Рабочая программа учебной дисциплины «Заканчивание скважин»

Вид материала

Рабочая программа

Содержание Содержание дисциплины Методические указания Раздел 1. Элементы физики нефтегазового пласта. Методические указания Элементы физики пласта Коэффициент аномальности пластового давления – Rп последней к плотности пресной воды Rв F – площадь поперечного сечения столба суспензии. Давление, передаваемое суспензией на стенки вмещающего сосуда в покое называет Методические указания Методические указания Методические указания Методические указания Методические указания

Подобный материал:

• Рабочая программа дисциплины теория методов геофизических исследований скважин специальность, 89.36kb.
• Рабочая программа дисциплины ф тпу 1 21/01 Рабочая программа учебной ф тпу 1-21/01, 191.37kb.
• Эксплуатация нефтяных и газовых скважин, 221.98kb.
• Рабочая программа учебной дисциплины ф тпу 1 -21/01, 102.93kb.
• Рабочая программа учебной дисциплины судебная этика Направление подготовки 030500., 197.85kb.
• Рабочая программа учебной дисциплины судебная фотография и видеозапись Специальность, 90.44kb.
• Рабочая программа учебной дисциплины судебная психиатрия Специальность 030501. 65 «Юриспруденция», 141.66kb.
• Рабочая программа учебной дисциплины судебная адвокатура Специальность 030501. 65 «Юриспруденция», 148.98kb.
• Рабочая программа учебной дисциплины современные способы фиксации следственных действий, 170.54kb.
• Учебно-методического комплекса (умк) Учебной дисциплины «Финансы и кредит» Проектирование, 424.52kb.

ПОЯСНИТЕЛЬНАЯ ЗАПИСКА

Рабочая программа учебной дисциплины «Заканчивание скважин» предназначена для реализации государственных требований к минимуму содержа­ния и уровню подготовки выпускников по специаль­ности 130504 «Бурение нефтяных и газовых сква­жин» и является дисциплиной по выбору из курса специальных дисциплин.

Данная дисциплина предусматривает изучение: элементов физики нефтяного пласта, первичное, вто­ричное вскрытие продуктивного пласта, опробование пластов в процессе бурения и освоения, крепле­ние и разобщение пластов, вопросы окружающей среды и техники безопасности.

В результате изучения дисциплины студент должен;

иметь представление:

-об основных направлениях технологии вскры­тия продуктивных пластов

-научно-технических проблемах в области заканчивания скважин.

знать:

-методы вскрытия продуктивного пласта, тех­нологию вхождения в пласт, крепление и разобщение пластов, испытание и освоение скважин.

уметь:

-анализировать достоинства и недостатки ме­тодов вскрытия, заканчивания скважин

-выбирать оптимальный вариант конструкции скважин

-производить расчет обсадных колонн, цемен­тирование скважин выбранной конструкции.

-читать диаграммы испытания и пластов.

Программа рассчитана на 66 часов

Форма контроля знаний: экзамен.

При изучении дисциплины необходимо указы­вать на связь с дисциплинами «Геология», «Техноло­гия бурения», «Буровые и тампонажные растворы», «Буровое оборудование».

В процессе преподавания необходимо форми­ровать у студентов интерес к будущей профессии, навыки самостоятельного изучения учебного мате­риала и работы с нормативно справочной литерату­рой.

Необходимо соблюдать единство терминоло­гии и обозначений в соответствующими с действую­щими международными стандартами.

тематический план

Наименование раз­делов и тем	Мак. учеб. На­грузка	Аудиторнолекционные	ДСР
Введение	2	2	-
Раздел 1. Элемен­ты физики нефте­газового пласта	8	8	-
Раздел 2. Вскрытие продуктивных пластов при бурении	16	12	4
Раздел 3. Опробование перспектив­ных горизонтов в процессе бурения	12	10	2
Раздел 4. Крепление и разобщение пластов	12	6	6
Раздел 5. Вторичное вскрытие продуктивных пластов	13	10	3
Раздел 6. Охрана окружающей среды	3	3	-
Итого по дисциплине	66	51	15

Содержание дисциплины

Введение

Общая характеристика дисциплины, ее цели и задачи. Состояние, перспективы развития техники и технологии по вскрытию продуктивных пластов.

Методические указания

Конечная цель сооружения скважин на нефть и газ – достижение залежей углеводородов в земной коре и по получению их промышленного притока.

Все предусмотренные проектом работы на завершающем этапе бурения объединяют единым термином «Заканчивание скважин»

Под заканчиванием скважин понимается комплекс технологических процессов:

- первичное вскрытие продуктивных горизонтов бурением ствола;

- испытание пластов в период бурения;

- крепление ствола скважины и разобщение пластов

- вторичное вскрытие пластов

- вызов притока из продуктивных пластов


Раздел 1. Элементы физики нефтегазового пласта.

Студент должен:

знать:

-физические свойства продуктивных пластов: пористость, проницаемость, гранулометрический со­став, состав нефти и газа, пластовой воды.

Гранулометрический состав пород продуктивного пласта. Пористость и удельная поверхность пород. Проницаемость горных пород.

Неоднородность коллекторских пород. Влияние уменьшения напряженного состояния пород в процессе разработки месторождений на коллекторские свойства.

Состав и физическое состояние нефти и газа в условиях продуктивного пласта, свойства газов и нефтей.

Пластовые воды нефтяных и газовых залежей.

Молекулярно-поверхностные свойства системы жидкость-пористая среда и их влияние на фильтрацию жидкости. Понятие о коэффициенте аномальности пластового давления, индексе поглощения и поровом давлении в суспензии.

Методические указания

Геологическая информация является основой решения практически всех задач при проектировании и управлении процессом строительства скважин. Характеристика пород и пластовых флюидов проходимого скважиной разреза во многом обуславливает выбор долот, бурового раствора, методов вскрытия пласта и вызова притока.

Каждый продуктивный пласт в нефтяной и газовой залежи характеризуют совокупностью величин. Знания этих величин необходимо для того, чтобы определить вероятные и извлекаемые запасы нефти и газа, оценить возможный потенциальный дебит жидкости, выбрать оптимальный способ заканчивания скважины.

Элементы физики пласта

1. Гранулометрический состав – совокупность данных о размере (массе) зерен разных фракций определяется с помощью ситового и седиментометрического анализа.

2. Пористость – наличие пор в горной породе. Поровые каналы пород нефтяных и газовых месторождений условно делят на три группы:

А) сверхкапиллярные с размером более 0,5мм

Б) капиллярные- от 2 мкм до 0,5 мм

В) субкапиллярные – менее 0,2мкм

3. Проницаемость- способность пород пропускать через себя жидкость.

К коллекторским свойствам горных пород относят пористость и проницаемость, поскольку именно от них зависит вместимость и проницаемость порового пространства.

Нефтяные и газовые месторождения всегда содержат воду, которые всегда минерализованы.

Верхняя вода, если она насыщает проницаемый пласт выше продуктивного пласта.

Нижняя вода, если она насыщает пласт ниже продуктивного пласта. Краевая вода, если она заполняет поры коллектора под продуктивной залежью и вокруг неё.

Промежуточная вода, если она насыщает проницаемый пропласток в самом продуктивном пласте. Знания расположения пластовых вод позволяет правильно выбрать технологию первичного и вторичного вскрытия пласта.

В период вскрытия продуктивного пласта бурением и в период освоения необходимо учитывать молекулярно-поверхностные свойства системы жидкость - пористая среда и их влияние на фильтрацию жидкости.

4. При бурении скважин и технической литературе используются следующие понятия о коэффициенте аномальности давления, индексе поглощения и поровом давлении.

Коэффициент аномальности пластового давления –отношение давления пластового Pпл на глубине Zпл от устья скважины к давлению столба пресной воды такой же высоты.

ka = Pпл / Rп g Zпл ,где Rп - плотность пресной воды

Индекс поглощения- отношение давления Pп на стенки скважины, при котором возникает поглощение промывной жидкости, к давлению столба воды высотой от рассматриваемого объекта до устья.

Kп = Pп / Rв g Zп

Относительная плотности Ro промывочной жидкости понимать отношение плотности Rп последней к плотности пресной воды Rв

Ro = Rп / Rв

5. Промывочная жидкость состоит из двух или трех фаз: жидкой дисперсионной среды, частиц твердой фазы, а также газа. Плотность дисперсной фазы в большинстве случаев больше плотности дисперсионной среды. Пока жидкость находится в движении частицы твердой фазы распределены в ней более или менее равномерно. Под действием силы тяжести каждая частица стремится осаждаться в данной среде, но осаждению препятствует течение жидкости и вязкость последней.

Пока все частицы твердой среды находятся в взвешенном, статистическое давление суспензии равно Pст = Gx + Gт / F = Rп g h, где Gx, Gт - вес дисперсионной среды и дисперсной фазы, h – высота столбца жидкости.

F – площадь поперечного сечения столба суспензии.

Давление, передаваемое суспензией на стенки вмещающего сосуда в покое называется поровым.

Если суспензия находится в сосуде с проницаемыми стенками, например в скважине, процесс снижения порового давления намного убыстряется, этому способствует отфильтрование свободной дисперсионной среды из суспензии через проницаемые стенки и образовании менее проницаемого скелета.

Литература (1) стр. 5-14, (2) стр. 7-32.

Вопросы для самоконтроля

1. Что такое «Заканчивание скважин?»
   
2. Что такое гранулометрический состав горных пород?
   
3. Что такое пористость, проницаемость?
   
4. Цель исследования пластовых вод.
   
5. Что такое коэффициент аномальности пластового давления, индекса поглощения и порового давления в суспензии.
   

Раздел 2. Вскрытие продуктивных пластов при бурении.

Студент должен:

знать:

- требования к буровым растворам для вскрытия продуктивных пластов

- методы вхождения в продуктивную залежь

- технологию вскрытия объектов с АНПД, АВПД

- назначение и схемы обвязки противовыбросового оборудования

уметь:

- анализировать геологический разрез скважины и подбирать метод вхождения в пласт

- подбирать тип промывочной жидкости для первичного вскрытия пласта

Влияние промывочных жидкостей на качество вскрытия продуктивных пластов. Оценка степени пласта загрязнения.

Основные требования к составу и свойствам промывочных жидкостей для вскрытия продуктивного пласта. Применение поверхностно-активных веществ для вскрытия продуктивного пласта.

Методы вхождения в продуктивную залежь. Методика выбора метода вхождения в продуктивную залежь.

Вскрытие пластов с АВПД и АНПД. Оборудование нижнего участка скважины фильтром.

Горизонтальное бурение. Многозабойное бурение.

Противовыбросовое оборудование.

Методические указания

Конечная цель бурения скважин – получение нефти и газа из земных недр. Получение начального притока нефти и газа из пласта в большей степени зависит от технологии бурения, от состава и свойств промывочной жидкости, длительности воздействия её на продуктивный горизонт, а также от качества работ по разобщению данного пласта от других проницаемых горизонтов.

Плотность промывочной жидкости для вскрытия продуктивных пластов выбирают с учетом превышения давления в скважине больше давления пластого (P скв > Pпл) на 5-10% в зависимости от глубины скважины. Под влиянием разности давлений

∆ P = (P скв - Pпл) фильтрат и промывочной жидкости, твердая фаза и буровой раствор проникают в продуктивный пласт, особенно, если в пластах имеются трещины и иного рода крупные каналы.

Проникноведение в пласт промывочной жидкости и её фильтрата ведет к изменению структуры порового пространства и проницаемости приствольной зоны. Образуется зона кольматации вокруг призабойной зоны скважины. Толщина этой зоны зависит от соотношения гранулометрического состава дисперсной фазы промывочной жидкости и структуры порового пространства. Поэтому для качественного вскрытия продуктивных пластов необходимо подобрать буровой раствор и его параметры в соответствии с типом коллектора.

Метод вхождения в пласт-это последовательность операций по разбуриванию и креплению непосредственно продуктивной зоны.

Применяют несколько методов вхождения:

1. Продуктивная залежь пробуривается на всю мощность, спускается обсадная колонна, цементируется.
   

Для создания канала между пластом и обсадной колонной производится перфорация.

2. Предварительно до кровли продуктивной залежи спускают и цементируют обсадную колонну, изолируя вышележащие пласты. Затем продуктивную зону вскрывают долотом меньшего диаметра.
   
3. При наличии в зоне продуктивного пласта пород недостаточноустойчивых при эксплуатации, продуктивная зона может быть перекрыта фильтром.
   
4. Скважину обсаживают колонной труб до кровли, затем разбуривают продуктивную залежь, спускают «хвостовик», который цементируют, а затем перфорируют.
   
5. Скважина вскрывает продуктивную залежь на всю мощность, спускается обсадная колонна, нижний участок которой заранее перфорируется, цементируется интервал колонны выше кровли продуктивного пласта.
   

Выбор метода вхождения в продуктивную залежь определяется типом залежи нефти и газа, состоянием продуктивного пласта (устойчивость стенок скважины, давление пластовое, проницаемость, пористость).

Для предотвращения осложнений, связанных с ГНВП, устья скважины оборудуется комплектом противовыбросового оборудования, который размещают между полом буровой и поверхностью земли.

Комплект ПВО – плашечные, универсальные, вращающие превентора.

В зависимости от давлений пластовых выбирается схема обвязки устья скважины ПВО.

Литература (1) стр.70-115, (2) стр. 33-63.

Вопросы для самоконтроля

1. Какие требования предъявляютя к промывочным жидкостям для вскрытия продуктивных пластов.
   
2. Способы вхождения в продуктивную залежью
   
3. Требования к буровым растворам для вскрытия пластового АВПД и АНПД.
   
4. Выбор типа ПВО и схемы обвязки устья скважины.
   
5. Буровые растворы для вскрытия продуктивных пластов.
   

Раздел 3. Опробование перспективных горизонтов

в процессе бурения

Студент должен:

знать:

-задачи и сущность опробования перспектив­ных горизонтов в процессе бурения

-схемы опробования пластов с помощью пластоиспытателей

- оборудование для опробования

- обвязку устья при опробовании
уметь:

- расшифровать диаграмму результатов опробования

Задачи и сущность опробования.

Схемы опробования объектов с помощью пластоиспытателей.

Подготовительные работы к опробованию.

Оборудование устья скважины для опробования.

Опробование пласта. Интерпретация результатов опробования.

Методические указания

Окончательное заключение о наличии нефти и газа в том или ином пласте, а также определить его промышленную значимость, можно только в результате прямого опробования, т.е. получение притока жидкости (газа) из пласта.

В задачи опробования перспективных горизонтов входит:

1) наличие притока пластовой жидкости (газа) из опробуемого объекта.

2) отбор пробы пластовой жидкости (газа) для последующего лабораторного анализа состава её и свойств.

3) оценка продуктивности объекта.

4) оценка коллекторских свойств пласта

5) оценка степени загрязненности приствольной зоны пласта.

Сущность опробования заключается в изоляции рассматриваемого объекта от всех остальных проницаемых объектов и от воздействия столба промывочной жидкости, заполняющей скважину, создании достаточно большой разности между пластовым давлением в данном объекте и давлением в скважине с целью получения притока пластовой жидкости, регистрации объемной скорости притока и характера изменения давления в скважине против данного объекта на протяжении всего периода опробования, а также в отборе пробы пластовой жидкости.

Опробование скважин производится с помощью специальных аппаратов, которые спускаются в скважину на бурильных трубах, сбрасываются в колонну бурильных труб. Необходимо изучить компоновку пластоиспытателей, схему и установки на забой, назначение каждого элемента и пластоиспытателя.

В зависимости от типа залежи, устойчивости пород опробуемого объекта, необходимо правильно выбрать депрессию на пласт.

Рассмотреть схему оборудования устья скважины при опробовании пластов с АВПД и АНПД.

Вопросы для самоконтроля.

1. Задачи и сущность опробования пластов.
   
2. Как правильно выбрать депрессию при опробовании различных пластов?
   
3. Основные элементы компоновки пластоиспытателей.
   
4. Порядок установки пластоиспытателей на забой.
   
5. Оборудование устья скважины при опробовании.
   

Литература (2) стр. 626-648, (2) стр. 83-89.


Раздел 4. Крепление и разобщение пластов

Студент должен:

знать:

-цель и способы разобщения пластов типы об­садных колонн

-технологию цементирования скважин

уметь:

-выбирать конструкцию скважин - производить расчет обсадных колонн

- производить расчет процесса цементирования.

Выбор конструкции скважины.

Крепление скважин. Обсадные трубы.

Разобщение пластов. Тампонажные материалы.

Методические указания

Основными целями крепления являются:

- создание долговечного и герметичного канала для транспортировки жидкости на поверхность.

- обеспечение устойчивости стенок скважины в течение всего срока службы.

- предотвращение притоков и пластовых жидкостей из одного проницаемого горизонта в другой или в атмосферу.

- создание условий для прочного закрепления на устье скважины противовыбросового и эксплуатационного оборудования.

Под конструкцией скважины понимают совокупность данных о количестве и глубинах спуска обсадных колонн, диаметрах ствола скважины для каждой из колонн и интервала цементирования.

В конструкцию скважин входят колонны: направление, кондуктор, техническая, эксплуатационная колонны. Каждая колонна имеет свое назначение.

На выбор конструкции скважины влияют многочисленные факторы: назначение скважины, проектная глубина, особенности геологического строения месторождения, давление пластовое, давление поглощения, профиль скважины, техника, технология бурения скважины.

Крепление скважин производится специальными трубами –обсадными. Для повышения устойчивости конструкции скважины, затрубное пространство между стенкой скважины и обсадной колонной заполняют раствором, который с течением времени превращается в непроницаемый цементный камень.

Для цементирования обсадных колонн используют специальные тампонажные материалы.

Вопросы для самоконтроля

1. Что такое конструкция скважин?
   
2. Как изображается конструкция скважины?
   
3. Назначение, конструкция обсадных труб.
   
4. Классификация тампонажных материалов.
   
5. Что такое цементирование?
   

Литература (1) стр. 149-225, (1) стр. 293-542, (2) стр. 90-210.


Раздел 5. Вторичное вскрытие продуктив­ных пластов

Студент должен:

знать:

- способы вторичного вскрытия продуктивных пластов

- промывочные жидкости для вторичного вскрытия продуктивных пластов

- виды перфораторов

уметь:

- выбирать тип перфоратора в зависимости от состояния продуктивного пласта

- промывочную жидкость для уменьшения загрязнения продуктивного пласта

- выбирать длину интервала перфорации для различных типов залежей нефти и газа.

Технико-технологическая характеристика условий проведения перфорации.

Влияние промывочных жидкостей на эффективность вскрытия пластов перфорацией.

Специальные промывочные жидкости для вторичного вскрытия пластов.

Виды перфораторов. Выбор плотности перфорации.

Выбор интервала перфорации для различных типов залежей нефти и газа.


Методические указания

Вторичное вскрытие пластов – это создание гидродинамической связи между продуктивным пластом и скважиной, с помощью специальных аппаратов называемых перфораторами.

Основной задачей вторичного вскрытия является создание гидродинамической связи между скважиной и продуктивным пластом без отрицательного воздействия на коллекторские свойства призабойной зоны пласта (ПЗП), незначительных деформаций обсадных колонн и цементной оболочки.

Решение этой задачи обеспечивается выбором условий перфорации, перфорационной среды, оптимального для данных условий типа размера стреляющей аппаратуры и оптимальной плотности перфорации.

При разработке процесса перфорации должны учитываться геолого-промысловая характеристика залежи, тип коллектора и технико-технологические данные по скважине.

Вскрытие пластов стреляющими перфораторами может осуществляться при репрессии и депрессии. В практике нефтегазодобывающей промышленности применяется кумулятивная, пулевая, гидроабразивная, сверлящая перфорация. Наиболее широко применяется кумулятивная перфорация.

Для снижения загрязнения продуктивной зоны, необходимо при перфорации использовать специальные перфорационные жидкости, не снижающие коллекторские свойства продуктивных пластов. Выбор типоразмера перфоратора и плотность перфорации определяются из условия:

- сохранения обсадной колонны и цементной оболочки

- фильтрационно-емкостными свойствами пласта,

однородностью, расстоянием от ГНК, ВНК.

Вопросы для самоконтроля.

1. Назначение перфорации.
   
2. Классификация перфораторов
   
3. Условия выбора типа перфоратора для различных типов залежей.
   
4. Промывание жидкости для вторичного вскрытия.
   
5. Выбор плотности перфорации.
   

Литература (1) стр. 577-624, (2) стр. 262 -266.

Раздел 6. Охрана окружающей среды

Студент должен:

знать:

- меры по охране окружающей среды и недр при первичном и вторичном вскрытии продуктивных пластов.

Методы утилизации отработанных буровых растворов.

Методические указания

В последние годы нефтедобывающими предприятиями в производство внедряются различные технологические решения, направленные на утилизацию отходов бурения.

Однако, унифицированного способа переработки нефтешламов.

С целью их обезвреживания и утилизации не существует.

Все известные технологии переработки нефтешламов можно разделить на следующие группы:

- термические – сжигание в открытых амбарах, печах различного типа, получение битуминозных остатков.

- физические - захоронение в специальных могильниках, разделение в центробежном поле, вакуумное фильтрование и фильтрование под давлением.

- химические – отвердение с применением жидкого стекла, цемента, эпоксидных и полистирольных смол.

- физико-химические – применение специально подобранных реагентов, изменяющих физико-химические свойства, с последующей обработкой на специальном оборудовании.

- биологические – микробиологическое разложение в почве непосредственно в место хранения, биотермическое разложение.

Вопросы для самоконтроля.

1. Что входит в отходы бурения скважин?
   
2. Что такое безамбарное бурение?
   
3. Как производится разделение отработанных буровых растворов на жидкую и твердую фазу.
   

Литература (1) стр. 648-668, (2) стр. 296-298.


Вопросы для выполнения контрольной работы

1. Гранулометрический состав породы продуктивного пласта
   
2. Пористость, проницаемость и удельная поверхность горных пород.
   
3. Неоднородность коллекторских свойств горных пород
   
4. Состав и физическое состояние нефти и газа в условиях продуктивного пласта.
   
5. Пластовые воды нефтяных и газовых месторождений.
   
6. Молекулярно-поверхностные свойства системы жидкость пористая среда и их влияние на фильтрацию жидкости.
   
7. Понятие о коэффициенте аномальности пластового давления
   
8. Понятие об индексе поглощения и поровом давление в суспензии
   
9. Влияние промывочных жидкостей на вскрытие продуктивных пластов.
   
10. Методы вхождения в продуктивную залежь, преимущества и недостатки.
    
11. Вскрытие продуктивных пластов с АВПД
    
12. Вскрытие продуктивных пластов с АНПД
    
13. Оборудование нижнего участка призабойной зоны пласта, фильтром.
    
14. Назначение и классификация ПВО
    
15. Схемы обвязки устья скважин ПВО
    
16. Задачи и сущность опробования пластов.
    
17. Конструкция и классификация пластоиспытателей
    
18. Схема опробования пластов с помощью пластоиспытателя
    
19. Назначение основных элементов компоновки пластоиспытателей
    
20. Факторы, определяющие выбор депрессии при опробовании пластов
    
21. Подготовительные работы к опробованию пластов
    
22. Оборудование устья скважины при опробовании пластов
    
23. Спуск испытателя пластов и опробование
    
24. Крепление скважин – цели, задачи
    
25. Факторы определяющие конструкцию скважины
    
26. График совмещенных давлений
    
27. Конструкция обсадных труб
    
28. Резьбовые соединения обсадных труб
    
29. Условия работы обсадных труб
    
30. Требования к качеству разобщения пластов
    
31. Способы первичного цементирования скважин
    
32. Расчет процесса цементирования скважин
    
33. Классификация тампонажных материалов для разобщения пластов
    
34. Вторичное вскрытие продуктивных пластов
    
35. Цель бурения горизонтальных, многозабойных скважин
    
36. Выбор промывочных жидкостей для вторичного вскрытия пластов
    
37. Выбор плотности перфорации
    
38. Виды перфораторов
    
39. Выбор интервала перфорации для различных залежей нефти и газа
    
40. Обвязка устья скважины при перфорации
    
41. Охрана окружающей среды при вскрытии продуктивных пластов, опробовании и перфорации
    
42. Подготовка обсадных труб к спуску в скважину
    
43. Элементы оснастки обсадных колонн
    
44. Подготовка ствола скважины к спуску обсадных колонн
    
45. Назначение и расчет буферных жидкостей при цементировании
    
46. Методика определения высот подъема цемента в нефтяных, газовых и разведочных скважинах
    
47. Методы утилизации буровых растворов после бурения скважин
    
48. Технико-технологическая характеристика условий проведения перфорации
    
49. Контроль над процессом цементирования скважин
    

Перечень рекомендуемой литературы

1. Басарыгин Ю.М., Булатов А.И., Проселков Ю.М. «Заканчивание скважин» М.: Недра, 2000
   
2. Соловьев Е.М. «Заканчивание скважин» М.: Недра, 1979
   
3. Мавлютов М.Р. «Технология бурения глубоких скважин»
   

М.: Недра, 1982