Предупреждение и борьба с поглощением бурового раствора

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

Предупреждение и борьба с поглощением бурового раствора

Содержание

Введение

1. Основные причины поглощения бурового раствора

2. Методы борьбы с поглощением бурового раствора

3. Мероприятия по предупреждению и ликвидации поглощений

4. Устройства для ликвидации поглощения

5. Требования безопасности

Заключение

Список литературы

Введение

Поглощение буровых растворов - тяжелое осложнение процесса строительства скважины, приводящее к значительным затратам времени и материальных ресурсов.

Поглощение в скважинах буровых растворов является одним из основных видов осложнений. Ежегодные затраты времени на их ликвидацию по предприятиям нефтегазовой промышленности составляют сотни тысячи часов. На строительство нефтяных и газовых скважин расходуются сотни тысяч тонн обсадных труб и цемента, миллионы кубометров бурового раствора, химических реагентов и др., потребность в которых остается высокой. Однако эти затраты существенно увеличиваются, если учесть, что из-за поглощений цементного раствора не обеспечивается проектная высота подъема цементного раствора, что приводит к необходимости проводить ремонтные работы; при освоении скважин (первичном и после капитального ремонта) происходит снижение проницаемости продуктивных пластов и т.д. Эта отрасль продолжает испытывать трудности, связанные со значительным удельным весом непроизводительных затрат материально-технических ресурсов и времени. Особенно велик их удельный вес в осложненных условиях. При наличии зон поглощений они составляют свыше 10%, а в наиболее осложненных условиях 25...30% от общих затрат. Повышение эффективности борьбы с поглощениями при строительстве скважин является весьма актуальной задачей. Поэтому одним из путей сокращения цикла строительства скважин является совершенствование способов и средств борьбы с поглощениями буровых растворов и иных жидкостей в скважинах.

1. Основные причины поглощения бурового раствора

Поглощение промывочной жидкости объясняется превышением давления столба жидкости в скважине над пластовым давлением (чем больше эта разность, тем интенсивнее поглощение), а его интенсивность - характером объекта поглощения.

Поглощающими объектами могут быть:

-продуктивные нефтегазоносные и водоносные пласты с большой пористостью и проницаемостью и относительно невысоким пластовым давлением;

-дренированные пласты, т. е. продуктивные нефтегазоносные и водоносные пласты, в которых в результате продолжительной эксплуатации снизилось давление, образовались дренажные каналы, по которым может перемещаться промывочная жидкость;

-трещиноватые и кавернозные породы, а также породы, перемятые и нарушенные тектоническими сдвигами, карстовые пустоты.

В практике наблюдаются случаи, когда поглощения промывочной жидкости возникают не только при вскрытии объекта поглощения в процессе бурения, но и во время спуско-подъемных операций.

При движении труб в глинистом растворе возникают гидродинамические явления: при спуске труб гидродинамическое давление накладывается на гидростатическое давление в стволе скважины ниже спускаемой колонны труб, увеличивается гидростатическое давление на забой. Иногда это приводит к образованию в породах трещин, по которым и уходит промывочная жидкость. Трещины, возникающие в породе вследствие высоких давлений («гидроразрыв пород»), могут не только послужить причиной потери промывочной жидкости, но и способствовать осложнениям, вызывающим нарушение целостности ствола скважины.

2. Методы борьбы с поглощением бурового раствора

Опыт борьбы с поглощениями показывает, что одним из эффективных методов ликвидации поглощений является закупорка поглощающих каналов с помощью наполнителей.

В качестве наполнителей широко применяют: резиновую крошку, хромовую стружку, отходы реактопластов, улюк (отходы хлопкового волокна), выбуренный шлам, кордное волокно, целлофановую стружку, ореховую скорлупу, древесные опилки и др.

Определить в лаборатории пригодность каждого закупоривающего материала весьма трудно из-за незнания размера отверстий, которые должны быть закупорены. Цель их применения состоит в создании тампонов в каналах поглощения. Эти тампоны служат основой для отложения фильтрационной (глинистой) корки и изоляции поглощающих пластов.

Наполнители по качественной характеристике подразделяются на:

- Волокнистые - имеют растительное, животное, минеральное происхождение. Сюда относятся и синтетические материалы.

- Пластинчатые - пригодны для закупорки пластов крупнозернистого гравия и трещин размером до 2,5мм. К ним относят: целлофан, слюду, шелуху, хлопковые семена и т.д.

- Зернистые - перлит, измельченная резина, кусочки пластмассы, ореховая скорлупа и др.

Важнейшими свойствами наполнителей являются: наличие оптимального распределения размеров частиц, форма, масса или плотность частиц, их жесткость и инертность.

Так же для изоляции зон поглощений буровых растворов получила применение так называемая "жидкая глина. Применение "жидкой глины" дает хорошие результаты в тех случаях, когда раствор поглощается трещинами, образовавшимися или раскрывшимися в процессе бурения, а также при изоляции трещин естественного происхождения. Действие "жидкой глины" основано на быстром оседании из раствора твердых частиц, способных закупоривать трещины.

Постоянные поиски эффективных способов изоляции поглощающих пластов в различных геолого-технических условиях проводки скважин привели к разработке большого числа тампонажных смесей.

Для успешного проведения изоляционных работ следует использовать такие тампонажные смеси, которые обладают дополнительными сопротивлениями при движении в пористой среде и вязкость которых сильно увеличивается при высоких скоростях сдвига. Эти свойства присущи вязкоупругим жидкостям. Вязкоупругие свойства тампонажным смесям можно придать обработкой их полимерными материалами или с помощью взрыва. В последнем случае "вмороженные" пузырьки газа продуктов взрыва обеспечивают обработанным смесям вязкоупругие свойства.

Весьма перспективны тампонажные смеси на основе буровых растворов, с помощью которых бурят скважины и которые затвердевают в процессе промывки вводом полимеров или вяжущих веществ. При изоляции зон поглощения наибольшие трудности представляют зоны с повышенной интенсивностью поглощения, особенно в случае полной потери циркуляции.

Установить какие-либо закономерности возникновения поглощений и выбрать эффективные методы и технологию проведения работ по ликвидации поглощений из-за большого числа факторов, обусловливающих явление поглощения, очень сложно. Поэтому стали использовать вероятностно-статистические методы для прогнозирования зон поглощений и выбора наиболее эффективных технологических мероприятий по предупреждению и борьбе с поглощениями.

При поглощениях интенсивностью 100-200м³/ч положительный эффект дает переход на бурение с промывкой аэрированными и эмульсионными глинистыми растворами. Аэрированные глинистые растворы целесообразно применять при небольших глубинах залегания поглощающего пласта, чтобы эффект аэрации не снижался действием давления самого столба промывочной жидкости.

Одним из видов закупорки поглощающих каналов является способ закачки в пласт структурированного, тиксотропного раствора, создающего с течением времени в проводящих каналах поглощающего пласта жесткую структурированную сетку. Заливка поглощающего пласта специальными цементными растворами - наиболее распространенный способ ликвидации поглощений.

Для получения требуемого эффекта закупорки поглощающих каналов цементный раствор должен удовлетворять двум основным требованиям: быть в достаточной мере структурированным и иметь необходимое время схватывания и затвердения. Этим требованиям удовлетворяют специальные гельцементные растворы (ГЦР) и быстросхватывающиеся смеси (БСС). Гельцементами - называют цементные растворы, приготовленные на глинистом растворе. Параметры ГЦР зависят от соотношения цемента и глинистого раствора. Для ее получения сухой тампонажный или глиноземистый цемент затворяют на заранее приготовленном растворе из бентонитовой глины. Сроки схватывания цементных растворов регулируются добавками реагентов-ускорителей. В качестве реагентов-ускорителей наиболее широко применяются жидкое стекло, хлористый кальций, кальцинированная сода; иногда используют также глиноземистый цемент.

Бурение в зонах поглощения без выхода промывочной жидкости на поверхность возможно в твердых породах (известняках, доломитах, песчаниках и т. п.). После вскрытия всей зоны поглощения бурение немедленно прекращают. Далее проводят заливки ГЦР или БСС до полной ликвидации поглощения. При бурении без выхода промывочной жидкости разбуриваемый шлам поднимается с забоя и уходит в каналы поглощения вместе с промывочной жидкостью. Во избежание прихвата бурильной колонны необходимо тщательно следить за стрелкой индикатора веса. Для ликвидации весьма сильных поглощений (более 200 м³/ч) прежде всего снижают их интенсивность путем намыва в зону поглощения песка или шлама выбуренной породы или забрасывания и продавки инертных материалов (глина, торф, солома и т. п.). После намыва песка или забрасывания зоны поглощения инертными материалами ее заливают цементным раствором. После затвердевания цемента скважину прорабатывают и затем начинают дальнейшее углубление. Иногда все описанные выше способы ликвидации поглощения не дают положительных результатов. Тогда прибегают к способу ликвидации поглощения перекрытием поглощающей зоны обсадными трубами.

3. Мероприятия по предупреждению и ликвидации поглощений

Мероприятия по предупреждению поглощений:

- Регулирование плотности бурового раствора путем совершенствования очистки его от песка и частиц выбуренной породы с помощью хим. реагентов, тщательного соблюдения правил химической обработки раствора и его разбавления. Добавление в раствор нефти и при необходимости аэрация его. Бурение с промывкой чистой водой.

- Регулирование реологических параметров бурового раствора (снижение его вязкости и статического напряжения сдвига (СНС). Однако необходимо учитывать, что высоковязкие и высоко - коллоидные растворы способствуют ликвидации поглощений в маломощных пластах, сложенных несцементированным материалом.

- Ограничение скорости спуска инструмента, плавный пуск буровых насосов и недопущение расхаживания инструмента.

- Улучшение конструкции скважин для избежания воздействия утяжеленных растворов, применяемых при проходке нижележащих пород, на вышележащие породы. Указанные мероприятия на практике разрешили многие вопросы, связанные с предупреждением и ликвидацией поглощений, сократив их число на 50-90%.

Мероприятия для ликвидации поглощений:

- Подъем инструмента и ожидание. При появлении первых признаков поглощения (за исключением внезапных полных потерь циркуляции) бурение и циркуляцию растворов следует приостановить. Долото поднять на безопасную высоту инструмента и оставить скважину в покое на 4-8 ч. После этого возвратить долото на забой с соблюдением мер предосторожности, обеспечивающих минимальное гидродинамическое давление на породу.

- Уменьшение давления и улучшение качества бурового раствора. Если после остановки бурения и ожидания поглощение не ликвидировано, следует установить, можно ли восстановить циркуляцию путем снижения общего давления на пласт и добавления в раствор закупоривающих материалов. При этом необходимо свести к минимуму повышение давления, создаваемое механическим способом, а также за счет снижения плотности, вязкости и статического напряжения сдвига раствора. Рекомендуется, кроме того, добавление в буровой раствор до 15 % ореховой скорлупы или мелкой слюды. Раствор, содержащий указанные наполнители, медленно прокачивают в скважину в течение одного-двух циклов его обращения.

- Периодическая закачка под давлением раствора заданной плотности с закупоривающими материалами. В тех случаях, когда работы, предусмотренные 1-м и 2-м этапами, не дают эффекта, рекомендуется тщательно проанализировать обстановку, по возможности установить глубину поглощающего интервала, тип поглощающей породы, высоту столба жидкости в скважине и скорость поглощения. Затем приступить к заготовке кашеобразной глинистой массы, замешиваемой на соленой воде (при бурении с соленым раствором) или на пресной (при бурении с раствором, приготовленным на пресной воде).В приготовленную смесь необходимой плотности добавляются закупоривающие материалы, обязательно содержащие тяжелые, крупные, угловатые агрегаты для образования перемычки и хорошо калиброванные мелкие частицы для ее запечатывания. В связи с тем, что такая смесь обладает высокой водоотдачей, после фильтрации из нее воды в пласте остается тяжелая масса, заклинивающая трещины и укрепляющая пласт. Для успешной изоляции поглощающего пласта в каждом случае необходимо определить вероятный размер трещин, чтобы образовать перемычку и перейти к проведению следующих мероприятий. При необходимости повторения заливок каждую последующую заливку следует производить с применением более крупных закупоривающих материалов. Оптимальный набор наполнителей должен включать частицы различных размеров для создания непроницаемых перемычек. Доставив порцию такого раствора в поглощающий интервал, закрывают плашки превентора и осторожно задавливают материал в пласт, после чего выдерживают скважину 4-8ч. или до установления постоянного давления.

- Определение места поглощения и вторичная задавка закупоривающих материалов. Значительное число поглощений наблюдается выше башмака колонны. Поэтому после первой или второй неудачной попытки ликвидации поглощения целесообразно определить место ухода раствора. Выбор метода зависит от конкретных условий и результатов исследования скважины. После установления глубины залегания поглощающего интервала повторяют мероприятия, предусмотренные 3-м этапом (закачка под давлением вязких растворов, содержащих закупоривающие материалы).

- Закачка в поглощающий интервал материалов, включающих крупные частицы. Если закачка в зону поглощения смесей, содержащих закупоривающие материалы, не дает положительных результатов, не следует продолжать попытки ликвидировать поглощение этими смесями. Необходимо применить более крупный наполнитель. Кроме того, рекомендуется проводить мероприятия, предусмотренные 4-м этапом.

- Применение закупоривающих материалов, включающих специально подобранные по форме и размерам частицы. Если мероприятия, предусмотренные предыдущими этапами, не дали положительных результатов, следует попробовать поднять из скважины буровой инструмент и затем вновь спустить в нее бурильные трубы с открытым концом. Затем приготовить смесь, содержащую крупные, угловатые материалы и специально обработанные крепкие частицы максимальных размеров, какие могут быть прокачаны насосами. Следует уделить внимание поддержанию однородности смеси, чтобы избежать закупорки бурильных труб (в особенности малого диаметра). В районах, где в разрезе встречаются кавернозные пласты, для создания первичной перемычки, которую затем можно было бы закупорить с помощью обычных закупоривающих материалов (бентонита или шлама), применяли крепкие мешки или картонные коробки с необкатанным камнем.

- Использование быстросхватывающейся смеси (БСС). Если мероприятия, предусмотренные 1-6-м этапами, не дали ожидаемого результата, то для закрытия пор и трещин поглощающего пласта следует применить БСС, которые часто в таких случаях являются эффективными как в сочетании с закупоривающими материалами, так и без них. Успешно применяются для изоляции поглощающих пластов следующие БСС: смесь дизельного топлива с бентонитом, соответствующим образом залавливаемая в зону поглощения водой или буровым раствором, быстросхватывающая глинистая масса и раствор модифицированного цемента.

-Спуск промежуточной обсадной колонны. В некоторых районах с помощью мероприятий, описанных выше, ликвидировать поглощение оказывается невозможным. В таких случаях останавливают бурение ниже зоны поглощения спускают промежуточную колонну.

4. Устройства для ликвидации поглощения

Известны перекрывающие устройства, которые спускаются в зону перекрытия поглощающих каналов вместе с тампонирующей смесью, которая выдавливается в скважину вместе с перекрывающей оболочкой. На рис. 1. показан тампонажный снаряд, в котором в качестве вяжущего вещества 8 используется синтетическая смола, помещенная в эластичную оболочку 6. Перед спуском устройства участок ствола скважины 7 против изолируемой трещины 3 увеличивается в диаметре до необходимого размера. В желонку 2, закрытую снизу днищем 4, выполненным из разбуриваемого материала, закладывается эластичная оболочка с тампонирующим материалом. Под действием давления промывочной жидкости, закачиваемой в бурильные трубы, днище 4 разрушается, и оболочка выдавливается в скважину. При подъеме бурильных труб оболочка под действием тяжести содержимого разворачивается на забое и заполняет расширенный участок ствола, перекрывая поглощающие каналы. После затвердения вяжущего вещества образовавшаяся пробка разбуривается обычным способом.

Рис. 1. Тампонажный снаряд: 1-скважина; 2- желонка; 3-трещина; 4-днище; 5-забой; 6-эластичная оболочка; 7-расширенный участок ствола скважины; 8-тампонирующий материал; 9-переводник.

Эффективно и быстро, с минимальными затратами средств можно перекрыть зону полного поглощения, представленную большими трещинами или кавернами, если использовать приспособление, показанное на рис. 2

Рис. 2. Гибкий контейнер для перекрытия больших трещин: а-исходное положение; б - контейнер на забое скважины; 1-канат; 2-крючок;3-гибкий пористый контейнер; 4-твердые тела; 5-трещина; 6-наконечник бурильной колонны; 7-переводник; 8-тампонирующая смесь; 9-контейнер в растянутом положении.

Сущность способа изоляции с использованием этого приспособления состоит в том, что в скважине в интервале расположения трещин и каверн размещаются твердые тела различного размера для частичного перекрытия поглощающих каналов с последующим цементированием пространства между телами тампонирующими смесями. Если в процессе бурения скважины провал инструмента сопровождается потерей циркуляции промывочного раствора, то сразу же поднимают бурильные трубы и в скважину на канате (см. рис. 2) спускается контейнер 3, заполненный твердыми телами, имеющими преимущественно сферическую форму и отсортированными по размеру. Контейнер изготовлен из сетчатого материала, способного пропускать через себя тампонирующие растворы. Когда контейнер достигает поглощающего интервала и свободно ложится на забой скважины, твердые частицы под собственным весом будут заполнять неровности и трещины ствола скважины, перекрывая частично пути ухода промывочной жидкости. Затем в скважину спускают бурильные трубы с наконечником 6, по которым закачивается соответствующий раствор, который проникает через контейнер и заполняет пространство между твердыми частицами, образуя после твердения монолитный барьер, полностью предотвращающий поглощение промывочной жидкости в скважине. При разбуривании разрушается центральная часть пробки, а трещины остаются перекрытыми цементным камнем, что позволяет в дальнейшем бурить скважину без поглощений.

Если с помощью наполнителей можно изолировать трещины не более 6 мм, то с помощью перекрывающих устройств можно изолировать поглощающие участки, представленные большими кавернами, трещинами и высокопроницаемыми породами. Однако в этом случае необходимо точно знать местоположение и мощность зоны поглощения, что требует дополнительных затрат времени и средств на проведение исследовательских работ. Поэтому был предложен способ предотвращения потери циркуляции и водопроявления без тампонирования зоны осложнения (рис. 3).

На долото и нижнюю часть инструмента надевается непроницаемая оболочка 3, длина которой должна быть в два раза больше мощности зоны поглощения. Верхний конец мешка герметично присоединен к колонне бурильных труб с помощью металлического или резинового зажима 2.

Бурильный инструмент с оболочкой спускается в скважину и по колонне труб закачивается глинистый раствор, который заполняет мешок и прижимает его к стенкам скважины. Бурение осуществляется через дно мешка, а существующий перепад давления между зоной поглощения и стволом скважины удерживает оболочку в необходимом положении. По всей длине мешка желательно располагать резиновые кольца или металлические зажимы, с тем, чтобы мешок плотно облегал колонну труб. Диаметр мешка зависит от его качества.

Рис. 3. Оболочка для перекрытия зоны поглощения в процессе бурения скважины: 1-бурильная колонна; 2-зажим; 3-водонепро- ницаемая оболочка;4-поглощающий пласт; 5-долото.

При использовании твердого материала диаметр мешка должен быть равен или несколько больше диаметра скважины в зоне поглощения. При использовании растягивающегося материала (например, резины) допускаются меньшие размеры. Глубина скважины ниже зоны поглощения не должна превышать половины мощности этой зоны. Мешок может выполняться из брезента, нейлона или лучше из пластика, изготовленного в виде пленки (из полиэтилена, полипропилена, полимеров и т. д.). Для предохранения нижней части мешка, расположенной под долотом, при спуске инструмента в скважину применяются различные защитные приспособления, изготовленные из разбуриваемого материала. После бурения скважины через мешок можно спустить обсадную колонну. В таком положении мешок предотвратит уход цемента в процессе цементирования скважины. Если после установки оболочки требуется спустить долото, то его размер выбирается на 6-13 мм меньше основного ствола. Долото снабжается специальным направляющим устройством, поддающимся разбуриванию, чтобы не повредить перекрывающую оболочку при прохождении через нее долота.

5. Требования безопасности

Тип и свойства бурового раствора должны соответствовать рабочему проекту и в комплексе с технологическими мероприятиями, регламентирующими процесс проходки ствола, обеспечивать безаварийные условия с высоким технико-экономическими показателями и минимальным ущербом окружающей среде. Плотность бурового раствора при вскрытии газонефтеводо-содержащих отложений должна определяться для горизонта с максимальным градиентом пластового давления в интервале совместимых условий бурения.

Проектные решения по выбору плотности бурового раствора должны предусматривать создание столбом раствора гидростатического давления на забой скважины и вскрытие продуктивного горизонта, превышающего проектные пластовые давление на величину не менее: - 10% для скважин глубиной до 1200м (интервалов от 0 до 1200м);-5% для интервалов от 1200м до проектной глубины. В необходимых случаях проектом может устанавливаться большая плотность раствора, но при этом противодавление на горизонты не должно превышать пластовое давление на 15кг/см² (1.5МПа) для скважин глубиной до 1200м и 25-30кг/см² (2.5-3МПа) для более глубоких скважин. Максимально допустимая репрессия (с учетом гидродинамических потерь) должна исключать возможность гидроразрыва или поглощения бурового раствора на любой глубине интервала совместимых условий бурения. В интервалах, сложенных глинами, аргиллитами, глинистыми сланцами, солями, склонными к потере устойчивости и текучести, плотность, фильтрация, хим. состав бурового раствора устанавливаются исходя из необходимости обеспечения устойчивости стенок скважины.

При этом репрессия не должна превышать пределов, установленных для всего интервала совместимых условий бурения. Допускается депрессия на стенки скважины в пределах 10-15% эффективности скелетных напряжений (разница между горным и поровым давлением пород. Не допускается отклонения плотности бурового раствора (освобожденного от газа), находящегося в циркуляции, более чем на 0,02г/см³ от установленной проектом величины (кроме случаев ликвидации ГНВП). Обработка бурового раствора производится в соответствии с проектом, разработанной рецептурой, при этом не обходимо руководствоваться инструкциями по безопасной работе с хим. реагентами и пользоваться защитными средствами. Повышение плотности бурового раствора, находящегося в скважине, путем закачивания отдельных порций утяжеленного раствора запрещается.

При применение буровых растворов на углеводной основе должны быть приняты меры по предупреждению загрязнения рабочих мест и загазованности воздушной среды. Для контроля загазованности должны проводиться замеры воздушной среды у ротора, в блоке приготовления раствора, у вибросит и в насосном помещении, а при появлении загазованности должны приниматься меры по ее устранению при концентрации паров углеводородов свыше 300мг/м³ работы должны быть приостановлены, люди выведены из опасной зоны. Температура самовоспламеняющихся паров раствора на углеводородной основе должна на 50С^о превышать максимальную ожидаемую температуру раствора на устье скважины. Очистка бурового раствора от выбуренной породы и газа, дезактивация шлама при его утилизации должны осуществляться комплексом средств, предусмотренных рабочим проектом на строительство скважин.

раствор скважина изоляция тампонажный

Заключение

Поглощение буровых растворов приводит к значительным затратам времени и материальных ресурсов. Явление поглощения промывочной жидкости обусловлены соотношениями давлений в скважине и пласте, а также зависит от проницаемости пласта и степени раскрытия трещин.

Поглощающие пласты в скважинах могут быть представлены: пористыми, трещиноватыми и кавернозными породами. Разнообразие геолого-технических условий в каждом нефтегазоносном районе обязывает изыскивать приемлемые способы предупреждения поглощений. Для того, чтобы эффективно применить способы борьбы и разработать мероприятия по предупреждению поглощений промывочной жидкости при бурении скважин, надо сразу же после вскрытия зоны поглощения провести комплекс исследований. Эффективным мероприятием по предотвращению поглощения бурового раствора является введение в циркулирующий буровой раствор наполнителей.

Цель их применения состоит в создании тампонов в каналах поглощения. Для успешного проведения изоляционных работ следует использовать такие тампонажные растворы, которые обладают дополнительными сопротивлениями при движении в пористой среде и вязкость которых сильно увеличивается при высоких скоростях сдвига. Таким образом, профилактические меры по предупреждению поглощений сводятся в основном к регулированию свойств буровых растворов и соблюдению технологических правил проводки скважин, направленных на снижение давления на стенку скважины.

Список литературы

1. Ахмадеев Р.Г., Данюшевский B.C. Химия промывочных и тампонажных жидкостей. - М.: Недра, 2008г.

2. Булатов А.И., Аветисов А.Г. Справочник инженера по бурению. - М: Недра, 2007г.

3. Булатов A.M., Данюшевский B.C. Тампонажные материалы. - М: Недра, 2003г.

4. Булатов A.M., Пеньков А.М, Проселков Ю.М. Справочник по промывке скважин. -- М.: Недра, 2009г.

5. Булатов A.M., Проселков Ю.М., Рябченко В.М. Поглощение промывочной жидкости. - М: Недра, 2009г.

6. Промывочные жидкости и тампонажные растворы. А.И. Булатов, Н.Н. Круглицкий, Н.А. Мариампольский, В.И. Рябченко. -М.Недра, 2007г.

7. Рябченко В.М. Управление свойствами буровых растворов. - М.: Недра, 2008г.

8. Рязанов Я.А. Справочник по буровым растворам. - М: Недра,2008г.

9. Справочник по креплению нефтяных и газовых скважин. Под редакцией проф. А.И. Булатова / А.И. Булатов, Л.Б. Измайлов, В.И. Крылов и др. - М: Недра, 2004г.

10. Теория и практика заканчивания скважин. А.И. Булатов, П.П. Макаренко, В.Ф. Будников. - М: Недра, 2007г.

Размещено на Allbest.ru