Комплексный подход к выбору технологических жидкостей при глушении скважин тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 05.15.06, кандидат технических наук Харин, Александр Юрьевич

• Харин, Александр Юрьевич
• кандидат технических наук
• 1998

Оглавление диссертации кандидат технических наук Харин, Александр Юрьевич

РЕФЕРАТ

ВВЕДЕНИЕ

1 СУЩНОСТЬ ПРОБЛЕМЫ СОХРАНЕНИЯ КОЛЛЕКТОРСКИХ СВОЙСТВ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ ПЛАСТА ПРИ ГЛУШЕНИИ 14 СКВАЖИН

1.1 Влияние жидкостей глушения скважин на коллекторские свойства продуктивных пластов

1.2 Жидкости глушения скважин, используемые в отечественной и зарубежной практике

1.3 Постановка задач исследований

2 ВЛИЯНИЕ ОПЕРАЦИЙ ГЛУШЕНИЯ СКВАЖИН НА КОЛЛЕКТОРСКИЕ СВОЙСТВА ПЛАСТА

2.1. Оценка влияния операций глушений скважин на их гидродинамическое совершенство

2.2 Особенности освоения скважин после глушения водными растворами

2.3 Статистический анализ влияния операций глушения скважин на показатели их эксплуатации

3 ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНЫЕ ИССЛЕДОВАНИЯ КОЛЛЕКТОРСКИХ СВОЙСТВ ОБРАЗЦОВ ПОЛИМИКТОВЫХ ПЕСЧАНИКОВ ПРИ МОДЕЛИРОВАНИИ ПРОЦЕССОВ ЭКСПЛУАТАЦИИ СКВАЖИН

3.1. Основные требования, предъявляемые к аппаратуре для исследования процессов фильтрации нефти в образцах естественных пористых сред

3.1.1 Установка для изучения особенностей фильтрации нефтей и различных жидкостей в полимиктовых песчаниках

3.1.2 Подготовка установки к исследованиям

3.1.3 Моделирование процессов фильтрации в водочувствительных полимиктовых коллекторах

3.2 Экспериментальные исследования процессов фильтрации в гли-носодержащих коллекторах

3.3 Исследование набухания глинистого материала при контакте с различными жидкостями

3.4 Моделирование процессов эксплуатации скважин

3.5 Изучение влияния различных составов для глушения скважин на проницаемость образцов естественных горных пород

3.6 Пути сохранения коллекторских свойств призабойной зоны пласта при эксплуатации скважин

3.7 Экспериментальные исследования фильтрации пластовых флюидов в образцах терригенных пород при моделировании процессов глушения скважин новыми составами ЖГС

4 ОПЫТНО-ПРОМЫСЛОВЫЕ ИСПЫТАНИЯ НОВЫХ СОСТАВОВ ЖИДКОСТЕЙ ГЛУШЕНИЯ И ТЕХНОЛОГИИ ИХ 154 ПРИМЕНЕНИЯ

4.1 Технологии глушения и выбор рабочих параметров ЖГС с использованием составов УНИ

4.2 Результаты внедрения технологии глушения скважин с применением состава УНИ

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Комплексный подход к выбору технологических жидкостей при глушении скважин»

37) УШТУ ситет

Ч8Л УМТЖ 39^ VI ЯН

40) УЭЦН

41) фактич,

42) ФЕХ

43Л1ШИПР / 1

44) ЭС-2

45) ЭЦН

- полиоксиэтилен

- поддержание пластового давления

- подземный ремонт скважин

- давление, объем, температура

- показатель щелочности СКВАЖИН«.

- смесь гудронов растительных и животных масел

- статическое напряжение сдвига

- кафедра разработки и эксплуатации нефтегазовых место-Уфимский государственный нефтяной техический универ

- установка по исследованию проницаемости кренов

- установка электродиафрагменного насоса

- установка электроцентробежного насоса

- фактический

- {Ьильтгшгаонно-емкостньге характеристики

1 1 1 л 1

- цех научно-исследовательских производственных работ

- эмульгатор-стабилизатор

- электроцентробежный насос

ВВЕДЕНИЕ

В настоящее время наблюдается значительное снижение объемов добычи нефти по многим нефтегазодобывающим регионам. Особенно это заметно по районам со сложными геолого-физическими условиями эксплуатации скважин. Причинами данного снижения являются нехватка оборудования, несовершенство технологий, сложность контроля за происходящими процессами. Но одной из основных причин является ухудшение колдектореких характеристик прискважинных зон дренирования жидкостей и увеличение обводненности продукции скважин. Анализ промысловых данных по различным нефтяным залежам Башкортостана, Татарстана и Тюменской области выявил тенденцию снижения коэффициентов продуктивности скважин в процессе их эксплуатации. На изменение коэффициента продуктивности влияет множество факторов технического и технологического характера. Одной из главных причин снижения коэффициентов продуктивности является снижение гидропроводности пласта в результате нарушения естественной нефтегазонасыщенности. Изменение естественной нефтегазонасыщенности пластовой системы может происходить из-за прорыва закачиваемых в пласт вод системы поддержания пластового давления или из-за попадания фильтрата водосодержащих технологических жидкостей в процессе вскрытия пласта или проведения ремонтных работ в скважине.

Определение основных закономерностей процессов, происходящих в призабойной зоне пласта (ПЗП) в процессах вскрытия пластов и освоения скважин, а также в процессе их эксплуатации, является важной и актуальной проблемой, решение которой име-ет большое значение для топливно-энергетического комплекса.

Данной проблеме посвящено множество работ таких ученых, как Г.Т.Овнатанов, В.А.Амиян, Н.П.Васильева, В.А.Сидоровский, Ю.А.Балакиров, И.В.Кривоносов, А.Д.Амиров, Г.А.Орлов, С.А.Рябоконь и др.

Однако в работах этих авторов не рассмотрена динамика процессов, происходящих в ПЗП при эксплуатации скважин и, в частности, при многократных операциях глушения скважин во время ремонтных работ.

Поэтому изучение механизма взаимодействия различных технологических жидкостей с породами продуктивных пластов и насыщающими их флюидами и, на основе этого выбор типа жидкостей глушения скважин (ЖГС), составов и технологий их применения, обеспечивающих максимальное сохранение коллекторских характеристик пород пласта, приобретает особую важность.

Целью работы является исследование взаимодействия различных технологических жидкостей с продуктивными пластами и насыщающими их жидкостями и обоснование подхода к выбору типа, составов ЖГС и технологий их применения.

В соответствии с поставленной целью основные задачи исследований формулируются следующим образом:

1) выявление причин снижения коэффициентов продуктивности, трудностей освоения и вывода на плановый режим эксплуатации скважин;

2) исследование влияния различных технологических жидкостей: на фильтрационно-емкостные характеристики (ФЕХ) пород продуктивных пластов различных нефтяных месторождений с моделированием пластовых условий;

3) обоснование нового подхода к выбору типа, составов и технологий примения жидкостей глушения скважин;

4} разработка рецептур новых составов ЖГС.

Автор диссертации более 10 лет занимался исследованиями, связанными с проблемой выбора составов жидкостей для глушения скважин, использование которых позволило бы сохранять ФЕХ ПЗП при проведении ремонтных работ в скважине. За это время им и при его непосредственном участии были созданы новые и модифицированы уже существующие оригинальные установки по исследованию процессов фильтрации и вытеснения нефтей и различных технологических жидкостей через естественные и искусственные модели пористых сред. Разработаны методики проведения экспериментальных работ с соблюдением критериев подобия, с моделированием пластовых термодинамических условий. Большая часть работ проводилась в рамках комплексной научно-технической программы Минвуза РСФСР «Нефть и газ Западной Сибири», утвержденной приказом Минвуза РСФСР от 21.12.77 за №558 (1980-1985г. Приказ от 15.10.81 №559, 1986-1990г. Приказ от 10.10.86 №641) для месторождений Когалымского нефтяного региона, где выявленные проблемы проявляли себя наиболее остро в связи со сложным строением продуктивных пластов. В дальнейшем работы были продолжены в рамках межвузовской научно-технической программы «Комплексное решение проблемы разработки, транспорта и глубины переработки нефти и газа» (Приказ Госкомвуза РФ от 20.03.96 №468, Указание Госкомвуза РФ от 20.03.96 №59-14). При непосредственном участии автора были выполнены научно-исследовательские хоздоговорные работы по договорам с АО "Когалымнефтегаз", АНК "Башнефть" и АО "Татнефть",

Автор выносит на защиту следующие положения:

1) одной из причин снижения коэффициентов продуктивности скважин с высоким содержанием в составе пород водочувств ител ьн ы х минералов является использование в качестве ЖГС водных составов минеральных солей;

2) механизм снижения коэффициента продуктивности скважины при использовании водных ЖГС заключается в скачкообразном изменении насыщенности призабойной зоны пласта по нефти и воде;

3) новый подход к выбору составов ЖГС основан на использовании в качестве ЖГС жидкостей с хорошей растворимостью как в воде, так и нефти (например, полупродуктов производства многоатомных спиртов), что позволяет и сохранить ФЕХ призабойной зоны нефтяного пласта.

Автор диссертации выражает большую признательность научным руководителям: доктору геол.-минерал, наук, профессору Токареву М.А. и канд. техн. наук, доценту Зейгману Ю.В. в выборе направления и помощи в решении задач диссертационной работы, а также всем сотрудникам кафедры РНГМ Уфимского Государственного нефтяного технического университета.

Методы решения проблемы:

Поставленные задачи решались путем лабораторных и промысловых исследований, а также статистической обработкой полученных данных с применением ЭВМ.

При решении задач использовались данные по основным параметрам работы скважин, результаты исследования скважин. Для их анализа взяты стандартные методики. Моделирование процессов взаимовытеснения было проведено с созданием условий эксплуатации скважин. Результаты промысловых испытаний подтверждены справкой о внедрении данной технологии в НГДУ "Чекмагушнефть",

Научная новизна работы заключается в следующем:

1) установлены причины снижения ФЕХ призабойной зоны нефтяного пласта и уточнен механизм изменения коэффициентов продуктивности в процессе эксплуатации скважин;

2) экспериментально на естественных образцах горных пород исследованы процессы взаимодействия различных технологических жидкостей с пластовыми системами. Получена динамика фильтрационных характеристик пород при моделировании многократных глушений и освоений скважин;

3) осуществлен новый подход к выбору типа и составов жидкостей глушения скважин, обеспечивающий достижение целей и задач глушения продуктивных пластов с одновременным сохранением коллекторских характеристик пласта;

4) предложен и опробирован новый состав ЖГС (состав УНИ-1), позволяющий сохранить коллекторские характеристики пород ПЗП в процессе глушения скважин перед вторичным вскрытием пласта и ремонтными работами.

Практическая ценность и реализация работы:

Разработана и внедрена в НГДУ «Чекмагушнефть» технология глушения скважин с применением состава УНИ-1. В результате внедрения сократился срок освоения скважин, увеличился ¿межремонтный период их работы и дебиты по нефти.

Апробация работы:

Основные положения диссертации обсуждались на технических советах АН К «Башнефть», АО «Когалымнефтегаз», АО "Татнефть", на заседаниях кафедры РНГМ УГНТУ, конференциях по данной специальности.

По результатам работы опубликовано 18 печатных трудов.

При предварительном обсуждении работы ряд замечаний и рекомендаций были сделаны на заседании кафедры разработки и эксплуатации нефтегазовых месторождений доцентами Кабировым М.М., Гафаровым Ш.А., Рогачевым М.К., Салимгареевым Т.Ф., Шамаевым Г,А, При написании данной работы большинство из них были учтены. Всем перечисленным сотрудникам автор выражает свою искреннюю благодарность.

Автор выражает большую признательность промысловым работникам НГДУ "Чекмагушнефть", оказавшим помощь в проведении исследований и промысловых испытаний технологий, рассматриваемых в работе.

Автор выражает большую признательность промысловым работникам НГДУ "Чекмагушнефть", оказавшим помощь в проведении исследований и промысловых испытаний технологий, рассматриваемых в работе.

Заключение диссертации по теме «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений», Харин, Александр Юрьевич

ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

Основными результатами работы являются:

1. Установлено, что большинство технологий и типов жидкостей глушения скважин не обеспечивают сохранности коллекторских характеристик ПЗП. Происходит кратное снижение коэффициентов продуктивности скважин в процессе эксплуатации.

Показано, что завышение параметров водосодержащих ЖГС (плотности и объёма) является основной причиной снижения коэффициентов продуктивности скважин и роста обводнённости продукции. Количественно диапазон ухудшения основных эксплуатационных показателей скважин достигает 200.300%. В скважинах со сложнопостроенными низкопроницаемыми коллекторами, уровень ухудшения параметров скважин может достигать до 1000%.

2. Экспериментально установлено, что применение водных ЖГС приводит к необратимому ухудшению фильтрационных характеристик образцов естественных песчаников в 4.6 раз. Уменьшается их абсолютная проницаемость, фильтрация нефти при моделировании процесса освоения скважины происходит при значительно больших перепадах давления. Попавший в модель пласта фильтрат ЖГС полностью не извлекается даже при прокачке 3.5 поровых объемов нефти. Улучшение физико-химических характеристик ЖГС на водной основе за счет добавления ПАВ, полимеров и приготовления эмульсий позволяет уменьшить уровень отрицательного воздействия на пласт, но не предотвращает снижения проницаемости ПЗП.

3. Показано, что по мере увеличения кратности операций глушения модели пласта темп ухудшения фильтрационных характеристик модели замедляется и на момент 3.4 глушения наблюдается стабилизация фильтрационных параметров. Показано, что каждое новое глушение модели пласта сопровождается снижением коэфициентов вытеснения проникшей в модель пласта ЖГС и увеличением градиентов давления, необходимых для извлечения ЖГС из модели при освоении.

Расчёты относительных фазовых проницаемостей показали, что увеличения количества циклов глушения модели пласта приводит к резкому увеличению проницаемости по ЖГС и снижению конечного значения водонасыщенности модели, при которой фильтрация нефти прекращается. После 4. 5 циклов глушения фильтрация нефти прекращается при достижении насыщенности по воде 60.65%.

4. Установлено, что наибольшую перспективу, с точки зрения сохранения коллекторских свойств пласта, при вскрытии и глушении перед ремонтами представляют тяжёлые углеводородные жидкости класса спиртов, совместимые с пластом и обладающие дополнительными положительными свойствами по отношению к продукции скважин.

5. Лабораторными исследованиями подтверждено,, что из всех испытанных типов и составов ЖГС, наибольшая степень сохранения коллекторских свойств (80. 100%) обеспечивается при использовании ЖГС, приготовленных на основе УНИ-1. Получены положительные результаты внедрения состава УНИ-1 в качестве ЖГС на скважинах нефтяных залежей АНК "Башнефть".

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Рассмотренная в первом разделе сущность проблемы сохранения коллекторских свойств в зависимости от условий вскрытия нефтяных пластов и применяемых составов технологических жидкостей в процессе эксплуатации скважин подтвердила актуальность рассматриваемой задачи. Была выявлена тенденция снижения коэффициентов продуктивности скважин в процессе их эксплуатации, причиной которой явилось изменение естественной нефтенасыщенности при попадании в пласт фильтрата ЖГС.

Проведенный литературный обзор ЖГС, используемых в отечественной и зарубежной нефтепромысловой практике, их преиму-щества и недостатки, технологии их применения в тесной связи с проблемой сохранения коллекторских свойств ПЗП показал, что рациональный выбор жидкости глушения скважины должен осуществляться с учётом геолого-физических и технических условий работы скважин. Это позволит предотвратить поглощение ЖГС продуктивным пластом, нефтегазопроявления, снижение продуктивности скважин в послеремонтный период, коррозионные разрушения подземного оборудования и др.

Подтверждена гипотеза о значительном снижении добывных возможностей скважин за счет скачкообразного изменения нефтегазонасыщенности при проникновении в ПЗП фильтрата водных ЖГС.

Приведенные во втором разделе диссертации результаты промысловых исследований влияния операций глушения скважин водными растворами минеральных солей на коллекторские свойства пласта позволили установить зависимость продожительности освоения скважин после ремонтных работ от степени завышения рабочих параметров ЖГС.

Статистическая обработка промысловой иформации по трудноосваиваемым скважинам показала, что наиболее информативными параметрами, влияющими на время освоения скважин, являются рабочие параметры ЖГС - объем и плотность. В большинстве случаев значения этих параметров превышали требуемые на 15-20%. Для облегчения выбора рабочих параметров ЖГС с учетом фактических условий эксплуатации была разработана и внедрена простая и удобная инструция. Тем не менее, выбор объема и плотности на промыслах осуществляется приблизительно, что обусловлено невозможностью точного определения пластового давления в окрестностях скважины и ограничено возможностями приготовления растворов минеральных солей необходимой плотности и в требуемом объеме. В связи с этим, решение проблемы возможно при использовании в качестве ЖГС составов, которые бы не проникали в пласт, либо их проникновение не ухудшало бы фильтрационные свойства пород. Поиску таких составов посвящены следующие разделы диссертации.

Для уточнения механизма изменения коэффициента продуктивности скважин в третьем разделе приведены результаты экспериментальных исследований изменения фильтрационных характеристик естественных образцов терригенных пород при моделировании многократных операций глушения и освоения скважин. Исследования проводились на естественных образцах полимиктовых песчаников, где картина ухудшения ФЕХ при моделировании многократных глушений-освоений проявляла себя наиболее ярко. Получены закономерности изменения фильтрационных показателей с увеличением количества операций глушения-освоения.Установлено, что по мере увеличения количества операций глушения модели пласта, темп ухудшения фильтрационных характеристик модели замедляется, и на момент 35 глушения наблюдается стабилизация фильтрационных параметров. Показано, что каждое новое глушение модели пласта сопровождается снижением вытесняющей способности ЖГС и увеличением градиентов давления, необходимых для извлечения ЖГС из модели при освоении. Расчёты относительных фазовых проницаемостей показали, что по мере увеличения количества циклов глушения модели пласта имеет место резкое увеличение проницаемости по ЖГС при одновременном снижении проницаемости по нефти. Увеличение количества глушений приводит к снижению конечного значения водонасыщенности модели, при которой фильтрация нефти прекращается. Изменение этих параметров является необратимым, так как восстановление их не наблюдается даже при длительной фильтрации нефти через модель пласта.

Проверка эффективности водных ЖГС с добавлением различных реагентов (КССБ, КМЦ, ГКЖ-10, ЭС-2) для повышения вязкости показали невозможность их использования из-за ухудшения фильтрационных свойств пластовой системы.

С целью сохранения коллекторских свойств был осуществлен новый обоснованный подход к выбору типа и составов ЖГС. Установлено, что в качестве ЖГС необходимо использовать жидкости класса спиртов, обладающие хорошей растворимостью и в воде, и в нефти. Предлагаемый состав УНИ-1, представляющий собой продукт отхода производства глицерина, обладает достаточной плотностью, представляет собой экологически чистый продукт и обладает дополнительными функциональными свойствами.

Испытания состава УНИ-1 на естественных образцах пористых сред с моделированием пластовых условий показали, что использование углеводородных жидкостей на основе многоатомных спиртов, начиная от момента вскрытия пласта и даллее в процессе эксплуатации скважин, позволит сохранить коллекторские свойства пласта на первоначальном уровне.

Представленные в четвертом разделе результаты опытно-промысловых испытаний предлагаемого состава УНИ-1 и технологий его применения в НГДУ «Чекмагушнефть» подтвердили эффективность его использования в качестве ЖГС для сохранения коллекторских свойств пласта.

Выполненная работа позволяет рекомендовать предлагаемый состав УНИ-1 для внедрения на скважинах АО Татнефть, нефтяных компаний ЛУКОЙЛ и ЮКОС.

172

Список литературы диссертационного исследования кандидат технических наук Харин, Александр Юрьевич, 1998 год

1. Азиз X., Сеттари Э. Математическое моделирование пластовых систем.- М.: Недра, 1982.- 176 с.

2. Амиян В.А., Васильева Н.П. Вскрытие и освоение нефтегазовых пластов. М.: Недра, 1972.- 336 с.

3. Антипин Ю.В., Валеев М.Д., Сыртланов А.Ш. Предотвращение осложнений при добыче обводненной нефти. -Уфа: Башк. кн. изд-во, 1987. -168 с.

4. A.c. 1361311 СССР, МКИ4 Е 21В 43/12. Устройство для глушения скважин /З.А.Росте, А.В.Соколов, А.Н.Авраменко //Открытия. Изобретения. -М.:Бюл. №47, 1987.

5. A.c. 1361202 СССР, МКИ4 Е 21В 33/10. Устройство для глушения скважин /Ю.В.Зелепукин //Открытия. Изобретения. М.: Бюл. № 47, 1987.

6. Балакиров Ю.А., Маряк С.Г. Повышение производительности нефтяных пластов и скважин.- Киев: Техшка, 1985.- 118с.

7. Барышев В.М. Удельный расход воды и влияние на нефтеотдачу глинистых фракций породы. М.: Гостоптехиздат, 1950.

8. Байков У.М., Валеев Ш.И., Наумов В.П. Исследования отходов предприятий для использования при глушении скважин// Нефтепром. дело. -1981, №2.-С. 16-19.

9. Белов В.П. Классификация и экспериментальная оценка кольматирующих свойств промывочных жидкостей и реагентов, применяемых при бурении скважин //Совершенствование процессов бурения скважин и нефтеотдачи: Сб. тр. /КПиТ. -1984.- С.8-25.

10. Богачев А.Б. Определение характеристик призабойной зоны скважин // Нефтяное хозяйство, 1985.- № 12.- С.39.

11. Вальтере A.A., Рябоконь С.А. Ингибирующие свойства жидкостиоглушения плотностью до 1600 кг/м без твёрдой фазы //Растворы и технологические требования к их свойствам : Сб. тр. /ВНИИКРнефти.-1986.1. С. 174-176.

12. Вахитова А.Г, Валеев Ш.И., Наумов В.П. Охрана окружающей Среды при применении углеводородных жидкостей для глушения //Охрана окружающей среды при нефтедобыче и использование водных ресурсов: Сб. тр. /БашНИПИнефть. Уфа, 1984.-Вып.68,- С. 37-41.

13. Влияние задавочных жидкостей на продуктивность скважин. /Валеев Ш.И., Каюмов JI.X., Вахитова А.Г. //Нефтепромысловое дело, 1979.-№ 6.- С.39-41.

14. Влияние состава раствора бромида кальция на технологические свойства буровых растворов на его основе. /С.А.Рябоконь, А.А.Бражников, В.П.Луковников и др. //НТИС. Нефтепромысловая геология, геофизика и бурение. -М.:ВНИИОЭНГ, 1985,- Вып.7.- С.41- 44.

15. Воды нефтяных и газовых месторождений СССР: Справочник/ Под ред. Л.М.Зорькина.- М.: Недра, 1989.- 382с.

16. Выбор жидкостей для испытания и капитального ремонта скважин //Экспресс информ //Сер. Бурение, разработка и эксплуатация газовых и морских нефтяных месторождений в зарубежных странах.- М.: ВНИИЭгазпром, 1985.13.-С 10-21.

17. Выжигин Г.Б., Кривоногов A.M., Жаринов П.Г. Необратимость снижения проницаемости пород при воздействии бентонитового бурового раствора //НТИС. Нефтепромысловая геология, геофизика и бурение. -М.: ВНИИОЭНГ, 1984.- № 9.- С. 19-21.

18. Габдуллин Р.Г., Мордвинцева Н.М., Муслимов Р.Х. Технология восстановления и сохранения коллекторских свойств продуктивных пластов в добывающих скважинах// Нефт. х-во.- 1989, № 7.- С.36-39.

19. Галян H.H., Тарнавский А.П., Обещенко Г.К. Глушение газовых скважин тиксотропными жидкостями на основе пластовых вод //Экспресс-информ. / /Сер. Геология, бурение и разработка газовых месторождений. -М.: ВНИИЭГазпром, 1985.- Вып. 5.- С.13-15.

20. Гиматудинов Ш.К., Ширковский А.И. Физика нефтяного и газового пласта. М.: Недра, 1982. - 311 с.

21. Городнов В.Д. К оценке набухаемости дисперсоидов. //Изв. ВУЗов. Нефть и газ. -М., 1964.- № 2.- С.31-32.

22. Горшков А.К., Ковалко М.П., Пыж В.П. Опыт глушения скважин при ремонтных работах на Машевском месторождении //Нефтяная и газовая промышленность, 1986.- № 4.- С.36-37.

23. Грим Р. Минералогия и практическое использование глин. М.: Мир, 1967.- 98 с.

24. Девликамов В.В. Влияние глин на поглотительную способность нагнетательных скважин: Канд. дис. М.: Фонды МИНХ и ГП, 1955 .

25. Девликамов В.В., Хабибуллин З.А. Структурно-механические свойства нефтей некоторых месторождений Башкирии // Нефтяное хозяйство, 1968.- № 10. С.38-41.

26. Девликамов В.В., Хабибуллин З.А., Кабиров М.М. Аномальные нефти. -М.: Недра, 1975.- 165 с.

27. Добрынин В.М., Мулин В.Б., Куликов Б.Н. Необратимое снижение проницаемости полимиктовых песчаников Самотлорского месторождения// Нефт. х-во.- 1973.- № Ю.- С.

28. Единые технические правила ведения работ при строительстве скважин на нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождениях. -М.: Миннефтепром, 1983.

29. Жигач К.Ф., Яров А.Н. Об оценке набухаемости глин. //Изв. ВУЗов. Нефть и газ. М., 1959. - №10. - С. 31-33.

30. Заяв. на изобрет . №97101072/03 . Жидкость для глушения скважин «состав УНИ-3»/ Зейгман Ю.В., Мавлютов М.Р., Харин А.Ю. и др.(РФ).-Заявл. 27.01.97.

31. Зарипов C.B., Толкачев Ю.И., Вайсман A.M. и др. Исследование и испытание жидкостей для глушения скважин при подземных ремонтах//

32. Нефт.х-во.- 1073.- № 6.- С.38-41.

33. Зейгман Ю.В., Харин А.Ю., Усманов А.Р. Выбор оптимальных параметров жидкостей глушения скважин. //Бурение и разраб. нефтяных, месторождений. Куйбышев, 1989. - С. 117-126.

34. Зейгман Ю.В., Харин А.Ю., Гумеров O.A. Новый подход к выбору жидкостей для глушения скважин /Тез. докл. межгосударст. науч.-техн. конференции /Нефть и газ Западной Сибири. Проблемы добычи и транспортировки.-Тюмень, 1993.- С. 109.

35. Зейгман Ю.В., Рогачев М.К. Перспективы разработки новых составов и технологий для глушения скважин /Тез. докл. всерос. науч.-техн. конференции по проблемам нефтегазового комплекса России / УГНТУ.-Уфа, 1995.-С.85.

36. Зейгман Ю.В., Мавлютов М.Р., Муслимов Р.Х., Орлов Г.А., Рогачев М.К., Сыркин A.M. Новые химические составы жидкостей глушения нефтяных скважин. // Башкирский химический журнал Уфа: АН РБ, 1995.-том 2, вып. 3-4. - С.58.

37. Зейгман Ю.В., Семенова JI.B. Особенности применения состава УНИ в пластах с повышенным содержанием сероводорода в нефти /Тез. докл. всерос. науч.-техн. конференции по проблемам нефтегазового комплекса России / УГНТУ. -Уфа, 1995. С.86.

38. Ибрагимов Г.З., Сорокин В.А., Хисамутдинов Н.И. Химические реагенты для добычи нефти:Справочник рабочего.-М.:Недра, 1986.-С.223.

39. Ибрагимов Г.З., Фазлутдинов К.С., Хисамутдинов Н.И. Применение химических реагентов для интенсификации добычи нефти: Справочник.

40. М.: Недра, 1991. -384с.: ил.

41. Ингермаи В.Г. Автоматизированная интерпретация результатов геофизических исследований скважин. -М: Недра, 1981.- 224 с.

42. Инструкция по контролю за состоянием почв на объектах предприятий Миннефтепрома. РД 39-0147098-015-90. М.: Миннефтепром,1990.- 87 с.

43. Инструкция по освоению скважин методом создания управляемых циклических депрессий на пласт с использованием струйных насосов. РД 39-2-1306-85. М.: Миннефтепром, 1985.-70 с.

44. Инструкция по технологии освоения скважин на месторождениях с низкопроницаемыми коллекторами. РД 39-0147009-718-88. М.: Миннефтепром, 1988. - 90 с.

45. Интяшин А.Д., Городнов В.П., Андриянов В.Н. Результаты промысловых испытаний мицеллярных растворов для вскрытия и глушения скважин /РНТС. //Сер. нефтепромысловое дело .-М.: ВНИИОЭНГ, 1983.-Вып.4. -С.8-9.

46. Использование обработанных эмульсий в добыче нефти / Г.А. Орлов, М.Ш. Кендис, В.Н. Глущенко, Б.А. Лерман // Сер. нефтепромысловое дело. М.: ВНИИОЭНГ, 1986,- Вып. 6.- 48 с.

47. Калинко М.К. Методика исследований коллекторских свойств кернов. -М.: Гостоптехиздат, 1963. С.224.

48. Касов A.C., Вашуркин А.Н, Свищев М.Ф. Фильтрационные характеристики пород коллекторов месторождений Западной Сибири. //Нефт. промышленность. /Сер. нефтепромысловое дело. М.:ВНИИОЭНГ, 1981.-№ 15,- С.7-9.

49. Корли У.Т., Паттон Дж. Т. Растворы, не содержащие твёрдой фазы, для заканчивания и ремонта скважин // Нефть, газ и нефтехимия за рубежом, 1984.-№ П.- С. 17-22.

50. Леви Б.И., Глейзер С.Н. Расчет относительных проницаемостей полабораторным данным нестационарной фильтрации трехфазной системы// Проблемы развития Западно-Сибирского топливного комплекса: Науч.-техн.сб.ЗапСибНИГНИ.- Тюмень, 1984, вып.2.- с.43-46.

51. Малышева JI.H. Исследование фильтрации водных растворов и водопроницаемости терригенных пород: Канд. дис. Уфа: Фонды БашНИПИнефти, 1966.

52. Мартос В.Н., Ступоченко В.Е. Особенности моделирования процесса вытеснения нефти водой из коллекторов с набухающими глинами // НТИС / Сер. нефтепромысловое дело и транспорт нефти.- М.:ВНИИОЭНГ, 1985.- № 3.-С.6-8.

53. Методическое руководство . Аппаратура и методика исследований реологических свойств аномально-вязких нефтей. РД 39-11-02-77. / Девликамов В.В., Хабибуллин З.А., М.К. Рогачёв /

54. Мирзаджанзаде А.Х. и др. Технология добычи природных газов. -М: Недра, 1987.-414 с.

55. Общий обзор жидкостей, используемых для заканчивания скважин /Экспресс-информ //Сер. Бурение: зарубежный опыт. -М.:ВНИИОЭНГ, 1984.-Вып. 11.- С.1-5.

56. О правильном выборе жидкости для заканчивания и ремонта скважин // Экспресс-информ //Сер. Бурение: зарубежный опыт.-1986.- Вып.18.- С.19-23.

57. Орлов Г.А., Рылов Н.И., Давыдова А.И. Разработка и совершенствование жидкостей глушения на углеводородной основе//Тр. Татар.н.-и. и проект, ин-т нефт. пром-ти, 1980. -№ 43. -С. 61-69.

58. Орлов Г.А., Кендис М.Ш., Глущенко В.Н. Применение обратных эмульсий в добыче нефти. -М.: Недра, 1991. 224с.

59. ОСТ 39-195-86.Нефть.Метод определения коэффициента вытеснения нефти водой в лабораторных уеловиях.М:Миннефтепром, 1983.-19с.

60. Пат. 2058989 РФ, МКИ 6 С 09 К 7/06. Жидкость для глушения скважин / Ю.В.Зейгман, А.М.Сыркин, А.Ю.Харин и др.- № 92008218/03; Заявл. 25.11.92; Опубл. 27.04.96; Бюл. № 12 // Открытия. Изобретения.- 1996. № 12.

61. Пат. 2109790 РФ, МКИ 6 С 09 К 7 / 06, Е 21 В 43/11. Способ вторичного вскрытия продуктивного пласта./Ю.В. Зейгман, А.Ю.Харин, О.А.Гумеров и др. (РФ) №95111860/03. Заявл. 11.07.95. Опубл. 27.04.98. Бюл. № 12 // Открытия. Изобретения.- 1998. № 12.

62. Пенообразующие жидкости для глушения скважин /А.М.Шарипов, Х.Ш.Сабиров, Т.Г.Кутлубаева, Ю.С.Клочко //Нефтяная и газовая промышленность, 1983.- № 1.- С.38-41.

63. Рабинович Н. Р., Яковенко В. И., Пономаренко H.A. и др. Особенности вскрытия и освоения продуктивных глинистых отложений //Нефт. хозяйство, 1990.- № 5. С.25-27.

64. Растворы для заканчивания и ремонта скважин // Экспресс-информ./ Сер. бурение: зарубежный опыт.- М.: ВНИИОЭНГ, 1985.-Вып. 10.-С.12-15.

65. Результаты опытно-промышленных испытаний гидрофобно-эмульсионных растворов на предприятиях ВПО

66. Каспморнефтегазпром»./А.Б. Сулейманов, K.K. Мамедов, Э.Е. Каневский, Э.А. Шахзадян // НТИС /Нефтепромысловое дело и транспорт нефти. М.: ВНИИОЭНГ, 1985.- Вып.12.-С. 19-20.

67. Руководство по применению методов вскрытия пласта перфорацией, освоения, восстановления и повышения продуктивности скважин. СТП 39 5753484 - 066 - 88. - М.: Миннефтепром, 1988.- 50 с.

68. Рыбак Б.М. Анализ нефти и нефтепродуктов. -М.: Гостоптехиздат, 1962.-888 с.

69. Рябоконь С.А., Бражников A.A. Применение рассолов большой плотности в качестве бурового раствора при заканчивании скважин //НТИС / Нефтепромысловая геология, геофизика и бурение -М.: ВНИИОЭНГ, 1985.-Вып.9.- С. 12-14.

70. Рябоконь С.А., Вольтере A.A., Сурков А.Б., Глущенко В.Н. Жидкости глушения для ремонта скважин и их влияние на коллекторские свойства пласта. //Сер. нефтепромысловое дело. М: ВНИИОЭНГ, 1989. - 44 с.

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

72. Справочная книга по добыче нефти. /Под ред. д. т. н. Гиматудинова Ш.К.-М.: Недра, 1974. -704 с.

73. Справочник по теории вероятностей и математической статистике / B.C. Королюк, Н.И. Поршенко, A.B. Скороходов и др. М.: Наука, 1985.- 640 с.

74. Ступоченко В.Е. Влияние глинистости коллектора на полноту вытеснения нефти водой // Геолого-физические аспекты обоснования коэффициента нефтеотдачи. М.: ВНИГНИ, 1981.- Вып. 228.- С.59-79.

75. Сургучев M.JI. Завершение скважин состояние и проблемы//Тр. /ВНИИ.- 1986.- С.140-147.

76. Сургучев М.Л. Завершение скважин состояние и проблемы// Тр.1. ВНИИ.- 1986.- С.140-147.

77. Технология добычи природных газов /Под ред. А.Х. Мирзаджанзаде. М.: Недра, 1987. - 414 с.

78. Требин Г.Ф., Чарыгин Н.В., Обухова Т.М. Нефти месторождений Советского Союза: Справочник.- М.: Недра, 1980.- 583с.

79. Тяжёлые жидкости для освоения и ремонта скважин //Экспресс-информ //Сер. бурение: зарубежный опыт. М.: ВНИИОЭНГ, 1984.-Вып. 13- С.23-25.

80. Фаткуллин A.A. Влияние вязкоупругих систем на восстановление проницаемости продуктивных пластов при обработке призабойной зоны с переменным давлением// Нефт. х-во.- 1995.- № 1-2.- С.48-49.

81. Хавкин А.Я. Результаты математического моделирования процесса вытеснения нефти водой из глиносодержагцих пластов //Вопросы изучения нефтегазоносности недр. М.: ИГиРГИ, 1982. - С.99-104.

82. Хавкин А .Я., Ковалёв А.Г., Ступоченко В.Е. и др. Особенности разработки нефтяных месторождений с глиносодержащими коллекторами /Сер. геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений . -М.: ВНИИОЭНГ, 1990.

83. Харин А.Ю. Основы выбора технологических жидкостей, используемых для глушения скважин // Тез. докл. на семинаре-дискуссии по проблеме первичного и вторичного вскрытия пластов при строительстве и эксплуатации скважин. Уфа, 1996.

84. Чемоданов B.C. Рациональная система контроля качества освоения скважин. //Вскрытие нефтегазовых пластов . М.,1988. - С.254-255.

85. Fluid-loss Controll through the use of a liquid-thickened Completion and workover brine / J.E. Hudson, M.D. Coffey, C.W. Saner, A.S. Jest // Journal of petroleum Technology. October, 1983.

86. Hashemi R., Caothien S. Benefits of solids filtration evaluated // Oil and gas J. 1986,1. P. 109.

87. Sloat B. Field test results with alkaline-potassium solutions to permanently stabilize clays and lower residual oil saturations. SPE 17537.182