Буровые растворы Baroid. СКОРОСТЬ ПРОХОДКИ - часть 2

 

  Главная      Учебники - Разные     РУКОВОДСТВО ПО ТЕХНОЛОГИЯМ БУРОВЫХ РАСТВОРОВ. Буровые растворы Baroid. СКОРОСТЬ ПРОХОДКИ

 

поиск по сайту            

 

 

 

 

 

 

 

 

 

содержание   ..   1  2 

 

 

 

Буровые растворы Baroid. СКОРОСТЬ ПРОХОДКИ - часть 2

 

 

Повышение скорости проходки путем
Скорость проходки, фут/час
илоотделения
Повышение скорости проходки, которого мож2
Шельф Луизианы
Рис. 28
но добиться путем илоотделения, показано на Рис. 27
и 2833. Приведенный пример необычен тем, что
меры, принятые для обеспечения эффективного
контроля содержания твердой фазы, вышли за рамки
общепринятой практики в части использования
Район острова Саут Марш
оборудования для осаждения, удаления песка и ило2
Площадка № 23
отделения. Система контроля содержания твердой
фазы была предназначена для того, чтобы полно2
стью исключить попадание песка в приемный резер2
вуар для бурового раствора. С этой целью была скон2
струирована специальная система отстойных резер2
вуаров, и использовалось достаточное количество
песко2 и илоотделительных фильтров надлежащего
размера для переработки объема бурового раствора,
соответствующего 1502200% скорости циркуляции
Буровой раствор с низким
буровой установки.
содержанием ила
В процессе реализации проекта время от времени
(9?10,0 фунта/галлон)
возникали осложнения в скважине, но полученное
увеличение скорости проходки было весьма замет2
ным, как показано на Рис. 28. К числу прочих улучше2
Скважина № В6
ний буровой операции, достигнутых в результате со2
Скважина № В1
вершенствования контроля содержания твердой
фазы, относятся увеличение срока службы долот,
уменьшение объема обслуживания насосов, сниже2
ние потребности в воде и сокращение затрат на бу2
ровой раствор.
Рис. 27
Буровой раствор с частично
Желоб
удаленным песком
Отстойный
Отстойный
(10?10,6 фунта/галлон)
резервуар
резервуар
Насос пескоотделителя
Всасывающ.
линия
Буровой
Перелив
8 дюймов
Дизельный
насос
Резер. № 1
Резер. № 2
двигатель или
Глубина, тыс. футов
электродвигатель
Перелив
Декантационная центрифуга
Буровой
Перелив
Дизельный
Одним из важных направлений использования де2
насос
двигатель или
кантационной центрифуги является контроль содер2
электродвигатель
Регистраторы уровня в
жания твердой фазы в буровых растворах на водной
резервуарах
основе со сравнительно высокой плотностью. При
Насос
этом основными задачами являются сведение к ми2
илоотделителя
Фильтры
нимуму потерь давления в циркуляционной системе
пескоотделителя
и снижение затрат на буровой раствор. Поскольку на
Выкидная линия 6 дюймов
6 × 6 дюймов
скорость проходки в значительно большей степени
влияет разница между плотностью столба бурового
Фильтры
раствора и пластовым давлением (положительная
илоотделителя
или отрицательная), увеличению скорости проход2
34 × 4 дюйма
ки, которого можно добиться вследствие центрифу2
Песок, ил
гирования, уделяется незначительное внимание.
Таблица VI
Центрифугирование бурового раствора INVERMUL минимальной плотности
Глубина, футы
5716
6367
6920
7255
Плотность, фунт/галлон
7,7
7,9
7,8
7,9
Вязкость, с/кварта
42
43
45
57
Фильтрат при 150°F и 500 psi, мл нефти
4,2
5,0
5,2
4,4
Электростабильность, В
320
360
320
400
Водонефтяной фактор
77/23
78/22
78/22
79/21
Hansford Co., Техас (Пэнхендл)
18
Второй способ применения центрифуги показан
товления бурового раствора, и барита при необхо2
в Таблице VI34. Обратите внимание, что плотность хо2
димой химической обработке. Испытания показали,
рошо контролируемого бурового раствора поддер2
что хотя углеводородэмульсионные буровые раство2
живалась на уровне, заметно меньшем плотности
ры также вызывали снижение скорости проходки по
пресной воды. В данном случае в системе сохраняет2
сравнению с буровыми растворами на водной осно2
ся перелив, а нижний поток выбрасывается.
ве, имелась оптимальная концентрация углеводоро2
Хотя в основном этот жесткий контроль плотно2
да, при которой снижение скорости проходки будет
сти был направлен на предотвращение потери цир2
минимальным. Различия между эмульсиями, приго2
куляции, побочным результатом было повышение
товленными механическим способом, и эмульсиями
скорости проходки примерно на 30% по сравнению
со щелочным эмульгатором были сочтены незначи2
с соседней скважиной, пробуренной с использова2
тельными.
нием буровым раствором на водной основе.
Влияние процента углеводорода на скорость
проходки в глине показано на Рис. 3020. Эти испыта2
ния проводились в лаборатории с использованием
V — СМАЗЫВАЮЩАЯ СПОСОБНОСТЬ
кернов глин, взятых из буровых скважин. Керны глин
Виксберга поступили из месторождения Пирс2
Введение
джанкшн на техасском побережье Мексиканского за2
Корреляция между скоростью проходки и смазы2
лива, а керны миоценовых глин из Тимбэльер2бей в
вающей способностью бурового раствора на качест2
южной Луизиане. При этом использовались обыч2
венном уровне наблюдалась в течение многих лет.
ные известковые буровые растворы.
Однако только в последнее время появилась возмож2
Заметное повышение скорости проходки, наблю2
ность количественно оценивать смазывающую спо2
даемое после добавления углеводорода, относится
собность, и обычно это применяется только в случа2
на счет снижения налипания породы на долото. При
ях аномальных крутящего момента и затяжки. Тем не
увеличении концентрации углеводорода налипание
менее, увеличения скорости проходки благодаря
снижалось. Скорость проходки в миоценовой глине
«смазывающей способности» были достаточно боль2
была максимальной на уровне примерно 15% углево2
шими, чтобы привести к существенному снижению
дорода, но налипание продолжало понижаться по
затрат на бурение. Поэтому данный аспект следует
мере добавления углеводорода. Из Рис. 30 можно
рассмотреть даже несмотря на то, что технологию
также сделать предположение о том, что при добав2
этого параметра скорости проходки нельзя тща2
лении углеводорода скорости проходки в одной
тельно отразить в документации.
глине могут повышаться в большей степени, чем в
другой глине.
Буровые растворы на водной основе с
углеводородом
Соотношение между содержанием углеводорода
и скоростью проходки в известняке показано на
Рис. 291. Эти испытания проводились в ходе бурения
однородного известняка путем попеременного на2
гнетания порций испытуемого бурового раствора и
воды мимо долота и поддержания постоянными всех
прочих признанных параметров. Буровые растворы,
использовавшиеся в ходе данных испытаний, смеши2
вались из бентонита, глины, пригодной для приго2
ОТНОСИТЕЛЬНАЯ СКОРОСТЬ ПРОХОДКИ, %
ЭМУЛЬСИЯ, ПРИГОТОВЛЕННАЯ
МЕХАНИЧЕСКИМ СПОСОБОМ
ЭМУЛЬСИЯ СО ЩЕЛОЧНЫМ
ЭМУЛЬГАТОРОМ
ПРОЦЕНТ УГЛЕВОДОРОДА
Рис. 30 — Повышение скорости проходки в
зависимости от процента углеводорода.
А — из Рис. 3 — глины Виксберга
В — среднее значение из Рис. 4 — миоценовые глины,
Луизиана
Обратите внимание, что данные для Рис. 29 и 30
были получены в 19502х годах. С тех пор имела место
КОНЦЕНТРАЦИЯ УГЛЕВОДОРОДА, % ОБ.
тенденция использования буровых растворов с мень2
Рис. 29 — Промысловые данные, демонстрирующие
шим содержанием твердой фазы и иногда повышен2
влияние концентрации углеводорода в эмульсии на
ной ингибирующей способностью. Следует ожидать,
скорость проходки; район западного Техаса.
что влияние углеводородов будет менее выраженным
19
Таблица VII
Влияние углеводородов на смазывающую способность
Непосредственное
Углеводород в составе
закачивание углеводорода бурового раствора с подмеW
Концентрация,
без подмешивания к
шиванием для обеспечения
Углеводород
барр./барр.
буровому раствору
высокой скорости сдвига
Отсутствие
0,1
0,13
0,23
Дизельное топливо
0,1
0,07
0,23
Сырая нефть
0,1
0,07
0,23
Мазут № 6
0,1
0,07
0,23
АсфальтWкеросин
0,1
0,07
0,23
Керосин
0,1
0,13
0,23
при меньшем содержании твердой фазы и при мень2
VII36. Закупоривающая способность глинистой кор2
шем диспергировании глин.
ки измеряется в ходе определения фильтрационных
свойств, а обволакивание шлама четко видно на изо2
Почему повышается скорость проходки с
бражениях на Рис. 22 и 23.
При обсуждении вопроса о том, почему добавле2
промывкой буровым раствором на водной
ние углеводорода в буровой раствор на водной ос2
основе при добавлении углеводорода?
нове вызывает повышение скорости проходки, поч2
Добавление эмульгированного углеводорода влияет
ти всегда в качестве главного фактора упоминается
на следующие основные свойства35:
снижение «налипания на долото». Существуют два
1. Смазывающая способность,
аспекта явления налипания на долото, которые
2. Закупоривающая способность глинистой кор2
обоснованно должны влиять на скорость проходки.
ки на стенках ствола скважины,
Первым служит неполное удаление шлама из2под
3. Смачиваемость углеводородом стали,
долота, что зависит от нагрузки на долото. Ее влия2
4. Обволакивание шлама.
ние на скорость проходки показано на Рис. 3137. Не2
достаточная очистка забоя часто приводит к сниже2
Все эти свойства, за исключением смачиваемости
нию эффективности бурения из2за перемалывания
углеводородом стали, более или менее измеряются
или повторного резания обломков на забое скважи2
количественно. Влияние добавления углеводорода на
ны, причем не имеется данных о прилипании шлама
смазывающую способность приведено в Таблице
к долоту, как можно было бы подразумевать из тер2
мина «налипание на долото». Первоначальные ста2
дии трудно обнаружить, и, возможно, в значитель2
ной мере бурение на нефтепромыслах проводится
ГИДРАВЛИЧЕСКАЯ МОЩНОСТЬ НА:
долотами с частично налипшей породой.
Вторым является налипание шлама на долото,
УБТ и иногда бурильную трубу. Степень налипания
зависит от влагосодержания шлама, типа и концен2
трации глин в шламе, а также концентрации шлама в
буровом растворе. Сильное налипание часто наблю2
дается при бурении глины гамбо. Слой, налипший на
УБТ, может быть достаточно толстым и прочным для
того, чтобы прекратить циркуляцию вверх по за2
трубному пространству. Налипание на долото может
быть таким, что затрудняется удаление сальника из
бурового раствора даже в случае принятия при цир2
куляции таких мер, как движение долота вверх и
вниз.
С учетом вышеописанного явления налипания на
долото ниже приводятся некоторые объяснения по2
вышения скорости проходки в результате добавле2
ния углеводорода к буровому раствору:
1. Смачивание стали углеводородом предотвращает
ПОСТОЯННЫЙ ОБЪЕМНЫЙ РАСХОД
прилипание влажных глин к стальной поверхно2
525 ГАЛЛОНОВ/МИН
сти;
ПОСТОЯННАЯ ЧАСТОТА ВРАЩЕНИЯ
2. Обволакивание углеводородом шлама предотвра2
110 ОБ/МИН
щает склонность частиц шлама слипаться (сцеп2
ляться) друг с другом, тем самым ослабляя склон2
ность к увеличению размеров сальника из буро2
вого раствора;
НАГРУЗКА НА ДОЛОТО, ТЫС. ФУНТОВ
3. Любое улучшение очистки пространства под до2
Рис. 31 — Влияние недостатка гидравлической
лотом вероятнее всего является результатом улуч2
мощности или «налипания» на скорость проходки.
шения прокачиваемости из2за увеличения разме2
20
ров частиц шлама в буровом растворе, а не ре2
ВОДА
зультатом изменения других свойств из2за введе2
ДИЗЕЛЬНОЕ ТОПЛИВО (известняк)
ния углеводорода в состав бурового раствора.
Применение незагрязняющих смазывающих
веществ вместо нефти
В некоторых районах бурения не желательно ис2
пользование углеводородов в буровом растворе. Уг2
леводороды, к примеру, образуют видимую нефтя2
ИЗВЕСТНЯК ЛЮДЕРС
ную пленку на воде, и предотвращение нефтяных
пленок в водоемах является вопросом культуры на
ДИЗЕЛЬНОЕ ТОПЛИВО (песчаник)
буровой. Поэтому при возникновении потребности
в смазывающем веществе предпочтительно приме2
нять нетоксичное и биологически разлагающееся
смазывающее вещество, которое не образует на воде
нефтяной пленки. Пример такого вещества приведен
в Таблице VIII. К буровому раствору был добавлен
TORQ2TRIM, чтобы преодолеть проблему аномаль2
ного момента и затяжки, которая угрожала прихва2
том трубы. Понадобились несколько сот футов до2
ПЕСЧАНИК БЕРЕА
полнительной глубины скважины, чтобы посадить
обсадную колонну в зоне переходного давления.
Таблица VIII
СКОРОСТЬ ПРОХОДКИ С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ
TORQWTRIMФ ВМЕСТО НЕФТИ
ПРИБРЕЖНАЯ ЗОНА ТЕХАСА; ПРЯМАЯ
ВОДА, % ОБ.
ВЕРТИКАЛЬНАЯ СКВАЖИНА — 16,5 фунта/галлон
Рис. 32
— Буровой раствор на углеводородной основе.
ДИСПЕРГИРОВАННЫЙ БУРОВОЙ РАСТВОР НА
ОСНОВЕ ПРЕСНОЙ ВОДЫ
Соотношение между плотностью и скоростью
МОМЕНТ НА 200 AMPS ВЫШЕ НОРМЫ
проходки должно включать соответствующие фак2
торы содержания твердой фазы и способности бу2
Добавлен TORQWTRIM в концентрации 5,6 фунта/
рового раствора стабилизировать скважину. При
баррель; момент понизился до 70 amps;
данной плотности бурового раствора содержание
сопротивление на соединениях понизилось на
твердой фазы в буровом растворе на углеводород2
ной основе выше, чем в буровом растворе на водной
20000 фунтов.
основе, но средний размер частиц твердой фазы в
буровом растворе на углеводородной основе дол2
НАЛИПАНИЕ НА ДОЛОТО ПРЕКРАТИЛОСЬ;
жен быть больше. Первое должно вызывать сниже2
СКОРОСТЬ ПРОХОДКИ ВОЗРОСЛА С 23 ДО
ние скорости проходки, а последнее должно ее уве2
36ФУТОВ/ЧАС
личивать. Важность способности бурового раствора
стабилизировать скважину проиллюстрирована на
В ходе бурения требуемого дополнительного ин2
Рис. 4, где высокоскоростное бурение при депрессии
тервала скважины при наличии в буровом растворе
возможно только ввиду достаточной стабилизации
TORQ2TRIM наблюдалось повышение скорости про2
ходки примерно на 50%. Это вполне обычное значе2
Таблица IX
ние в случае добавления к буровому раствору данно2
го смазывающего вещества, т. е. снижается налипание
Смазывающая способность бурового раствора на
на долото, и увеличивается скорость проходки.
углеводородной основе и бурового раствора на
водной основе
Скорость проходки при использовании
бурового раствора на углеводородной основе
О различиях в скорости проходки между буро2
Коэф. смазыв.
вым раствором на углеводородной основе и буро2
Тип бурового раствора
способности
вым раствором на водной основе можно судить по
Неутяжеленный буровой раствор
Рис. 3218, где показано, что бурение известняка и пес2
на водной основе (пресная
чаника с промывкой дизельным топливом происхо2
вода; разжиженный органикой)
0,24
дит несколько медленнее, чем при использовании
Неутяжеленный буровой раствор
воды. Ниже приводится субъективное объяснение
на углеводородной основе
0,09
того, как скорость проходки при помощи бурового
Утяжеленный буровой раствор
раствора на углеводородной основе может коррели2
на водной основе (пресная
роваться с измеренными свойствами бурового рас2
вода; разжиженный органикой)
0,22
твора.
Утяжеленный буровой раствор
на углеводородной основе
0,08
21
скважины буровом раствором на углеводородной
ром на углеводородной основе примерно на треть
основе с регулируемой соленостью.
превышало время бурения аналогичного интервала
Влияние вязкости углеводорода на скорость про2
скважины с промывкой буровым раствором на вод2
ходки показано на Рис. 16 и 17. Исходя из представ2
ной основе»38. Три года спустя был опубликован
ленных данных очевидно, что буровой раствор на
Рис. 3339, на котором было показано, что проходка
углеводородной основе, приготовленный с исполь2
скважины с использованием бурового раствора на
зованием дизельного топлива, должен обеспечивать
углеводородной основе осуществлялась несколько
более высокую скорость проходки, чем буровой рас2
быстрее, чем соседних скважин с использованием
твор, приготовленный с использованием более тяже2
бурового раствора на водной основе.
лого нефтепродукта или асфальта, растворенного в
В том же году была предпринята попытка стати2
углеводороде.
стического анализа скорости проходки с использо2
Содержание твердой фазы упоминалось при об2
ванием бурового раствора на углеводородной осно2
суждении плотности. Шлам в меньшей степени рас2
ве по сравнению со скоростью проходки с исполь2
падается в буровом растворе на углеводородной ос2
Рис. 33
УСЛОВИЯ ИСПЫТАНИЙ
ДОЛОТО МАЛОГО ДИАМЕТРА
1?1/4 ДЮЙМА
60
НАГРУЗКА 1000 ФУНТОВ
СКОРОСТИ ПРОХОДКИ
ОБ/МИН
ПЕРЕПАД ДАВЛЕНИЯ 1000 PSI
ИЗВЕСТНЯК ЛЮДЕРС
БАССЕЙН УИНД?РИВЕР, ШТ.
БУРОВОЙ РАСТВОР НА
УМЕНЬШЕНИЕ
ВОДНОЙ ОСНОВЕ
ВАЙОМИНГ
ДИАМЕТРА СКВАЖИНЫ
FREMONT CO.
180
С 11 ДЮЙМОВ ДО 7?7/8
T36N R90?91W
ОБ/МИН
ДЮЙМА
60
СПЕЦИАЛЬНЫЙ
ОБ/МИН
БУРОВОЙ РАСТВОР НА
180
УГЛЕВОДОРОДНОЙ
ВЫТЕСНЕНИЕ ВОДЫ БУРОВЫМ РАСТВОРОМ
ОБ/МИН
ОСНОВЕ
540 ОБ/МИН (ДОЛОТО 6?1/4 ДЮЙМА НА 110 ОБ/МИН)
НА УГЛЕВОДОРОДНОЙ ОСНОВЕ
ПЛОТНОСТЬ БУРОВОГО РАСТВОРА, ФУНТ/ГАЛЛОН
БУРОВОЙ РАСТВОР НА ВОДНОЙ ОСНОВЕ
Рис. 34 — Повышение скорости проходки шарошечным
долотом с промывкой специальным буровым
раствором на углеводородной основе и буровым
раствором на водной основе по сравнению с
промывкой обычным буровым раствором на
углеводородной основе.
БУРОВОЙ РАСТВОР НА
зованием бурового раствора на водной основе. Были
36
УГЛЕВОДОРОДНОЙ
сделаны следующие выводы40:
ДОЛОТ
ОСНОВЕ
1.
«Бурение большинства глин происходит быстрее
с промывкой буровым раствором на углеводо2
35 ДОЛОТ
родной основе, чем буровым раствором на вод2
44
ной основе с практически аналогичными плотно2
ДОЛОТА
стью и реологическими свойствами.
ВРЕМЯ ВРАЩЕНИЯ ДОЛОТА НА ЗАБОЕ, Ч
60
нове, чем в буровом растворе на водной основе. По2
ОБ/МИН
БУРОВОЙ РАСТВОР
180
НА ВОДНОЙ
этому применение тонких вибросит для удаления
УСЛОВИЯ ИСПЫТАНИЙ
ОБ/МИН
ОСНОВЕ
ДОЛОТО МАЛОГО ДИАМЕТРА 1?1/4 ДЮЙМА
шлама является оптимальным при использовании
НАГРУЗКА 1000 ФУНТОВ
бурового раствора на углеводородной основе.
ПЕРЕПАД ДАВЛЕНИЯ 1000 PSI
ИЗВЕСТНЯК ЛЮДЕРС
Смазывающая способность бурового раствора
на углеводородной основе по сравнению с буровым
60
СПЕЦИАЛЬНЫЙ
раствором на водной основе показана в Таблице IX.
ОБ/МИН
БУРОВОЙ
180
РАСТВОР НА
Превосходные смазывающая способность и смачи2
ОБ/МИН
УГЛЕВОДОРОДН.
ОСНОВЕ
ваемость углеводородом, присущие буровому рас2
твору на углеводородной основе, позволяют ожи2
дать, что можно будет избежать любое налипание на
долото, которое может быть результатом прилипа2
ния влажной глины к буровым инструментам. Это
должно обеспечивать преимущество при бурении,
особенно при бурении глин.
Весьма низкая скорость проходки при бурении с
промывкой буровым раствором на углеводородной
ПЛОТНОСТЬ БУРОВОГО РАСТВОРА, ФУНТ/ГАЛЛОН
основе считалась неизбежной с момента начала ис2
пользования бурового раствора такого типа в
Рис. 35 — Повышение скорости проходки алмазным
19302х годах. и вплоть до начала 19602х годов. Этот
долотом с промывкой специальным буровым
переход можно проиллюстрировать опубликован2
раствором на углеводородной основе и буровым
ным в 1960 г. заявлением о том, что «...хотя локальные
раствором на водной основе по сравнению с
стратиграфические вариации мешали точному срав2
промывкой обычным буровым раствором на
нению, время бурения с промывкой буровым раство2
углеводородной основе.
22
2. В скважинах, где предстоит бурить глину и песок,
мывкой утяжеленным буровым раствором на углево2
общая скорость проходки обычно выше при ис2
дородной основе. На Рис. 35 столь же ясно показано,
пользовании бурового раствора на углеводород2
что потенциал повышения скорости проходки ал2
ной основе, чем при использовании бурового
мазными долотами с промывкой высокоутяжелен2
раствора на водной основе с одинаковыми плот2
ными буровыми растворами на углеводородной ос2
ностью и реологическими свойствами.
нове достаточно велик. Для долот обоих типов оче2
3. В настоящее время имеется недостаточно данных
видно превосходство по скорости проходки буро2
в поддержку вывода о связи между скоростью
вого раствора на водной основе даже над высоко2
проходки карбонатов и использованием бурово2
скоростным буровым раствором на углеводородной
го раствора на углеводородной основе. Сущест2
основе.
вующие данные позволяют предположить, что
Были разработаны специальные буровые раство2
применение бурового раствора на углеводород2
ры на углеводородной основе, обеспечивающие дос2
ной основе снижает скорость проходки карбона2
таточное суспендирование барита в диапазоне плот2
тов».
ности от 10 до 18 фунтов/галлон при температурах
до 400°F. Уделялось также внимание поддержанию
Опыт последующего десятилетия показал доста2
хорошего эмульгирования воды и смачиванию угле2
точную обоснованность этих утверждений. В на2
водородом шлама, измеряемому по электростабиль2
стоящее время весьма редко вызывает озабочен2
ности. Все материалы, не имеющие значения для
ность скорость проходки глин и последовательно2
достижения этих двух целей, сознательно исключа2
стей глин и песка с использованием бурового рас2
лись из состава буровых растворов на углеводород2
твора на углеводородной основе. Было также уста2
ной основе. В результате буровые растворы имели
новлено, что скорость проходки известняка ниже;
пониженную концентрацию коллоидальной твер2
причины этого явления пока не выяснены в доста2
дой фазы, меньшую вязкость и повышенную ско2
точной степени.
рость фильтрации.
С тех пор в лабораторных условиях проводилось
Начаты промысловые испытания с использова2
пробное бурение, чтобы добиться повышения ско2
нием буровых растворов на углеводородной основе,
рости проходки известняковых пород. Результаты
специально составленных для обеспечения опти2
приведены на Рис. 34 и 3521. Из Рис. 34 ясно, что
мальной скорости проходки. Пока не получено дос2
пробное бурение долотом малого диаметра свиде2
таточного количества данных для обоснования за2
тельствует о небольшой возможности улучшения
ключения о влиянии таких буровых растворов на
скорости проходки шарошечными долотами с про2
скорость проходки.
ССЫЛКИ
1.
J. R. Eckel, OGJ, April 12, 1954, 131236.
14.
T. R. Sifferman, G. M. Myers, E. L. Haden and H. A.
Wahl, JPT, Nov. 1974, 129521302.
2.
S. O. Hutchison and G. W. Anderson, Wld. Oil, Oct.
1974, 84294.
15.
A. J. Gamier and N. H. van Lingen, JPT, Nov. 1959,
23229.
3.
G. R. Gray and F. S. Young, Proc. VIII World Petr. Con2
gress (1970), Moscow.
16.
H. C. H. Darley, JPT, April 1965, 465270.
4.
W. C. Maurer, JPT, Nov. 1962, 1270274.
17.
C. P. Lawhon, W. M. Evans and J. P. Simpson, JPT, May
1967, 688294.
5.
J. R. Eckel, OGJ, June 17, 1968, 69273.
18.
C. P. Lawhon, W. M. Evans and J. P. Simpson, JPT, July
6.
R. A. Cunningham and J. G. Eenink, Trans. AIME,
1967, 943248.
(1959) 216, 9217.
19.
F. S. Young and K. E. Gray, JPT, Sept. 1967, 1209222.
7.
W. C. Maurer, JPT, Dec. 1965, 1433242.
20.
R. A. Cunningham and W. C. Coins, Drill. Prod. Prac.,
8.
D. J. Vidrine and E. J. Benit, JPT, July 1968, 676282.
API (1957) 75.
9.
G. R. Gray and N. K. Tschirley, Proc. IX World Petr.
21.
J. E. Fontenot and J. P. Simpson, JPT, May 1974,
Congress (1975), Tokyo.
507214.
10.
S. O. Hutchison and G. W. Anderson, OGJ, May 15,
22.
K. M. Chambers, World Oil, Nov. 1961, 103.
1972, 74279.
23.
J. L. Lummus and L. J. Field, Petr. Engr., March 1968,
11.
W. C. Maurer, JPT, Nov. 1962, 1270.
59265.
12.
J. R. Eckel, JPT, April 1967, 54126.
24.
K. D. Tanner, Baroid News Bulletin, 25 (2), 1974,
30232.
13.
C. E. Williams and G. H. Bruce, Petr. Trans. AIME
(1951) 192, 111220.
25.
J. P. Callus, J. L. Lummus, and J. E. Fox, Petr. Trans.,
AIME (1958), 70275.
23

-------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------

 

 

 

 

 

 

 

содержание   ..   1  2