Добавил:

ivanov666 Опубликованный материал нарушает ваши авторские права? Сообщите нам.

Вуз:

Башкирский Государственный Аграрный Университет

Предмет:

[НЕСОРТИРОВАННОЕ]

Файл:

книги из ГПНТБ / Повышение эффективности вскрытия и опробования нефтегазоносных пластов

..pdf

Скачиваний:

Добавлен:

23.10.2023

Размер:

5.31 Mб

Скачать

☆

<<< < Предыдущая 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 1112 / 1312 13 > Следующая >>>

родой полностью растворялись глинистый и кремнистый			цемен
ты, вулканическое стекло, а цеолиты — около	60%.
Из фактических данных и экспериментальных		исследований
становится очевидным, что д л я кислотных обработок			пластов
в нижнемеловых отложениях западной части	К р ы м а целесооб
разно применять соляную и азотную кислоты	лишь	низкой кон

центрации (1 — 5%) . Более концентрированные растворы этих кислот не улучшают фильтрационных свойств пород, а, наоборот, способствуют дополнительной их закупорке нерастворимыми продуктами реакции.

Дополнительно изучалось влияние кислотных обработок на величину набухания глинистых минералов пород-коллекторов. Известно, что после действия кислотных растворов на диспер сные пробы глин (кислотная активация) последние значительно изменяют способность к набуханию [2]. Опыты проводились на дисперсных пробах (фракция < 0 , 0 1 м м ) , приготовленных из по род-коллекторов продуктивных и перспективных отложений. Оп

ределялся	коэффициент набухания	Ко дисперсных проб глин в
пластовой,	а т а к ж е в технической	водах до и после активации

кислотными растворами . Активация дисперсных проб кислотны ми растворами осуществлялась на протяжении 6 ч при среднепластовых температурах . Процесс набухания изучался при тер

модинамических	условиях, близких	к пластовым.	Результаты
опытов (рис. 20)	свидетельствуют	о том, что д л я	дисперсных

проб изученных пород-коллекторов, после активации их кислот ными растворами, коэффициент набухания в технической воде уменьшается и часто становится меньшим, чем в пластовой воде. Особенно это характерно для коллекторов сарматского яруса, глинистый материал (монтмориллонитовый) которых характери зуется сравнительно высокой степенью набухания . Отсюда сле дует, что кислотные растворы при взаимодействии с породамиколлекторами будут улучшать их фильтрационные свойства еще и за счет уменьшения набухания глинистых минералов . Хотя д л я пробы из меловых отложений Закарпатского прогиба коэффици ент набухания в технической воде и уменьшается под влиянием активации, однако не становится ниже, чем в пластовой воде для неактивированной пробы. Это, возможно, обусловлено высо кой карбонатностью пород (до 4 0 % ) , за счет чего быстро ней трализуется значительное количество кислоты и в меньшей сте пени активируется глинистый материал .

Н а основании выполненных исследований рекомендуются сле дующие мероприятия по очистке загрязненной в процессе буре

ния	прискважинной зоны и интенсификации притоков флюидов
из	пластов:

1. Д л я сарматских отложений Внешней зоны Предкарпатского прогиба с карбонатностью пород более 10% использовать соля-

нокислотные растворы 8—12%	концентрации. Время	нахождения
кислотного раствора в пласте	не д о л ж н о превышать	1 ч (с мо-

118

мента начала п р о д а в к и ) . П о с л е этого следует проводить вызов притока флюида из пласта с целью очистки его от продуктов ре акции. П р и опробовании низкопроницаемых коллекторов кислот

ную обработку	следует	комплексировать с гидравлическим раз
рывом пласта.
2. Д л я кембрийских		отложений Волыно-Подольской окраины
Восточно-Европейской		платформы		применять	обработку глино-
4
1,0
0,5
			Л	3
О			-
О
Рис. 20. Влияние кислотной активации на набу
хание глинистых минералов пород-коллекторов.
Исследуемые		отложения и		кислотные	растворы
		для	активация.
' — сарматские		отложении Внешней зоны Предкарпатско-
го прогиба, 10%		На +ЗУоСНзСООН; 2 — кембрийские от
ложения Волыно-Подольской окраины Восточно-Европей
ской платформы. 10% НС1+4%				H F + 3 % СНзСООН; 3 —
палеогеновые отложения Внутренней зоны Предкарпат-
ского	прогиба,	10% H C l + 2 % HF+0.1% С0 Н»О; ;			^( — мело
вые	отложения Закарпатского			прогиба,	10% НС1 +
+0,1%	СеИаО?.	Значения	Ко'- а — для неактивированных
проб	в технической воде;		б — для активированных проб

в	технической воде;	я — для	неактивированных		проб в
		пластовой	зоде .
кислотным	раствором,	с о д е р ж а щ и м		4% H F + 1 0 % НС1 +
+ 5% С Н 3 С О О Н и ингибитор. Использование					данного раствора

возможно лишь при отсутствии карбонатов в коллекторах, чтобы не допустить выпадение в осадок фторидов кальция . Необходи мость выдержки кислотного раствора в породе при такой обра ботке отпадает. Подобный эффект можно получить при выдерж


ке смеси кислотных растворов				меньшей концентрации H F до 2%,
НС1 — 6%,		С Н з С О О Н д о 5%		и ингибитор.
3. Д л я		палеогеновых отложений			Внутренней		зоны	П р е д к а р -
патского прогиба			с карбонатностыо		до	5% применять		многообъ
емные	обработки		глинокислотными		растворами,		с о д е р ж а щ и м и
-2—4%	H F + 4 %		НС1 + 5% С Н з С О О Н			и ингибитор.		Поскольку

119

в данных условиях глинокислота реагирует с породой очень бы

стро, поэтому технология обработки д о л ж н а исключать		длитель - \
ное пребывание кислотного раствора в пласте, чтобы		предупре
дить образование нерастворимого осадка .
	4. В нижнемеловых отложениях западной части К р ы м а при
менять солянокислотные обработки с концентрацией		НС1 от	2
до	5% и азотнокислотные обработки с концентрацией	H N 0 3	от
1	до 5%. Технологический процесс при кислотных обработках

д о л ж е н исключать длительную выдержку кислоты в пласте д л я предотвращения выпадения нерастворимого осадка и предусмат ривать незамедлительную очистку пласта от продуктов реакции.

5. В роли стабилизаторов употреблять уксусную								кислоту, а
при температурах более		80° С — лимонную. В качестве						ингибито
ра использовать формалин и катапин А, при этом							предпочтение
следует отдать катапину		А.
Основные		выводы	и	рекомендации
1. П р и м е н я е м а я	технология бурения				и т а м п о н а ж а				скважин
осуществляется без	достаточного		и	н а д л е ж а щ е г о		учета			физико-
химических свойств	коллекторов		и	н а с ы щ а ю щ и х их				флюидов,
в результате чего происходит закупорка					пласта	в	прискважин
ной зоне.
2. Методы гидродинамических исследований скважин позво
ляют изучать степень и характер закупорки путем							определения
таких параметров, как скин-эффект				S,	коэффициент			закупорки
/Сз и радиус зоны закупорки пласта				R. В	результате		а н а л и з а			гид
родинамических данных установлено: скин-эффект 5								в ы р а ж а е т
ся положительными величинами, изменяющимися от								0,3	до	43,
что свидетельствует	об имеющих место процессах закупорки									пла

стов; дополнительный перепад давления, затрачиваемый на пре

одоление	скин-эффекта, по отношению		к депрессии		составляет
от 4,1 до 53%; коэффициент		закупорки	пласта	изменяется от 35
до 92%	с общей тенденцией	к возрастанию		в более	пористых

коллекторах и с уменьшением радиуса закупорки; радиус зоны закупорки изменяется от 3,2 м до 28,6 м, причем его значение увеличивается в менее пористых коллекторах и с уменьшением проницаемости породы.

Т а к а я оценка степени закупорки продуктивных пластов в со временной промысловой практике является перспективной, и ис следовательские работы в этом направлении следует расширить . Эти исследования позволят сопоставить степень закупорки пла

стов	при различной технологии	вскрытия и выбрать ее	наибо
лее	оптимальные варианты . Д л я	этого необходимо более	деталь

но фиксировать начальные участки кривых восстановления дав

ления и	практиковать снятие нескольких кривых на различных
р е ж и м а х	работы скважины .

120

3. Экспериментально д о к а з а н о , что методом вытеснения воды газом и керосином из предварительно насыщенной пластовой во дой породы м о ж н о имитировать остаточную водонасыщенность в образцах керна, не извлекая их из кернодержателя . Пр и этом фильтрация вытесняющего агента д о л ж н а вестись до точки ста

билизации фазовой газоили керосинопроницаемости,				что с до
статочной д л я практических		целей	точностью отвечает		около
100 мл керосина	или 4,5—50	д м 3 газа в зависимости		от	прони
цаемости керна.	Р а с с м а т р и в а е м ы й		способ создания	остаточной
водонасыщенности в о б р а з ц а х керна			с целью упрощения		опытов

и повышения их качества рекомендуется использовать при лабо раторном изучении закупоривающих свойств растворов химреа гентов и солей в условиях высоких давлений и температур .

4. Л а б о р а т о р н ы м и исследованиями установлено, что коэффи циенты набухания, определенные по традиционной методике Яро

ва — Ж и г а ч а (без учета поправок	на процесс капиллярной про
питки), содержат значительные	погрешности. П р е д л а г а ю т с я

практические приемы введения поправок, исключающих з а в ы ш е ние коэффициента набухания при его изучении в дисперсных пробах глин. Экспериментальными исследованиями установлено,, что с увеличением температуры набухание глинистых минералов


уменьшается, а		с ростом			д а в л е н и я — увеличивается.			П р е д в а р и
тельная активация пород кислотными растворами								значительно
уменьшает набухание глинистых минералов .
Установлено,		что наибольшей способностью к набуханию об
л а д а ю т глины сарматских					отложений, Ко которых		в	технической
воде	составляет 1,5.		Глины кембрийских,			меловых	и	палеогено
вых	отложений	набухают			незначительно	(коэффициенты				набу
х а н и я — 0,17—0,28).			Менее всего набухают глины					туфогенных
пород западной		части	К р ы м а , дл я которых			Ко составляет			0,15.
5. П р е д л о ж е н фильтрационный способ определения эффекта
набухания глинистых минералов в породе, основанный									на	изу
чении изменения проницаемости при фильтрации газа и									ж и д к о
сти	(дистиллированная			вода, водные растворы NaCl различной
концентрации) . Д а н н ы й				способ, в отличие		от существующих ме
тодов изучения		набухания			в порошкообразных пробах,				позво

ляет определить степень изменения объема порового простран

ства за	счет набухания глинистых минералов непосредственно
в о б р а з	ц а х пород. Способ рекомендуется как основной дл я оцен

ки роли набухания глинистых минералов в общем процессе за

купорки пород-коллекторов. Д л я условий			юга и з а п а д а Украины
подобные определения следует		выполнять	в будущем д л я	новых
перспективных т о л щ или при		выявлении	существенных	фаци-
альных	изменений пород-коллекторов на		новых поисково-разве
дочных	площадях .

6. Н а основании экспериментальных данных определены хи мические реагенты и соли, водные растворы которых в наимень шей степени снижают проницаемость пород-коллекторов.

121

7. При вскрытии палеогеновых отложений Внутренней зоны Предкарпатского прогиба обработку буровых растворов следует

осуществлять в основном карбофеном, карбофеном с добавкой
С а ( О Н ) 2 ,	хроматами калия и натрия с добавкой С а С 1 2 ( 3 — 5 % )
или NaCl	(до 10—	15%).
8. В сарматских		отложениях Внешней зоны Предкарпатского

прогиба д л я обработки буровых растворов необходимо приме

нять прежде всего хроматы натрия	и калия, К С С Б , смесь К М Ц
и К С С Б (в соотношении 1:2) с добавкой С а С 1 2 ( 3 — 5 % ) .
9. П р и бурении в кембрийских	отложениях Волыно-Подольг

ской окраины Восточно-Европейской платформы, из реагентов-

стабилизаторов	целесообразно использовать	главным	образом
К С С Б , а т а к ж е	К М Ц (не более 0,5—0,7%)	с добавкой	С а С 1 2
( 3 - 5 % ) .

10. Вскрытие меловых отложений в западной части К р ы м а ре комендуется осуществлять промывочными жидкостями, обрабо танными преимущественно карбофеном, хроматами натрия или

калия,	гипаном, N a 2 C 0 3	(более 1%)-	И з смесей использовать
К М Ц	(3%) с С а С 1 2 ( 2 % ) ,	а в асбесто	-меловых растворах карбо -

фен (2 — 5%), С а С 1 2 (2—3%) с добавкой нефти и окисленного петролатума .

11. Применение гематита и других железистых утяжелителей
следует ограничить или совсем исключить из обработки буровых
растворов . Утяжеление глинистых растворов до		удельного	веса
1,30-—1,35 гс/см 3 производить только мелом, а выше — баритом.
12. Д л я	предотвращения «самопроизвольного»	гидравлическо
го р а з р ы в а	пород и закупорки пласта глинистым	раствором	при


бурении скважин	следует ограничивать				скорость		спуска		буриль
ного' инструмента	ориентировочно в следующих						пределах:
0,7—0,75 м/с при кольцевом зазоре 20—25 мм
0,8—0,85		„	„	„	„	25—30		„
0,9—1,0		„	„	„	„	более 30		„
13. С целью уменьшения репрессий					на	пласты		цементирова
ние эксплуатационных			колонн	проводить		облегченными			цемент
ными растворами	с подъемом			цемента	за	колоннами на			высоту

не более 500 м, д л я чего предусмотреть соответствующие конст рукции эксплуатационных колонн.

14. Н а площадях Внутренней зоны Предкарпатского прогиба в качестве основного метода эксплуатационного вскрытия реко мендуется Г П П .

В условиях тонкочередующихся песчано-глинистых коллекто ров Внешней зоны Предкарпатского прогиба и трещинных кол

лекторов Волыно-Подольской		окраины Восточно-Европейской
платформы, а т а к ж е западной		части К р ы м а	следует	использо
вать кумулятивную	перфорацию (ПК-ЮЗ,		ПКС - 105,	П Н К - 8 9
и др.) повышенной	плотности.

122

В с к р ы т ие продуктивных отложений целесообразно								произво
дить при /?заб^Рпл- Д л я этих		целей	следует		использовать обору
дование и способы,	позволяющие		производить				перфорацию
с противодавлением на устье. Первые объекты						(снизу)		целесо
образно перекрывать	фильтрами .
15. Д л я сарматских отложений			Внешней		зоны		П р е д к а р п а т
ского прогиба с карбонатностыо пород более 10%							целесообраз
но использовать обработку		солянокислотным				раствором			8—
12%-ной концентрации. Время нахождения					кислотного			раство
ра в пласте не д о л ж н о превышать			1 ч	(с момента			н а ч а л а		про-
д а в к и ) . После этого	следует	проводить		вызов		притока		ф л ю и д а
из пласта дл я очистки его от продуктов				реакции.
16. Д л я кембрийских отложений Волыно - Подольской								окраины

Восточно-Европейской платформы необходимо применять обра

ботку глинокислотным раствором,	с о д е р ж а щ и м	4%HF-r-10%
НС1 + 5% С Н з С О О Н и ингибитор.	Использование	данного рас

твора возможно лишь при отсутствии карбонатов в коллекторах,


чтобы не допустить выпадение в осадок фторидов					кальция . Н е
обходимость в ы д е р ж к и кислотного раствора				в породе		при такой
обработке отпадает. Подобный эффект			можно получить при вы
д е р ж к е в пласте кислотного раствора			меньшей		концентрации
H F до 2%, НС1 — 6%, С Н з С О О Н		до 5%	и ингибитор.
17. Д л я палеогеновых отложений Внутренней зоны						П р е д к а р
патского прогиба с карбонатностыо до 5%				следует		практико
вать многообъемные	обработки	глинокислотными			растворами,
с о д е р ж а щ и м и 2—4%	H F + 4% НС1 + 5%		С Н з С О О Н		и ингибитор.

Поскольку в данных условиях глинокислоты реагируют с поро дой очень быстро, технология обработки д о л ж н а исключать дли тельное пребывание кислотного раствора в пласте, чтобы пре дупредить образование нерастворимого осадка.

18. В нижнемеловых отложениях западной части Крыма целе сообразно применять солянокислотные обработки с концентра

цией	НС1 от 2 до 5% и азотнокислотные	обработки с концентра
цией	H N 0 3 от 1 до 3% (применение H F	малоэффективно и воз
можно лишь при концентрации меньше		0,5%). Технологический

процесс при кислотных обработках д о л ж е н исключать длитель ную в ы д е р ж к у кислоты в пласте для предотвращения выпада ния нерастворимого осадка и предусматривать незамедлитель ную очистку пласта от продуктов реакции. В роли стабилизато ра можно употреблять уксусную кислоту, а при температурах бо лее 80° С — лимонную. В качестве ингибитора использовать фор малин и катапин А, при этом предпочтение следует отдать катапину А.

19. Кислотные обработки низкопроницаемых коллекторов дл я повышения результативности необходимо сочетать с гидрокис лотными р а з р ы в а м и пластов, гидропескоструйными кислотными перфорациями или перфорациями в кислотной среде.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. А м и я н В. А., В а с и л ь е в а Н. П. Влияние свойств промывочных жидкостей на проницаемость коллектора в процессе вскрытия.— В кн.: Во

просы	вскрытия нефтяного пласта, Сер. «Добыча». М.,			ВНИИОЭНГ, 1965.
2.	А м и я н В. А., У г о л е в В. С. Физико-химические методы повышения
производительности		скважин. М., «Недра»,	1970.
3.	А н т о н о в	П. И., Б и л ы к О, Д.,	И в а н го т а	М. М. Лабораторные

исследования по кислотной обработке сарматских коллекторов площади Пыняны. Киев,— «Нефтяная и газовая промышленность», 1971, № 3.

4.Б а б а л я н Г. А. Применение поверхностно-активных веществ в неф тяной промышленности. М., Гостоптехиздат, 1963.

5.Б а г и р о в К- Г. Экспериментальные исследования влияния высоко кальциевых глинистых растворов на качество вскрытия нефтяного пласта.— «Нефтяное хозяйство», 1968, № 6.

6.Б а г о в М. С , Ц о й В. И. Исследование физических свойств кернов нефтяных залежей, приуроченных к трещиноватым коллекторам. Труды I I Все союзного совещания по трещинным коллекторам нефти и газа». — М., «Недра», 1965.

7. Б а й д ю к Б. В., Ш р е й н е р Л. А. Расчет устойчивости горных пород в скважинах.— В кн.: Вопросы деформации и разрушения горных пород при бурении. М., ГОСИНТИ. 1961.

8. Б а р е н б л а т		Г. И.,	Б о р и с о в 10. П., К а м е н е ц к и й С. Г. Об								опре
делении	параметров	нефтяного пласта			по	данным	о	восстановлении		давления
в остановленных скважинах. М., Изд-во						АН СССР,		ОТН, 1957, №		П.
9. Б е р е ж н о й		А. И. Промывочные				жидкости	н цементные		растворы при
бурении	скважин. М., Гостоптехиздат, 1961.
10.	Б е р е ж н о й	А. И. Об оценке качества					применяемой		промывочной
жидкости для вскрытия			пластов.	Альметьевск.— «Татарская					нефть»,		1958,
№ 9.
11.	Б о г а ч е в Б. А. К		анализу	гидродинамических методов					исследования
скважин по эталонным кривым. М., «Изв. ВУЗ»,							«Нефть и газ», 1963,				№ 1.
12.	Б у л а т о в А. И.,		П е т е р с о н		Г. П. и др. Снижение				проницаемости

глубокозалегающих коллекторов при цементировании скважин.— «Бурение»,

1966, №	5.
13.	Б у р л а к о в И. А., Ф и р с о в а Н. П. Зависимость проницаемости

гранулярных и трещинных пород от горного давления и температуры.— «Неф тепромысловое дело», 1963, № 2.

14.	В а с и л ь е в		А. М. Основы современной методики и техники лабора
торных	определений		физических свойств грунтов.— «Строительство	и архи
тектура», 1953.
15.	В и к у л о в	а	М. Ф. Электронномикроскопнческое исследование глин.
М., Госгеолиздат,		1952.
16.	В и н а р с к и й М. С. Оценка состояния призабойной зоны			пласта по

результатам гидродинамических исследований скважин.— «Труды Волгоград

ского НИИНГП»,	1967, вып. I I .
17. В о п р о с ы	вскрытия нефтяного пласта. М., ВНИИОЭНГ, 1965.

124

18. В р е м е н н о е методическое руководство по разработке технологии кислотных обработок пород в условиях, приближенных к пластовым. Львов

УкрНИГРИ, 1970.
19. В р е м е н н о е	руководство по освоению		и повышению производитель
ности скважин на нефтяных месторождениях		БССР. М., ВНИИ,		1971.
20. Г а б р и э л я н	А. Г., 3 а г о р у й к о	А.	А. Технология	вскрытия и

опробования пластов терригенного девона Нижнего Поволжья.— «Нефтяное

хозяйство», 1968,			№	5.
21.		Г а р у ш е в		А. Р., М а л ь ц е в	Г. И. Освоение	нагнетательных сква
жин	на	Ахт'ырско-Бугундырском месторождении. М.,				ГОСИНТИ, 1957.
22.		Г о р о д	н о в	В. Д., А д е л ь И.	Б. Набухание глин в растворах ги-
пана,	бихромата		калия, сунила и других		реагентов. Баку. «Изв. ВУЗ». «Нефть
и газ», 1965, № 7.
23.		Г о р о д н о в В. Д., П е ч е р н и к о в В. Ф. Влияние гидростатического

давления на набухание глинистых пород. Баку, «Изв. ВУЗ». «Нефть и газ»,

1962, №	2.
24.	Г о р о д н о в	В. Д., Р у с а е в А. А. Влияние гидростатического дав
ления и температуры		на показатели	набухания бентонита.— В кн.: Материалы
I I Украинской научно-технической			конференции по термоустойчивым промы

вочным жидкостям и тампонажным растворам. Киев, «Наукова думка», 1971.

25.	Г р е ч а н и к И. Ф., Д о п и л к о Л. И. О росте		давления	в	процессе
цементирования обсадных колонн.—«Бурение», 1971, №			11.
26.	Д е р я г и н	Б. В. Учение о свойствах тонких слоев воды		в	приложе
нии к	объяснению	свойств глинистых пород.— «Труды	совещания		по инже

нерно-геологическим свойствам пород и методам их изучения». Изд-во АН

СССР,	1956.
27. Д ж о н с		П. Д. Механика нефтяного	пласта. М.,	Гостоптехиздат, 1957.
28.	Д ж А м и к с. Физика нефтяного пласта. Перевод с английского. М.,
Гостоптехиздат,		1962.
29.	Д о б р о х о т о в Г. Н. Влияние рН		в процессах	осаждения металлов

из сернокислых растворов. Изд-во АН СССР, «Журнал прикладной химии», 1954, т. X X V I I , вып. 10.

30.

Ж д а н о в М. А„

К а р ц е в

А. А. Нефтепромысловая

геология

ги

дрогеология. М., Гостоптехиздат,

1958.

31. Ж д а н о в

М.

А.

Нефтепромысловая

геология.

М.,

Гостоптехиздат,

1962.

32.

Ж и г а ч

К- Ф-,

П а у с

К- Ф. Влияние промывочных

жидкостей

на

проницаемость кернов.— «Нефтяное хозяйство»,

1957, № 11.

33.

Ж у к о в

А. И.,

Ч е р н о в

Б. С. Эксплуатация

нефтяных

месторож

дений. М., Гостоптехиздат,

1954.

34.

Ж У х о в и ц к и й

С. Ю.,

Т о в а р о в а

М. Л. О

влиянии

выбуренной

глины

на глинистые растворы.— «Труды КФВНИИ», 1961, вып. 5.

35.

З а й ц е в

Ю. В., Т л ю щ

А. М. Градиенты

давления

при

гидравличе

ском разрыве пласта. Баку,— «Азербайджанское

нефтяное

хозяйство»,

1963,

№ 4.

36.

З а й ц е в

Ю. В. Эффективность гидравлического

разрыва

пластов

зависимости от характера изменений, наблюдаемых в призабойной зоне.— «.Нефтепромысловое дело», 1968, № 4.

37.Инструкция по исследованию газовых скважин. М., Гостоптехиздат,

1961.

38.И с а е в Р. Г. К оценке влияния скин-эффекта на производительность скважин в деформируемом трещиноватом коллекторе. «Известия ВУЗ», сер. «Нефть и газ», 1967, № 5.

39.К а н ю г а А. П. Руководство по гидро-газодинамическим и термоди намическим методам исследований разведочных скважин. Киев, «Наукова думка», 1972.

40.	К а н ю г а А. П.		Упрощенный метод обработки кривых	восстановле
ния забойного		давления	и притока. Киев,— «Нефтяная и газовая	промышлен-
лость»,	1964, №	1.

125

41. К а р а п е т о в К- А. Исследование снижения проницаемости призабойной зоны по кривой восстановления давления. М.,— «Нефтепромысловое

дело»,

1963,

№

12.

42.

К а с п е р с к п й Б. В. Установка

для определения набухания глин при

высоких температурах и давлении.— «Бурение», 1970,

№ 7.

43.

К а с ь я н о в

Н.

М.,

Ш т ы р л и н

В.

Ф.

Вопросы

повышения

каче

ства

вскрытия

продуктивных

пластов.— М.,

ВНИИОЭНГ.

Сер.

«Бурение»,

1969.

44.

К а ч а с о в

Г. И. Распределение

нормальных

напряжений, в

пристволь

ной

зоне скважин. «Труды

I I

Всесоюзного

совещания по трещинным

коллек

торам

нефти

и газа». М., «Недра», 1965.

45.

К и с т е р

Е.

Т.

набухании

глин.— «Нефтяное

хозяйство»,

1947,

№ 12.

46.

К о в т у н о в

Г.

А.

Колебание

давления

скважинах при

спуско-

подъемных

операциях.— «Нефтепромысловое дело»,

1957, №

10.

47.

К о т я х о в

Ф. И., М е л ь и и к о в 10.

С. О

границе

нарушения

линей

ного закона фильтрации в трещинных породах.— М.,

Гостоптехиздат,

1961.

48.

К о т я х о в

Ф.

И.,

П о л ш к о в

В.

Н.

проникновении

глинистых

растворов в песке.— «Нефтяное хозяйство»,

1949,

№

49.К р а ф т Б. С , X о к и н с М. Ф. Прикладной курс технологии добычи нефти. М., Гостоптехиздат, 1963.

50.Л е й б е и з о н Л. С. О режиме нефтяных скважин и подсчете запасов нефтяных месторождений.— В кн.: Подземная гидравлика. Изд-во АН СССР,

1953.

51.	Л и п а т о в	С. М.	Фпзико-химия коллоидов. М.— Л.,		Госхимнздат,
1948.
52.	Л о м и з е	Г. М. Фильтрация		в трещинных породах.	М., Госэнерго-
издат,	1951.
53.	М а й д е б о р В. Н.,		П о с т а ш	М. Ф. и др. Результаты исследований

и анализа разработки нефтяных залежей, приуроченных к трещинным кол

лекторам.— «Труды		I I	Всесоюзного совещания по трещинным коллекторам
нефти	и газа». М., «Недра», 1965.
54.	М а й д е б о р	В. Н. Разработка нефтяных месторождений с трещин
ными коллекторами. М., «Недра», 1971.
55.	М а с к е т М.		Течение однородной жидкости в	пористой среде. М.,
Гостоптехиздат, 1949.
56.	М а т в е е в	И. М. Определение коэффициента		сжимаемости трещин

и коэффициента трещиноватостн карбонатных коллекторов по промысловым

данным.— «Труды I I Всесоюзного совещания по трещинным коллекторам неф
ти и газа». М., «Недра»,		1965.
57.	М и н х а й р о в	К. Л., М у х и н	Л. К., Ж и г а ч К. Ф. Исследование
влияния	промывочных жидкостей с добавками ПАВ и некоторых электроли
тов на	качество вскрытия продуктивных		пластов.— «Труды I I I Всесоюзного

совещания по применению ПАВ в нефтяной промышленности». М., ВНИИОЭНГ, 1966.

58.	Н о в о с i л е ц ь к и й Р. М. Пластов! тиски флюцив у надрах							Украши.
K I I I B , Видавництво		«Техшка»,		1964.
59. Обзоры зарубежной литературы. Цементирование скважин за рубе
жом.— М., ВНИИОЭНГ, сер. «Бурение», 1967.
60.	О б м о р ы ш е в		К- М. Трещиноватость		пород	дагинской	свиты		Вос-
точно-Эхабинского месторождения.— «Труды Всесоюзного совещания по									тре
щинным коллекторам нефти н газа». М., Гостоптехиздат,						1961.
61.	О в н а т а н о в		Г. Т. Вскрытие и опробование			пласта. М.,		«Недра»,
1964.
62.	О в ч а р е н к о		Ф. А.	Гидрофильность	глин и	глинистых	минералов.
Киев, Изд-во АН УССР, 1961.
63.	П а у с К. Ф. Влияние			промывочных жидкостей на проницаемость					кер
нов. Альметьевск,— «Татарская нефть», 1963, №					12.
64.	П и р с о н	С. Д. Учение о нефтяном пласте. М.,				Гостоптехиздат,			1961.

126

65.

С и д о р о в с к и й В. А.

Влияние

промывочных

растворов

на

приза-

бойиуго зону пласта.— «Нефтяное

хозяйство», 1963, № 12.

66.

С и д о р о в с к и й В. А.

О плотности

перфорации

нефтяных

скважин

в Западной Сибири.— «Нефтепромысловое дело», 1968, № 4.

67.

С и д о р о в

с к и и В. А. Опробование

разведочных

скважин. М.. «Нр-

дра»,

1968.

68.

Состояние и

задачи

разведочной

геофизики. М., «Недра».

1970.

69.

С т е п а н я и ц

А. К.

Вскрытие

продуктивных

пластов. М..

«Недра»,.

1968.

70.

С у х а р е в

С. С. Стабилизация

регулирование

промывочных

жид

костей

при бурении скважин. М., «Недра»,

1966.

71.

Т е р н о в о й

Ю. В.

О плотности

кумулятивной

перфорации

разве

дочных

и эксплуатационных газовых скважинах. М., Гостоптехиздат,

1965.

72.

Т р е б

и н Ф. А. Гидродинамические методы исследования

скважин н

пластов. h\., «Недра»,

1965.

73.

У а й т

Э. X. Жидкости,

используемые

в процессе

завершения

сква

жин.— «Инженер-нефтяник», 1967, № 4.

74.

У о т к и н с

Т. Э. Выбор

жидкости при завершении скважин

райо

нах Техасского побережья Мексиканского залива и Мнд-Континента.— «Ин женер-нефтяник», 1967, № 4.

75.	Ф а л ь к И. Б., Г о р б е н к о А. А. Определение	оптимальной плотно
сти перфорации на основании результатов исследования		скважин.— «Нефтя
ное хозяйство», 1963, № 3.
76.	Ф р е й н д л и х Г. Тпксотропия. М.—Л.. ГОНТИ,	1939.

77.X а и и н А. А. Определение остаточной воды по данным проницае мости.— «Труды ВНИИ», М., 1954, вып. V.

78.X а н и н А. А. Остаточная вода в коллекторах нефти и газа. М., Гос топтехиздат, 1963.

79.	X р и с т и а н о в и ч С. А., Ж е л т о е					10.	П.	Образование вертикаль
ных трещин при помощи очень вязкой					жидкости. М.,			Гостоптехиздат,		1956.
80.	Ц е й т л и н	В. А. Причины затрубных				газопроявлений после				цементи
рования	обсадных	колонн		в ^газовых	скважинах		и	методы их	предотвраще
ния.— «Бурение», 1964,			№	2.
81.	Ч а р н ы й	И.	А.,	У м р и х и н	И. Д.	Об	одном методе		определения

параметров пласта по наблюдениям неустановившегося режима притока к

скважинам.— «Труды

Московского

нефтяного

института». М.,«Недра»,

1957.

82.

Ч е к а л ю к

Э. Б. Об эффективности

радиуса

влияния

скважин.—

«Нефтяное хозяйство», 1950, № 4.

83.

Ч е к а л го к

Э. Б. Основы

пьезометрпи

залежей

нефти

газа.

Киев.

Госиздаттехлнт

УССР,

1961.

84.

Ш е й д е г г е р

А. Э. Физика

течения жидкостей

через

пористые сре

ды. М.,

Гостоптехиздат,

1960.

85.

Щ е л к а ч е в

В. Н. Разработка

нефтеводоносных

пластов при

упру

гом

режиме. М., Гостоптехиздат,

1959.

86.

К u n z е 1 A. Bioch. Z., 209;

326;

1929.

87.

N о у е s A., W h i t n e у. Z. phys. Ch.,

23;

689;

1897.

88.

B i k e r - m a n

n, Z. phys. Ch. [A], 151;

129;

1930.

89.

F e r g u s o n

С. К., К 1 о t z

A. Filtration

from

mud

during

drilling,

Transations AIME, vol. 201, 1954, p.

29.

90.

G a t e s

G. L., G a r a w а у

W. H . Effect

completion

fluids

well

productivity in permafrost, Umiat field, Alaska,

«J. of Petroleum Technology*,

1960, X, vol. 12, N 10,

pp. 33—40.

91.

H u r s t

Establishment

the

Skin

Effect and its Impediment to

Fluid Flow into a Well Bore. The

Petroleum

Engineer., vol. XXV,

11,

okto-

ber,

1953.

92.

L o e b J. Die

Eiweisskorper,

118,

Berlin, 1924.

93.

К a t z. Kolloid. Beihefte 9;

1—182;

1918.

94.

K l i n k e n b e r g

L. J. The

Permeability

Porous medie

Liquides

end

Geses. Drill

and Prod. Practice. API .

95.

A r i sz

L., Bein

K., 7; 51;

1915.

127

<<< < Предыдущая 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 1112 / 1312 13 > Следующая >>>

Соседние файлы в папке книги из ГПНТБ