Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Моделирование фильтрации технологических жидкостей в призабойную зону пласта при строительстве скважин

ВАК РФ 25.00.15, Технология бурения и освоения скважин

Содержание диссертации, кандидата технических наук, Усачев, Евгений Андреевич

ВВЕДЕНИЕ.

1. АНАЛИЗ СОСТОЯНИЯ ВОПРОСА.

1.1. Состояние призабойной зоны пласта в период строительства скважин.

1.2. Статическая и динамическая фильтрация.

1.2.1. Динамическая фильтрация.

1.2.2. Статическая фильтрация.

1.3. Влияние технологических жидкостей на изменение фильтрационных характеристик призабойной зоны пласта.

1.4. Математические методы моделирования.

1.5. Критический анализ существующих способов построения модели фильтрационных процессов.'.'.:.

1.5.1. Анализ существующих методик.

1.5.2. Требования к физической модели.

2. РАЗРАБОТКА МЕТОДИКИ ПРОВЕДЕНИЯ ЛАБОРАТОРНЫХ ИССЛЕДОВАНИЙ ПО ОПРЕДЕЛЕНИЮ ВЛИЯНИЯ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ЖИДКОСТЕЙ НА ПРОНИЦАЕМОСТЬ КЕРНА.

2.1. Критерии подобия физической модели.

2.2. Параметры моделирования.

2.2.1. Статические параметры.

2.2.2. Гидродинамические параметры моделирования.

3. ИССЛЕДОВАНИЕ ВЛИЯНИЯ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ЖИДКОСТЕЙ НА КАЧЕСТВО ВСКРЫТИЯ ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ. 60 3.1. Проведение экспериментальных исследований по изучению влияния буровых растворов на изменение коллекторских свойств образцов керна высокопроницаемых пластов (на примере Лянторского месторождения).

3.2. Экспериментальные исследования влияния фильтратов цементных растворов на проницаемость коллекторов (на примере Лянторского месторождения).

3.3. Изучение взаимодействия перфорационной жидкости и жидкости глушения с пластом и оценка степени их воздействия на коллекторские свойства образцов керна высокопроницаемых пластов.

4. СРАВНИТЕЛЬНАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ПОЛУЧЕННЫХ РЕЗУЛЬТАТОВ С ДАННЫМИ БОКОВОГО КАРОТАЖНОГО ЗОНДИРОВАНИЯ.

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Моделирование фильтрации технологических жидкостей в призабойную зону пласта при строительстве скважин"

Актуальность проблемы. Сургутский нефтегазоносный район является одним из крупнейших в Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции. Структура ресурсной базы нефтедобычи не является исключением из общих правил, и поэтому наибольшим распространением пользуются залежи трех групп.

Как правило, в первую очередь, и в течении довольно длительного периода, основная доля добычи в ОАО «Сургутнефтегаз» обеспечивалась за счет разработки первой группы месторождений, которая характеризуется хорошими фильтрационно-емкостными свойствами и высокими дебитами пород коллекторов. В настоящее время залежи первой группы, к которым относятся Федоровское (пласт БСю), Западно-Сургутское (пласт БСЬ БСг, БСю), и ряд других месторождений существенно выработаны.

Ко второй группе залежей относят газонефтяные (ГН) залежи, их фильтра-ционно-емкостные свойства достаточно хорошие, однако, нефтеизвлечение затрудняется из-за наличия разнофазных флюидов (нефть, газ, вода). В настоящее время газонефтяные залежи вводятся в разработку, например, пласт АС4.8, Федоровского месторождения.

К третьей группе относятся залежи с низкими коллекторскими свойства, освоение которых находится сейчас также в начальной стадии. Условие нефте-извлечения из таких залежей отличается от условий первых двух групп.

Смещение акцентов с добычи нефти из более простых нефтяных залежей на сложнопостроенные, с так называемыми трудноизвлекаемыми запасами требуют обобщения опыта освоения и разработки новых перспективных технологий, обеспечивающих наиболее полное сохранение коллекторских свойств в период строительства скважин. Новые экономические условия функционирования нефтегазодобывающих предприятий предъявляют повышенные требования к обоснованию любых практических действий по освоению месторождений, особенно с трудноизвлекаемыми запасами. Поэтому апробация технологических жидкостей используемых при строительстве скважин и технологических операций в лабораторных условиях является наиболее важным аспектом в технологии качественного вскрытия продуктивных пластов.

В то же время не корректно проведенные лабораторные исследования не создают объективной картины процессов взаимодействия пластовых флюидов с технологическими жидкостями, искажая результаты экспериментов, что приводит к выдаче неправильных рекомендаций по применению на практике.

Вопросам моделирования процессов фильтрации различных технологических жидкостей посвящено большое количество работ многих ведущих отечественных и зарубежных исследователей, крупный вклад в разработку моделей призабойной зоны и фильтрационных процессов внесли в разные годы Abrams A., Gleenn E.F., Касперский Б.В., Кириллин А.Ф., Кочина И.Н., Кривоносов И.В., Луценко Н.А., Михайлов Н.Н., Slusser M.L, Царевич К.А., Щищенко Р.И., и другие.

В разное время работы в этом направлении проводились под руководством и при участии таких видных ученых, как Алексеев J1.A., Балуев А.А., Зозуля Г.П., Ибрагимов JI.X., Константинов М.Ю., Кошелев А.Т., Кузнецов Ю.С., Курбанов А.К., Лукманов P.P., Мавлютов М.Р., Овчинников В.П., Поляков В.Н.Цыкин И.В., Шевалдин И.Е. и др.

Сложный нелинейный характер локальных процессов в околоскважинной зоне, их взаимовлияние, большое количество определяющих параметров и сопутствующих явлений предопределяют необходимость особого подхода к изучению этих процессов. Многообразие применяемых на практике в настоящее время буровых растворов, также требуют принципиально нового подхода к лабораторным исследованиям.

В настоящее время не разработана единая методика исследования влияния технологических жидкостей, используемых при строительстве скважин на породу-коллектор в лабораторных условиях, а существующие не всегда адекватно оценивают процессы, происходящие в околоскважинной зоне в процессе строительства скважины.

Физико-химические явления, происходящие в породе-коллекторе сложны и многообразны. Изменение фильтрационных характеристик продуктивного пласта определяется превалирующими процессами, которые необходимо моделировать для получения достоверной информации, а степень влияния того или иного фактора определяется на основании анализа фактических данных.

Цель работы

Повышение качества вскрытия продуктивных пластов путем эффективного использования технологических жидкостей.

Основные задачи исследований

1. Определить основные факторы, оказывающие наибольшее воздействие на изменение проницаемости призабойной зоны пласта в процессе строительства скважин.

2. Научно обосновать критерии подобия физического моделирования, наиболее достоверно отражающие фильтрационные процессы в призабойной зоне пласта.

3. Разработать методику по определению влияния технологических жидкостей на изменение фильтрационных характеристик модели призабойной зоны пласта, адекватно отражающую происходящие физико-химические процессы.

4. Оценить влияние полимерглинистых и биополимерных буровых растворов на качество вскрытия продуктивных пластов.

5. Разработать рекомендации по выбору типов и составов буровых растворов для строительства наклонно направленных и горизонтальных скважин в заданных условиях.

Научная новизна

1. Разработана научно обоснованная методика проведения экспериментальных исследований по определению влияния технологических жидкостей на изменение фильтрационных характеристик призабойной зоны пласта.

2. Научно обосновано и экспериментально подтверждено определяющее влияние статической фильтрации на изменение параметров призабойной зоны пласта.

3. Установлены зависимости, позволяющие прогнозировать степень воздействия растворов на качество вскрытия пласта на всех этапах строительства скважины.

Практическая ценность работы

1. Разработан научно-методический подход к исследованию влияния процесса фильтрации технологических жидкостей на качество вскрытия продуктивных пластов.

2. На основе проведенных исследований разработаны рекомендации, которые нашли применение при составлении руководящего документа (РД 5753490-022-2000 «Технологический регламент на бурение из обводненных и бездействующих эксплуатационных скважин боковых стволов с горизонтальным участком») действующего в настоящее время в ОАО «Сургутнефтегаз»

2. Разработаны и внедрены рекомендации по выбору типов и составов по-лимерглинистых и биополимерных растворов, обеспечивающих сохранение коллекторских свойств пластов (на примере Лянторского месторождения).

Апробация работы

Основные положения диссертационной работы докладывались и обсуждались на областной конференции «Проблемы развития нефтяной промышленности Западной Сибири» (Тюмень, 1985), XII научно-технической конференции (Тюмень, 1986), научно-технической конференции «Совершенствование технологии бурения, крепления и освоения скважин на нефтяных месторождениях

Западной Сибири» (Тюмень, 1991), научно-технической конференции «Научные проблемы Западно-Сибирского региона: гуманитарные естественные и технические аспекты» (Тюмень, 1999), Российских научно-практических конференциях «Состояние, проблемы, основные направления развития нефтяной промышленности в 21 веке» (Тюмень, СибНИИНП, 2000) и «Проблемы развития нефтяной промышленности Западной Сибири» (Тюмень, СибНИИНП, 2001), на научно-технических совещаниях ОАО «Сургутнефтегаз», заседаниях и семинарах кафедры «Бурение нефтяных и газовых скважин» ТюмГНГУ.

Публикации

Основные положения диссертационной работы опубликованы в 13 печатных работах и пяти отчетах по НИР.

Объем и структура работы

Диссертационная работа состоит из введения, четырех разделов, основных выводов и рекомендаций, списка использованных источников, включающего 103 наименования работ отечественных и зарубежных авторов. Объем

Заключение Диссертация по теме "Технология бурения и освоения скважин", Усачев, Евгений Андреевич

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

1. Обобщены представления о фильтрационных процессах в системе «скважина - пласт», что позволило разработать научно-обоснованную методику проведения экспериментальных исследований, которая адекватно отражает процессы, происходящие в призабойной зоне пласта в период строительства скважины.

2. На основании экспериментальных исследований определено, что для описания влияния буровых растворов на проницаемость призабойной зоны пласта достаточно изучения фильтрации в статических условиях.

3. Сформулированы критерии подобия физического моделирования, которые позволили разработать методику по определению влияния технологических жидкостей на модель призабойной зоны пласта в статических и гидродинамических условиях.

4. Исследованы фильтрационные и кольматирующие свойства полимергли-нистых и биополимерных растворов. Доказано, что скорость фильтрации биополимерных буровых растворов в 10 и более раз ниже скорости фильтрации раствора, обработанного реагентами типа Kem Pas, Poly Кет D и имеет затухающий характер.

5. Оценена степень снижения коллекторских свойств при фильтрации через керн всех технологических жидкостей, применяемых при строительстве скважин. Установлена целесообразность и эффективность строительства скважин с применением биополимерных растворов для ряда месторождений ОАО «Сургутнефтегаз» с различными литолого-петрофизическими характеристиками.

7. С использованием результатов теоретических, экспериментальных и промысловых исследований разработана нормативная документация на строительство скважин с применением биополимерных растворов и пробурено 273 скважины на месторождениях ОАО «Сургутнефтегаз».

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Усачев, Евгений Андреевич, Тюмень

1. Михайлов Н.Н. Информационно-технологическая геодинамика около-скважинных зон. М.: Недра, 1996.- 340 с.

2. Михеев B.JL Технологические свойства буровых растворов. М.: Недра, 1979.-239 с.

3. Леонидова А.И. Влияние водоотдачи цементных растворов и промывочных растворов на проницаемость песчаников //Технология и техника бурения скважин. -М.: Недра, 1965.- С. 106-113.

4. Баренблат Г.И., Ентов В.М., Рыжик В.М. Движение жидкостей и газов в природных пластах. М.: Недра, 1984. - 278 с.

5. Добрынин В.М. Деформация и изменения физических свойств коллекторов нефти и газа. М.: Недра, 1970. - 239 с.

6. Желтов Ю.П. Деформации горных пород. М.: Недра, 1966. -250 с.

7. Мирзаджанзаде А.Х., Ентов В.М. Гидродинамика в бурении. М.: Недра, 1985.-195 с.

8. Николаевский В.Н. Геомеханика и флюидодинамика сред. М.: Недра, 1996.-450 с.

9. Сургучев М.Л. Влияние условий вскрытия пластов на продуктивность скважин и нефтеотдачу //Нефт. хоз-во. М.ВНИИОЭНГ, 1973. № 11. - С. 31-36.

10. Яремейчук Р.С., Кочмар Ю.Д. Вскрытие продуктивных горизонтов и освоение скважин. Львов: Вищи школа, 1982.-150 с.

11. Гаранье А.Ж., Ван-Линген Н.Х. Факторы, влияющие на механическую скорость проходки с увеличением глубины: Перевод-№ 186/60Б. М.: 1980.-33 с.

12. Колесников Н.А. Влияние дифференциального и угнетающего давления на разрушение горных пород // Сер. Бурение М.: Обзор, информ. ВНИИОЭНГ, 1986.-Вып. 5.-41 с.

13. Эйгелес P.M., Элькинд А.Ф. Динамическая фильтрация бурового раствора на забое бурящейся скважины // Нефт хоз-во. М.: ВНИИОЭНГ, 1984. - № 11. -С. 12-16.

14. Pelkier В., Atkinsen G. Dynamic Pore Pressure a head of the Bit. SPE Drilling Engineering, December 1987, p. 351-358.

15. Black A.D., Dearing H.L., Dibona B.G. Effect of Pore Pressure and Mud Filtration on Drilling Rates in a Permeable Sandstone. Jornal of Petroleum Technology.

16. Пирсон С.Д. Учение о нефтяном пласте. М.: Гостоптехиздат, 1961. -570с.

17. Берман Л.Б., Нейман B.C. Исследование газовых месторождений и подземных хранилищ газа методами промысловой геофизики. М.: Недра, 1972. — 81 с.

18. Дикгоф Ю.А., Дикгоф А.Ю. Физико-математические основы гидродинамического способа выделения коллекторов в процессе бурения // Методика интерпретации геофизических наблюдений. Изд-во. Казанского государств, ун-та, 1974. С. 7-34.

19. Лукьянов Э.У. Исследование скважин в процессе бурения. М.: Недра, 1979.-213 с.

20. Дембицкий С.И., Волкова И.Н. Исследование фильтрации бурового раствора в пласт в реальных условиях проводки нефтяных скважин // Нефтегазовая геология, геофизика и бурение. М.: ВНИИОЭНГ, 1985. Вып. 8. - С. 33 - 38.

21. Орлов Л.И. Изменение электрического сопротивления песчаников в процессе вытеснения нефти соленой и пресной водой // Новости нефтяной и газовой техники ГИНТИ. 1961, № 7. - С. 34 - 37.

22. Фергюссон С.К., Клотц Д.А. Водоотдача из глинистых растворов в процессе бурения. Пер с англ. Практика обработки глинистых растворов в США. -М.: Государств, ин-т науч.-техн. информ., 1958. 201 с.

23. Черемисинов О.А. Проблемы газометрии скважин. М.: Недра, 1973. -176 с.

24. Свалов A.M. Забойная фильтрация при положительном дифференциальном давлении. Физико-технические проблемы разработки полезных ископаемых. Новосибирск: Наука, 1989. - № 1. - С. 67 - 73.

25. Глумов И.Ф. Исследование проникновения фильтрата глинистого раствора в монолитный песчаник в процессе выбуривания керна: Тр. ТАТНИИ. Бу-гульма:, 1960. - № 2. - С.285-299.

26. Михайлов И.Н. Осмотическое нефтенасыщение разрабатываемых пластов. М.: Недра, 1992. - 270 с.

27. Пономарев П.П., Каулин В.А. Отбор керна при колонковом геологоразведочном бурении. М.: Недра, 1989. - 255 с.

28. Поляков В.Н., Ишкаев Р.К., Лукманов P.P. Технология заканчивания нефтяных и газовых скважин. Уфа: Тау, 1999. - 408 с.

29. Аветисян Н.Г., Шеметов В.Ю., Предупреждение нарушения устойчивости горных пород под действием осмотического массопереноса. М.: ВНИИО-ЭНГ, 1980.

30. Рябченко В.И. Управление свойствами буровых растворов. М.: Недра, 1990.-230 с.

31. Ребиндер П.А. Поверхностные явления в дисперсных системах. Физико-химическая механика: Избранные тр. М.: Наука, 1979. - 384. с.

32. Клюсов А.А., Клюсов В.А., Гейхман М.Г., Ахметов А.А. Классификация осложнений в системе пласт скважина и причин, их вызывающих //Нефт хоз-во.- М.: ВНИИОЭНГ, 1998. № 2. - С. 12-15.

33. Новые технологии капитального ремонта скважин: Лекции и материалы по программе «Tacix», 1998.

34. Достижения в оценке нарушений эксплуатационных качеств пласта и стратегии управления. Курс лекций д-ра Джуде О. Амаефуле и Давида Дж. Кер-сей Кор Лаборатория: Western Atlas International, 1993.

35. Ромм Е.С. Структурные модели порового пространства горных пород. -Л.: Недра, 1985.-240 с.

36. Slichter C.S. Theoretical investigations of the motion of ground waters. 19th Am. Rep. U.S. Geol. Survey, 1899, V.2, p. 295-384.

37. Терцаги К. Строительная механика грунта на основе его физических свойств. М.: Госстройиздат, 1933. - 392 с.

38. Kozeny J. Uber Kapillare Leiting des Wassers im Boden. Sitzung Berichte Akad. Wiss., Wien, Nat. Kl., 1927,-Bd. 136, Alt 11 a, S. 271.

39. Marshall A. Relation between permeability and size distribution of pores. J. soil Sci., 1958, V. 9, № l,p. 2-7.

40. Маркин B.C. О капиллярном равновесии в модели пористого тела с пересекающимися порами переменного сечения. Докл. АН СССР, 1963, т.151, № 3.- С.620-623.

41. Fatt I. The network model of porous media. Trans. AIME, 1956, v. 207, p. 160-181.

42. Ruder A.M. Character of pores in oil sands.- World Oil. 1948, April, p. 129

43. КречетоваТ.Н., Ромм Е.С. О связи главных компонентов тензоров напряжений и проницаемости пористых сред // Изв. АН СССР. Механика жидкости и газа, 1983, № 1.-С. 181 185.

44. Медведев Н.Я. Геотехнологические основы разработки залежей с трудноизвлекаемыми запасами нефти. М.: ВНИИОЭНГ, 1997. - 267 с.

45. Царевич К.А., Щищенко Р.И., Бакланов Б.Д. Глинистые растворы в бурении. Баку: Азнефтеиздат, 1935. - 170 с.

46. Луценко Н.А., Яишникова Е.А. Глинизирующие способности глинистых растворов //Азербайджанское нефт. хоз-во. 1936, № 6. С. 12-15.

47. О влиянии давления закачки воды на проницаемость призабойной зоны// Кривоносов И.В., Кириллин А.Ф., Пустовой С.П./ Нефт. хоз-во. М.: ВНИИОЭНГ, №8, 1970.-С. 43.

48. Gleen E.F., Slusser M.L. Factory Affecting Well Productivity Into Porous Media Trans Aime210. 1957.-p. 134.

49. Abrams A. Mud Design to Minimize Rock Impairment Due. To Particle Invasion. IPT, 1977. vol. 29, № 5, p. 586-592.

50. Касперский Б.В. Проникновение твердой фазы буровых растворов в пористую среду// Нефт. хоз-во. М.: ВНИИОЭНГ, 1971, № 9. С. 30 - 32.

51. Временное методическое руководство по прогнозированию влияния бурового раствора на проницаемость призабойной зоны и продуктивность скважин,-М.: ВНИИБТ, 1976,- 43 с.

52. Ибрагимов Л.Х., Константинов М.Ю., Курбанов А.К., Цыкин И.В. Влияние концевого эффекта на продуктивность скважины //Наука и технология углеводородов. М.: 1998, № 1.

53. РД 39-0147001-742-97. Методика комплексной оценки качества вскрытия продуктивных пластов, заканчивания скважин и выбора рабочих жидкостейдля повышения качества вскрытия пластов. Краснодар: ВНИИКРнефть, 1992. -56 с.

54. Шевалдин И.Е. Влияние степени минерализации естественных водных суспензий на качество вскрытия продуктивных горизонтов// Нефт. хоз-во. М.: ВНИИОЭНГ, 1961, № 11. -С. 11-13.

55. Гудок Н.С. Изучение физических свойств пористых сред. М.: Недра, 1970.-205 с.

56. Колесников М.М., Балуев А.А., Усачев Е.А. Изучение изменения фильтрационных свойств керна// Повышение эффективности строительства скважин в Западной Сибири: Сб. научн. тр. СибНИИНП Тюмень, 1989. - С. 90 - 94.

57. Желтов Ю.В. Возможности метода физического моделирования при оценке механизмов нефтеотдачи// Физическое и математическое моделирование механизмов нефтеотдачи: Сб. науч. тр. под ред. Ю.П. Желтова. М.: Наука, 1981. -99 с.

58. Седов Л.И. Методы подобия и размерностей в механике. М.: Наука, 1977.-438 с.

59. Эфрос Д.А. Исследования фильтрации неоднородных систем. М.: Гос-топтехиздат, 1963. - 351 с.

60. Мирзаджанзаде А.Х., Ковалев А.Г., Зайцев Ю.В. Особенности эксплуатации месторождений аномальных нефтей. М.: Недра, 1972. - 200 с.

61. Мартос В.М. О методе физического моделирования нестационарной фильтрации неоднородных жидкостей. В. кн.: Фильтрация, теплоперенос и неф-тегазоотдача в сложных пластовых системах. - М.: Наука, 1978. - С. 49 - 68.

62. Уильяме Г., Андресон Г.Е. Литературное исследование смачиваемости. SPE Conoco, 2000.-315 с.

63. Stegemeier, G & Jessen, FW.: The Relationship of Relative Permeability to Contact Angles, Proc., Conference on the Theory of Fluid Flow in Porous Media, U.of Oklahoma, Norman (March 23-24, 1959). P. 213-229.

64. Mundan, N & Moore, E.I.: "Gertain Wettability Effects on Electrical Resistivity in Porous Media". J. Cdn. Pet. Tech. (Ian. March 1968) 7, № 1. - p. 20-25.

65. Lefebure du Prey, E.J.: "Factors Affecting Liquid Liquid Relative Permeabilities of a Consolidated Porous Medium", SPEI (feb 1973). - p. 39-47.

66. Bober, J.E., Mattax, C.C., & Deneras, M.O.: "Reservoir Rocr Wettability-Its Significance & Evaluation", Trans., AiMl (1958) 213, p. 155-160.

67. Erlich, R & Wygal, R.J.: "Interrelation of Crude Oil & Rock Properties With the Recovery of Oil by Coustic Water Flooding", SPEJ (Aug 1977). p. 263-270.

68. Mungan, N.: Relative Permeability Measurements Using Reservoir Fluids", (oct 1972). p. 398-402.

69. Sharma, M.N. & Wunderlich, R.W.: "The Alteration of Rock Properties Due To Interactions With Drilling Fluid Components", paper SPE 14302 Presented at the SPE Annual Technical Conference & Exhibition, Las Vegas, Sept. 22-25.

70. Thomas, D.S., Hsing, H., & menzie D.E.: "Evaluation of Core Damage Caused Bu Oil Based Drilling & Coring Fluids". Paper SPE 13 097 Presented at the 1984 SPE Annual Technical Conference & Exhibition, Houston, Sept. 16-19.

71. Treiber L.E., Archer D.l. & Ouens W.W. "A Laboratory Evaluation of the Wettability of Fifty Oil Producing Reservoirs", SPEJ (Dec 1972) 531-540; Trans., AiMl. 253.

72. Barbour, F.A., Barbour R.V., & Petersen J.C.: A Study of Asphalt Aggregate Interactions Using Inverse Gas-Liquid Chromatography", Appl. Chem. Biotech-nol. 11974) 24.- p.645-654.

73. Bartoll, F.E. & Niederhauser, D.O.: Film Forming Constituents of Crude Petroleum Oils", "Fundamental Research Occurrence & Resovery of Petroleum, API, New York City (1946-1947). p. 57-80.

74. Mungan, N.: "Certain Wettability Effects in Laboratory Water-Fluids."IPT (Feb 1966) 247-252; trans., AiMl, 237.

75. Cuiec, L.E.: Restoration of the Natural State of Core Samples," paper SPE 5634 presented at the 1975 SPE Annual Technical Conference & Exhibition Dallas, Sept. 28.-Oct. 1.

76. Cuiec, L.E.: Study of Problems Related to the Restoration of the Natural State of Core Samples," J. Cdn. Pet. Tech. (Oct.-Dec 1977) 16, №4, 68-80.

77. РД 00158758-198-98. Регламент по отбору, транспортировке, хранению и исследованию каменистого материала на месторождениях Западной Сибири.-1998.-48 с.

78. Середа Н.Г., Соловьев Е.М. Бурение нефтяных и газовых скважин. М.: Недра, 1974.-454 с.

79. Овнатанов В.Т. Вскрытие и обработка пласта. М.: Недра, 1970. - 180 с.

80. Роджерс В.Ф. Состав и свойства промывочных жидкостей для бурения нефтяных скважин. Перевод с англ. М.: Недра, 1967. - 594 с.

81. Сидоровский В.А. Вскрытие пластов и повышение продуктивности скважин. М.: Недра, 1978. - 256 с.

82. Михайлов Н.Н. Остаточное нефтенасыщение разрабатываемых пластов. -М.: Недра, 1992.-270 с.

83. Кочина И.Н., Михайлов Н.Н. Фильтрация через глинистую корку//Изв. Ан СССР. Сер. Механика жидкостей и газа. М.: Наука, 1976, № 6. - С. 70-75.

84. Дахнов В.Н. Геофизические методы определения коллекторских свойств и нефтегазонасыщения горных пород. Изд. 2. М.: Недра, 1985. - 254 с.

85. В. Д. Городнов. Физико-химические методы предупреждения осложнений в бурении.- М.: Недра, 1984. 280 с.

86. В.Д.Городнов. Буровые растворы: Учебник для техникумов. М.: Недра, 1985.-206 с.

87. Шептала Н. Е. Руководство по физико химическому анализу глинистых растворов, глин, утяжелителей и реагентов. - М.: Недра, 1974.- 152 с.

88. Ф.Д.Овчаренко, В.Р.Эстрелла-Льопис, В.В.Дудник. Новый тип потенциальных кривых для леофильных систем/Докл. АН СССР. 1987. - т. 293. - № 3. -С. 660-665.

89. Шантарин В.Д., Войтенко B.C. Физикохимия дисперсных систем. М.: Недра, 1990.-315 с.

90. В.И.Вяхирев, Ю.С.Кузнецов, В.П.Овчинников, А.А.Шатов, Е.С.Кузнецов: Специальные тампонажные материалы для разобщения пластов в различных термобарических условиях. Тюмень: Изд-во «Вектор Бук», 1997. -238 с.

91. Ганджумян Р.А., Калинин А.Г., Никитин Б.А. Инженерные расчеты при бурении глубоких скважин: Справочное пособие/ Под ред. А.Г.Калинина. М.: ОАО изд-во Недра, 2000. - 489 с.

92. Басарыгин Ю.М. Заканчивание скважин. М.: ОАО изд-во Недра, 2000. -669 с.

93. Сургучев М.Л., Желтов Ю.В., Симкин Э.М. Физико-химические микропроцессы в нефтегазоносных пластах. М.: Недра, 1984. - 251 с.

94. Грей Дж.Р., Дарли Г.С.Г. Состав и свойства буровых агентов. М.: Недра, 1985. - 510 с.

95. Ангелопуло O.K., Подгорнов В.М., Аваков В.Э. Буровые растворы для осложненных условий. М.: Недра, 1988. - 135 с.

96. Влияние ступенчатого цементирования скважин на их продуктивность //Щавелев Н.Л., Карпов А.В., Сысоев В.С и др./ Нефт. хоз-во, 1998. № 5. С. 31-34.

97. РД 39-0148070-335-88Р. Технология подготовки нефти с применением отечественных деэмульгаторов для месторождений Западной Сибири.-Тюмень. СибНИИНП, 1988.- 75с.

98. Балуев А.А., Лушпеева О.А., Усачев Е.А., Грошева Т.В. Эффективность применения биополимерных буровых растворов при бурении боковых стволов с горизонтальным участком // Нефт. хоз-во. М.: 2001.-№ 9. - С. 35.103