Разработка и исследование полимерсолевых растворов для вскрытия ачимовских отложений Уренгойской группы месторождений тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 25.00.15, кандидат технических наук Нагарев, Олег Валерьевич

• Нагарев, Олег Валерьевич
• кандидат технических наук
• 2006

Оглавление диссертации кандидат технических наук Нагарев, Олег Валерьевич

ВВЕДЕНИЕ.

1 ГЕОЛОГО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ УСЛОВИЯ СТРОИТЕЛЬСТВА СКВАЖИН УРЕНГОЙСКОЙ ГРУППЫ МЕСТОРОЖДЕНИЙ.

1.1 Общие сведения о месторождениях.

1.2 Общие сведения о нефтегазоносности.

1.3 Физико-литологическая характеристика коллекторов ачимовских отложений.

1.4 Геофизические исследования на месторождениях.

1.5 Физико-химическая характеристика газа и конденсата.

1.6 Анализ состояния качества заканчивания скважин на Восточно-Уренгойском и Ново-Уренгойском лицензионных участках.

ВЫВОДЫ ПО РАЗДЕЛУ 1.

2 ТЕОРЕТИЧЕСКИЕ ОБОСНОВАНИЯ СОСТАВА ПРОМЫВОЧНЫХ ЖИДКОСТЕЙ ДЛЯ ВСКРЫТИЯ ПРОДУКТИВНЫХ ГОРИЗОНОВ. РАЗРАБОТКА МЕТОДОВ И МЕТОДИК ПРОВЕДЕНИЯ ЭКСПЕРИМЕНТОВ.

2.1 Причины, вызывающие ухудшение естественных фильтрационно-емкостных свойств пород-коллекторов.

2.2 Влияние свойств и состава промывочных жидкостей на фильтрационно-емкостные свойства прискважинной зоны пласта и пути решения проблемы качественного вскрытия продуктивных пластов.

2.3 Влияние фильтратов технологических жидкостей на фильтрационные свойства коллекторов.

2.4 Промывочные жидкости, применяемые при вскрытии продуктивных пластов.

2.5 Обоснование выбора дисперсионной среды безглинистого бурового раствора.

2.6 Обоснование выбора утяжелителя и реагентов структурообразователей промывочной жидкости.

2.7 Методы и методики проведения экспериментов.

ВЫВОДЫ ПО РАЗДЕЛУ 2.

3 РЕЗУЛЬТАТЫ ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНЫХ ИССЛЕДОВАНИЙ

3.1 Результаты исследований по изучению набухания глинистых минералов.

3.2 Результаты исследований по изучению влияния солей на капиллярное давление.

3.3 Результаты изучения влияния реагентов на технологические параметры промывочных жидкостей. Разработка состава промывочной жидкости

3.4 Результаты изучения влияния технологических жидкостей на фильтрационные свойства коллекторов.

ВЫВОДЫ ПО РАЗДЕЛУ 3.

4 РЕЗУЛЬТАТЫ ОПЫТНО-ПРОМЫШЛЕННОГО ВНЕДРЕНИЯ.

4.1 Технология приготовления промывочной жидкости на основе ацетата калия.

4.2 Результаты опытно промышленного внедрения промывочной жидкости на основе ацетата калия.

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Разработка и исследование полимерсолевых растворов для вскрытия ачимовских отложений Уренгойской группы месторождений»

Актуальность проблемы. Основные запасы углеводородного сырья Уренгойской группы месторождений в основном охватывают нижнесредне-юрский, верхнеюрский нефтегазоносные комплексы, ачимовскую толщу, не-окомские и апт-альбские горизонты. Основной прирост запасов и добычи газа, газового конденсата и нефти связывают с отложениями ачимовской толщи.

На месторождениях Уренгойской группы строительство скважин является наиболее капиталоемким вложением. Эффективность разработки месторождений напрямую зависит от рентабельности строительства скважин. Рентабельность же в свою очередь зависит от стоимости строительства и производительности скважин. Снижение стоимости строительства скважин в ближайшие годы ожидать не приходится, наоборот наблюдается тенденция к ее увеличению в связи с повышающимися требованиями промышленной безопасности, охраны окружающей среды, надежности скважин как инженерных сооружений и т.д. Производительность скважин главным образом зависит от геолого-петрофизических условий залегания продуктивных горизонтов и фильтрационно-емкостных свойств коллекторов. Однако в процессе строительства скважин происходит резкое, и в большинстве случаев безвозвратное, снижение фильтрационно-емкостных свойств коллектора. В результате не достигается потенциально возможный дебит, что приводит к увеличению срока окупаемости и уменьшению конечного коэффициента извлечения углеводородов.

Снижение фильтрационно-емкостных свойств коллектора в основном происходит при первичном вскрытии пласта, при цементировании эксплуатационной колонны и при перфорации скважины. Если в двух последних случаях существует возможность избежать снижения производительности, то в процессе первичного вскрытия решение поставленной задачи довольно проблематично. Необходимо применение специальных технологических жидкостей для вскрытия пласта, не ухудшающих естественной проницаемости коллектора. Разработано, внедрено и применяется множество специальных жидкостей, составы которых зависят от условий залегания продуктивных горизонтов. Все авторы указывают на негативное влияние дисперсной фазы промывочных жидкостей на проницаемость пласта. В связи с этим, большинство предлагаемых жидкостей не содержат в своем составе твердых частиц. Однако для залежей с аномально высоким пластовым давлением, которым обладают объекты ачимовской толщи месторождений севера Тюменской области, таких жидкостей не разработано.

Изложенное, обусловило постановку цели исследований и задач по ее реализации.

Цель работы. Повышение качества вскрытия ачимовских отложений Уренгойской группы месторождений путем разработки и использования рецептуры промывочной жидкости, не ухудшающей фильтрационно-емкостные свойства прискважинной зоны пластов.

Поставленная цель достигается путем решения следующих задач:

- анализ геолого-технологических условий;

- оценка качества заканчивания скважин, определение связи между технологиями заканчивания скважин и ее производительностью;

- выявление причин, вызывающих снижение фильтрационно-емкостных свойств прискважинной зоны пласта;

- анализ существующих рецептур промывочных жидкостей для вскрытия продуктивных горизонтов;

- теоретическое обоснование типа промывочной жидкости и ее компонентов;

- проведение экспериментальных исследований по изучению процессов загрязнения пород коллектора и определению оптимального сочетания компонентов промывочной жидкости;

- опытно-промысловое апробирование результатов экспериментальных и теоретических исследований.

Научная новизна диссертационной работы

- Разработана методика оценки качества заканчивания скважин, вскрывших ачимовские отложения Уренгойской группы месторождений, с помощью которой подтверждено, что наибольшее влияние на коллектор оказывают физико-механические свойства промывочных жидкости и их фильтратов;

- теоретически и экспериментально изучены процессы снижения фильтрационно-емкостных свойств прискважинной зоны пласта при воздействии на нее промывочных жидкостей и их фильтратов, дано объяснение механизмов данных явлений;

- разработан состав безглинистого биополимерсолевого бурового раствора для вскрытия продуктивных отложений, обладающих аномально высоким пластовым давлением.

Практическая ценность. Проведена оценка качества заканчивания скважин Ново-Уренгойского и Восточно-Уренгойского лицензионных участков, вскрывших ачимовские отложения. Разработан состав промывочной жидкости для вскрытия продуктивных пластов ачимовской толщи, применение которой позволило повысить продуктивность скважин по сравнению с ранее применяемыми технологиями с использованием утяжеленных баритом полимерглинистых растворов.

Результаты выполненных теоретических, экспериментальных и промысловых исследований послужили основой разработки инструкций: технологического регламента, внесений изменений и дополнений в проекты и технологические схемы разработки месторождений.

Апробация работы. Основные результаты, изложенные в диссертационной работе, докладывались на: ежегодных семинарах кафедры «Бурения нефтяных и газовых скважин» Тюменского государственного нефтегазового университета (2002-2006 гг.); второй региональной научно-практической конференции студентов, аспирантов и молодых ученых «Новые технологии нефтегазовому региону» (Тюмень, 2003 г.); Международной научно-технической конференции «Проблемы развития ТЭК Западной Сибири на современном этапе» (Тюмень, 2003 г.); первой региональной научно-практической конференции молодых специалистов ОАО «ТНК-BP» (Нижневартовск, 2004 г.); второй региональной научно-практической конференции молодых специалистов ОАО «ТНК-BP» (Нягань, 2005 г.); второй корпоративной научно-практической конференции молодых специалистов ОАО «ТНК-BP» (Москва, 2005 г.); Международном технологическом симпозиуме «Новые технологии разработки и повышения нефтеотдачи» (Москва, 2005

Заключение диссертации по теме «Технология бурения и освоения скважин», Нагарев, Олег Валерьевич

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

1 Высокие значения коэффициента аномальности пластовых давлений обуславливают применение промывочных жидкостей плотностью 1600-1700 кг/м .

2 Использование буровых растворов с низкими ингибирующими свойствами и содержащих в своем составе глину и барит в пластах с высокой глинистостью приводит к полной либо частичной блокаде проводящих каналов коллектора.

3 Показано, что производительность скважин Ново-Уренгойского и Восточно-Уренгойского лицензионных участков значительно ниже потенциально возможной, вследствие загрязнения коллектора в процессе проведения операций связанных со строительством скважин.

4 Кроме технологических параметров буровых растворов для вскрытия пластов необходимо регулировать ингибирующую способность по отношению к глинистым минералам и поверхностные свойства. На заключительной стадии разработки состава промывочной жидкости необходимо измерение коэффициента восстановления проницаемости на реальных кернах.

5 Показано, что в условиях залегания ачимовских отложений основными факторами, влияющими на проницаемость прискважинной зоны пласта при вскрытии его бурением, являются кольматация поровых каналов частицами дисперсной фазы, набухание и диспергирование глинистых минералов пород коллектора, изменение водонасыщенности и капиллярное впитывание.

6 Перспективным реагентом для создания дисперсионной среды промывочной жидкости является ацетат калия. Его растворы обладают максимальной ингибирующей способностью по отношению к глинистым минералам, в большей степени снижают капиллярное давление, обладают бактерицидным действием и безвредны для персонала и окружающей среды.

7 Для регулирования реологических параметров разрабатываемой жидкости эффективно применение биополимерного реагента Xanthan Gum.

8 Перед вводом в состав раствора карбоната кальция (мраморной крошки), требуется его обработка гидрофилизирующим реагентом. Для этих целей предложено использовать феррохромлигносульфонат.

9 Для вскрытия ачимовских отложений предлагается рецептура промывочной жидкости, состоящая из уксуснокислого калия, Xanthan Gum, Tylose Е 29651, мраморной крошки обработанной раствором феррохромлигносульфоната.

10 Результатами экспериментальных и опытно-промысловых исследований показано, что при применении безглинистых биополимерсолевых промывочных жидкостей на основе полисахаридов и уксуснокислого калия зона кольматации практически полностью восстанавливается.

11 Результаты опытно-промышленного внедрения показали перспективность применения разработанной рецептуры промывочной жидкости для вскрытия продуктивных горизонтов ачимовских отложений Уренгойской группы месторождений.

12 Экономическая эффективность от внедрения предлагаемой промывочной жидкости заключается в увеличении производительности скважин в 1,5-2 раза и в сокращении сроков освоения скважин на 2-3 недели.

Список литературы диссертационного исследования кандидат технических наук Нагарев, Олег Валерьевич, 2006 год

1. Дополнение к проекту ОПЭ ачимовской толщи НовоУренгойского и Восточно-Уренгойского месторождений: Утв. ТО ЦКР ЯНАО от 9.04.2003. Тюмень: ОАО «Сибирский научно-аналитический центр», 2002.

2. Создание геологических моделей строения неокомских и ачимов-ских залежей углеводородов в пределах Ново-Уренгойского и Восточно-Уренгойского лицензионных участков: Утв. ГКЗ от 15.12.2004. Тюмень: ОАО «Сибирский научно-аналитический центр», 2003.

3. Брехунцов A.M. Тип коллектора в отложениях ачимовской толщи Восточно-Уренгойской поисковой зоны / A.M. Брехунцов, Г.Г. Кучеров, М.Е. Стасюк // Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений. -1998.-№5.-С. 2-6.

4. ОСТ 51-58-79. Конденсаты газовые. Технологическая классификация: Утв. Министерством газовой промышленности М., 1979. - 9 с.

5. Ягафаров А.К. Обработка результатов гидродинамических исследований непереливающих скважин / А.К. Ягафаров, О.В. Нагарев, Б.А. Ерка, И.А. Кудрявцев, В.К. Федорцов, В.И. Колесов // Нефтяное хозяйство. 2004. - № 12.-С. 55-57.

6. Нагарев О.В. Оценка качества заканчивания скважин на месторождениях Западной Сибири / О.В. Нагарев, А.К. Ягафаров, В.К. Федорцов, В.П. Овчинников // Бурение и нефть. 2005. - № 9. - С. 22-24.

7. Ягафаров А.К. Прогнозирование потенциальной продуктивности непереливающих нефтяных скважин / А.К. Ягафаров, Н.П. Кузнецов, И.А. Кудрявцев, Х.Н. Музипов, О.В. Нагарев, B.JT. Недочетов, В.К. Федорцов // Нефтяное хозяйство. 2005. - № 12. - С. 53-55.

8. Нагарев О.В. Методики оценки качества заканчивания скважин / О.В. Нагарев, А.К. Ягафаров, В.К. Федорцов, В.П. Овчинников // Известия вузов. Нефть и газ. 2005. - № 6. - С. 14-21.

9. Мирзаджанзаде А.Х. Основы технологии добычи газа / А.Х. Мир-заджанзаде, O.JT. Кузнецов, К.С. Басниев, З.С. Алиев. М.: ОАО Изд-во Недра, 2003.-880 с.

10. Инструкция по комплексному исследованию газовых и газоконденсатных пластов и скважин / Под ред. Г.А. Зотова, З.С. Алиева. М.: Недра, 1980.-301 с.

11. Гайворонский И.Н. Коллекторы нефти и газа Западной Сибири / И.Н. Гайворонский, Г.Н. Леоненко, B.C. Замахаев. М.: ЗАО «Геоинформ-марк», 2000. - 364 с.

12. Басарыгин Ю.М. Технологические основы освоения и глушения нефтяных и газовых скважин / Ю.М. Басарыгин, В.Ф. Будников, А.И. Булатов, Ю.М. Проселков. М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2001. - 543 с.

13. Галеев Р.Г. Повышение выработки трудноизвлекаемых запасов углеводородного сырья: Монография. М.: КУбК-а, 1997. - 352 с.

14. Амиян В. А. Повышение качества вскрытия продуктивного пласта / В. А. Амиян, В. В. Амиян. М.: ВНИИОЭНГ, 1985. - 50 с.

15. Мархасин И. JI. Исследование свойств и структуры граничных слоев // Вскрытие продуктивных горизонтов и освоение нефтегазовых скважин: Тез. докл. Всесоюз. науч.-техн. конф. Ивано-Франковск: ИФИНГ, 1982.-С. 7-8.

16. Грей Дж. Состав и свойства буровых агентов (промывочных жидкостей): пер. с анг. / Дж. Грей, Г. Дарли М.: Недра, 1985. - 509 с.

17. Паус К. Ф. Буровые растворы. Изд. 2-е. М.: Недра, 1973. - 304 с.

18. Ягафаров А.К. К вопросу применения полимерных буровых растворов / А.К. Ягафаров, О.В. Нагарев, И.И. Клещенко, В.П. Овчинников //

19. Проблемы развития ТЭК Западной Сибири на современном этапе: Тр. меж-дунар. науч.-техн. конф. Тюмень: ТюмГНГУ, 2003. - Т. 1.-С. 111-115.

20. Подгорнов В. М. Формирование призабойной зоны с целью повышения продуктивности нефтегазодобывающих скважин: Автореф. дис. . д-ра. техн. наук. М., 1991. - 52 с.

21. Ягафаров А.К. О применении полимеров в качестве структурообразователей буровых растворов при вскрытии продуктивных горизонтов / А.К. Ягафаров, О.В. Нагарев, И.И. Клещенко, В.П. Овчинников // Нефтепромысловое дело. 2004. - № 2. - С. 33-35.

22. Шарипов А.У. Проектирование и регулирование основных показателей бурения глубоких скважин.- М.: ВНИИОЭНГ, 1995. 280 с.

23. Басарыгин Ю.М. Заканчивание скважин. / Ю.М. Басарыгин, А.И. Булатов, Ю.М. Проселков. М., 2000, - 668 с.

24. Ламмус Д.Л. Анализ систем промывки скважин // Инженер-нефтяник. М.: Недра, 1974. - Вып. 2. С. 36-42.

25. Lummus J.L. Analysis of mud hydraulics interactions // Petroleum Engineer. 1974, 11, Vol. 46, - № 2, pp. 60, 62, 64, 67.

26. СТО 03-92-80. Струйная обработка проницаемых пород при бурении скважин. Уфа: БашНИПИнефть, 1980. - 22 с.

27. Анализ качества первичного вскрытия продуктивных пластов по глубине проникновения фильтрата бурового раствора в пласт. Тюмень: ТюменНИИгипрогаз, 1989.- 18 с.

28. Орлов Л.И. Влияние промывочной жидкости на физические свойства коллекторов нефти и газа / Л.И. Орлов, А.В. Ручкин, Н.М. Свихтушин. -М.: Недра, 1975.-212 с.

29. Петраков А. М. Особенности сохранения коллекторских свойств призабойной зоны пласта в низкопроницаемых коллекторах // Бурение и нефть. 2003. - С. 52-53.

30. Хавкин А. Я. Гидродинамические основы разработки залежей нефти с низкопроницаемыми коллекторами. М.: МО МАНПО, 2000. - 525 с.

31. Кристиан М. Увеличение продуктивности и приемистости скважин / М. Кристиан, С. Сокол, А. Константинеску. М.: Недра, 1985. - 185 с.

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

33. Сургучев М.Л. Влияние условий вскрытия пластов на продуктивность скважин и нефтеотдачу // Нефтяное хозяйство. 1973. - № 11. - С. 2331.

34. Беляев С.С. Особенности микробиологических процессов в заводняемого нефтяном месторождении Среднего Приобья. / С.С. Беляев, Е.П. Розанова, И.А. Борзенкова // Микробиология. — 1990. Т. 59. - № 6. — С. 10751081.

35. Вавер В.И. Факторы, определяющие содержание сероводорода в продукции скважин и методы борьбы с микробиологической сульфатредук-цией на месторождениях Нижневартовского района // Коррозия и защита. -1993.-№ 19.-С. 5-7.

36. Laboratory investigation of parameters affecting optimization of microbial flooding in carbonate reservoirs / Almehaideb Reyadh, Zekri Abdulrazag // Petrol. Sci and Technol. 2002. - № 3-4. - C. 377-392.

37. Хазипов P.X. Влияние температурных условий продуктивного пласта на особенности формирования биоценоза нефтепромысловой микрофлоры. / Р.Х. Хазипов, Н.Н. Силищев, В.В. Леонов, Н.В. Симоненко, В.И. Новоселов // Нефтяное хозяйство. 1991. - № 7. — С. 37-39.

38. Пат. 2158823 РФ, Е21В43/22. Способ разработки нефтяного месторождения / А.З. Гарейшина, С.М. Ахметшина, Р.С. Хисамов, А.Н. Шакиров, М.А. Жеглов, И.Х. Гараев № 98122152/13; Заявлено 09.12.1998; Опубл. 10.12.2000, бюлл. № 31

39. А.с. 829888 СССР, МКИ3 Е 21 В 43/32. Способ изоляции притока пластовой воды / А.З. Гарейшина, Р.Т. Булгаков, В.И. Козюро, B.C. Споры-шев. № 2767168/22-03; Заявлено 03.04.1979; Опубл. 15.05.81, Бюл. № 18.

40. Хусаинов 3. М. Применение технологии биоцидного воздействия на Алехинском месторождении / З.М. Хусаинов, О.Р. Коробовкин, В.Л. Чирков, Н.Н. Силищев, А.В. Ключарев, Р.Х. Хазипов // Нефтепромысловое дело.- 1999,-№8.-С. 10-16.

41. Козлов А.А. Формирование и размещение нефтяных и газовых залежей. М.: Гостонтехиздат, - 1959.

42. Лушпеева О. А. Основные направления научно-исследовательских работ в области строительства скважин / О.А. Лушпеева, К.Н. Харламов, Г.Б. Проводников // Интервал. 2002. - № 1. - С. 70-73.

43. Лушпеева О.А. Структурированные технологические скважины для заканчивания скважин. / О.А. Лушпеева, И.К. Диниченко // Нефтяное хозяйство. 2002. - № 8 - С. 84-87.

44. Эрвин М. Разработка бурового раствора с целью минимизации удержания воды в пласт за счет впитывания / М. Эрвин, К. Пирсон, Б. Беньон // Нефтегазовые технологии. 2005. - № 5. - С. 32-37.

45. Bennion D.B. Water and hydrocarbon phase trapping in porous media -Diagnosis, prevention and treatment. / D.B. Bennion, R.F. Bietz, F.B. Thomas // The Petroleum Society of CIM № 95-69, CIM Annual Technical Convention,1995.

46. Bennion D.B. Reductions in the productivity of oil and gas reservoirs due to aqueous phase trapping / D.B. Bennion, R.F. Bietz, F.B. Thomas, D.W. Benion // The Petroleum Society of CIM № 93-24, CIM Annual Technical Convention, 1993.

47. Bennion D.B. Formations damage and horizontal wells A productivity killer / D.B. Bennion, F.B. Thomas, R.F. Bietz // SPE 37138, Horizontal Well Technical Convention, Calgary, 1996.

48. Bennion D.B. Fluid design to minimize invasive damage in horizontal wells / D.B. Bennion, F.B. Thomas, D.W. Benion, R.F. Bietz // The Petroleum Society of CIM № 94-71, CIM Conference on Recent Advances in Horizontal Well Applications, 1994.

49. Gruber N.G. Water block effects in low permeability gas reservoirs. // The Petroleum Society of CIM № 96-92, CIM Annual Technical Convention,1996.

50. Akin S. Imbibition studies on low-permeability porous media / S. Akin, A.R. Kovscek. SPE 54590, Western Regional Meeting, Anchorage, Alaska, 1999.

51. Erwin M.D. Multiwell interference test in the Colville River field / M.D. Erwin, R.S. Redman, L.A. Sanders. Alaska. SPE 77453, SPE Annual Technical Conference, 2002.

52. Сидоровский B.A. Вскрытие пластов и повышение продуктивности скважин. М.: Недра, 1978. - 200 с.

53. Рахматулин Р.К., Касьянов Н.М. Влияние полимерных растворов на качество вскрытия гранулярных коллекторов / Р.К. Рахматулин, Н.М. Касьянов // Тр. ВНИИБТ. 1984. - Вып. 59. - С. 45-50.

54. Сонич В.П. Исследование петрофизических свойств пород-коллекторов нефтегазовых месторождений Западной Сибири для обоснования параметров продуктивных пластов. Тюмень: СибНИИНП, 1985. - 316 с.

55. Norrish A.F. "Dis Farad Soc", 18, 20, 1954.

56. Тевзаде Н.Р. Совершенствование технологии заканчивания скважин при вскрытии трещинных коллекторов на примере месторождений Грузии: Дис. . канд. техн. наук. — Краснодар: ВНИИКРнефть, 1991. 164 с.

57. Дедусенко Г.Я. Буровые растворы с малым содержанием твердой фазы / Г.Я. Дедусенко, В.И. Иванников, М.И. Липкес. М.: Недра, 1985. - 160 с.

58. Новые системы буровых растворов на водной основе для ингиби-рования глинистых сланцев // НТИС. Сер. Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море (зарубежный опыт). М.: ВНИИОЭНГ, 1994. -Вып. 2.-С. 18-25.

59. Андресон Б.А. Полимерные буровые растворы за рубежом / Б.А. Андресон, А.У. Шарипов, К.Л. Минхайров // Обзорная информ. Сер. Бурение. М.: ВНИИОЭНГ, 1980. - Вып. 5. - 47 с.

60. Булатов А.И. Перспективы заканчивания скважин в СССР / А.И. Булатов, Э.М. Тосунов // Нефтяное хозяйство. 1980. - № 8. - С. 4-17.

61. Рабинович Н.Р. Оценка качества вскрытия пластов и освоения скважин / Н.Р. Рабинович, Н.Т. Смирнова, Н.Р. Тевзаде. М.: ВНИИОЭНГ, 1990.-40 с.

62. Масляков А. П. Буровые растворы для вскрытия продуктивных пластов. М.: ВНИИОЭНГ, 1985. - 57 с.

63. Яненко В.И. Применение синтетических ПАВ в качестве добавки к буровым растворам при вскрытии продуктивных пластов / В.И. Яненко, А.П. Крезуб, Л.И. Дегтярева. М.: ВНИИОЭНГ, 1987. - 48 с.

64. Скоморовский Н.И. Применение ПАВ для вскрытия нефтяных пластов // Нефтяное хозяйство. 1976. - № 7. - С. 51-52.

65. Пащенко А.А Гидрофобизация / А.А. Пащенко, М.Г. Воронков. -Киев: Наукова думка, 1973. 239 с.

66. Лернер Б.Е. Опыт применения анионоактивных ПАВ для обработки промывочных растворов при вскрытии продуктивных горизонтов на При-аралье / Нефтяная и газовая промышленность. 1981. - Вып. 1. - С. 26-29.

67. Применение нефтяных растворов в бурении и влияние их на результаты геофизических исследований скважин // Обзорная информ. Сер. Бурение (зарубежный опыт). М.: ВНИИОЭНГ, 1985. - Вып. 12.-43 с.

68. Касьянов Н.М. Вопросы повышения качества вскрытия продуктивных отложений / Н.М. Касьянов. В.Ф. Штормин // Обзорная информ. Сер. Бурение. 1969. - С. 89.

69. Мухин Л.К. Кольматирующая способность растворов на углеводородной основе / Л.К. Мухин, В.Н. Соловьев, В.Н. Табученко // Обзорная информ. Сер. Бурение. М.: ВНИИОЭНГ, 1969. - С. 69-71.

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

71. Кошелев В.Н. Экспериментальные исследования ПАВ комплексного действия СНПХ ПКД 515 / В.Н. Кошелев, О.А. Лушпеева, Г.Б. Проводников // Вопросы промывки скважин с горизонтальным участком ствола: Сб. науч. тр. Краснодар: НПО Бурение, 1998. - С. 114-120.

72. Прусова Н. JI. Исследование процесса закупоривания проницаемых пород дисперсной фазой различных буровых растворов и разработка очистительных устройств: Дис. . канд. техн. наук. М., 1988. - 176 с.

73. Гусман A.M. Влияние условий очистки забоя скважины на механическую скорость бурения (по материалам советских и зарубежных исследований) // Сб. науч. тр. ВНИИБТ. 1970. - Вып. 24. - С. 95-116.

74. Литвишко В.Г. Опыт применения слабоструктурированного бурового раствора / В.Г. Литвишко, М.И. Липкес // Обзорная информ. Сер. Бурение. 1975. -№ 8. - С. 14-17.

75. Штурн В.Б. Исследование некоторых вопросов отбора керна коронками керноотборников на каротажном кабеле: Автореф. дис. . канд. техн. наук. Уфа: УНИ, 1975. - 22 с.

76. Практика обработки глинистых растворов в США. М.: Госинти,1958.

77. Пат. 2061731 РФ, С 09 К 7/02. Безглинистый буровой раствор/ Н.И. Крысин, A.M. Нацепинская, P.M. Минаева, Ф.Н. Гребнева, Ю.М. Сухих, Т.Н.Крапивина, Т.И. Соболева. № 94005205/03; Заявлено 26.02.94; Опубл. 10.06.96. Бюл. № 16.

78. Пат. 4255268 США, МКИ3 С 09 К7/00. Буровой раствор с вязкостным агентом. W.R. Yrace Со /Yacob Block/- Заявлено 1978.

79. Крылов В.И. Применение кольматантов в жидкостях для первичного вскрытия продуктивных пластов с целью сохранения их коллекторских свойств // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. — 2005.-№5.-С. 36-41.

80. Рябоконь С.А. Новая технологическая жидкость для заканчивания и ремонта скважин / С.А. Рябоконь, Б.А. Мартынов, А.А. Бояркин, И.Е. Александров, Я.Г. Дударов // Интервал. 2003. - № 12. - С. 62-67.

81. Федосов Р.И. Новые системы безглинистых полимерно-гидрогелевых буровых растворов / Федосов Р.И., Пеньков А.И., Никитин Б.А. // Нефтяное хозяйство. 1999. - № 2 - С. 20-22.

82. ГОСТ 7759-73. Магний хлористый технический (бишофит). Технические условия. -М.: Изд-во стандартов, 1988. 11 с.

83. Львова И. Комплексная технология заканчивания скважин / И. Львова, Н. Рылов, Р. Вафин, А. Гимаев, А. Егоров // Бурение и нефть. 2005.- № 4. С. 24-26.

84. Пат. 3921733 США МКИ3 С09 К7/00. Метод бурения скважин с использованием гелеобразных полимеров. Phillips petroleum. Richard Z. Clampitt. Заявлено 1972.

85. Зобнин И. Применение буровых растворов для качественного вскрытия продуктивного пласта // Бурение и нефть. — 2005. № 4. - С. 22-23.

86. Пат. 969708 РФ, С 09 К 7/02. Буровой раствор / И.Ю. Хариев, Н.И. Македонов, К.В. Иогансен, В.З. Ага-Алиева, С.А. Шелягова. № 293453723; Заявлено 04.06.80; Опубл. 30.10.82, Бюл. № 40.

87. Давыдов В.К. Техника и технология вскрытия продуктивных пластов на месторождениях, находящихся на поздней стадии эксплуатации // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. 2005. - № 6.- С. 25-26.

88. Андресон Б.А. Полимерный раствор для глушения скважин / Б.А. Андресон, К.Л. Минхайров // Информ. листок № 13-80. Уфа: ЦНТИ, 1980. -4 с.

89. Белей И.И. Полимерный алюмоакриловый промывочный раствор / И.И. Белей, Е.А. Коновалов // Газовая промышленность. 1981.- № 1. - С. 1315.

90. А.с. 897833 СССР, МКИ3 С 09 К 7/02. Полимерный буровой раствор / В.И. Леонидов, Г.А. Пахмурин, Л.П. Проскурин, И.Г. Кирель, Г.И. Исаева. № 2912875/23-03; Заявлено 07.01.80; Опубл. 15.01.82, Бюл. № 2.

91. Андресон Б.А. Эмульсионно-гелевый полисахаридный раствор для бурения скважин в сложных горно-геологических условиях / Б.А. Андресон, Г.Г. Мурзагулов, А.Г. Сунагатуллин, Р.А. Гайнуллин // Интервал. 2003. - № 1.-С. 60-63.

92. Пат. 2019552 РФ, С 09 К 7/02. Безглинистый буровой раствор для вскрытия продуктивных пластов / М.С. Окунев, Л.П. Сергиенко, А.У. Шари-пов, В.А. Иванова. № 5051781/03; Заявлено 10.07.1992; Опубл. 15.09.1994, Бюл. № 17.

93. Пат. 2012584 РФ, С 09 К 7/02. Буровой раствор / А.Я. Третьяк. № 4933201/03; Заявлено 11.03.1991; Опубл. 15.05.1994., Бюл. № 9.

94. Пат. 2038362 РФ, С 09 К 7/02. Буровой раствор / А.Я.Третьяк. № 93014619/03; Заявлено 22.03.1993; Опубл. 27.06.1995, Бюл. № 18.

95. А.с. 1321740 СССР, МКИ С 09 К 7/02. Состав для вскрытия продуктивного пласта / И.Ю. Хариев. № 3913442/23-03; Заявлено 14.06.1985; Опубл. 07.07.1987, Бюл. № 25.

96. А.с. 969710 СССР, МКИ С 09 К 7/02. Промывочная жидкость для вскрытия пласта / А.А. Мартаков, О.П. Дианова, Г.П. Бранд Р.Ф. Баджурак, М.К. Сартбаев. № 3266985/23-03; Заявлено 31.03.81; Опубл. 30.10.82, Бюл. №40.

97. А.с. 642352 СССР, МКИ2 С 09 К 7/00 Промывочная жидкость для вскрытия пласта // В.М.Беляков, Е.К. Коптелова, В.К. Роговой, Р.Ф. Баджурак, Н.Г. Сапожников. № 2165709/22-03; Заявлено 22.07.75; Опубл. 15.01.79, Бюл. №2.

98. Байков Н.М. Новые буровые растворы для проходки скважин // Бурение и нефть. -2002. № 11. - С. 47-49.

99. Грунтоведение / Под ред. Е.М. Сергеева. М.: Изд-во МГУ, 1983.389 с.

100. Соколов В.Н. Микромир глинистых пород // Соросовский Образовательный Журнал. 1996. - № 3. - С. 56-64.

101. Королев В.А. Связанная вода в горных породах: новые факты и проблемы // Соросовский Образовательный Журнал. 1996. - № 9. - С. 79-85.

102. Городнов В.Д. Роль состава катионообменного комплекса глин в их устойчивости / В.Д. Городнов, А.А. Русаев // Дисперсные системы в бурении. Киев: Наукова Думка, 1977. - С. 91-93.

103. Гамзатов С.М. Влияние генезиса на поведение глинистых отложений при бурении и креплении скважин / С.М. Гамзатов, Ш.М. Рахимбаев, P.M. Рахметов // Экспресс-информ. Геология, бурение и разработка газовых месторождений. 1976. - № 13. - С. 3-4.

104. Лукманов P.P. Влияние полимерных буровых растворов на коллек-торские свойства пород при заканчивании скважин. Тюмень: ЗапСибБур-НИПИ, 1995.-76 с.

105. Нацепинская A.M. Исследование и совершенствование буровых растворов для Пермского Прикамья: Дис. . канд. техн. наук. Пермь, 1982. -189 с.

106. Городнов В.Д. Влияние гидростатического давления на набухание глинистых пород / В.Д. Городнов, В.Ф. Печерников // Изв. вузов СССР. Нефть и газ. Баку: АзИНЕФТЕХИМ им. М. Азизбекова, 1962. - № 2.

107. Ангелопуло O.K. Основы выбора бурового раствора для борьбы с обвалами // Нефтяник. 1974. - № 5.

108. Злочевская Р.И. О взаимодействии глин с растворами электролитов в процессе их набухания / Р.И. Злочевская, В.И. Дивисилова // Связанная вода в дисперсных системах. М.: МГУ, 1972. - С. 43-65.

109. Лопатин В.А. Анализ осложнений при бурении глубоких скважин в неустойчивых глинистых породах / В.А. Лопатин, Л.К. Мухин// Обзорная информ. Сер. Бурение. 1964,- № 7. - С. 21-23.

110. Зубарев В.Г. Исследование проникновения фильтрата промывочных жидкостей в глинистые породы / В.Г. Зубарев, Б.В. Байдюк // Экспресс-информ. 1973. - № 4.

111. Овчаренко Ф.Д. Гидрофильность глин и глинистых минералов. — Киев: АН УССР, 1974. Вып. XXXIX.

112. Городнов В.Д. Физико-химические методы предупреждения осложнений в бурении. М.: Недра, 1977. - 280 с.

113. Паус К.Ф. Аквакомплексы как понизители водоотдачи / К.Ф. Паус, Р.Г. Ахмадеев, А.П. Акатьев // Изв. вузов. СССР. Нефть и газ. Баку: АзИНЕФТЕХИМ им. М. Азизбекова, 1970. - № 3.

114. Тарасевич Ю.И., Овчаренко Ф.Д. Укр. Хим. Журн. 1966. 32. 1169.

115. Грим Р.Е. Минералогия и практическое использование глин. — М.: Мир, 1967.-510 с.

116. Кистер Э.Г. Химическая обработка буровых растворов. М.: Недра, 1972.-392 с.

117. Самойлов О.Я. О гидратации ионов в водных растворах // Изв. АН СССР, отд. Хим. наук. 1953. - № 2.

118. Крестов Г.А. От кристалла к раствору / Г.А.Крестов, В.А. Кобенин //Химия 1977.- 112 с.

119. Физико-химическая механика дисперсных минералов / Под редакцией Н.Н. Круглицкого. Киев: Наукова Думка, 1971. - 210 с.

120. Моопеу K.W. Кеспап A.Y. Wood S.A. "Y. Amer. Chem Soc.", 74, 1952, 1971.

121. Barser R.M., Mak Lood D.M. "Frans. Farad.Soc.", 50, 980, 1954.

122. Кошелев В.Н. Общие принципы ингибирования глинистых пород и заглинизированных пластов. // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. -2004. № 1. - С. 13-15.

123. Ангелопуло O.K. Калиевые буровые растворы // Нефтяник. 1977.-№7.

124. Крысин Н.И. Калийсодержащие отходы для обработки буровых растворов / Н.И. Крысин, Т.А. Скороходова, A.M. Нацепинская // Нефтяник. -1981.-№ 12. С.13-14.

125. Новиков B.C. Результаты промышленного испытания калиевого раствора // Обзорная информ. Сер. Бурение. 1977. - № 6. - С. 32-36.

126. Drilling. 1975, v. 36, n 7, p. 90.

127. Forage, 1975, 1-111, n 66, p. 85-106.

128. Tubman K. Petrol and Petrochem Inst., 1973, v. 13, n. 10, p. 74074.

129. World Oil. 1973, v. 177, n. 2, p. 42-46.

130. Свихнушин Н.М. Методы изучения неоднородных коллекторов при оценке кондиций и подсчете запасов / Н.М. Свихнушин, В.И. Азаматов. -М.: Недра, 1971.

131. Новиков B.C. Влияние ингибированных растворов на устойчивость глинистых пород при бурении скважин: Автореф. дис . канд. техн. наук. -М.: 1968.

132. Патент 4536297 США. Well drilling and completion fluid composition / Loftin R.E., Son A.I. -N 572103; заявлено 19.01.84; опубликовано 24.04.85.

133. Peinado M. France pot., № 1415646, 1965.

134. Borrou A. US pot., № 3104704, 1959 r.

135. Steiberg J. US pot., № 3332791, 1967 r.

136. Palumbo S. The development of potassium cellulosic polymers and their contribution to the inhibition of hydratable clays / S. Palumbo, D. Giacco, M. Ferrari, P. Pirovano // SPE JADC Drilling conference. 1989. III. - № 18477. - P. 149-152.

137. ГОСТ 577-68. Индикаторы часового типа с ценой деления 0,01 мм. Технические условия. М.: Изд-во стандартов, 1985. — 12 с.

138. Инструкция по методам контроля качества буровых растворов. — М., 1972.-45 с.

139. Определение характеристик буровых растворов — средства и методы. Хьюстон, шт. Техас: Бароид дриллинг флюидз инк., 1985. - 43 с.

140. Подгорнов В.М. Практикум по заканчиванию скважин / В.М. Под-горнов, И.А. Ведищев. М.: Недра, 1985. - 256 с.

141. Методическое руководство по определению содержания твердой фазы в буровом растворе при первичном вскрытии продуктивных пластов. — Пермь, 1997.-28 с.

142. Исследование рецептур и технологии приготовления калиевых буровых растворов: Отчет о НИР / ПермНИПИнефть; Руководитель Н.И. Кры-син; Пермь, 1977. - 125 с.

143. ТУ 6-09-1678-95. Фильтры бумажные обеззоленные (белая, красная, синяя ленты).

144. Нагарев О.В. К выбору технологических жидкостей для вскрытия пластов и капитального ремонта скважин // Проблемы геологии и разработки нефтегазовых месторождений: Сб. науч. тр. ЗАО «Тюменский нефтяной научный центр». Тюмень, 2006. - С. 287-297.

145. Методическое руководство по определению и регулированию содержания твердой фазы в буровом растворе при первичном вскрытии продуктивных пластов. Пермь, 1997. - 28 с.