Исследование и разработка технологий, обеспечивающих сохранение природной проницаемости продуктивных пластов тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 25.00.15, кандидат наук Макарова, Ирина Игоревна

• Макарова, Ирина Игоревна
• кандидат наук
• 2013

Оглавление диссертации кандидат наук Макарова, Ирина Игоревна

Оглавление

Введение

1 Изменение природной проницаемости продуктивных пластов в процессе первичного их вскрытия при бурении

1.1 Загрязнение ПЗП на этапе первичного вскрытия продуктивного пласта

1.1.1 Снижение проницаемости за счет проникновения фильтрата и твердой фазы бурового раствора

1.1.2 Набухание глинистых частиц

1.1.3 Образование эмульсии в призабойной зоне

1.1.4 Молекулярно-поверхностные явления и капиллярные эффекты

1.1.5 Образование в порах нерастворимых осадков

1.1.6 Снижение проницаемости продуктивных пластов за счет влияния дисперсной фазы промывочных жидкостей

1.1.7 Современные представления о формировании кольматационного слоя

1.1.8 Формирование и свойства фильтрационной корки

1.1.9 Применение механических и гидродинамических способов уплотнения фильтрационной корки и слоя кольматации

1.2 Анализ современных технологий первичного вскрытия флюидонасыщенных горизонтов

1.2.1 Технология первичного вскрытия пластов продуктивной толщи в водонефтяных зонах с использованием гидрофобных буровых растворов

1.2.2 Технология первичного вскрытия с целью снижения обводненности добываемой продукции

1.2.3 Технологии по формированию конструкций фильтра и забоя скважины

1.2.3.1 Технология и техника формирования конструкции фильтра многопластовой залежи нефти

1.2.4 Технология и техника консервации продуктивных горизонтов многопластовой залежи

2 Методика исследования фильтрационных свойств бурового раствора и корки

2.1 Теоретическое обоснование задачи фильтрации растворов с кольматирующими свойствами за счет конденсации твердой фазы в поровом пространстве

2.2 Аналитическое решение задачи фильтрации с кольматацией в тонком слое

3 Результаты экспериментальных исследований фильтрационных характеристик буровых растворов

3.1 Методика оптимизации фильтрационных свойств буровых растворов

3.2 Результаты экспериментальных исследований физико-химических методов кольматации

4 Промысловые испытания разработанных методик и технологий

сохранения природной проницаемости продуктивных пластов

Основные выводы и рекомендации

Список использованной литературы

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Исследование и разработка технологий, обеспечивающих сохранение природной проницаемости продуктивных пластов»

Введение

Сохранение природной проницаемости продуктивных пластов в технологических процессах строительства скважины, начиная от первичного вскрытия до ее капитального ремонта, до сих пор является актуальной проблемой, несмотря на крайнюю необходимость решения этой задачи, так как от этого напрямую зависит продуктивность скважины.

Известно, что эффективность вскрытия продуктивных отложений, в части сохранения их фильтрационно-емкостных свойств, зависит от геолого-физических характеристик залежи, физико-химических свойств пластовых флюидов, характеристик и показателей применяемой технологии на всех этапах строительства скважин (свойств буровых, тампонажных и специальных растворов, величин и пределов изменения забойных дифференциальных давлений по стволу скважины при бурении и цементировании, степени совершенства гидравлической связи пластов и ствола скважины и др.). В этой связи, целью применяемых и разрабатываемых технологий является снижение или исключение отрицательного влияния основных факторов на коллекторские свойства продуктивных пластов и сохранение потенциальной продуктивности скважин.

Анализ состояния работ в области сохранения потенциальной продуктивности пластов показывает, что в большинстве случаев применяемые в настоящее время способы бурения и заканчивания скважин не обеспечивают эффективной защиты коллекторов нефти и газа от ухудшения их фильтрационно-емкостных свойств.

Изменение фильтрационных характеристик продуктивного пласта в период строительства, эксплуатации или ремонта скважины происходит в пределах участка пласта, примыкающего к стволу скважины - призабойной зоне пласта (ПЗП). Известно, что снижение фильтрационных свойств ПЗП происходит вследствие внедрения в поровое пространство фильтрата технологических жидкостей и механических примесей при бурении, цементировании, вскрытии пласта перфорацией. Следовательно, начиная от вскрытия продуктивного пласта

бурением и на всех стадиях строительства, освоения и эксплуатации скважин необходимо сохранять или восстанавливать естественную проницаемость ПЗП.

Для достижения возможно более полного сохранения естественной фильтрационной характеристики пласта в процессе его вскрытия бурением особое внимание необходимо уделять фильтрационным и кольматационным характеристикам бурового раствора (промывочной жидкости).

Проблемами создания буровых промывочных жидкостей с заранее заданными свойствами занимались многие научные школы, такие как: татарская, уфимская, украинская, грозненская, московская, тюменская, краснодарская, ставропольская, волгоградская и другие.

Цель работы. Сохранение естественной проницаемости продуктивных пластов разработкой и совершенствованием технологий регулирования свойств технологических жидкостей с кольматирующими свойствами.

Основные задачи

1. Анализ современного состояния проблемы сохранения природной проницаемости пластов-коллекторов.

2. Разработка методики определения толщины и проницаемости фильтрационной корки, а также других показателей, характеризующих ее свойства и процесс формирования.

3. Экспериментальные исследования лабораторных образцов буровых растворов, а также растворов из бурящихся скважин по разработанной методике с целью получения необходимого объема данных и оценки их точности и достоверности.

4. Определение эмпирических зависимостей между показателями фильтрационных и других технологических характеристик буровых растворов, позволяющих оптимизировать их состав, свойства и химическую обработку.

5. Промысловые испытания разработанных методик и технологий сохранения природной проницаемости продуктивных пластов.

Научная новизна

1. Предложен научно обоснованный комплекс физических и физико-химических показателей фильтрационных свойств буровых растворов, позволяющий оптимизировать их химическую обработку с целью получения заданных технологических характеристик.

2. Установлены и интерпретированы эмпирические зависимости между фильтрационными, структурно-механическими и реологическими характеристиками буровых промывочных жидкостей.

3. Научно обоснована концепция создания буровых промывочных жидкостей с оптимальными, с позиции сохранения природной проницаемости коллектора, фильтрационными свойствами. Определены физико-химические условия и технологические требования для создания кольматирующих буровых растворов.

Практическая ценность работы

1. Разработанная методика для определения фильтрационных характеристик буровых растворов в условиях производственной лаборатории позволяет в условиях буровой произвести их оценку с точки зрения обеспечения безаварийного бурения и сохранения природной проницаемости пластов-коллекторов.

2. Разработанные в диссертационной работе критерии оптимизации фильтрационных характеристик буровых растворов позволяют аргументировано доказывать неприемлемость их рекомендации только по минимизации показателя водоотдачи.

3. Разработанная технология приготовления и применения буровых растворов с кольматирующими свойствами прошла промышленную апробацию и доказала свою перспективность при бурении основных стволов и горизонтальных их окончаний с позиций безаварийности и сохранения природной проницаемости продуктивных пластов.

1 ИЗМЕНЕНИЕ ПРИРОДНОЙ ПРОНИЦАЕМОСТИ

ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ В ПРОЦЕССЕ ПЕРВИЧНОГО ИХ ВСКРЫТИЯ ПРИ БУРЕНИИ

Фильтрационно-емкостные свойства пласта определяются процессами, протекающими в нем, начиная от первичного вскрытия. Изменение фильтрационных характеристик продуктивного пласта в период строительства, эксплуатации или ремонта скважины происходит в пределах участка пласта, примыкающего к стволу скважины - призабойной зоне пласта (ПЗП). В процессе эксплуатации скважин состояние ПЗП постоянно изменяется не только вследствие протекания природных явлений и процессов, но также и за счет техногенного влияния. Снижение фильтрационных свойств ПЗП происходит вследствие внедрения в поровое пространство различных веществ при бурении, цементировании, вскрытии пласта перфорацией, в процессе освоения, эксплуатационный период и при ремонте скважин. Рассмотрим эти процессы.

1.1 Загрязнение ПЗП на этапе первичного вскрытия продуктивного

пласта

От качества вскрытия продуктивных пластов бурением в значительной степени зависит дальнейшая эксплуатация скважин. Высококачественное вскрытие продуктивных горизонтов обусловливает повышение эффективности геологоразведочных работ и производительности скважин, что в конечном итоге способствует увеличению нефтегазоотдачи пластов.

Анализ состояния вскрытия нефтяных и газовых пластов на разведочных и эксплуатационных площадях, исследования, проведенные в этой области в России и за рубежом, позволяют сделать вполне определенный вывод о том, что большинство продуктивных пластов вскрывается со значительными повреждениями продуктивного пласта.

Одним из основных условий повышения эффективности геологоразведочных работ является применение таких методов вскрытия и опробования, которые обеспечили бы сохранение естественного состояния коллектора и, следовательно, достаточную надежность результатов опробования на промышленную нефтегазоносность.

Низкое качество вскрытия продуктивного пласта приводит к уменьшению добывных возможностей скважин, а следовательно, к уменьшению коэффициента нефтегазоотдачи. При этом возникает необходимость создания повышенных депрессий при освоении и эксплуатации скважин, что особенно отрицательно сказывается на эксплуатации залежей, коллекторы которых сложены несцементированными или слабо сцементированными песками, а также при наличии подошвенных вод. Особенно большой ущерб наносится продуктивным пластам низкой проницаемости, а также сложенным порово-трещинными и трещинно-каверновыми коллекторами.

Многолетняя практика применения промывочных жидкостей на водной основе и лабораторные исследования показывают, что основной причиной ухудшения коллекторских свойств пласта является проникновение в пласт фильтрата и твердой фазы промывочной жидкости в период вскрытия.

Это необратимо уменьшает естественную проницаемость призабойной зоны пласта, что вызывает кратное снижение продуктивности скважины. Объясняется это тем, что при проникновении твердой фазы, в особенности глины, в призабойную зону пласта необратимо закупориваются поры коллектора, в результате чего проницаемость может снизиться до нуля.

1.1.1 Снижение проницаемости за счет проникновения фильтрата и твердой фазы бурового раствора

Существующие представления относительно глубин проникновения фильтрата промывочной жидкости отражены в [14, 45, 48, 106, 119]. Диаметр зоны проникновения фильтрата может достигать значительных размеров [14] (он

зависит от геолого-физических свойств пласта, качества промывочной жидкости, продолжительности вскрытия, перепада давления и др.). По данным Яремейчука P.C. [106, 119] граница зоны проникновения составляет 0,5 м и более.

Анализируя промыслово-геофизические данные, авторы [48] установили, что фильтрат проникает на глубину 0,4-0,8 м. По мнению авторов [102], фильтраты буровых растворов способны проникать в продуктивные пласты на еще более значительные расстояния, достигающие 0,2 - 3 м. Значительно большую глубину проникновения фильтрата (до 6,5 м и более) приводит в своей работе Амиян В.А. [15].

Глубина проникновения фильтрата и промывочной жидкости в пласт и ее количество при прочих разных условиях в значительной степени определяется перепадом давления на пласт в процессе его вскрытия. Как правило, продуктивные пласты вскрываются с давлениями, значительно превышающими пластовое. По этой причине наблюдается снижение абсолютной проницаемости образцов пород в 1,8-42 раза, а в некоторых случаях абсолютная проницаемость уменьшается до нуля [38]. Так, например, на месторождениях Западной Украины избыточное давление на пласт в процессе его вскрытия достигало 17 МПа, в объединении Туркменнефть больше 20 МПа, в объединении Ставропольнефтегаз от 6 МПа и выше.

Аналогичное положение наблюдается почти во всех районах. Например [13], на Западном Палванташе во время вскрытия некоторых пластов избыточное давление составляло 12,8-16,8 МПа. Естественно, при таких давлениях в пласт проникает большое количество фильтрата, в особенности, если для вскрытия используют недостаточно качественные глинистые растворы с высокой водоотдачей.

Так, например, репрессия на кровле продуктивного горизонта Оренбургского и Карачаганакского месторождений достигает соответственно 14,0-16,2 МПа [66, 48].

Значительный прирост гидродинамического давления наблюдается также во время спуска инструмента: в процессе бурения скважин в Тюменской области, на

глубине 2100-2200 м гидродинамическая репрессия при спуске инструмента достигает 8,0-10,0 МПа [101].

Естественно, при таких давлениях в пласт проникает большое количество промывочной жидкости и ее фильтрата. В [77] описан случай, когда высокодебитная скважина перестала давать нефть после попадания в ее призабойную зону промывочной жидкости из соседней скважины, расположенной на расстоянии 75 м.

При проникновении фильтрата бурового раствора в продуктивный пласт происходит заметное ухудшение естественных коллекторских свойств призабойной зоны в результате действия следующих факторов:

- набухание глинистых частиц породы коллектора, когда вода фильтрата отличается по своему солевому составу от пластовой воды;

- снижение фазовой проницаемости по нефти при появлении водной фазы и блокирующего действия воды в результате образования пристенных слоев, обладающих повышенной вязкостью и упругим сопротивлением сдвигу на поверхности пор коллектора [20];

- возникновение капиллярных явлений на контакте воды с пластовой нефтью;

- образование в призабойной зоне стойких водонефтмных эмульсий типа «вода в нефти», слабофильтрующихся не только вследствие более высокой, чем у чистой нефти вязкости, но и из-за наличия ярко выраженных тиксотропных свойств;

- закупоривание пор коллектора нерастворимыми в воде и нефти твердыми осадками, образующимися в результате химического взаимодействия фильтратов буровых растворов и промывочных жидкостей с пластовыми жидкостями.

1.1.2 Набухание глинистых частиц

Снижение проницаемости продуктивного пласта в результате набухания глинистых частиц после проникновения фильтрата промывочной жидкости в призабойную зону зависит от типа глинистого минерала, степени его

дисперсности, природы обменных катионов, свойств фильтрата промывочной жидкости и др. Наибольшие объемные изменения происходят у глин группы монтмориллонита и его смесей с каолинитом и хлоритом[37]. Значительное пептизирующее действие оказывают Na+ и Са2+, катионы Mg2+ и Н+ действуют слабее. Замена обменного катиона глины на Na+ резко уменьшает проницаемость, особенно у глин, чувствительных к воде. Основной причиной уменьшения проницаемости является межкристаллическое и внутри-кристаллическое набухание, обусловленное ориентацией слоев диполей молекул воды между плоскостями глинистых частиц и на самих частицах. Как правило, пластовая вода продуктивного горизонта не снижает проницаемости коллектора, так как вследствие установившегося ионного равновесия глинистые частицы не набухают [13].

Наибольшее набухание происходит при щелочной воде, наименьшее при жесткой. При соприкосновении щелочной воды с глинистыми частицами электролиты действуют как диспергаторы, облегчая механическое диспергирование частиц глины по микрощелям вследствие обменной адсорбции ионов и связывая в этих микрощелях дисперсионную среду в виде гидратных оболочек значительной толщины.

По H.H. Сербиной, электролиты можно разделить на две группы:

а) электролиты, вызывающие гидрофильную коагуляцию в суспензиях

глин;

б) электролиты, вызывающие гидрофобную коагуляцию.

К первой группе относятся щелочные электролиты (натриевые соли с гидролитической щелочной реакцией), сода (Na2C03), орто-пирофосфаты и другие, вызывающие после обменной адсорбции ионов сильную гидратацию (гидрофилизацию) внешних и внутренних (в микрощелях) поверхностей кристаллической решетки частиц глины.

Ко второй группе относятся электролиты с поливалентными катионами, хлориды кальция, магния, алюминия, вызывающие после адсорбции ионов

резкую дегидратацию (гидрофобизацию) поверхности кристаллической решетки частиц.

На степень набухания влияет состав самой глины. Ниже приведена кинетика набухания бентонитов [13].

Таблица 1.1- Диаметр зоны проникновения фильтрата

Состав глины Са-бентонит Ш-бентонит

Время предельного набухания, ч. 24 420

Величина предельного набухания, % 124 840

рН фильтрата 7,6 8,64

Так как в естественных условиях поверхность глинистых частиц, которые входят в состав нефтяного коллектора, покрыта пленкой нефти, а пористая среда в большинстве случаев содержит связанную воду, в [13] рассмотрен процесс набухания глинистых частиц в этих условиях во время вскрытия продуктивного пласта.

При перепадах давления на забое скважины во время вскрытия продуктивного пласта, когда происходит взаимовытеснение нефти водой и воды нефтью, создаются благоприятные условия для разрыва пленки нефти, покрывающей поверхность частиц глин. Возможность и скорость разрыва этой пленки водой, проникающей в призабойную зону, возрастают при прочих равных условиях с увеличением гидрофильности поверхности глинистых частиц и содержания в пористой среде связанной воды, а также с уменьшением активности нефти. Следовательно, чем больше активность нефти и меньше связанной воды, тем меньше возможность снижения проницаемости призабойной зоны из-за набухания глинистых частиц. Так как натриевые глины более гидрофильны, чем кальциевые, то при натриевых глинах снижение проницаемости призабойной зоны будет больше, чем при кальциевых.

Очевидно, что при прочих равных условиях существенное влияние на процесс набухания глинистых частиц оказывают продолжительность вскрытия продуктивного пласта и количество проникшей в него воды.

Чем дольше время вскрытия и чем больше воды проникает в пласт, тем более благоприятные условия будут созданы для набухания глинистых частиц и, следовательно, для снижения проницаемости призабойной зоны.

1.1.3 Образование эмульсии в призабойной зоне

Из анализа освоения скважин после бурения и, когда в качестве промывочной жидкости применяли глинистый раствор или воду, научно-исследовательских и опытных работ в области нефтяных эмульсий следует, что одной из основных причин снижения естественной проницаемости призабойной зоны и, следовательно, уменьшения производительности нефтяных скважин, является проникновение в пласт воды, в результате чего в пористой среде (в призабойной зоне пласта) может образоваться стойкая нефтяная эмульсия. Эмульсия может образоваться не только в призабойной зоне, но и на некотором удалении от нее, измеряемом зоной проникновения воды вглубь пласта. На образование эмульсии в нефтяном пласте при его вскрытии указывает ряд авторов [82, 15,76].

В работах В. А. Амияна обоснована возможность образования эмульсии в призабойной зоне в результате проникновения в нее воды и сделана попытка объяснить механизм происходящих при этом явлений.

При перемешивании воды и нефти возможно образование эмульсии двух видов: прямой (нефть в воде) и обратной (вода в нефти). От начала вскрытия нефтяного пласта до ввода скважины в эксплуатацию нефть в пористой среде контактирует с проникающей в пласт водой в результате периодического изменения гидродинамического давления на стенки скважины. Это вызывает в призабойной зоне следующие явления. При неизменной разности давлений между столбом глинистого раствора и пластовым давлением проникающая в пласт вода оттесняет нефть из призабойной зоны вглубь пласта на расстояние, зависящее от физико-химической характеристики нефти и воды, свойств пористой среды и других причин. Когда давление столба глинистого раствора увеличивается

(например, во время спуска инструмента или при увеличении плотности раствора), объем проникающей воды увеличивается, и нефть из призабойной зоны оттесняется вглубь пласта. Если же давление столба глинистого раствора в скважине уменьшается (при подъеме инструмента, поступлении в скважину газа), некоторое количество воды вытесняется в обратную сторону (в скважину). При продолжительном вскрытии продуктивного пласта взаимное вытеснение нефти водой и воды нефтью в призабойной зоне происходит длительное время.

Таким образом, длительный контакт нефти и воды и пульсирующее давление на забое скважины благоприятствуют диспергированию в призабойной зоне воды в нефти и нефти в воде.

Известно, что чем меньше поверхностное натяжение на границе нефть-вода, тем лучше будет диспергироваться вода в нефти и нефть в воде. Низкое поверхностное натяжение в свою очередь зависит от наличия поверхностно-активных компонентов в нефти и воде. Наиболее поверхностно-активными компонентами нефти являются нафтеновые кислоты, асфальтены и смолы.

В щелочных водах поверхностно-активными компонентами являются натриевые мыла, которые образуются в результате омыления жирных и нафтеновых кислот. Поэтому, если пласт содержит активную нефть, а проникающая вода имеет щелочную характеристику, то условия диспергирования значительно облегчаются. Можно сделать вывод, что условия диспергирования воды в нефти и нефти в воде в призабойной зоне будут наиболее благоприятны при продолжительных и резких колебаниях давления на забое скважины во время вскрытия продуктивного пласта, при наличии активной нефти и щелочной характеристики воды, проникающей в пласт.

Очевидно, что частые проявления скважины во время вскрытия продуктивного пласта и необходимость в связи с этим увеличения плотности промывочной жидкости могут явиться дополнительным фактором, способствующим успешному диспергированию воды в нефти и нефти в воде в призабойной зоне.

Эмульсии, полученные из чистых жидкостей, очень нестойки; капельки при соприкосновении друг с другом сливаются (коалесцируют), и дисперсная система постепенно расслаивается на две несмешивающиеся жидкости. Достаточно устойчивые эмульсии могут быть получены лишь при добавлении к двум образующим их жидким фазам эмульгатора, адсорбирующегося на поверхности раздела фаз.

Устойчивость нефтяных эмульсий, как было показано в работах П.А. Ребиндера и H.H. Сербиной, связана с образованием на поверхности капелек эмульсии защитной коллоидно-адсорбционной диффузной оболочки со стороны дисперсионной среды. Из изложенного следует, что наличие эмульгатора является вторым необходимым условием возможности образования эмульсии в призабойной зоне.

Исследования [13] показали, что природными эмульгаторами указанных выше типов нефтяных эмульсий являются слабые поверхностно-активные высокомолекулярные углеродистые вещества, которые не обладают заметной поверхностной активностью вследствие крупности, сложности строения и достаточной симметрии их коллоидных частиц. К этой группе эмульгаторов относятся высокоуглеродистые вещества: асфальтены, смолы и другие, придающие нефтям темную окраску и потому называемые «черными эмульгаторами». Эти вещества, адсорбируясь на границе раздела вода - нефть, понижают поверхностное натяжение на 2-3 дин/см, но создают пограничные слои с высокими механическими свойствами. По исследованиям указанных авторов, добавка 1 % нефтяных смол понижает поверхностное натяжение чистого ксилола на границе с водой (равного 35 дин/см при 20 °С) всего на 2 дин/см, а добавка 1 % асфальтенов - на 3 дин/см; добавка 1 % нафтената кальция вызывает понижение поверхностного натяжения на 14 дин/см. Экспериментально было установлено, что устойчивыми являются те нефтяные эмульсии, в образовании которых участвовали и «черные эмульгаторы». Двухвалентные соли нафтеновых кислот давали эмульсии сравнительно малоустойчивые, которые расслаивались в течение нескольких минут или часов.

По современным представлениям о механизме эмульгирования жидкостей твердыми эмульгаторами, образование эмульсий типа нефть в воде или вода в нефть и их устойчивость определяются условиями избирательного смачивания высокодисперсных твердых частиц жидкими фазами, образующими эмульсию [13,112].

В природных условиях нефтяные эмульсии представляют собой в большинстве случаев массу мельчайших капелек воды, диспергированных в нефтяной среде, т. е. эмульсии имеют гидрофобный характер.

Твердыми эмульгаторами, принимающими участие в образовании нефтяной эмульсии в призабойной зоне, могут быть микрокристаллы парафина, различные минералы нефтесодержащих пород и др.

Эти частицы во время всего периода вскрытия продуктивного пласта находятся в постоянном контакте как с нефтью, так и с водой и перемещаются в призабойной зоне при взаимном вытеснении нефти водой и воды нефтью вследствие пульсации давления на забое скважины. Естественно, что в этих условиях возможно частичное изменение молекулярной природы поверхности твердого эмульгатора (инверсия избирательного смачивания), а это приведет к тому, что твердые частицы будут обладать промежуточным избирательным смачиванием.

Таким образом, экспериментально установлено, что в состав поверхностного слоя на границе нефть-вода входит ряд веществ как в виде адсорбированных отдельных молекул (кислоты, низкомолекулярные смолы и др.), так и в виде коллоидных частиц (высокомолекулярные смолы, асфальтены), а также микрокристаллы парафина и частицы минеральных суспензий. Образование поверхностного слоя на границе нефть-вода следует рассматривать как процесс скопления (точнее, прилипания) на ней твердых частиц и микрокристаллов парафина в результате избирательного смачивания гидрофильных участков их поверхности водной фазой.

Наряду с образованием на границе нефть-вода слоя частиц идет процесс адсорбции асфальтено-смолистых веществ, переходящих при этом в гелеобразное

состояние, что приводит к цементированию частиц в единый монолитный слой. Гели асфальтено-смолистых веществ сольватируются со стороны нефтяной среды, что приводит к увеличению толщины поверхностного слоя, появлению расклинивающего действия при сближении таких поверхностей и в итоге - к еще большему увеличению его прочности.

Образующийся на границе нефть-вода поверхностный слой, резко отличающийся по своему составу и строению от нефтяной фазы, обладает иной механической характеристикой, чем объемная фаза.

Поверхностные слои на границе нефть-вода, обладая в начальный момент структурной вязкостью, в дальнейшем начинают проявлять пластические и упругие свойства. Количественная характеристика свойств слоя зависит как от природы нефти и состава воды, так и от внешних условий, в которых он находится.

Нефти, не содержащие в своем составе асфальтенов, не будут образовывать эмульсии в результате проникновения воды в нефтяной пласт во время его вскрытия. Наличие асфальтенов в нефти способствует образованию эмульсий различной стойкости, не поддающихся расслоению без принятия специальных мер по вытеснению адсорбционного слоя эмульгатора и замене его слоем более поверхностно-активного вещества.

Список литературы диссертационного исследования кандидат наук Макарова, Ирина Игоревна, 2013 год

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ

1. Abrams A. Mud design to minimize rock impairment due to particle invasion. - J.Petr.Techn., may 1977, vol 29, № 5, pp.586-592.

2. Chatzis I., Morrow N.R. Correlation of capillary number relationship for sandstones // SPEJ. 1984. October. P. 555-562.

3. Chillingarian G.V., Vorabutr P. Drilling and drilling fluids. Amsterdam etc., 1981.

4. Gupta A., Civan F. Temperature sensivity of formation damage in petroleum reservoirs //Symposium on formation damage control, Lafayette, Louisiana, 7-10 February, 1994.20

5. Hassen B.R. Solving filtrate invasion with clay-water base mud systems.-World Oil, nov. 1982, vol.195, № 6, p.l 15-124.

6. Holditch S.A., Lee W.J. and oth. Effect of mud filtrate invasion on apparent productivity in drillstem tests in low-permeability gas formations.-J.Petr.Techn., febr. 1983, vol.35, № 2, pp.299-305.

7. Ostensen R.W. The effect of stress-dependent permeability on gas production and well testing // SPEFE. 1986. June. 227-35; Trans., AIME 284.

8. Wu Y.S., Pruess K., Witherspoon P.A. Integral solutions for transient fluid flow through a porous medium with pressure-dependent permeability // Intern. J. Rock Mech. Min. Sci. 2000. Vol. 37. P. 51-61.

9. Zaitsev M.V., Mikhailov N.N. Effect of residual oil saturation on the flow through a porous medium in the neighborhood of an injection well // J. Fluid Dyn. 2006. July. P. 568-573.

10. A.c. 819306 СССР. Способ снижения проницаемости пластов / Поляков В.Н., Лукманов P.P., Мавлютов М.Р. и др. Опубл. в БИ. 1981. № 13.

11. Алекперов В.Т. О кольматации проницаемых отложений при бурении скважин /В.Т.Алекперов, В.А.Никишин //РНТС Бурение.- М., 1972.- Вып. 2, С. 3638.

12. Аминов А. О механизме водоотдачи промывочных растворов / А. Аминов, М. Ражапов // Изв. вузов. Нефть и газ.- 1979.- № 2.- С. 23-26.

13. Амиян В.А. Вскрытие и освоение нефтегазовых пластов /В.А.Амиян, Н.П.Васильева.-М.: Недра, 1972.

14. Амиян В.А., Амиян A.B. Повышение производительности скважины. Москва. 1986,160 с.

15. Амиян В.А., Амиян A.B., Васильева Н.П. Вскрытие и освоение нефтегазовых пластов. Москва. 1980. 380 с.

16. Антонов К.В. Пути повышения качества долговременного разобтцения продуктивных пластов в скважинах Арланского месторождения //РНТС Бурение,-1983,-Вып. 10,-С. 1-2.

17. Аравин В.И., Нумеров С.И. Теория движения жидкостей и газов в недеформируемой пористой среде. - М.: ГИТТЛ, 1953. - 616 с.

18. Артамонов В.Ю. Разработка физико-химических методов кольматации коллекторов для повышения качества их вскрытия: Диссерт. на соискание ученой степени кандидата техн. наук.- Тюмень, Тюменский государственный нефтегазовый университет, 2001, - 167 с.

19. Афридонов И.Ф., Асфандьяров Р.Т., Овцин И.О. Применение комплексной технологии заканчивания скважин в АНК «Башнефть» // РНТС. Сер. Бурение. М.: ВНИИОЭНГ, 1998.- № 8.- С.9-11.

20. Ахметов A.A., Шарипов A.M., Жуковский К.А. Разработка средств и методов борьбы с выносом песка в западносибирском регионе //Тез.докл.сем.-диск. по пробл. перв. и втор. вскр. пл. при строит, и экспл. верт., накл. и гор. скв./УГНТУ.-Уфа, 1996. -С. 71-73.

21. Ашрафьян М.О. Технология разобщения пластов в осложненных условиях.М.: Недра, 1989, -228 с.

22. Бабалян Г.Н. Физико-химические процессы в добыче нефти. М: Недра, 1974. 200 с.

23. Белов В.Н., Карпов В.М., Шевалдин И.Е. Особенности бурения нефтяных и газовых скважин в Тюменской области. М., Недра, 1966, 97 с.

24. Бигалиев Е.А. Влияние физико-химических свойств буровых суспензий на загрязнение призабойной зоны пласта // Тр. Атырауского УНиГ. - Т. 2. - г. Атырау, 2001.

25. Блашевич В.А., Стрижнев В.А. Проведение РИР в скважинах в сложных гидродинамических условиях // Обз. инф. Сер. Нефтепромысловое дело. М.: ВНИИОЭНГ, 1981.- Вып. - 53 с.

26. Бондаренко В.В. Применение метода геолого-математического моделирования для изучения и оценки количественного влияния кольматации на продуктивность скважин // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. - 2007. - № 7.

27. Булатов А.И., Бабаян Э.В., Видовский A.JI. и др. О гидростатическом давлении в стволе скважины, заполненной глинистым раствором. // НТЖ. Нефтяное хозяйство.- М.:Недра, 1975. № 2. С. 27-29.

28. Булатов А.И., Данюшевский B.C. Тампонажные материалы: Учебн. пособие для вузов. - М.: Недра, 1987. 280 с.

29. Булатов А.И., Макаренко П.П., Проселков Ю.М. Буровые промывочные и тампонажные растворы: Учеб. пособие для вузов. - М.: ОАО "Издательство "Недра", 1999. - 424 с.

30. Булатов А.И., Марухняк Н.И. Количественная оценка влияния контракционных явлений на возможные газопроявления при цементировании скважин. //Нефтяная и газовая промышленность, 1970. № 3. С. 18-21.

31. Булатов А.И., Обозин О.Н., Куксов А.К. Возникновения каналов в затрубном пространстве скважины после цементирования. //ГП. - М.: Недра, 1970. №2. С. 3-6.

32. Булатов А.И., Рябченко В.И., Сибирко И.А. и др. Газопроявления в скважинах и борьба с ними.- М.: Недра, 1969. С. 278.

33. Вершинин Ю.Н., Возмитель В.М.,Кошелев А.Т. и др. Состояние и пути совершенствования водоизоляционных работ на месторождениях Западной Сибири // Обз. информ., Сер. Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. - М.: ВНИИОЭНГ, 1992,- 68 с.

34. Винарский М.С. Влияние свойств бурового раствора на состояние призабойной зоны продуктивного пласта /М.С.Винарский, В.К.Муратов, С.И.Петрова //Нефт. хоз-во, 1977.- № 6.- С. 27-29.

35. Вяхирев В.И. Бурение и заканчивание газовых скважин в условиях Заполярья. Автореферат дис. на соискание ученой степени д-ра. техн. наук, Тюмень, 1999. -65 с.

36. Геранин М.П. Перетоки газа в скважинах через цементный раствор. //НТО. ВНИИЭгазпром. Сер. Разработка и эксплуатация газов, и газоконд. месторождений. - М., 1977. - 52 с.

37. Грей Дж. Р., Дарли Г. С. Г. Состав и свойства буровых агентов (промывочных жидкостей): пер. с англ. - М.: Недра, 1985. - 509 с.

38. Дерягин Б. В., Чураев Н.В., Муллер В.М. Поверхностные силы. Москва. 1985. 398 с.

39. Дияк И.В. Исследование основных факторов, влияющих на качество цементирования нефтяных и газовых скважин. :Автореф. Дис. к.т.н. - Ивано-Франковск : 1970.

40. Жигач К.Ф.Влияние промывочных жидкостей на проницаемость кернов/К.Ф.Жигач, К.Ф.Паус//Нефт. хоз-во. М., 1957.-№ П.-С. 10-13.

41. Жужиков В.А. Фильтрование. Теория и практика разделения суспензий,- М., Химия,- 1980,- 400 с.

42. Загоруйко A.A. О проникновении в девонские песчаники Нижнего Поволжья посторонних жидкостей и твердых материалов в процессе бурения и испытания скважин /А.А.Загоруйко, Н.П.Литвинов и др. //Тр. ВНИИНТТТ-Волгоград, 1969.-Вып. 15.- С. 152-157.

43. Зазуляк М.И. Исследование влияния растворов химреагентов, солей и ПАВ на качество вскрытия пластов на газохранилищах Предкарпатья /М.И.Зазуляк, В.И.Романюк, В.А.Федышин //Бурение газовых и газоконденсатных скважин. Реф. сб. ВНИИЭгазпрома, 1978,- № 1.- С. 17-22.

44. Зайцев М.В., Михайлов H.H. Влияние остаточной нефтенасыщенности на фильтрацию в окрестности нагнетательной скважины // Изв. РАН. Механика жидкости и газа. 2006. № 4. С. 94-99.

45. Иванов М.М., Михайлов Н..Н., Яремейчук P.C. Задачи повышения продуктивности скважин // Нефт. хоз-во, 1986, №11, С. 16-18.

46. Игнатьев A.B., Кузнецов Ю.С., Украинский Л.Е. Теоретические аспекты использования явления группирования частиц в волновом поле для

кольматации пористых сред // Электронный журнал «Нефтегазовое дело», 2010, № 2. URL: http://www.ogbus.ru/authors/Ignatiev/Ignatiev_l.pdf

47. Кабиров Б.З. Применение метода струйной обработки для подготовки ствола скважины к спуску и цементированию эксплуатационной колонны /Б.З.Кабиров, К.В.Антонов //РНТС Бурение, 1983,- Вып. 5,- С. 19.

48. Кабиров Б.З., Зарипов М.Х., Усманов М.Г. и др. Геофизические оценки характера насыщенности терригенных коллекторов, вскрытых с использованием полимерного раствора // Нефт. хоз-во, 1985, №8, С. 32-33.

49. Калинин В.Г. Оценка изменения проницаемости пласта-коллектора в прискважинной зоне при испытании его с помощью испытателя пластов, спускаемого на трубах /В.Г.Калинин, Г.Д.Сухоносов //РНТС Бурение, 1983.- № 5.-С. 21-22.

50. Кинд В.В. Коррозия цементов и бетона в гидротехнических сооружениях. М.: Госэнергоиздат, 1955. - 230 с.

51. Ковязин H.H. Разработка технологии и технических средств акустической обработки тампонажного раствора в период ОЗЦ с целью повышения качества разобщения пластов. Автореферат дис. на соискание ученой степени канд.техн.наук, Тюмень, 1995.-24 с.

52. Коротаев Ю.П. Расчет проникновения глинистого раствора в пласт /Ю.П.Коротаев, М.И.Швидлер //Газовая промышленность, 1971.- № 8,- С. 1-2.

53. Кочина И.Н. Гидродинамическое изучение физических свойств системы глинистая корка-пласт /И.Н.Кочина, Н.Н.Михайлов //Изв. Вузов. Нефть и газ, 1979.-№2- С. 45-50.

54. Кузнецов Ю.С. Виброволновая технология, скважинная техника и тампонажные материалы для цементирования скважин в сложных геолого-технических условиях: Диссерт. на соискание ученой степени д-ра техн. наук.-Уфа, УНИ, 1987,-479 с.

55. Кузнецов Ю.С. Руководство по применению вибровоздействия при подготовке скважин к цементированию обсадных колонн / Ю.С.Кузнецов, М.Р.Мавлютов и др. - Уфа, 1980.

56. Курочкин Б.М. Интенсификация процесса кольматации мелкопористых проницаемых пластов механическим способом /Б.М.Курочкин, В.Т.Алекперов //Нефт. хоз-во. М.:ВНИИБТ, 1972,- № 8.

57. Курочкин Б.М. Испытания гидромеханического способа закупоривания проницаемых пород /Б.М.Курочкин, Г.В.Ситников и др. //Нефт. хоз-во.- 1985,-№3,-С. 13-15.

58. Курочкин Б.М. Опыт применения способа гидромеханического закупоривания проницаемых пород с помощью очистительных устройств / Б.М.Курочкин, А.В.Церов и др. //РНТС Бурение.-1979,- Вып. 5,- С. 23-25.

59. Лебедев O.A., Саркисов М.М., Александров В.Б., Желтухин Ю.Л. Влияние конструкции забоя на добывные характеристики скважин в трещинном коллекторе // НТЖ. Нефтяное хоз-во. - М.: ВНИИОЭНГ, 1984.- № 12,- С. 42-44.

60. Лукманов P.P. Гидромониторная обработка проницаемых пластов в процессе бурения /Р.Р.Лукманов, В.Н.Поляков, А.У.Шарипов //РНТС Бурение.-1979,-Вып. 12,-С. 17-18.

61. Лукманов P.P. Приемистость пород по стволу скважины при ее заканчивании //РНТС Бурение,- 1982,- Вып. 12,- С. 19-20.

62. Лэл М. Расчет давлений при спуско-подъемных операциях // Нефть, газ и нефтехимия. 1984. № 9. С. 24-29.

63. Мавлютов М.Р. Применение струйной кольматации карбонатных коллекторов /М.Р.Мавлютов, С.Н.Горонович и др. //Газовая промышленность.-1985.-№ 1.-е. 30-31.

64. Мавлютов М.Р. Управляемая кольматация призабойной зоны пластов при бурении и заканчивании скважин М.Р.Мавлютов, Ю.С.Кузнецов, В.Н.Поляков //Нефт. хоз-во.- 1984.- № 6,- С. 7-10.

65. Мавлютов М.Р. Экспериментальные исследования влияния вибровоздействия на фильтрационную корку и проницаемость фильтров /М.Р.Мавлютов, Ю.С.Кузнецов и др. //Технология бурения нефтяных и газовых скважин,- Уфа, 1976.- Вып. 3.

66. Мавлютов М.Р., Байраков М.Н., Ситков Б.Т. Промысловая оценка гидравлических условий вскрытия пластов на газоконденсатных месторождениях // Нефт. хоз-во, 1985, №7, С. 6-7.

67. Малеванский В.Д. Открытие газового фонтана и борьба с ними. - М.: Гостехиздат. 1968. - 212 с.

68. Мамаджанов У. Д. Совместимость химических реагентов с промывочными растворами и породами-коллекторами /У.Д.Мамаджанов, С.П.Корсаков и др. //РНТС Бурение, 1969.- № 5.- С. 12-16.

69. Мамаджанов У.Д. Коррозия тампонажных цементов в углекислотной среде. - Тр. / АН УзССР, отд. техн.наук, 1976. - с. 69-73.

70. Мамаджанов У.Д. Фильтрация промывочных и цементных растворов. Ташкент. 1964. 178 с.

71. Михайлов H.H. Выделение закольматированных пластов комплексом промыслово-геофизических методов /Н.Н.Михайлов, Р.А.Резванов, А.И.Леонидова //РНТС Нефтегазовая геология и геофизика, 1976.- № 7.- С. 50- 55.

72. Михайлов H.H. Информационно-технологическая геодинамика околоскважинных зон. М: Недра, 1996. 339 с.

73. Назарова В.И., Сидоров Т.К., Пыльцина И.В. и др. Использование воздействия высоконапорных струй при строительстве скважин освоения // Обз. инф. Сер. Бурение. М.: ВНИИОЭНГ, 1985.- Вып. 9 (92) - 56 с.

74. Николаевский В.Н. Механика пористых и трещиноватых сред. М: Недра, 1984. 252 с.

75. Николаевский В.Н., Басниев К.С., Горбунов А.Т. и др. Механика насыщенных пористых сред. М: Недра, 1970. 339 с.

76. Овнатанов Г.Т. Вскрытие пласта и освоение скважин. М., Недра,

1970.

77. Овнатанов Г.Т. Вскрытие и обработка пласта. Москва. 1970. 312 с.

78. Опыт крепления скважин в условиях повышенной углекислотной агрессии // Л.И.Рябова, В.М.Кравцов, А.И.Булатов, М.Р. Мавлютов, Ф.А. Агзамов // Бурение: Реф. науч

79. Орлов Л.И. Влияние промывочной жидкости на физические свойства коллекторов нефти в газа /Л.И.Орлов, А.В.Ручкин, Н.М.Свихнушин. - М.: Недра, 1976.- 88 с.

80. Орнатский Н.В. Исследование процесса кольматации песков / Н.В. Орнатский, Е.М. Сергеев, Ю.М. Шехтман. - М.: МГУ, 1955.

81. Патрашев А.Н. Напорное движение грунтового потока, насыщенного мелкими песчаными и глинистыми частицами // Изв. НИИГ, 1935.- № 15.- С. 16.

82. Петров H.A., Измухамбетов Б.С., Агзамов Ф.А., Ногаев H.A. Катионактивные ПАВ - эффективные ингибиторы технологических процессов нефтегазовой промышленности. Под редакцией Ф.А.Агзамова. СПб. 2004. 408 с.

83. Подгорнов В.М. Влияние процессов фильтрации буровых растворов на изменение проницаемости коллектора /В.М.Подгорнов, Р.Г.Ахмадеев //Разработка нефтяных и газовых месторождений.- М.: ВИНИТИ, Т. 6, 1955.- С. 60-98.

84. Подгорнов В.М. Исследования фильтрационных свойств буровых растворов /В.М.Подгорнов, О.К.Ангелопуло //ЭИ ВНИИОЭНГ. Сер. Бурение, 1974.- Вып 8.- С. 12-14.

85. Подгорнов В.М. Кольматация проницаемых пород ври фильтрации буровых растворов /В.М.Подгорнов, Г.Э.Калиневич //Дисперсные системы в бурении.- Киев : Наукова думка, 1977.- С. 137-139.

86. Подгорнов В.М. Снижение проницаемости пристенных участков ствола скважин при контакте буровых растворов с продуктивными пластами /В.М.Подгорнов, Г.Э.Калиневич, Б.Д.Панов //Тр. МИНХ и ГП.- 1980.- Вып. 152.-С. 116-128.

87. Поляков В.Н. Вяхирев В.И. Ипполитов В.В. Системные решения технологических проблем строительства скважин. - М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2003. - 240с.

88. Поляков В.Н. Научно-технические принципы выбора методов гидроизоляции проницаемых пластов при бурении и заканчивании скважин // Технология бурения, заканчивания и оптимизации гидравлических процессов строительства глубоких поисково-разведочных скважин в Восточной Сибири. Сб. науч. тр. - г. Новосибирск: СНИИГГиМС, 1990.- С. 32-36.

89. Поляков В.Н. Повышение эффективности разобщения в изоляции продуктивных пластов при их разбуривании В.Н.Поляков, Р.Р.Лукманов и др. //РНТС Бурение.- 1979.- Вып. 9.- С. 8-10.

90. Поляков В.Н. Способ гидромониторной обработки проницаемых пород при бурении и заканчивании скважин В.Н.Поляков, Р.П. Лукманов, М.Р.Мавлютов //РНТС Бурение,- 1980.- Вып. 1.- С. 17-19.

91. Поляков В.Н. Технология изоляции пластов тампонажными растворами и струйной кольматацией в процессе бурения скважин. -Дис. на соиск. степени докт. техн. наук. -Уфа, 1989.-374 с.

92. Поляков В.Н., Мавлютов М.Р., Кабиров Б.З. Оценка технических показателей технологии вскрытия продуктивных отложений кольматацией ствола струями глинистого раствора // Новые достижения в гидравлике и промывочных растворах: Материалы Всесоюзн. семинара.- г. Ивано-Франковск: ИФИНГ, 1982.64 с.

93. Праведников Н.К. Вскрытие нефтеносных пластов и освоение скважин на месторождениях Среднего Приобья /Н.К.Праведников, П.Н.Григорьев и др. //РНТС Бурение, 1977.- № 2.- С. 15-19.

94. Пруеова Н.Л. О качестве подготовки ствола скважины при бурении в осложненных условиях /Н.Л.Прусова, Б.М.Курочкин и др. //Нефт. хоз-во.- 1981,-№2,-С. 22-26.

95. Прядкин П.А. Процессы переноса малоконцентрированных суспензий при фильтрации в пористой среде // Тр. ВНИИБТ,- М., 1983.- Вып. 58.- С. 80- 96.

96. Пыхачев Г.Б., Исаев Р.Г. Подземная гидравлика / Уч. пособие. — М.: Недра, 1972.-360 с.

97. РД 39-0147585-136-96. Технология формирования непроницаемого экрана в приствольной зоне коллектора при строительстве скважин: Утв. АО «Татнефть» 23.04.96.Альметьевск, 1996.- 8 с.

98. Регуш В.А. Влияние глинистых частиц из бурового раствора на проницаемость песчаников и алевролитов //Нефтегазовая геология и геофизика.-М.: ВНИИОЭНГ, 1970.- № 15,- С. 3-7.

99. Роджерс В.Ф. Состав и свойства промывочных жидкостей для бурения нефтяных скважин: Пер. с англ. - М.: Недра. 1982.

100. Роджерс В.Ф. Состав и свойства промывочных жидкостей. - М.: Недра, 1967.

101. Сидоровский В.А. Опробование разведочных скважин. Москва. 1968.

243 с.

102. Симкин Э.М., Погосян A.B., Стремовский Э.В., Формы нахождения остаточной нефти в заводненных пластах и возможность ее мобилизации с помощью вибровоздействия // Современные методы увеличения нефтеотдачи пластов. Тр. ВНИИнефть, Москва, 1998. с. 25-26

103. Смирнов A.B., Баишев А.Б. Отчет о лабораторных исследованиях фильтрации взвеси образца НВДМ различной концентрации в пористых средах. -М.: ВНИИнефть. - 1996, - 9 с.

104. Снарский А.Н. Влияние фракционного состава глины и размера пор на проникновение глинистых частиц в пористую среду /А.Н.Снарский, А.А.Борковский, Г.И.Антонишин // Изв. вузов. Нефть и газ.- 1972.- № 1.- С. 10-12.

105. Соловьев Е.М. Заканчивание скважин. М., Недра, 1979, 303 с.

106. Танкибаев М.А., Бакиров К.Х., Альсеитов Б.Д., Тунгатаров К.В. Особенности бурения скважин в пластичных глинах кунгурских отложений Жанажольского месторождения // Техника и технология геологоразведочных работ: Экспресс-информация. 1985, Вып.1. С.13-22.

107. Токунов В.И., Мухин JI.K. Влияние промывочных жидкостей на водной и углеводородной основе на проницаемость призабойной зоны НТК. - М.: МИНХ и ГП им. И.М. Губкина, 1977.

108. Фергюссон С.К. Водоотдача из глинистых растворов в процессе бурения /С.К.Фергюссон, Д.А.Клотц //Практика обработки глинистых растворов в США,- М.: Изд. Гос. ин-та науч.-техн. информации.- 1958.

109. Фридрихсберг Д.А. Курс коллоидной химии. Учеб. для вузов. - 2-е изд., перераб. и доп. - Л.: Химия, 1984. - 368 с.

110. Хоминец З.Д. Изучение зоны кольматации терригенных коллекторов промыслово-геофизическими методами /З.Д.Хомидец, Я.В.Шановский //Нефт. хоз-во, 1984.- № 7.. с. 25-27.

Ш.Черных В. А. Гидромеханика нефтегазодобычи. М.: ООО "ВНИИГАЗ", 2001. 277 с.

112. Шайхымежденов Ж. Г. Обеспечение устойчивости и целостности стенок ствола скважин при бурении в осложненных условиях (на примере

месторождений Западного Казахстана. Диссертация на соискание ученой степени доктора технических наук. - Атырау, 2006

113. Шарипов А.У. Селективная изоляция пластовых вод при вскрытии продуктивного горизонта /А.У.Шарипов, Р.Р.Лукманов, В.Н.Поляков //Нефт. хоз-во.- 1980,-№ 1,-С. 21-23.

114. Шахмаев З.М., Рахматуллин В.Р., Технология заканчивания скважин. - г. Уфа.: Китап, 1996.- 190 с.

115. Швецов В.Д. Фильтрация глинистых и цементных растворов в динамических условиях /В.Д.Швецов, А.Т.Горский, С.Н.Антуфьева //Технология бурения и крепления глубоких разведочных скважин в Западной Сибири : Тр. ЗапСибНИГНИ,- Тюмень, 1978.- Вып. 129.- С. 99-106.

116. Шехтман Ю.М. Фильтрация малоконцентрированных суспензий. - М.: АН СССР, 1961.-212 с.

117. Щелкачев В.Н., Лалук Б.Б. Подземная гидравлика. - М.: Гостоптехиздат, 1949. - 524 с.

118. Яненко В.И., Крезуб Д.П., Дегтярева Л..Н Применение синтетических ПАВ в качестве добавки к буровым растворам при вскрытии продуктивных пластов// Бурение: Обзор, информ. Москва, 1987, Вып. 14, 47 с.

119. Яремийчук P.C. Вскрытие продуктивных горизонтов и освоение скважин/Р.С.Яремийчук, Ю.Д.Качмар.- Львов : Вища школа, 1982.

120. Яремийчук P.C. Обеспечение надежности и качества стволов глубоких скважин /Р.С.Яремийчук, Г.Г.Семак.- М.: Недра, 1982.