Виброобработка пластов. Содержание, виды работ, оборудование, те. Воздействие скважины на фильтрационные свойства продуктивного пласта в околоскважинной зоне
 Скачать 161.54 Kb.
|
 Министерство науки и ВЫСШЕГО образования Российской Федерации ФГБОУ ВО «РОССИЙСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ ГЕОЛОГОРАЗВЕДОЧНЫЙ УНИВЕРСИТЕТ имени Серго Орджоникидзе» (МГРИ) _________________________________________________________________ Кафедра современных технологий бурения скважин Реферат Тема: Воздействие скважины на фильтрационные свойства продуктивного пласта в околоскважинной зоне Выполнил: студент гр. Проверил: Москва 2022 Оглавление Введение 3 1.Факторы, снижающие продуктивность скважин. 4 1.1. Виды несовершенства скважин; расчетные формулы для дебита несовершенной скважины 8 2.Методы воздейчтвия на фильтрационные свойства продуктивного пласта в околоскважинной зоне 14 Заключение 19 Список литературы 20 Введение Нефтегазодобывающая промышленность занимает особое место в экономике страны. Во второй половине 90-х годов большинство наиболее крупных месторождений Западной Сибири вступили или вступают на позднюю стадию разработки. Текущее состояние разработки основных пластов Южно-Ягунского нефтяного месторождения характеризуется также снижением добычи нефти в связи с увеличением обводненности. Это предопределяет актуальность промышленного применения методов повышения нефтеотдачи пластов. Опыт реализации этих мероприятий вывел зависимость эффективности технологии мероприятий от геолого-физической характеристики пластов и особенностей текущего состояния разработки. При плоскорадиальном движении жидкости в пласте по мере приближения к забою скважины площадь фильтрации уменьшается, а скорость увеличивается, что приводит к росту фильтрационного сопротивления. Определенное влияние на фильтрационное сопротивление оказывает степень совершенства скважин по характеру вскрытия, которая зависит в обсаженных скважинах от количества перфорационных отверстий, их суммарной площади и глубины проникновения каналов в пласт. Наиболее существенную роль в увеличении фильтрационного сопротивления играет загрязнение призабойной зоны пласта в процессе вскрытия и бурения продуктивной толщи при строительстве скважин [1]. В данной работе мы рассмотрим воздействие скважины на фильтрационные свойства продуктивного пласта в околоскважинной зоне. 1.Факторы, снижающие продуктивность скважин. В течение всего времени разработки месторождения с момента ввода в эксплуатацию новых скважин и до стадии истощения могут проявится факторы, нарушающие сообщение пласта с призабойной зоной скважины и уменьшение продуктивности добывающей скважины. Такими факторами на объекте являются: - низкая проницаемость пласта; - гидродинамическое несовершенство скважины; - снижение проницаемости призабойной зоны, вызванное влиянием глинистого раствора, выпадением в призабойной зоне пласта посторонних примесей из воды во время текущего и капитального ремонта скважин, частичной закупорки пор пластическими массами при селективной изоляции вод. При плоскорадиальной фильтрации жидкостей в продуктивном пласте поверхность фильтрации по мере приближения к скважине уменьшается, а скорость возрастает (при постоянном суммарном расходе жидкости через поверхность призабойной зоны скважины). Вследствие этого увеличивается фильтрационное сопротивление, что особенно заметно проявляется в низкопроницаемом пласте. В вышеуказанных условиях раньше к забою приходит вода, а, следовательно, уменьшается дебит по нефти. Дебит гидродинамически совершенной скважины, вскрывшей однородный изотропный пласт, при плоскорадиальном притоке однородной несжимаемой жидкости, при линейном законе и стационарном режиме фильтрации определяют из соотношения:  (1)где  – дебит совершенной скважины, м3/с; - 3,14; - проницаемость продуктивного пласта, м2;h – толщина пласта, м; Рпл. – пластовое давление, МПа; Рзаб. – забойное давление, МПа; b – объемный коэффициент нефти;  - динамическая вязкость нефти в пластовых условиях,   - радиус скважины по долоту, м; – радиус контура питания, м;rc – радиус скважины. При расчетах можно приближенно принять равным среднему значению половины расстояния до соседних скважин.Дебит  гидродинамически несовершенной по характеру и степени вскрытия скважины в общем виде можно выразить следующим образом: (2)где  – коэффициент, характеризующий фильтрационное сопротивление, вызванное несовершенством скважины и определяемый формулой: (3)где  – коэффициент, характеризующий фильтрационные сопротивления, обусловленные несовершенством скважины по характеру вскрытия; – коэффициент, характеризующий фильтрационные сопротивления, обусловленные несовершенством скважины по степени вскрытия.Коэффициент совершенства скважины представляет собой отношение между реальным дебитом и дебитом совершенной скважины в тех же условиях. Таким образом  (4)Снижение проницаемости пласта в призабойной зоне скважины может происходить по многим причинам, вызванным бурением, освоением, эксплуатацией или ремонтными работами. Влияние глинистого раствора многообразно и зависит как от его параметров, так и от характеристик пласта Все ремонтные работы и процесс бурения осуществляется с применением водного раствора хлоркальциевого типа, близкого по минерализации к пластовой воде горизонта. Поэтому удается снизить эффект набухания и размокания глин – практически необратимые процессы, поэтому обработки, проводимые в скважинах, могут только частично восстановить проницаемость пласта в зоне воздействия. Следующее осложнение связано с проникновением твердой фазы бурового раствора в поры призабойной зоны – это ведет к блокированию крупных пор пласта и также снижает продуктивность скважины. Твердые частицы меньших размеров проникают глубже в пласт о тех пор, пока не встретятся поры меньшего диаметра, где они задерживаются, опять-таки блокируя проходное сечение. Аналогичное явление происходит при попадании в продуктивный пласт посторонних примесей из воды, использующейся для ремонта. В процессе обводнения скважины из добываемой жидкости в депрессионной зоне выделяется углекислый газ, и, как следствие, в порах пласта отлагается часть солей, растворенных в воде. Одновременно вода в скважине активно смешивается с нефтью и образуется блокирующая перфорационные отверстия эмульсия, стабильность которой увеличивается благодаря наличию деспергированных глинистых частиц. Также существуют причины снижения продуктивности скважин в результате засорения призабойной зоны пласта. Одной из основных причин засорения является отложение в призабойной зоне пласта асфальтенов, смол, и парафинов, содержащихся в нефти. Это происходит в результате нарушения термодинамического равновесия, существующего в пластовой системе (в призабойной зоне пласта и насосно-компрессорных труб снижаются температура и давление). Другой причиной снижения продуктивности скважин является проникновение жидкости глушения в призабойной зоне пласта во время ремонта, в особенности при глушении растворами минеральных солей (хлористый кальций, хлористый натрий). Глушение скважин рассолами часто сопровождается образованием в призабойной зоне пласта высоковязких водонефтяных эмульсий, стабилизированных ионами водо-растворимых солей. Эффективным средством борьбы со снижением продуктивности добывающих скважин является комплекс технологий на основе нефтяных растворителей. Различаются следующие виды загрязнителей призабойной зоны пласта: - асфальто-смоло-парафиновые отложения (АСПО) – загрязнители данного вида увеличиваются по мере выроботки запасов нефти и нарушений термодинамического равновесия, существующего в пластовой системе. В формировании АСПО участвуют в основном тяжелые компоненты нефти; - неорганические соли – загрязнители данного вида образуются в результате применения в качестве жидкости глушения концентрированных водных растворов минеральных солей. Происходит закупорка (кольматация) поровых каналов твердыми частицами мехпримесей, содержащихся в составе жидкостей глушения; - высоковязкие водонефтяные эмульсии – образуются в призабойной зоне пласта после глушения скважин растворами солей кальция, что приводит к резкому снижению фазовой проницаемости для нефти. Механические примеси, содержащиеся в составе эмульсии (карбонат кальция) способствуют накоплению на своей поверхности АСПО и окислительных загущенных нефтепродуктов. Кроме того, образование водонефтяных эмульсий связано со свойствами нефти, степенью минерализации пластовой воды и обводненностью добываемой жидкости. - продукты выноса породы пласта (кварц, кальцит, алюмосиликат) – загрязнители данного вида выносятся из удаленной части пласта с продукцией скважин, закупоривая поровые каналы призабойной зоны пласта [2]. 1.1. Виды несовершенства скважин; расчетные формулы для дебита несовершенной скважиныСкважина называется гидродинамически совершенной, если она вскрывает продуктивный пласт на всю толщину и забой скважины открытый, т.е.вся вскрытая поверхность забоя является фильтрующей. Однако во многих случаях продуктивные пласты вскрываются скважинами не на всю их толщину, а частично; такие скважины считаются несовершенными. В подземной гидрогазодинамике различают два основных вида несовершенства скважины (рис. 1): гидродинамически несовершенная по степени вскрытия продуктивного пласта; гидродинамически несовершенная по характеру вскрытия пласта. Скважина называется гидродинамически несовершенной по степени вскрытия пласта, если она вскрывает пласт не на всю толщину h пласта, а только на некоторую ее глубину b с открытым забоем; при этом отношение  называется относительным вскрытием пласта.Скважина называется гидродинамически несовершенной по характеру вскрытия пласта, если она вскрывает весь пласт (до подошвы), но сообщение с пластом происходит через специальные отверстия в обсадной колонне и цементном камне или через специальные забойные фильтры. Нередко встречаются скважины с двойным видом несовершенства – как по степени, так и по характеру вскрытия пласта. Р  ис.1. Схема гидродинамически совершенной и несовершенных скважин а- гидродинамически совершенная скважина; б- скважина, не совершенная по степени вскрытия; в- скважина, не совершенная по характеру вскрытия; г- скважина, не совершенная по характеру и степени вскрытия. Приток жидкости к несовершенным скважинам даже в горизонтальном однородном пласте постоянной толщины перестает быть плоскорадиальным. Строгое математическое решение задачи о притоке жидкости к несовершенной скважине в пластах конечной толщины представляет большие (иногда непреодолимые) математические трудности. Приведем без выводов и доказательств несколько известных решений по определению дебита несовершенной по степени вскрытия скважины. Прежде всего допустим, что скважина вскрыла кровлю пласта неограниченной толщины (h ) и при этом ее забой имеет форму полусферы. В этом случае можно считать, что поток радиально-сферический при условии  и тогда дебит определяется по формуле 5). Если скважина вскрыла пласт неограниченной толщины на глубину b, то ее дебит можно найти по формуле Н.К. Гиринского:  . (5)З  адача о притоке жидкости к несовершенной по степени вскрытия пласта скважине в пласте конечной толщины h исследовалась М. Маскетом (1932г.). Вдоль оси скважины на вскрытой ее части длиной b он располагал воображаемую линию, поглощающую жидкость, каждый элемент которой  является стоком (рис. 2). Рис. 2. Приток жидкости к несовершенной по степени вскрытия пласта скважине Интенсивность расходов  , т.е. дебитов, приходящихся на единицу длины поглощающей линии, подбиралась различной в разных ее точках для выполнения необходимых граничных условий: при r=RK,  r=rC,  Выполнение условия непроницаемости кровли и подошвы пласта удовлетворялось отображением элементарных стоков  относительно кровли и подошвы пласта бесчисленное число раз.Подбирая интенсивность расходов q и используя метод суперпозиции действительных и отображенных стоков, М.Маскет получил следующую формулу для дебита гидродинамически несовершенной скважины:  (6)где  а функция  имеет следующее аналитическое выражение: (7)График функции имеет вид (рис. 3). Рис. 3. Зависимость дебита гидродинамически несовершенной скважины Нетрудно заметить, что если  , т.е. пласт вскрыт на всю толщину, формула (6) переходит в формулу Дюпюи для плоскорадиального потока.Иногда для расчета дебита несовершенной скважины используется более простая формула И. Козени  (8)О  тметим оригинальное упрощенное решение И.А. Чарного по определению дебита несовершенной по степени вскрытия скважины при малых значениях относительного вскрытия  (b<Рис. 4.Область фильтрации условно разбивается на две зоны Первая зона находится между контуром питания и радиусом R0  ; в этой зоне движение можно считать плоско-радиальным.Вторая зона расположена между стенкой скважины и цилиндрической поверхностью R0 , где движение будет пространственным. Обозначим потенциал при r=R0 Ф=Ф0. Тогда для зоны  по формуле Дюпюи имеем: . (9)Для зоны  считаем движение радиально-сферическим между полусферами радиусами rc и R0; имеем: (10)По идее «сращивания фильтрационных потоков» из формулы (9) и (10) по правилу производных пропорций получается формулы дебита скважины:  , здесь принято  . (11)Приток жидкости и газа к совершенной по степени вскрытия скважине, но несовершенной по характеру вскрытия, рассматривался рядом авторов: М.Макетом (1943 г.), М.И.Тиховым (1947 г.) и А.Л.Хейном (1953 г.) и др. последняя и наиболее общая работа М.И.Тихова (1964) о притоке жидкости к полностью обсаженной и перфорированной скважине представляет (как и работы других авторов) скорее теоретический интерес и далека от ее практического инженерного приложения. Еще большие трудности встречает строгое математическое решение задачи о притоке к несовершенной скважине и по степени и по характеру вскрытия пласта. Здесь следует отметить работы М.М. Глаговского (приближенное решение задачи о притоке жидкости к скважине, полностью обсаженной, но в различных интервалах перфорированной) и И.Чарного (скважина полностью обсажена, но перфорированная в верхней ее части). Ряд сложных задач был решен В.И.Щуровым методом электрического моделирования, который заключается в следующем. Ванна заполняется электролитом. В электролит погружается один кольцевой электрод, моделирующий контур питания. В центре ванны помещается электрод на заданную глубину, соответствующую степени вскрытия пласта скважиной. К обоим электродам подводится разность потенциалов, являющаяся аналогом перепада давления. Сила тока является аналогом дебита скважины. Измеряя разность потенциалов и силу тока, по закону Ома можно подсчитать сопротивление, сделать перерасчет на фильтрационное сопротивление и определить дополнительное фильтрационное сопротивление, обусловленное несовершенством скважины [3]. 2.Методы воздейчтвия на фильтрационные свойства продуктивного пласта в околоскважинной зонеПризабойная зона представляет собой некую часть пласта, которая прилегает к стволу скважины, а также в пределах которой происходят изменения фильтрационных свойств продуктивного пласта во время формирования скважины, ее эксплуатации или проведения ремонтных работ на ней. Призабойная зона скважины изменяет свое строение, масштабы, а также гидродинамические свойства на протяжении всего периода существования скважины. Данные параметры являются показателем гидравлической связи скважины с пластом и оказывают значительное воздействие на ее производительность. Таким образом, можно сделать вывод о том, что применив определенные методы воздействия на призабойную зону пласта, можно восстановить или повысить ее фильтрационные свойства. Как показывает практика, существует несколько методов, которые применяют для улучшения фильтрационных свойств скважины. К таким методам относятся: химические методы или методы кислотной обработки; механические методы (гидравлический разрыв пласта с использованием импульсно-ударного воздействия и взрывов); тепловые методы (паротепловая обработка, электропогрев); комбинирование указанных методов. Гидравлический разрыв пласта Суть применения гидравлического разрыва пласта состоит в формировании и расширении в пласте трещин путем создания высоких давлений на забое жидкостью, которая закачивается в скважину. В появившиеся трещины подают песок с целью удержать трещину раскрытой после того, как давление будет уменьшено. Появившиеся в пласте трещины выполняют функцию проводников нефти и газа, которые связывают скважину с продуктивными зонами пласта, которые находятся на удаленном расстоянии от скважины. Трещины могут иметь длину до нескольких десятков метров. После того, как обработка призабойной зоны будет осуществлена с помощью гидроразрыва, как правило, производительность скважины возрастает в несколько раз. Процесс проведения ГРП включает в себя несколько этапов, которыми являются: закачка жидкости разрыва с целью образования трещин; закачка жидкости – песконосителя; закачка жидкости с целью продавливания песка в трещины. Кислотная обработка Кислотная обработка призабойной зоны скважины заключается в образовании каналов разъединения, которые глубоко проникают в пласт, и посредством которых происходит соединение забоя скважины с насыщенными полезными ископаемыми участками пласта. Для данной деятельности применяется соляная (НС1), серная (Н2SO4) и фтористоводородная (HF) кислоты и другие. Воздействие кислотами на призабойную зону пласта применяется в том случае, если в породе присутствуют карбонаты кальция, магний, а также другие минералы, способные вступать в активную реакцию с кислотой. Кислотное воздействие позволяет также очистить поверхность забоя от глинистой корки, а также способствует образованию в призабойной зоне камер-полостей, в которых происходит накопление нефти. Стоит отметить, что один килограмм соляной кислоты способен растворить 0,73 килограмма известняка. Однако, следует помнить, что соляная кислота представляет собой очень агрессивную среду для металла даже в незначительных количествах. Она применяется для борьбы с коррозией, но для этой цели в кислоту подмешивают до 1% ингибиторов, которые обладают защитными действиями от воздействия кислоты. К наиболее распространенным ингибиторам относятся: уникол, формалин, реагент И-1-А, ПБ-5, катапин А и другие. Последний ингибитор при концентрации до 0,1% по объему значительно уменьшает коррозионную активность кислоты в несколько десятков раз. С целью удаления различных вредоносных примесей, которые могут ухудшить результат обработок, в кислоту добавляю около 2-3% стабилизаторов (хлористый барий, уксусная кислота). Данные вещества делают примести растворимыми солями. Другими словами, в результате активной реакции серной кислоты и известняка образуется гипс, который не растворяется в воде, а забивает поры, а соли железа в процессе гидролиза образуют гидраты окиси железа, которые выпадают в осадок. С целью борьбы с образованием осадков геля, получающегося в результате реакции соединений кремния и соляной кислоты с глинами, в соляную кислоту добавляют фтористоводородную кислоту 1-2%. Продукты, образовавшиеся в процессе реакции, проще поддаются удалению, после того, как вводятся интенсификаторы. В качестве интенсификаторов, обычно, применяются разнообразные ПАВы, способные существенно уменьшать капиллярные силы, а также оказывать воздействие, которое улучшает фильтрационные свойства породы. Гидропескоструйная перфорация Стоит сказать, что во многих случаях метод перфорации посредством пулевых и кумулятивных зарядов не проявляет необходимой эффективности. Причиной этому служит загрязнение призабойной части пористой среды. Зону уплотненных пород можно обойти путем создания каналов глубиной 50 см и диаметром 20 – 50 мм, для создания которых используется пескоструйный аппарат. Образуемые каналы имеют такую площадь поверхности, которая в несколько десятков раз больше площади фильтрации каналов, для создания которых используются кумулятивные снаряды. Благодаря пескоструйным аппаратом становится возможным образовывать точечные и щелевые каналы, а также производить надрез пласта по вертикали, тем самым разгружая породу от воздействия касательных напряжений в скважинах с открытым забоем и перекрытым обсадными трубами. Гидропескоструйная перфорация проводится с помощью гидропескоструйного перфоратора, который опускается в скважину на трубах. Перфоратор оборудуется различными насадками, диаметр отверстий которых составляет от 3 до 6 миллиметров. Благодаря этим насадкам создается направленная высоконапорная струя песчано-жидкостной смеси, которая прорезает обсадные трубы и породу за 15-20 минут. Наземное оборудование включает в себя устройство, приготавливающее смесь, а также насосы, посредством которых происходит нагнетание этой жидкости в скважину под высоким давлением. Рабочая жидкость подбирается в зависимости от вида и назначения работ. Таким образом, в качестве жидкости используется соляная кислота, ПАВ, вода и др. В качестве абразива – песок, имеющий диаметр частиц от 0,2 до 2 мм. Чтобы работа прошла успешно, необходимо следить за перепадом давления в насадках, который должен находиться в пределах 10 – 12 МПа, а в твердых породах – 25 – 30 МПа. Обработка призабойной зоны теплофизическими методами воздействия Суть использования данных методов заключается в том, что в скважину на глубину продуктивного пласта напротив перфорации погружается некий генератор, создающий волны давления нужных параметров. Данные волны просачиваются в призабойную зону, тем самым очищая ее от твердых частиц, загрязняющих коллектор. Кроме этого, благодаря образуемым волнам обеспечивается интенсификация течения флюида по порам в нужном направлении. Целью использования данных методов на призабойную зону является улучшение фильтрационных свойств пород. С помощью теплофизических методов удалается парафин, смолы и соли, осуществляется периодический прогрев пласта вокруг скважины с целью сохранения фильтрационных свойств пород, а также ликвидируются последствия проникновения в пласт бурового раствора. В настоящее время существует несколько методов теплофизических методов воздействия. Наиболее распространенными из них являются следующие: Стационарный электропрогрев. Применяется во время разработки тех нефтяных месторождений, в которых вязкость нефти превышает 50 мПа. Для осуществления данного метода используются электрические нагреватели, которые спускаются в призабойную зону скважины на кабеле. Циклический электропрогрев. Суть данного метода заключается в периодическом прогреве призабойной зоны. До того момента, как порода охладится потоком нефти, проводимость породы в прогретой зоне существенно увеличивается. После этого осуществляется повторный цикл прогрева породы. На продолжительность и частоту данных обработок влияют задаваемый радиус, свойства пластовой системы, мощность электронагревателя, температура в скважине, поддерживающаяся на забое с помощью терморегуляторов, которые размещаются в корпусе электронагревателя. Термоакустическая обработка. Данный метод является комбинированным – тепловую обработку совмещают с акустической. Целью такого комбинирования является снижение затрачиваемого времени, которое требуется для того, чтобы прогреть пласт до необходимой температуры, а также увеличить воздействие. Акустический излучатель создает волновое поле, которое увеличивает температуропроводность пласта, глубину обработки, а также вынос из пористой среды частиц парафина, бурового раствора, его фильтрата и твердых солевых отложений. Циклическое паротепловое воздействие. Заключается в периодической подаче в пласт сухого пара с помощью насосно-компрессорных труб. Данный способ рационально использоваться в том случае, если глубина скважины составляет не более 1000 метров, при этом нефть должна иметь максимальную вязкость – 50 мПа-с. Пласт нагревается на глубину до 30 метров. После возобновления эксплуатации температура в пласте держится на протяжении двух – трех месяцев благодаря накопленным запасам тепла при нагнетании пара. Таким образом, использование всех указанных методов позволяет существенно повысить проницаемость призабойной зоны продуктивного пласта [4]. Заключение В работе рассмотрен воздействие скважины на фильтрационные свойства продуктивного пласта в околоскважинной зоне. При плоскорадиальной фильтрации жидкости в продуктивном пласте по мере приближения к скважине поверхность фильтрации уменьшается, а скорость возрастает, вследствие чего увеличивается фильтрационное сопротивление. Фильтрационное сопротивление, существенно снижающее приток, обусловливается несовершенством скважин по характеру и степени вскрытия пласта. Известно, что скважина гидродинамически совершенна, если вскрыт пласт полностью и ствол скважины обнажен для притока жидкости по всей его поверхности. В нефтепромысловой практике это достигается редко, в основном, в плотных трещинно-карбонатных коллекторах. Как правило, продуктивный пласт перекрывают фильтром или эксплуатационной колонной с последующей перфорацией. В гидродинамически несовершенных скважинах создаются дополнительные фильтрационные сопротивления. Дебиты скважин в этом случае зависят еще и от способа создания перфорационных каналов. В процессе строительства и эксплуатации скважин в нефтяном пласте, прилегающем непосредственно к скважине, формируется призабойная зона пласта (ПЗП) с измененными (ухудшенными) фильтрационными свойствами. В этой зоне теряется значительная часть энергии фильтрующихся флюидов. К сожалению, избежать ухудшения фильтрационно-емкостных характеристик ПЗП в процессе вскрытия залежи широко распространенными методами бурения при компрессионной системе гидродинамического давления промывочная жидкость – продуктивный пласт невозможно. Фильтрация промывочной жидкости в пласт сопровождается физико-химическим и термохимическими процессами. Таким образом, использование всех указанных методов позволяет существенно повысить проницаемость призабойной зоны продуктивного пласта. Список литературы 1. Ибрагимов Л.Х., Мищенко И.Т., Челоянц Д.К. Интенсификация добычи нефти. – М.: Наука. – 2000. – С. 414. 2. Шлеин Г.А., Газимов Р.Р., Ирипханов Р.Д. Применение вибрационно-циклических методов интенсификации притоков и восстановления приемистости при освоении скважин. Нефтяное хозяйство, № 9, 2000. – С. 76–79. 3. Освоение скважин / А.И. Булатов, Ю.Д. Качмар, П.П. Макаренко и др. / Справочное пособие. Под ред. Р.С. Яремийчука. – М.: ООО «Недра-Бизнесцентр». 1999. – С. 472. 4. Михайлов Н.Н. Информационнотехнологическая геодинамика околоскважинных зон. – М.: Недра. – 1996. – С. 339. 5. Тагиров К.М., Гноевых А.Н., Лобкин А.Н. Вскрытие продуктивных нефтегазовых пластов с аномальными давлениями. – М.: Недра. – 1996. – С. 183. |