Разработка и исследование рецептур гидрогелевых буровых растворов с конденсированной твердой фазой: На примере Оренбургского нефтегазоконденсатного месторождения тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 25.00.15, кандидат технических наук Горонович, Вадим Сергеевич

• Горонович, Вадим Сергеевич
• кандидат технических наук
• 2005

Оглавление диссертации кандидат технических наук Горонович, Вадим Сергеевич

ВВЕДЕНИЕ.

1. АНАЛИЗ ГОРНО-ГЕОЛОГИЧЕСКИХ УСЛОВИЙ ПЕРВИЧНОГО ВСКРЫТИЯ ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ, ПРОВЕДЕНИЯ КАПИТАЛЬНОГО РЕМОНТА СКВАЖИН И ПРИМЕНЯЕМЫХ ТЕХНОЛОГИЙ УПРАВЛЕНИЯ ЗАБОЙНЫМ ДАВЛЕНИЕМ.

1.1. Горно-геологические условия первичного вскрытия продуктивных пластов и проведения капитального ремонта скважин в условиях аномально-низких пластовых давлений (АНПД).

1.2. Применяемые технологии управления забойным давлением при первичном вскрытии продуктивных отложений и проведении капитального ремонта скважин.

1.3. Направления совершенствования технологии управления забойным давлением при первичном вскрытии продуктивных отложений и проведении капитального ремонта скважин.

2. РАЗРАБОТКА СОСТАВА ПРОМЫВОЧНОЙ ЖИДКОСТИ ДЛЯ ПОЛУЧЕНИЯ СТАБИЛЬНЫХ ПЕН.

2.1. Анализ составов и параметров технологических растворов с конденсированной твердой фазой и выбор способа их получения.

2.2. Планирование лабораторных работ и обработка результатов измерений.

2.3. Разработка рецептуры коллоид-полимерного раствора.

3. РАЗРАБОТКА ТЕХНОЛОГИИ ПЕРВИЧНОГО ВСКРЫТИЯ ПРОДУКТИВНЫХ ОТЛОЖЕНИЙ И ПРОВЕДЕНИЯ КАПИТАЛЬНОГО РЕМОНТА СКВАЖИН С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ СТАБИЛЬНЫХ ПЕН.

3.1. Основные представления о пенах и способах их получения.

3.1.1 Стабилизация и разрушение пен.

3.2 Расчет распределения давления по стволу скважины при заполнении стабильной пеной.

3.3 Разработка способа получения стабильных пен и исследование их параметров.

3.4 Разработка алгоритма гидродинамического расчета движения пен в циркуляционной системе.

3.5 Обоснование расхода пены для гидроочистки ствола скважины.

3.6 Расчет материального баланса и объема долива скважины при подъеме инструмента.

3.7 Аппаратное обеспечение технологии первичного вскрытия продуктивных отложений и проведения капитального ремонта скважин с использованием стабильных пен.

4. РЕЗУЛЬТАТЫ ПРОМЫСЛОВЫХ ИСПЫТАНИЙ КОЛЛОИД

ПОЛИМЕРНЫХ РАСТВОРОВ.

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Разработка и исследование рецептур гидрогелевых буровых растворов с конденсированной твердой фазой: На примере Оренбургского нефтегазоконденсатного месторождения»

На крупных месторождениях нефти и газа, таких как Оренбургское, Астраханское и др. в процессе разработки отмечаются значительные изменения пластовых давлений по площади и разрезу, величины которых могут соответствовать как нормальным градиентам давлений, так и аномально-низким пластовым давлениям (АНПД).

Уменьшение градиентов пластовых давлений ниже гидростатических создает трудности в управлении забойным давлением при первичном вскрытии пластов, а также при проведении капитального ремонта скважин.

При существующих технологиях первичного вскрытия пластов и проведения капитального ремонта в условиях АНПД важнейшим фактором, определяющим затраты на их проведение и продуктивность скважин, являются повышенные репрессии на продуктивные зоны и обуславливающие также масштаб повреждения коллекторских свойств призабойной зоны и отдаленных частей продуктивной формации.

Характерным примером этого являются текущие пластовые давления Оренбургского нефтегазоконденсатного месторождения (ОНГКМ), которые на данной стадии разработки близки к гидростатическим давлениям, а по ряду УКПГ составляют 0,5 от гидростатического давления.

Аномально-низкие пластовые давления создают условия, при которых становится невозможным достижение нормативной репрессии на пласты при использовании буровых растворов и промывочных жидкостей, как на водной, так и на неводной основе. При этом превышения гидростатических давлений над пластовыми давлениями достигают 5-6 МПа по кровле пласта и 8 - 12 МПа на конечной глубине.

Снижение пластового давления в продуктивных отложениях определяют рост эффективных напряжений в скелете коллекторов и развитие в них трещин. Это, в совокупности с техногенными воздействиями на продуктивные отложения, в процессе освоения и интенсификации пластов, а также их дренирования при добыче, привело к росту частоты осложнений, связанных с поглощениями растворов и дифференциальными прихватами колонны труб. Так на ОНГКМ частота случаев поглощений промывочных жидкостей при восстановлении продуктивности скважин методом зарезки горизонтальных участков стволов скважин в условиях АНПД за период с 1997 года по 2003 год возросла с 25,3 % до 77 %, а при проведении капитального ремонта скважин -до 83,3 %.

Отмечена также высокая частота случаев дифференциальных прихватов при восстановлении продуктивности скважин методом зарезки горизонтальных участков стволов скважин, которая по полной выборке числа выполненных работ составила 13,8 %.

Действие повышенных репрессий на продуктивные пласты обусловило увеличение числа осложнений и затрат на их ликвидацию, что, при общем снижении продуктивности скважин, определило низкую рентабельность строительства новых горизонтальных скважин, восстановления продуктивности эксплуатационных скважин методом зарезки горизонтальных стволов и капитального ремонта скважин со сроками окупаемости затрат более 5 лет.

Сохранение продуктивности карбонатных коллекторов при проведении капитального ремонта скважин в условиях аномально-низких пластовых давлений (АНПД) требует комплексного подхода. При этом должны быть исключены необратимая кольматация поровых каналов твердой фазой, масштабное проникновение фильтрата и самой промывочной жидкости раствора в приствольную зону и раздренированные пласты, а также минимизировано снижение проницаемости продуктивных коллекторов, определяемых поверхностными явлениями и химическими взаимодействиями в поровых каналах.

На различных этапах разработки ОНГКМ в зависимости от текущих пластовых давлений для глушения скважин при капитальном ремонте использовались различные типы промывочных жидкостей на водной основе.

При снижении пластового давления ниже гидростатического в качестве промывочных жидкостей были опробованы растворы на нефтяной основе (инвертные эмульсии), которые обеспечивали плотность промывочных жидкостей от 900 кг/м3 и выше. Однако применение этих растворов не вышло из рамок опытно-промысловых работ в силу экономических и экологических ограничений, а также отсутствия эффекта сохранения продуктивности скважин после проведения капитального ремонта скважин и их освоения.

Одним из перспективных направлений управления забойным давлением в условиях аномально низких пластовых давлений (АНПД) является использование пен как промывочного агента при первичном вскрытии продуктивных отложений и капитальном ремонте скважин. Однако все разработанные технологии предполагают использование нестабильных пен с воздухом в качестве газовой фазы. Использование нестабильных пен, из-за разделения фаз и перераспределения давлений в стволе скважины, для управления забойным давлением в газоносных отложений не отвечает требованиям промышленной безопасности (наличие пирофорных соединений, возможность образования взрывоопасных концентраций в стволе скважины и наземном комплексе оборудования при поступлении газа).

Применение известных составов стабильных трехфазных пен с нерастворимой в кислоте твердой фазой также представляется не оправданным из-за повреждения продуктивности формаций.

Цель исследований - повышение эффективности первичного вскрытия пластов и проведение капитального ремонта скважин за счет использования буровых растворов с плотностью, близкой к плотности воды и стабильных пен для достижения рентабельной разработки месторождений углеводородов на поздней стадии их эксплуатации.

Для достижения указанной цели поставлены следующие задачи.

1. Разработка унифицированных составов технологических жидкостей для использования в качестве буровых растворов при первичном вскрытии пластов с нормальными градиентами давлений, и дисперсионной среды при получении стабильных пен.

2. Разработка способа получения стабильных пен.

3. Разработка расчетных алгоритмов управления технологическими процессами при проведении капитального ремонта с использованием стабильных пен.

Научная новизна

1. Научно обоснован и разработан раствор с конденсированной твердой фазой для первичного вскрытия пластов с нормальными градиентами давлений и получения стабильных пен для управления забойным давлением в условиях аномально-низкого пластового давления при проведении капитального ремонта скважин.

2. Экспериментально подтвержден способ получения стабильных пен и исследованы их параметры в зависимости от кратности.

3. Предложена методика расчета параметров технологических процессов с использованием стабильных пен, содержащих азот в качестве газовой фазы.

Практическая значимость полученных результатов

Выполненные теоретические исследования позволили: повысить показатели работы долот при бурении горизонтальных участков стволов до 30 % за счет низких объемного содержания твердой фазы и коэффициентов трения, обеспечивших эффективность передачи нагрузки на долото; увеличить продуктивность скважин при вскрытии карбонатных коллекторов при использовании коллоид-полимерных растворов на газовых скважинах до 1,8 раза и нефтяных до 5,5 раз; исключить дифференциальные прихваты при бурении горизонтальных участков стволов в условиях АНПД; . разработать способ приготовления стабильных пен с использованием в качестве пенообразующего состава коллоид-полимерных растворов, позволивший в экспериментальных условиях получить пены со сроками «жизни» более 22 суток; определить исходные технические требования к аппаратному оформлению циркуляционной системы, которые переданы в ОАО «Газпром».

Разработанный состав коллоид-полимерного раствора апробирован при вскрытии продуктивных отложений в ОАО «Удмуртнефть», ОАО «Татнефть»,, ЗАО «Стимул», ОАО «Оренбургнефть», а также в ООО «Оренбурггазпром». В настоящее время коллоид-полимерный раствор используется для вскрытия продуктивных пластов на ОНГКМ в объемах, определенных «Коррективами показателей разработки основной залежи Оренбургского нефтегазоконденсатного месторождения на период с 2002 по 2005 годы», утвержденными ЦКР.

Апробация работы

Основные результаты исследования были доложены, обсуждены и одобрены на Российской межотраслевой конференции «Новые технологии в газовой промышленности» (- М:, 1999), Международном симпозиуме «Наука и технология углеводородных дисперсных систем» (- Уфа, 2000), Секции НТС «Добыча и промысловая подготовка газа и конденсата, эксплуатация ПХГ» ОАО «Газпром» по вопросу «Новая техника и технология при проведении ремонтных работ на скважинах» (Анапа, 2000).

Публикации. По теме диссертации автором опубликовано 12 печатных работ, в том числе в 4-х патентах России.

Структура и объем работы.

Диссертационная работа состоит из введения, четырех разделов, основных выводов и рекомендаций, списка использованных источников (96 наименований) и приложения. Изложена на 167 страницах печатного текста, содержит 31 рисунок, 32 таблицы.

Заключение диссертации по теме «Технология бурения и освоения скважин», Горонович, Вадим Сергеевич

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

1. Теоретически обоснованы и экспериментально подтверждены технологические решения по управлению забойным давлением в условиях аномально низких пластовых давлений при первичном вскрытии пластов и проведении капитального ремонта скважин с использованием стабильных пен.

2. На уровне изобретений (патенты РФ № 2135542, 2187533, 2227067) созданы рецептуры гидрогелевых буровых растворов с конденсированной твердой фазой являющиеся как материалами самостоятельного применения, так и основой для получения стабильных пен.

3. Разработан способ и технические средства получения стабильных пен для капитального ремонта скважин с заданной кратностью, обеспечивающий срок «жизни» более 22 дней, исследованы их технологические параметры.

4. Предложены алгоритмы расчета управления технологическими процессами с использованием стабильных пен, адаптированные к первичному вскрытию пластов и ремонту скважин.

5. Разработана технологическая схема циркуляционной системы, подготовлены и переданы в ОАО «Газпром» исходные технические требования для ее выпуска.

6. Проведены опытно - промысловые испытания коллоид — полимерных растворов при вскрытии продуктивных отложений, которые подтвердили их высокие технологические свойства. Экономический эффект только по одной горизонтальной скважине ЗАО «Стимул» составил порядка 4,8 мил. рублей.

Список литературы диссертационного исследования кандидат технических наук Горонович, Вадим Сергеевич, 2005 год

1. Шпильман И.А. Опыт разведки и направления открытия уникальных и крупных месторождений нефти и газа. — Оренбургское книжное издательство, 1999.-с. 46-60.

2. Политыкина М.А. О пластовом строении Оренбургского газоконденсатного месторождения/ Геология нефти и газа, 1980. № 6. с. 26 33.

3. Чернов Н.И. О зональном распределении фильтрационных свойств в газонасыщенных карбонатных породах Оренбургского месторождения. — ВНИИГазпром, 1981. № 6.

4. Жабрев И.П., Политыкина М.А., Участкин Ю.В. Суперколлекторы Оренбургского газоконденсатного месторождения/ Геология нефти и газа, 1979. № 3. с. 20-28.

5. Политыкина М.А., Гладков А.Е. Сульфатный метасоматоз в карбонатных коллекторах (на примере Оренбургского месторождения)/ РН. Сер. Геология и разведка газовых, газоконденсатных месторождений. М., 1983. №7.-с. 1-4.

6. Изучение карбонатных коллекторов палеозоя юго-западных районов Оренбургской области: Отчет о НИР по теме ОГ-45/75. ВНИГНИ; руководитель М.А.Политыкина; фонды ВНИГНИ. Оренбург, 1975. - 145 с.

7. Детальные исследования литологии коллекторов Оренбургского газоконденсатного месторождения: Отчет о НИР по теме 01-12/78. ВУНИПИгаз; руководитель М.А.Политыкина; фонды ВУНИПИгаз. Оренбург, 1978.-128 с.

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

9. М. Кристиан, С. Сокол, А. Константинеску. Увеличение продуктивности и приемистости скважин. М.: Недра, 1985. — с. 8-17.

10. Зайцев Ю.В., Даниельянц А.А., Круткин А.В., Романов А.В. Освоение и ремонт нефтяных и газовых скважин под давлением. М.: Недра, 1982. - с. 35.

11. Динков А.В., Фомичев В.А., Прожогин Л.Г., Нитипин Л.Д. Физико-химические процессы, происходящие в призабойной зоне при воздействии на нее различными реагентами/ X юбилейная науч.-техническая конф. Сб. докл.: Новый Уренгой. М.: ИРЦ Газпром, 1994.

12. Исследование газодинамических свойств пластов, физико-химических и товарных характеристик флюидов нефтегазоконденсатных месторождений: Отчет о НИР по теме 02-32/94.95. ВУНИПИгаз; руководитель Д.З.Сагитова; фонды ВУНИПИгаз. Оренбург, 1995. - 97 с.

13. Галян Н.Н., Галян Д.А. Глушение скважин в условиях карбонатных коллекторов большой мощности. — ВНИИЭгазпром, 1987. Вып. с. 11 16.

14. Захаров А.П. Классификация буровых промывочных жидкостей // Экспресс инфор. Сер. Бурение, разработка и эксплуатация газовых и морских нефтяных месторождений в зарубежных странах. Зарубежный опыт. -ВНИИЭгазпром,1988. — Вып. 13.-с. 1 -3.

15. Самохвалов А.Н. О правильном выборе жидкости для заканчивания и ремонта скважин.-ВНИИЭНГ, 1986.-Вып. 18.-е. 19-23.

16. Абрикосов И.Х., Гутман И.С. Общая, нефтяная и нефтепромысловая геология. М.: Недра, 1982. - с. 224 - 234.

17. Кендис М.Ш., Глущенко В.Н., Орлов Г.А., Карпов В.М. Обратные эмульсии для глушения скважин/ Нефтяное хозяйство, 1983. № 2. с. 56 - 59.

18. Расизаде Я.М. Глушение скважин/ Нефтепромысловое дело и транспорт нефти, 1984. Вып. 2. - с. 9 - 11.

19. Зарипов С.З., Шенцвит Л.И., Мердяшев В.И. Применение жидкостей для задавливания скважин при их ремонте/ СИ ВНИИОЭГ, Сер. Нефтепромысловое дело. — М., 1981. — 45 с.

20. Булатов А.И., Качмар Ю.Д., Макренко П.П., Яремийчук Р.С. Освоение скважин: Справочное пособие. М.: ООО Недра — Бизнесцентр, 1999. -с. 67-92.

21. Булатов А.И., Пеньков А.И., Проселков Ю.М. Справочник по промывке скважин. М.: Недра, 1984. - 315 с.

22. Шарипов A.M. Использование пенных систем при ремонте газовых скважин/ Газовая промышленность, 1987, № 5. - с. 25.

23. Маковей Н. Гидравлика бурения. М.: Недра, 1986. 536 с.

24. Тагиров К.М., Гноевых А.Н., Лобкин А.Н. Вскрытие продуктивных нефтегазовых пластов с анамальными давлениями. М.: Недра, 1996. - с. 3 - 27.

25. Амиян В.А., Амиян А.В., Васильева Н.П. Вскрытие и освоение нефтегазовых пластов. М.: Недра, 1980.

26. Ивачев JI.M. Борьба с поглощениями промывочной жидкости при бурении геологоразведочных скважин. М., Недра, 1982. - с. 105 - 121.

27. Межлумов А.О. Использование аэрированных жидкостей при проводке скважин. М.: Недра, 1976. - 229 с.

28. Горонович С.Н., Горонович B.C. Технологические основы технологии бурения и капитального ремонта скважин с использованием пенных систем. -Оренбург, ВолгоУралНИПИгаз, 1996. с. 4 - 6.

29. Тихомиров В.К. Пены. Теория и практика их получения и разрушения. М. Химия, 1975. 264 с.

30. Тихомиров В.К. Пены. Теория и практика их получения и разрушения. М.: Химия, 1983. - с. 10-35.

31. Шевцов В.Д. Регулирование давления в бурящихся скважинах. М.: Недра. 1984.-с. 18-23.

32. Рязанов Я.С. Справочник по буровым растворам. М.: Недра,1979. - с.49.52.

33. Коновалов Е.А., Артамонов В.Ю., Белей И.И. Применение сернокислого алюминия при бурении скважин/ Обзорная информ., Сер. Бурение. ВНИИОЭНГ, 1985. - с. 7 - 20.

34. Андресен Б.А., Бочкарев Г.П. Растворы на полимерной основе для бурения скважин. ВНИИОЭНГ, 1986. - с. 38 - 44.

35. Ильин Г.А., Мельников И.И. Термостойкий инвертный эмульсионный буровой раствор на основе соединения алюминия/ Бурение газовых и морских нефтяных скважин. М.: ВНИИГазпром,1981, № 1.

36. Быстрое М.М. Новая буровая промывочная жидкость. ВНИИЭгазпром, Геология, бурение и разработка газовых и морских нефтяных месторождений, 1984, Вып. 9. с. 14 - 16.

37. Глинка H.JI. Общая химия. М.: Химия, 1966. - 688 с.

38. Глинка H.JI. Общая химия: Учеб. Для вузов. Изд. 30-е, испр./ - М.: Интеграл - Пресс, 2004 г.

39. Курс общей химии/под редакцией проф. Н.В. Коровина. М.: Высшая Школа, 1981.-с. 279.

40. У. Слейбо, Т. Персонс. Общая химия. М.: Мир, 1979. - 550 с.

41. Ахметов Н.С. Общая и неорганическая химия. — М.: Высшая школа, 2003.-с. 492-495.

42. Краткий справочник по химии/ под общей редакцией член-корреспондента АН УССР О.Д. Куриленко. Киев: наукова Думка, 1974. - с. 68 -70.

43. Лучинский Г.П. Курс химии. -М.: Высшая школа, 1985. С. 156; 179;254.

44. Фролов Ю.Г., Гродский А.С. Лабораторные работы и задачи по коллоидной химии. М.: Химия, 1986. - с. 93 - 102.

45. Воюцкий С.С., Панич P.M. Практикум по коллоидной химии и электронной микроскопии. М.: Химия, 1974. - с. 196-199.

46. Гусейнзаде М.А., Калинина Э.В., Добкина М.Б. Методы математической статистики в нефтяной и газовой промышленности. М.: Недра, 1979.-340 с.

47. Пустыльник Е.И. Статистические методы анализа и обработки наблюдений. М.: Наука, 1968.-288 с.

48. Игнатов В.И. Организация и проведение эксперимента в бурении. -М.: Недра, 1978. с. 11 - 39.

49. А. Гордон, Р. Форд. Спутник химика. М.: Мир, 1976. - с. 512-518.

50. Хальд А. Математическая стастистика с техническими приложениями. М.: - Изд-во иностранной литературы, - 1983. - с. 643 - 645.

51. Марченко Р.Т. Физическая и коллоидная химия. М.: Высшая школа, 1965.-с. 346-351.

52. Непер Д. Стабилизация коллоидных дисперсий полимерами. М.: Мир, 1986.

53. Фролов Ю.Г. Курс коллоидной химиии. поверхностные явления и дисперсные системы. М.: Химия, 1988. - с. 270 — 276.

54. Сульфацелл. Техническая характеристика продукта. ЗАО «Полицел», Владимир, 1995.

55. Расчет максимального количества H2S, которое может быть нейтрализованно в буровом растворе. «Word Oil», 1975, xl 1, 181, №7, 74-75 р.

56. Временная инструкция по нейтрализации сероводорода в промывочных жидкостях при бурении скважин на Оренбургском газоконденсатном месторождении. Оренбург, «ВУНИПИгаз», 1979. - с. 5-11.

57. Фридрихсберг Д.А. Курс коллоидной химии. JL: Химия, 1984. — 368с.

58. Зайцев О.С. Общая химия. Состояние веществ и химические реакции -М.: Химия, 1990.-с. 146-158.

59. Горонович B.C., Селиханович A.M., Нечаев А.К. Опыт применения коллоид-полимерных растворов при вскрытии продуктивных отложений/ Наука и технология углеводородных дисперсных систем: Матер, второго Междунар. Симпозиума. Уфа: Реактив, 2000. - с. 25.

60. Пат. 2135542 РФ. МКИ 6С09 К 7/02 Г Гидрогелевый буровой раствор / С.Н. Горонович, А.Н. Олейников, A.M. Селиханович, Н.А. Гафаров, Н.Г. Никонов, B.C. Горонович, Г.А. Чуприна (РФ). № 97100696/03; Заяв. 16.01.97, Опубл. 27.08.99, Бюл. № 24 (II).

61. Шерстнев Н.М. и др. Применение композиций ПАВ при эксплуатации скважин. М.: Недра, 1988. - с. 47 - 70.

62. Муравьев И.М., Ямпольский В.И. Основы газлифтной эксплуатации скважин. М.: Недра, 1973. - с. 6 — 12.

63. Зайцев Ю.В., Максутов Р.А., Чубанов О.В. Теория и практика газлифта. М.: Недра, 1987. - с. 17-23.

64. Мищенко И.Т. Сборник задач по технологии и технике нефтедобычи. -М.: Недра, 1984.-272 с.

65. Намиот А.Ю. Растворимость газов в воде: Справочное пособие. -М.: Недра. 1991. с.

66. Энциклопедия газовой промышленности/ 4-е издание под редакцией академика, д-ра техн. наук, проф. К.С. Басниева. М.: АО ТВАНТ, 1994. - с. 136 - 137.

67. Горонович B.C. Расчет гидростатического давления при проведении капитального ремонта скважин с использованием стабильных пен/ Наука и технология углеводородных дисперсных систем: Матер, второго Междунар. симпозиума. Уфа: Реактив, 2000. - с. 117.

68. Зотов Г.А., Алиев З.С. Инструкция по комплексному исследованию газовых и газоконденсатных скважин. М.: Недра, 1980. - с. 13.

69. Гриценко А.И., Алиев З.С., Ермилов О.М., Ремезов В.В., Зотов Г.А. Руководство по исследованию скважин. -М.: Наука, 1995. с. 30 - 44.

70. Рабинович Е.З. Гидравлика. М.: Недра, 1974. - с. 280 - 287.7?. Гиматудинов Ш.К., Ширковский А.И. Физика нефтяного и газового пласта. М.: Недра, 1982. — 311 с.

71. Альтшуль Ф.Д. Примеры расчетов по гидравлике.-М.:Строиздат,1977.

72. Пат. 2227063 РФ. МКИ 7 С2 (РФ). Пеногенератор/ С.Н. Горонович, Н.А. Гафаров, А.М. Селиханович, B.C. Горонович. (РФ). № 200112359; Заяв. 16.08.2001, Опубл. 20.04.2004, Бюл. № 11.

73. Пат. 2187533 РФ. МКИ 7 С09 (РФ) Пенообразующий состав/ С.Н. Горонович, Н.А. Гафаров, A.M. Селиханович, B.C. Горонович (РФ). № 20001319992; Заяв. 21.12.2000, Опубл. 21.08.2002, Бюл. № 23.

74. Телетов Г.С. Уравнение гидродинамики двухфазных жидкостей. -ДАН СССР, 1945, т.34, с. 7 10.

75. Петухов С.Б., Генин Л.Г., Ковалев С.А. Теплообмен в ядерных энергетических установках. М.: Энергоатомиздат, 1987.

76. Мукминов Р.А., Мавлютов М.Р. Расчет циркуляционной системы при бурении с очисткой забоя скважины аэрированной жидкостью/ Нефть и газ, 1965, №4,-с. 21-26.

77. Шеберстов Е.В., Леонов Е.Г. Расчет давления в скважине при бурении с применением аэрированных жидкостей. Нефтяное хозяйство, 1968, № 12, с. 14-17.

78. Леонов Е.Г., Финатьев Ю.П., Филатов Б.С. К методике определения расхода фаз аэрированной жидкости при бурении скважин/ Нефть и газ, 1965, №9.-с. 10-12.

79. Леонов Е.Г. Методика расчета производительности насосов и компрессоров при бурении скважин с промывкой аэрированной жидкостью. -М.: ВНИОЭНГ, 1973, с. 5 - 9.

80. Леонов Е.Г., Исаев В.И. Гидроаэромеханика в бурении. М. : Недра, 1987.-с. 54.

81. Караев М.А. Гидравлика буровых насосов.-М.-.Недра, 1983.-е. 130- 145.

82. ПБ 08-624-03. Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности. М.: Нефть и газ, 2003. - с. 47 - 74.

83. Кандаурова Г.Ф., Андронов С.Н., Колесников. Совершенствование вскрытия сложнопостроенных коллекторов/ Бурение&нефть, 2002, № 3, с. 34.

84. Пат. 2222567 РФ. МКИ 7 С2 (РФ) Гидрогелевый буровой раствор / С.Н. Горонович, А.М. Селиханович, B.C. Горонович, Г.А. Чуприна. (РФ) № 2002119165; Заяв. 16.07.2002; Опубл. 27.01.2004; Бюл. № 3.

85. Горонович С.Н., Гафаров Н.А., Горонович B.C., Гафаров Ш.А. Новые технологии первичного вскрытия продуктивных карбонатных коллекторов/ Защита окружающей среды в нефтегазовом комплексе. ВНИОЭНГ. — 2003. -№8.-с. 20-21.