНГ, 1975, № 3. С. 13−15.
  163. C.B., Черныш И. Г. и др. Влияние графита на реологические свойства глинистой корки// Нефтяное хозяйство.-1991.- № 2.-С.8−10.
  164. Пру сова H.JI. Исследование процесса закупоривания проницаемых пород дисперсной фазой различных буровых растворов и разработка очистительных устройств. Дис. канд. техн. наук Москва, ВНИИБТ, 1988. -176 с.
  165. Н.Р., Смирнова Н. Т., Тевзаде Н. Р. Оценка качества вскрытия пластов и освоения скважин. М.: ВНИИОЭНГ, 1990. С. 40.
  166. РД 5 753 490−006−98. Технологический регламент на проектирование и строительство нефтяных скважин (буровые растворы). Сургут, Сургут-НИПИнефть, 1998. 48 с.
  167. РД 5 753 490−010−98. Технологический регламент на проектирование и строительство нефтяных и газовых скважин (освоение и испытание скважин на продуктивность). Сургут, СургутНИПИнефть, 1998. 76с.
  168. И.Н. Приготовление, обработка и отчистка буровых растворов. М., «Недра», 1982 г., 231с.
  169. С.М., Рояк Г. С. Специальные цементы. М., Сторойиздат, 1979. -250 с.
  170. В.И. Управление свойствами буровых растворов. М.: Недра, 1990.-230с.
  171. А. А., Михайлов А. П. Математическое моделирование Идеи, методы, примеры. М.: Наука 2001 г., 320 с.
  172. Свойства цементационной композиции пониженной nnoTHocTH. Segawa Hirachi «Секио гидзюцу кекойси». J Jap. Ascoc Petrol Tech-nol 1986,51 № 5, p.416−420.
  173. Сеид-Рза M.K., Исмайилов Ш. И., Орман JI.M. Устойчивость стенок скважин.-М.: Недра, 1981. 175 с.
  174. М. Г.Введение в математическое моделирование -М.: СОЛОН-Р., 2002 г., 193с.
  175. Н.Г., Соловьев Е. М. Бурение нефтяных и газовых скважин. -М.: Недра, 1974. 454 с.
  176. Н.И. Применение ПАВ для вскрытия нефтяных пластов // Нефтяное хозяйство. 1976. — № 7. — С.51−52.
  177. М.А., Макушкин С. А. Исследование работоспособности самосмазывающегося композиционного материала на полимерной основе при возвратно-вращательном движении // НТЖ Строит, нефт. и газ скв. на суше и на море.- 2001.- № 9−10.-С.25−28.
  178. Смазочные добавки к буровым растворам фирмы MESSINA. Каталог фирмы Messina Drilling, Workover and Completion Products, Systems and Services. НТИС. Сер. Строительство скважин, зарубежный опыт. M.: ВНИИОЭНГ, 1989. Вып. 1. С. 4−16.
  179. Смазочные свойства промывочных жидкостей на основе отхода производства полимер-дистиллятов/ Сюнякова З. Ф., Султанов Б. З., Ягафарова Т. TU Труды УНИ «Технология бурения нефт. и газ. скважин» Уфа, 1990, с.112−115.
  180. Современные проблемы вычислительной математики и математического моделирования. Т 2. Математическое моделирование М.:Наука, 2005 г., 405 с.
  181. Е.М. Заканчивание скважин.- М.: Недра, 1979.- 303 с.
  182. Состояние и пути совершенствования буровых растворов, применяемых для проводки скважин/ Сидоров A.A., Логинов Ю. Ф., Бородавкин B.C. // Труды СибНИИНП. Тюмень, 1980.- Вып. 16.- С.3−10.
  183. Справочник инженера по бурению / А. И. Булатов, А. Г. Аветисов. -М.: Недра, 1996.-т.1−4.
  184. Справочник по промывке скважин / А. И. Булатов, А. И. Пеньков, Ю. Н. Проселков.- М.: Недра, 1984. 316 с.
  185. СТП 5 753 490−228−90. Буровой раствор на основе акриловых полимеров. Технология приготовления и применения. Сургут: СургутНИПИ-нефть, 1990,-10 с.
  186. СТП 5 753 490−229−90. Буровой раствор с использованием смазочной добавки на основе рыбожировых отходов. Сургут, СургутНИПИнефть, 1990.- 16 с.
  187. З.Ф. и др. Исследование влияния полимер-остатка на смазочные свойства бурового раствора // Строит-во нефт. и газ. скважин на суше и на море. 1994.- № 2.- С.8−10.
  188. Ю. Ю. Математическое и компьютерное моделирование. Вводный курс: Учебное пособие М.: Эдиториал УРСС, 2001 г. -144 с.
  189. Н.С., Вугин Р. Б., Яремийчук P.C. Усталостная прочность стенок скважин. -М.: Недра, 1972, -74 с.
  190. Н.И., Трутко В. П. и др. Асбест облегчающая и кольма-тирующая добавка к тампонажным цементам. О. И. Сер. Бурение газовых и морских скважин. № 2, 1981.- с.24−30.
  191. И.П., Карпов В. М., Саунин В. И., Курьянов Ю. А. Контроль за состоянием скважин в Западной Сибири в процессе их строительства // Обзор, информ. Сер. «Бурение», М.- ВНИИОЭНГ, 1982. Вып. 8(26).-47 с.
  192. И.А., Иофис М. А., Каспарьян Э. В. Основы механики горных пород. JL: Недра, 1977. 503 с.
  193. . А. Начальные пластовые давления и геогидродинамические системы. М.: Недра, 1966. — 267 с.
  194. В.Н., Андерсон Б. А., Четвертнева И. А. Новая экологически чистая смазочная добавка к буровым растворам //нефтеперароботка и нефтехимия. Научно технические достижения и передовой опыт. Информ. Сб.- 1998. № 9.-С. 84−87.
  195. Усовершенствовать технологию приготовления и регулирования свойств буровых растворов: Отчет о НИР по з/н 87.10 020.88.91./ Сургут-НИПИнефть- руководитель О. А. Лушпеева. Сургут, 1987, — 93 с.
  196. A.A., Гайворонский A.A. Повышение качества разобщения пластов при креплении скважин в сложных геологических условиях // Обзор, информ. Сер. «Бурение», М., ВНИИОЭНГ, 1983. Вып. 21(60). — 44 с.
  197. Физические свойства минералов и горных пород при высоких термодинамических параметрах: Справочник / Е. И. Баюк, И. С. Томашевская, В. М. Добрынин и др.- Под ред. М. П. Воларовича. 2-е изд., перераб. и доп. -М.: Недра, 1988.-255 с.
  198. Физический энциклопедический словарь под ред. Б.А. Введенско-го.-М.:Советская энциклопедия.-1963 Г.-Т.З.-С.6−7.
  199. А.Я., Лесин В. И. Особенности движения водных растворов в глиносодержащих коллекторах // Нефтяное хозяйство. 1996. — № 3. — С.35.
  200. Н.В. Конструкции газовых скважин. М., Гостоптехиздат, 1961.-282 с.
  201. P.P. Кинетика реакции сополимеризации окисей этилена и пропилена в массе / P.P. Шарифуллин, Д. Х. Сафин, В. Ф. Швец // Известия ВУЗов.- Химия и химическая технология.- 2005 г. том 48.-вып.9.-С.96−99.
  202. В.Д. Регулирование давлений в бурящихся скважинах. М.: Недра, 1984. 191 с.
  203. Н. М., Расизаде Я. М., Ширинзаде С. А. Предупреждение и ликвидация осложнений в бурении. -М.: Недра, 1979. 304 с.
  204. В.Н., Лапук Б. Б. Подземная гидравлика. М.: Гостоптехиздат, 1949. — 524 с.
  205. Эффективность применения буровых растворов пониженной плотности / Н. И. Крысин, М.Р. Мавлютов// РНТС. Сер. Бурение. М.: ВНИИОЭНГ. 1981. Вып. 10. С. 15−17.
  206. Эффективность применения буровых растворов пониженной плотности /Н.И.Крысин, A.M. Ишмухаметова, М. Р. Мавлютов и др.// Обзор, информ. Сер. Бурение. 1985. -Вып.6. С.23−25.
  207. В.И., Крезуб А. П., Дегтярева Л. И. Применение синтетических ПАВ в качестве добавки к буровым растворам при вскрытии продуктивных пластов. М.: ВНИИОЭНГ, 1987. С. 48.
  208. Babak V.G. Stabilization of Emulsion Films and Emulsions by Surfac-tant-Polyelectrolyte Complexes. In: Food Colloids: Fundamentals of Formulation, E. Dickinson and R. Miller, Eds., Royal Soc. of Chemistry, Cambridge, 2001, p. 91 102.
  209. Bole G.M. Effect of mud composition on wear and friction of casing and fool joints // SPE Drill. Eng.-Vol.l № 5. -P.369−376.
  210. Brown J.M., Eliott R.L. J. Colloid. Science.-V.4.-London.-1983.-P. 180−237.
  211. Buck U., Huisken F. Chem. Rev.-2000.-V.100, № 11.-P.3863−3890.
  212. Davies S.N., Meeten G.H., Way P.W. Additives for Water-based drilling fluid, заявка 2 277 759 Великобритания, МКИ5 С 09 К 7/00 № 9 309 439.9- заявл. 07.05.93- опубл. 09.11.94- НКИ FIF.
  213. Evans D.F., Ninham B.W. J. Phys. Chem.-1986.-V.90,№ 2.-P.226−234.
  214. Insight D.P., Dye B.M., Smith F.M. New fluid system substitutes for oil-base muds. World oil. 1991. — 221, № 3. — P. 92, 95, 97.
  215. Krol David A. Additives cut differential pressure sticking in drill pipe. Oil and Gas. J., 1984, 82, № 23, ISSN 0030 1388 US.
  216. Lammons A.D. Field use documents glass-bead performance // Oil and gas J.-1984/-Vol.82 № 48. -P. 109−111.
  217. Long W. The lubricating mechanics of lubricating drilling fluids on synthetic diamond bit // J. Cent. S. Univ./ Technol.-1996. -Vol. 3 № 1. -P.85−87.
  218. Menger F.M., Whitesell L.G. J. Org. Chem.-1987.-V.52,№ 17.-P.37 933 798.
  219. Motley Terry. Lubricant meets lab, tests for reduction torque. World oil, 1984, 198, № 7, P.177, 179, 182. ISSN 0043−8790 US.
  220. Raphaelides S., Karkalas J. Carbohydr. Res.-1988.-V.172,№l.-P.65−82.
  221. Ricard G. Fluids inhibes. Fluids faibe teneur en solids. Forages., 1975, X -XI1, № 69, p. 67−95.
  222. Simister E.A., Lee E.M., Thomas R.K., Penfold J. J. Phys. Chem.-1992.-V.96,№ 3.-P. 1373−13 82.
  223. Swaminathan S., Harrison S.W., Beveridge D.S. J.Am.Chem. Soc.-1978.-V.100,№ 8.-P.5705−5712.
  224. Symons M.C.R. Acc.Chem.Res.-1981.-V.14.№ 6.-p.l79−187.
  225. Tanford C. The Hydrophobic Effect: Formation of Micelles and Biological Membranes. 2nd Ed.- Wileg. New York.-1980.
  226. Wennerstrom H., Lindman В., Soderon O., Drakenberg Т., Rosenholm J.B. J. Am. Chem. Soc.-1979.-V.101,№ 23.-P.6860−6864.
  227. Wyler R, Solms J. Lebensmitt.-Wiss.+Technol.-1982.-V.15,№ 2.-P.93
Заполнить форму текущей работой

На отлично!