Анализ применения кислотной и пенокислотной обработки ( нефтяная отрасль)

Солянофтористую кислоту применяют главным образом для очистки забоя от остатков глинистого раствора и глины, в процессе заканчивания скважины или после подземного ремонта, причем HF в этом случае — наиболее активная составляющая, растворяющая твердые частицы. Количество растворенной глины прямо пропорционально содержанию НF в кислоте. 1 м3кислоты, содержащей 2 % HF, может растворить 36 кгглины. Скорость реакции между фтористой кислотой и глиной низкая. При пластовой температуре +26,7 °С для осуществления реакции требуется 2 ч. В пластах с высокой температурой скорость реакции сокращается до 30 мин.Следовательно, при кислотных обработках с применением фтористой кислоты необходимо обеспечить соответствующее время контактирования кислоты с породой. Кислоту следует выдерживать некоторое время на забое, чтобы она успела впитаться в породу, или же закачивать с весьма малой скоростью. Периоды закачки и выжидания можно чередовать.В пластах, сложенных песчаниками, смесь соляной и фтористой кислот применяют для удаления глинистой корки со стенок скважины, а также для очистки забоя, перфорационных отверстии и фильтров от остатков глинистого раствора. При этом обычно закачивают малые объемы кислоты (от 0,95 до 3,785 м3). Причем желательно, чтобы некоторое время кислота оставалась на забое и, таким образом, впитывалась в породу. Однако на практике часто скорости нагнетания достигают 0,15 м3/мин и больше, и кислота полностью вытесняется из скважины в пласт под давлением. Многие из этих обработок улучшают продуктивность или приемистость и поэтому продолжают осуществляться при такой же скорости нагнетания. А это приводит к тому, что большая часть нагнетаемой в пласт кислоты по образующимся трещинам уходит в пласт и не очищает перфорационных отверстий.Плавиковую кислоту нецелесообразно применять для обработкипесчаников при высоких темпах нагнетания, поскольку скоростьреакции с кварцем и силикатами очень низка и при этих условияхне будет происходить разъедания трещин, а кислота отфильтруетсяв пласт.В известняках или известковистых песчаниках применять этукислоту с целью очистки забоя, как правило, противопоказано.Большие затраты на нее при обработке известняков не оправдываются.Фтористая кислота при контактировании с породой немедленно вступает в реакцию с карбонатом кальция. В результате реакции образуется фторид кальция, а содержание HF в смеси кислот очень быстро убывает и через сравнительно короткое время частицы глины или остатки глинистого раствора перестают растворяться. Несмотря на то, что при реакции фтористой кислоты с известняком образуется фторид кальция в виде твердой фазы, по-видимому, нет никакой опасности загрязнения пласта в известняках [3]. Закупорка пор за счет выпадения фторида кальция не может сравниться с увеличением проницаемости вследствие растворяющего действия кислоты.Однако в скважинах с открытым забоем, который покрыт плотнойглинистой коркой, препятствующей контакту соляной кислоты с известняком, применение глинокислоты может оказаться весьма эффективным.При использовании плавиковой кислоты для обработок пластов,сложенных доломитами, имеется опасность резкого снижения проницаемости. Это явление, наблюдаемое при обработке скважин напромыслах, было изучено в лабораторных опытах, при исследовании динамики и продуктов реакции между HF, доломитом и пластовой водой.Если пластовая вода (или фильтрат бурового раствора в новой скважине) содержит значительно меньше 0,1 % растворенного кальция, нагнетание солянофтористой кислоты не вызывает или вызывает незначительное снижение проницаемости. Если же содержание кальция в пластовой воде достигает или превышает 0,1 %, проницаемость пласта резко снижается, особенно на расстоянии 2,5—5 см от стенки скважины. Так как практически все доломиты имеют пластовую воду, содержащую, по крайней мере, 0,1 % кальция, то применять кислоты с добавкой HF в этих пластах не рекомендуется. Кроме того, в пластах, сложенных доломитами, применять HF нецелесообразно, поскольку она очень быстро тратится, реагируя с породой.Солянофтористую кислоту желательно применять для обработки пластов, проницаемость которых уменьшалась за счет разбухания глин в результате контактирования последней с пресной водой (фильтратом) промывочной жидкости или с вторгшейся в пласт пресной или слабоминерализованной водой. Если разбухшая глина, содержащаяся в пласте, хорошо контактирует с кислотой, то загрязнение может быть полностью ликвидировано за счет растворяющего действия кислоты. Другие кислоты и поверхностно-активные вещества, применяемые в промышленности для этой цели, значительно менее эффективны, чем эта кислота.Иногда снижение проницаемости пласта вызвано капиллярно-удерживаемой водой и разбуханием глин. Чтобы обеспечить двойное действие, в процессе обработки скважины можно последовательно нагнетать несколько жидкостей: специальное поверхностно-активное вещество в нефти перед закачкой и после нее.Большое значение имеет обработка этой кислотой нагнетательных скважин, призабойная зона которых загрязняется глинистыми частицами, содержащимися в нагнетаемой воде. Очень многие воды, нагнетаемые в пласты, содержат во взвешенном состоянии тонкодисперсную глину. Полностью извлечь эти частицы из воды на фильтрационных установках перед нагнетанием не всегда возможно. Очистка забоя скважины от этих частиц осложняется тем, что они могут покрыться нефтяной пленкой. При очистке таких пластов благоприятным может оказаться применение солянофтористой кислоты с добавками, улучшающими смачивание породы.Промывочная кислота. Промывочные кислоты можно использовать с максимальной эффективностью в тех случаях, когда необходимо диспергирующее действие применяемого раствора для получения более тонкодисперсных частиц глинистого раствора, глинистого материала и твердых частиц самого пласта (например, для извлечения жидкого глинистого раствора из ствола скважины).Промывочная кислота состоит из обычной соляной кислотыс добавкой ПАВ в количестве от 0,5 до 3 %. Она не растворяет глинистые материалы, но воздействие на них приводит к усадке глиныи твердой глинистой корки на стенках скважины. КонцентрацияНСL, являющейся основным компонентом промывочной кислоты,изменяется от 5 до 15 %.Лабораторные исследования показывают, что промывочные кислоты, содержащие сравнительно высокие концентрации ПАВ (до 3 %), более эффективны, чем кислоты с минимальным количеством ПАВ.Стабилизированная кислота. Стабилизированная соляная кислота содержит добавки, предотвращающие выпадение растворимых солей железа при нейтрализации кислоты. В качестве стабилизирующих добавок могут применяться уксусная, лимонная, молочная кислоты или одна из солей этих кислот. В соляной кислоте растворимое железо находится в форме хлоридов.Когда кислота реагирует с породой и рН = 4, хлориды железа гидролизуются и выпадают в осадок в виде гидроокиси. При наличии стабилизирующих агентов железо остается в растворимом состоянии до значения рН = 7 или значительно выше значений рН кислоты, реагирующей с известняком.Стабилизированную кислоту следует применять при обработке скважин во избежание загрязнения пласта или снижения эффективности обработки. Значительное снижение проницаемости иногда происходит из-за выпадения растворенных ранее солей железа, особенно в процессе обработок скважин с целью нарушения гладкости стенок трещин. Некоторые скважины имеют на стенках труб отложения окиси железа или сульфидов железа, а иногда отложения железа встречаются на стенках пласта. Кислота будет растворять часть из этих компонентов, и переносить их в пласт или в образовавшиеся в процессе обработки трещины. Там соли железа могут выпасть в виде осадка, если пласт сложен известковистым песчаником или известняком. Однако окись железа и сульфиды железа весьма незначительно растворяются в кислоте. Поэтому возможность заметного загрязнения пласта в этом случае подлежит дополнительному изучению.Уксусная кислота. За рубежом уксусную кислоту применяют для обработки скважин очень многие кампании. Ее поставляют для применения в виде 10 %-ного водного раствора и при желании в более концентрированном виде. Иногда уксусную кислоту, как «сухую» (т.е. 100 %-ную), можно применять в смеси с нефтью.Уксусная кислота имеет по сравнению с обычной соляной кислотой два основных преимущества, учитывая которые применение уксусной кислоты рекомендуется в двух следующих случаях.Во-первых, эту кислоту рекомендуется применять при высоких температурах (более +90 °С), когда она легче ингибируется, чем соляная кислота, с целью предотвращения коррозии оборудования из стали и алюминия. Уксусная кислота дает лучшие результаты, чем соляная, при обработках, которые требуют продолжительного контакта кислоты с трубами (например, в качестве жидкости, заполняющей скважины в процессе перфорации).Во-вторых, уксусная кислота реагирует значительно медленнее с породой, чем соляная кислота. В этом смысле по своим естественным свойствам она является «замедленно действующей кислотой». С повышением температуры скорость реакции при использовании уксусной кислоты возрастает не так резко, как в соляной кислоте. Следовательно, эту кислоту можно использовать как замедленно действующую кислоту, особенно если пластовые температуры выше +90 °С.Уксусную кислоту благодаря ее свойствам можно применять для специальных целей. Однако она не может заменить соляную кислоту как жидкость, применяемую для обработки скважин с самыми различными целями, и слишком дорога.3.2 Эффективность применения технологии ОПЗ на месторождениях ООО «ЛУКОЙЛ-Коми»Важность и актуальность применения методов ОПЗ нефтедобывающих скважин обусловливается следующими факторами:а) низкие, как правило, естественные фильтрационно-емкостные и коллекторские свойства пластов;б) снижение фильтрационно-емкостных свойств пород призабойных зон скважин из-за техногенных воздействий на стадиях первичного, вторичного вскрытия, в процессе освоения, глушения, подземного и капитального ремонта и т.д.Методы стимуляции и ОПЗ являются основным инструментом интенсификации малодебитных скважин. Регенерация их – важнейшая, стратегическая задача в аспекте стабилизации добычи.Сложность решения проблемы обусловливается ее многофакторностью (геологические, технические, технологические и другие аспекты) и целым комплексом негативных явлений и процессов, протекающих в ПЗП, начиная от вскрытия пластов бурением и кончая ремонтно-профилактическими работами на всех стадиях эксплуатации скважин.Уже сейчас существует более 150 видов и модификаций технологий ОПЗ. Научно-обоснованный выбор наиболее эффективных разработок – важная задача отраслевой науки.В настоящее время на месторождениях ООО «ЛУКОЙЛ-Коми» работают сервисные компании, применяющие технологии ОПЗ с различными кислотными составами:– ОАО «Ойл Технолоджи Оверсиз» производит работы кислотным поверхостно-активным составом (КПАС);– ООО НТЦ «Нефтеотдача» предлагает технологию реагентной обработки призабойной зоны (РОПЗ);– ЗАО «РИТЭК-Полисил» проводит обработку ПЗП кислотной микро-эмульсией на основе материала «Полисил-П» для нагнетательных и добывающих скважин, закачку разглинизирующих составов: РС-9, ТК-2, ТК-3.Помимо этого, работы по воздействию на призабойную зону кислотами, проводятся силами ООО «МАКСИМА», ООО «КомиКуэстИнтернешнл».Основное внимание по технологии обработки призабойной зоны в данном разделе обращено на работы проводимые ЗАО «РИТЭК-Полисил».3.2.1 Работы кислотным поверхостно-активным составом (КПАС)С точки зрения физикохимии, «рабочий» раствор КПАС представляет собой кинетически устойчивую, и не расслаивающуюся во времени водно-эмульсионно-дисперсную систему (ВЭДС). При закачке такой системы в призабойную зону пласта, происходят одновременно процессы эффективного экстрагирования и деспергирования компонентов АСПО и других кольматирующих пласт неорганических осадков (частиц глины, сульфида железа и др.)Неорганические осадкообразующие составляющие, лишившись кислотостойкой «защитной оболочки» из вышеуказанных органических компонентов АСПО, начинают активно реагировать в водо-кислотной среде.Для приготовления КПАС применяют следующие химические реагенты:– ингибированная соляная кислота;– плавиковая (фтористоводородная) кислота;– РДН –0;– техническая вода.Оценка технологической эффективности результатов применения технологии КПАС. В 2002 году на месторождения ООО «ЛУКОЙЛ-Коми» было проведено 25 скважин операций по закачке КПАС, дополнительно добыто 9171т нефти, удельная эффективность составила 1,9 т/сут. Наибольший эффект достигнут на Харьягинском месторождении – 8,3 т/сут, менее эффективны оказались обработки на Возейском (1,7 т/сут) и Усинском (1,5 т/сут) месторождениях (табл 3.1). Таблица 3.1– Эффективность применения технологии КПАСМесторождениеКол-во скв.,ед.Дополнительная добыча нефти от обработки,тВремя работы, суткиУдельная эфф-ть,т/сутУсинское82468.01688.71.5Возейское154910.32962.91.7Харьягинское21792.4216.08.3Всего25917148451.9Средняя продолжительность длительности эффекта, составила 81,5 суток, низкая эффективность обработок обуславливается высокой обводнённостью добываемой продукции, при фактическом увеличении дебита по нефти и жидкости. Что говорит о необходимости более детального выбора скважин для обработок, находящихся в длительном простаивающем фонде. 3.2.2 Реагентная обработка призабойной зоны (РОПЗ)Технология основана на принципиально новом подходе к проблеме декольматацииоколоскважинного пространства, радикально отличающемся от традиционных и широко используемых в практике нефтедобычи способов ОПЗ. В основе технологии лежит теория ионного обмена между ионным комплексом кольматирующих образований и ионами вводимых в составе водных растворов и кинетики растворения солей вторичного осаждения. Только тщательное соблюдение рекомендуемых соотношений и пропорций составных частей композиционных составов, а так же чёткое, последовательное выполнение рабочих операций составляющих основу технологии, позволяет декольматировать зону кольматацииоколоскважинного пространства и тем самым улучшить гидравлическую связь между продуктивным пластом и скважиной, а, следовательно, повысить производительность скважин.Химический состав РОПЗ для интенсификации добычи нефти.В состав РОПЗ входят следующие реагенты:– органические и неорганические перекисные соединения;– соляная кислота;– поверхностно активные вещества (ПАВ)Основным компонентом реагентных растворов являются пероксогидраты органических и неорганических соединений щелочных металлов. В зависимости от вида основного компонента водный раствор может подкисляться соляной кислотой или использоваться со своим РН. Водные композиционные растворы приготавливаются на пресной воде.Оценка технологической эффективности результатов применения технологии РОПЗ.В 2002 году на обработки по технологии РОПЗ проводились на Харьягинском и Возейском месторождениях ООО «ЛУКОЙЛ-Коми». Было проведено 7 скважин операций по закачке РОПЗ, но 2 скважины Возейского месторождения так и не были запущены. Дополнительно добыто 1423.3 тонны нефти, удельная эффективность составила 13,2 тонн/сут. Средняя продолжительность длительности эффекта составила на 1.01.03 - 56 суток, это связанно с тем, что работы по внедрению технологии проводились в 3 и 4 кварталах (табл 3.2).3.2.3 Обработка кислотноймикроэмульсией ПЗП скважин Новизна технологии заключается в возможности пролонгированного действия на коллектор кислотной микроэмульсией, приготовленной с использованием материала «Полисил-П», с целью увеличения производительности эксплуатационного фонда скважин. Объектом применения технологии являются добывающие и нагнетательные скважины нефтяных и газовых месторождений.Оптимальные рецептура и концентрации компонентов отработаны в результате промышленных экспериментов и подтверждены промысловым опытом.Концентрация эмульгатора 0,5 – 1,5 %.Концентрация материала «Полисила-П» в кислотноймикроэмульсии составляет 0,25-1 %.Таблица 3.2– Эффективность применения технологии РОПЗМесторождениеКол-во скв.,ед.Дополнительная добыча нефти от обработки, тВремя работы, суткиУдельная эфф-ть, т/сВозейское2Не запущенныХарьягинское55560.61423.313.2Всего75560.61423.313.2Рекомендуемые соотношения соляной кислоты к углеводородному растворителю составляют от 1,5:1 до 2:1. При данных соотношениях получается кислотнаямикроэмульсия с условной вязкостью, лежащей в пределах 50-150 с, что позволяет прокачивать её в удалённые участки ПЗП скважины. Необходимый объём для закачки реагента в призабойную зону пласта, как показала практика, должен составлять от 2,0 м3до 3,0 м3 приготовленной кислотной микроэмульсии на 1м вскрытой перфорацией эффективной мощности пласта. Оценка технологической эффективности применения технологии кислотной микроэмульсии. По данной технологии работы проводились в 2005 году на Харьягинском и Возейском месторождениях (табл 3.3).Представленные данные на первый взгляд внушительные, но не следует забывать, что главное не мгновенный результат, а длительность его эффекта и последствия его проведения. Каждая ОПЗ негативно влияет на износ эксплуатационной колонны и оборудование. Поэтому необходимо уделять внимание на его агрессивность.ЗАО «Ритэк-Полисил» предложил свое решение этого вопроса.Таблица 3.3-Эффективность применения технологии ЗАО «Ритэк-Полисил»МесторождениеКол-во скв.,ед.Дополнительная добыча нефти от обработки,тВремя работы, суткиУдельная эфф-ть, т/сВозейское510412,68366,7221,39Харьягинское11286,645928,8Всего611699,33425,7227,483.3 Технология обработки кислотной микроэмульсией ПЗП скважин3.3.1 Общее положениеИспользование кислотных микроэмульсий на основе модифицированных материалов «Полисил-П» для увеличения производительности добывающих скважин обусловлено рядом их качеств.Высокая проникающая способность в поровое пространство пласта вследствие низкого межфазного натяжения на границе эмульсия – нефть (табл. 3.4).Предотвращает образование стойких высоковязких эмульсий, приводящих к осложнениям при освоении скважин после обработки соляной кислотой. При диспергировании 18 %-ой соляной кислоты в нефти (характеристики нефти приведены в таблице 3.4) образуется эмульсия с вязкостью 250 мПа∙с.Так как раствор кислоты закапсулирован в углеводородном растворителе, то применение кислотной микроэмульсии не оказывает корродирующего действия на нефтепромысловое оборудование при закачке её в пласт. При попадании микроэмульсии в пласт, содержащаяся в ней кислота начинает реагировать с породой коллектора только после разложения эмульсии. Время разложения регулируется составом эмульсии и может изменяться от 1 до 2-х суток.Новизна технологии заключается в возможности пролонгированного действия на коллектор кислотной микроэмульсией, приготовленной с использованием материала «Полисил-П», с целью увеличения производительности эксплуатационного фонда скважин. Объектом применения технологии являются добывающие и нагнетательные скважины нефтяных и газовых месторождений. Таблица 3.4 - Характеристики жидкостей Характеристика нефтиМежфазное натяжение , мН/мВязкость ,МПа∙сПлотность,г/см318 %-я НСl «Полисил-П»2,140,8214,70,133.3.2 Требования, предъявляемые к технологическому процессуВ качестве объектов испытания данной технологии на ПЗП скважин могут являться как карбонатные, так и терригенные коллектора. При выборе объектов промысловых испытаний должны выполняться следующие геолого-технологические требования, обеспечивающие корректные условия проведения работ:– объектом испытаний являются коллектора с проницаемостью - 0,01-1,0 мкм2;– эффективная мощность пластов - не менее 1,5-2 м;– дебит жидкости добывающей скважины – от 5 м3/сут и более;– приёмистость от 5 до 400 м3/сут;– скважины технически исправны, при отсутствии заколонныхперетоков;– пластовая температура - до + 1500С.3.3.3 Технические средства и материалы Технология осуществляется с использованием стандартного оборудования устья скважины и технических средств, применяемых при капитальном ремонте скважин.Технические средства:– цементировочный агрегат типа ЦА-320 для перекачки технологических жидкостей - 1 шт.; – кислотовоз - 1 шт.;– автоцистерна АЦ - 2 шт;– смесительная ёмкость объёмом 15...20 м3;– эжектор - 1 шт.;– диспергатор (тройник с калиброванными шайбами). Материалы, применяемые в технологии: – материал «Полисил-П»;– дизельное топливо;– соляная кислота;– вода подтоварная;– эмульгатор (нефтенол НЗ, СЭТ-1, и др.).3.3.4 Технология приготовления и закачивания микрокислотной эмульсии в пласт Подготовительные работы. Для оценки эффективности намеченных работ скважина исследуется как до, так и после проведения обработки ПЗП. В комплекс исследований входит:– замеры дебита скважины, её обводнённости, забойного, пластового давления и пластовой температуры;– отбивка забоя;– снятие дебитограмм;– определяется герметичность ЭК и наличие перетоков.После глушения скважины и подъёма подземного оборудования на НКТ спустить воронку и установить её напротив перфорированной части пласта (при низкой приёмистости пласта в компоновку включается пакер).Работы выполняются в следующей последовательности:Используя ЦА –320 (1), ёмкость с дизельным топливом (3) и эжекторный смеситель (2), приготавливается суспензия «Полисила-П» в дизельном топливе (рис. 3.1).После загрузки всего материала «Полисил-П», суспензия подвергается принудительной циркуляции в течение 30 мин, параллельно в другой ёмкости приготавливается необходимый объём 18 %-ой соляной кислоты.С помощью ЦА-320 и кислотовоза создаются 2 встречных потока:поток суспензии в органическом растворителе и поток 18%-ой соляной кислоты. Оба потока (рис. 3.2)смешиваются в диспергаторе или прокачиваются через тройник, снабжённый калиброванными шайбами (для большего создания турбулентности). 1-ЦА –320;2- эжекторный смеситель; 3- ёмкость с дизельным топливомРисунок 3.1. Схема приготовления суспензии «Полисил-П»1 - ЦА-320;2-кислотовоз;3 - ёмкость (дизельное топливо и «Полисил-П»);4 - тройник с диспергатором;5 - ёмкость с суспензией в органическомрастворителеРисунок 3.2. Схема принудительной циркуляции инвертной эмульсииОбразующаяся инвертная эмульсия подвергается принудительной циркуляции по выше предложенной схеме. Открыть затрубную и устьевую задвижки (при наличии в компоновке пакера открыть только устьевую задвижку). Закачать в НКТ полученную эмульсию в объёме, равном объёму внутреннего пространства НКТ. Жидкость из затрубного пространства направляется: в летнее время в выкидную линию или водовод; в зимнее время - в специально приспособленную для этих целей ёмкость (при наличии в компоновке пакера в пласт продавливается эмульсия при закрытой затрубной задвижке). Закрыть затрубную задвижку. Закачать в НКТ оставшийся объём эмульсии и продавить её в пласт под давлением продавочной жидкостью. Объем продавочной жидкости составляет объём эмульсии и объём внутреннего пространства НКТ. После продавки всего объёма кислотной микроэмульсии « Полисил» в пласт закрыть задвижки и оставить скважину на реагировании на 24 часа. Дальнейшую эксплуатацию скважин производить в обычном режиме в соответствии с планом геолого-технологической службы нефтедобывающего предприятия.Третий этап - закачка инвертной эмульсии на основе материала «Полисил-П» изображен на рисунке 3.3.31 - ЦА – 320;2 - технологическая ёмкость с кислотной микроэмульсией; 3 - трубная задвижка скважиныРисунок 3.3. Закачка инвертной эмульсии на основе материала «Полисил-П»ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИНаибольший эффект достигнут на Харьягинском месторождении, это обуславливается тем что месторождение находится на более ранней стадии разработки чем Усинское и Возейское месторождение.Объективно оценить эффективность по применяемым технологиям не представляется возможным, так как обработки проводились на разных залежах, с различными коллекторскими свойствами. К тому же обработки проводились в совокупности с применением других методов интенсификации при вводе скважин из бездействия и консервации (перфорация, ОВП и т.д.).Не в полном объёме проводились геофизические исследования, что в свою очередь так же не даёт возможности реально оценить эффект от применения той или иной технологии. При проведении работ по ОПЗ важен системный подход. Достигнутый эффект очистки ПЗП на одной стадии жизни скважины не должен уничтожаться последующим негативным воздействием на пласт другими технологическими жидкостями, применяемыми в следующих стадиях и технологических операциях. Например, глушение скважин водой сводит к нулю эффект от предварительного вскрытия пласта на специальных облагороженных составах.Очень важен научно-обоснованный подбор химических реагентов при ОПЗ (представленные технологии адаптированы к местным условиям). СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВАкульшин А.И. Прогнозирование разработки нефтяных месторождений. / Акульшин А.И – М.: Недра, 1988. – 240 с.Амиян В.А. Физико-химические методы повышения производительности скважин. / В.А Амиян, В.С. Уголев.– М.: Недра, 1970. – 280 с.Багринцева К.И. Карбонатные породы-коллекторы нефти и газа. / Багринцева К.И. – М.: Недра, 1977 . – 435 с. Быков Н. Е. Справочник по нефтепромысловой геологии. / Быков Н. Е., Фурсов А. Я. – М.: Недра, 1981. – 525 с. Гавура В.Е. Геология и разработка нефтяных и газовых месторождений. / Гавура В.Е. – М.: Недра, 1995. – 320 с.Гиматудинов Ш. К. Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатации нефтяных месторождений. / Гиматудинов Ш. К., Борисов Ю. П., Розенберг М. Д. – М.: Недра, 1983. – 463 с. Гиматудинов Ш. К. Справочная книга по добыче нефти. / Гиматудинов Ш. К. – М.: Недра, 1974. – 704 с. Желтов Ю. П. Разработка нефтяных месторождений: Учебник для вузов. / Желтов Ю. П. – М.: Недра, 1986. – 332 с. Логинов Б. Г. Руководство по кислотным обработкам скважин. / Б. Г. Логинов и др. - М.: Недра, 1966.-256 с. Лысенко В.Д. Разработка нефтяных месторождений. Проектирование и анализ. / Лысенко В.Д. – М.: Недра, 2003. – 247 с.Рубанова Н.А. Экология нефти и газа. Системный подход: Учеб.пособие / Рубанова Н.А., Цхадая Н.Д. – Ростов-на-Дону: ЗАО «Цветная печать», 2000. – 314 с.Чоловский И. П. Спутник нефтегазопромыслового геолога: Справочник. / Чоловский И. П. – М.: Недра, 1989. – 376 с.Мордвинов А.А. Библиографическое описание: Методическое указание. / Мордвинов А.А. – Ухта: Ухтинскийиндустр. ин-т, 1996. – 9 с.Мордвинов А.А. Выполнение и защита дипломного проекта: Методическое указание. / Мордвинов А.А. – Ухта: УГТУ, 2000. – 18 с.Мордвинов А.А. Единицы физических величин и правила их применения: Учебное пособие. / Мордвинов А.А. – Ухта: Ухтинскийиндустр. ин-т, 1997. – 60 с.