Министерство высшего образования
Московский Государственный университет
на тему:Проект строительства наклонно — направленной нефтяной добывающей скважины глубиной 2560 м на ТАГРИНСКОМ МЕСТОРОЖДЕНИИ
Москва 2008
Введение
Развитие народного хозяйства во многом зависит от состояния и темпов роста всей промышленности страны. Топливно-энергетическая отрасль является основной базой тяжелой индустрии. Наиболее крупные поставщики для народного хозяйства – нефтяная и газовая промышленность.
В настоящее время нефть и газ, а также продукты их переработки стоят в одном ряду с другими важнейшими средствами производства, оказывают активное влияние на ускорение научно-технического прогресса в стране. Продукция нефтяной и газовой промышленности используется практически во всех отраслях. Все большее значение имеет нефтяная промышленность в улучшении экономики в стране.
Особо важное производственное звено в нефтяной и газовой промышленности является бурение, которым завершается комплекс геолого-поисковых и разведочных работ, устанавливается наличие нефтеносности, определяются необходимые параметры залежи, для подсчета запасов и проектирования схемы разработки.
Геологическая часть
Орография.
Сведения о районе буровых работ приведены в таблице 1.
Таблица 1
Наименование
Значение (текст, название. Величина)
Площадь (месторождение)
Тагринское
Блок (номер и/или название)
5а
Административное расположение
Республика
Российская Федерация
Область (край)
Тюменская
район
Нижневартовский
Год ввода площади в бурение
Год ввода площади (месторождения) в эксплуатацию
1980
Температура воздуха, С2
Среднегодовая
Наибольшая летняя
Наименьшая зимняя
-3,3
+30
-50
Среднегодовое количество осадков. Мм
Максимальная глубина промерзания грунта, м
2,4
Продолжительность отопительного периода в году, сут
264
Продолжительность зимнего периода в году, сут
201
Азимут преобладающего направления ветра, град
Зимой ЮЗ-З
Летом С –СВ
Наибольшая скорость ветра, м/с
21
Интервал залегания многомерзлой породы, м
кровля
подошва
120
350
Сведения о площадке строительства буровой.
Таблица 2
Наименование
Значение (текст, название. Величина)
Рельеф местности
Равнинный, слабовсхолмленный
Состояние местности
Заболоченная с озерами
Толщина, м
снежного покрова
пoчвенного слоя
0,80-1,5
0,40
Растительный покров
Смешанный лес
Категория грунта
Торфяно- болотные, суглинки, пески, супеси
Таблица 3 — Размеры отводимых во временное пользование земельных участков
Назначение участка
Размер
Источник нормы отвода земель
Кустовая площадка, м2
12730
/2/
Подъездной путь, м2
ширина, м
длина, м
8000
10
800
Трасса перетаскивания
ширина, м
длина, м
5000
16
Трасса под ЛЭП, м
ширина, м
длина охранной зоны, м
2000
20
Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности /3/
Таблица 4 — Источник и характеристики водо- и энергоснабжения, связи, местных стройматериалов
Название вида снабжения: (водоснабжение: для бурения, для дизелей, питьевая вода для бытовыхнужд; энергоснабжение, связь, местные стройматериалы и т.д.
Источник заданного вида снабжения
Расстояние от источника до буровой, к
Характеристика водо- и энергопривода, связи и стройматериалов
Водоснабжение
-для бурения;
-питьевая вода
-для бытовых нужд
Артскважина
Привозная
(бойлер)
0,06
105,00
Диаметр 50 мм, длина 60 м, проектный горизонт Куртамышская свита
Энергоснабжение
Энергосистема
2,00
Заявленая мощность – 1396,8 кВт
Связь
Радиостанция типа «Маяк», «ЛЕН» или РТ-23/10, НСМ,301-60
Мощность до 6000Вт
Местные стройматериаы
-лесоматериалы
БПТО и К
105,0
Длина ствола до 18 м, диаметр ствола до 300 мм
-карьерные материалы
Карьер, штабель, гидронамыв
105,0
Мелкозернистыйпыловый грунт плотностью 1600-1700 кг/м3
Стратиграфия
Данные о стратиграфическом залегании и литологическом описании работ приведены в таблице 5.--PAGE_BREAK--
Таблица 5 — Литологическая характеристика разрезав скважины
Индекс стратиграфического подразделения
Интервал, м
Горная порода
Стандартное описание горной породы: полное название, характерные признаки (структура, текстура, минеральный состав и т.д.)
от (верх)
от (низ)
Краткое название
% в интервале
1
2
3
4
5
6
Q
125
Пески, глины
-
Глины серые, пески желтовато-серые, м/з
Р 2\3
125
140
Глины, пески
-
Глины серые с пропластками бурых углей, пески серые с/з и м/з
Р 2\3
140
240
Глины, пески, алевролиты
-
Глины зеленовато-серые с прослоями песка и алевролита
Р 1\3
240
350
Глины, опоки
-
Глины диатомовые, алевристые с прослоями опок
Р 1\3- Р 3/2
350
390
Глины
-
Глины серые песчанистые
Р 2\2
390
560
Глины
-
Глины алевролитистые, опоковидные
Р 1
560
655
Глины
-
Глины асерые ч прослоями алевролитов и глинистые известняков
К2
655
790
Глины
-
Глины серые, известковистые с линзами песков
К2
790
900
Глины, опоки
-
Глины зеленовато-серые с прослоями опок
К2
900
935
Глины
-
Глины зеленовато-серые
1
2
3
4
5
6
К1- К2
935
1825
Глины, песчаники, алевролиты, пески
-
Чередование песков, глин, песчаников, алевролитов, глинистых известняков
К1
1825
1925
Аргилиты, алевролиты, песчаники
-
Алевролиты серые, плотные, песчаники м/з, рыхлые, алевролиты серые, слюдистые
К1
1925
2560
Песчаники, алевролиты, аргилиты
-
Аргилиты серые, слюдистые, песчаники темно-серые, м\з. Алевролиты светло-серые и серые, алевролиты серые крепкие, м/з
Примечание: ММП встречается в виде сегментов, разобщена сквозными таликами в долине рек и под крупными озерами, мерзлый грунт слагает в основном безлесные пространства.
Таблица 6
Глубина залегания, м
Стратиграфическое подразделение
Элементы залегания (падения) пластов по подошве, град
Коэффициент каверзности в интервале
от (верх)
от (вниз)
название
индекс
Угол
азимут
125
Четвертичные отложения
Q
-
-
1,30
125
140
Журовская свита
Р 2/3
-
-
1,30
140
240
Новомихайловская свита
Р 2/3
-
1,30
240
350
Алтымская свита
Р 1\3
-
-
1,30
350
390
Неганская свита
Р1/3-Р3\2
-
-
1,30
390
560
Люлинворская свита
Р 2/2
-
- продолжение
--PAGE_BREAK----PAGE_BREAK----PAGE_BREAK----PAGE_BREAK--
175,0
1400,0
2523,0
2560,0
Радиус искривления интервала увеличения зенитного угла, м
380,0
отклонение забоя по вертикали, м
420,0
Максимально допустимая интенсивность изменения зенитного угла в интервалах:
-увеличение зенитного угла, град\10м;
-работы погружных насосов, град\100м
1,5
3,0
Примечание: 1) h1=175 м (рыхлые породы)
2) H3+ h +1 = 1400 м (глубина установки насосов)
3) 1,5 град\10 м и 8,0 град\100 м \6\.
Расчетная схема профиля.
Определяется максимальный зенитный угол (/>)при условии полной стабилизации по формуле:
/>(2.7)
где: R – радиус искривления участка увеличения зенитного угла, м;
А – величина отклонения забоя от вертикали.м;
Н – проекция второго и третьего участков ствола по вертикали, м.
Длина участка уменьшения зенитного угла ориентировочно равна;
/>(2.8)
где: l4 – длина участка уменьшения зенитного угла, м.
/>
/>
Определяется конечный угол (/>) при начальном угле />=160и длине участка l4=426 М: />=150.
Рассчитывается максимальный зенитный угол />при условии его снижения на четвертом участке:
/>(2..9)
/>
Все элементы профиля определяются по формулам, приведенным в таблице 17.
Таблица 17 — Определение элементов четырехинтервального типа профиля
Участки профиля
Длина ствола, м
Горизонтальная проекция, м
вертикальная проекция. м
Вертикальный
l1=hв
а1=0
h1=hв
Увеличение зенитного угла
l1=0,01745Rαт
а2=R(1-cosαт)
h1=Rsinαт
Стабилизация зенитного угла
/>
а3=h3tgαm
h3=H-h1-h2-h4
Уменьшение зенитного угла
/>
/>
h4
Суммарная длина
L=l1+l2+l3+l4
A=a2+a3+a4
H=h1+h2+h3+h4
Результаты расчетов сведены в таблицу 18.
Таблица 18 — Профиль ствола скважины
Интервал по вертикали
Длина интервала по вертикали, м
Зенитный угол
Горизонтальное отклонение, м
Длина по стволу, м
от(верх)
от(низ)
В начале интервала
в конце интервала
за интервал
общее
интервала
общая
175
175
175
175
175
300
125
25
38
38
166
341
300
600
300
25
25
140
178
375
716
600
1400
800
25
25
373
551
1000
1716
1400
2560
410
25
15
176
426
455
2725
2.2 Анализ физико-механических свойств горных пород
Данные по физико-механическим свойствам горных пород. продолжение
--PAGE_BREAK--
Таблица 19 — Физико-механические свойства пород
Интервал, м
Горная порода (краткое название)
Классификация горной породы
Категория твердости, Кт
Категория абразивности, Ка
Твердость по штампу Рш, МПа
от
(верх)
до(низ)
125
Пески, глины
МЗ
1-2
22-4
75-120
125
140
Глины. пески
МЗ
1-2
22-4
75-120
140
240
Глины, пески алевролиты
МСЗ
2-3
4-5
75-280
240
350
Глины, опоки
МС
2-3
4-5
75-280
350
390
Глины
МС
2-3
4-5
140-280
390
560
Глины
МС
2-3
4-5
140-280
560
655
Глины
МС
2-3
4-5
140-280
655
790
Глины
МС
2-3
3-4
140-280
790
900
Глины. опоки
МС
2-3
4-5
140-280
900
935
Глины
МС
2-3
4-5
140-280
935
1630
Глины, песчаники, алевролиты, пески
С
3-4
5-6
280-560
1630
1925
Аргиллиты, алевролиты, песчаники
С
4-5
5-6
560-1000
1925
2560
Песчаники, алевролиты, аргиллиты
С
4-5
5-6
560-1000
Из таблицы 19. следует, что разрез Тагринского месторождения в основном представлен следующими породами:
0-935 м- мягкие с пропластками средних (категория твердости 1-3);
935-2560 м – средние (категория твердости 3-5).
2.3 Выбор способа бурения
Для обоснования способа бурения при выбранных шарошечных долотах, необходимо определить время контакта вооружения долота с забоем и частоту вращения долота для обеспечения времени контакта.
/>(22)
где: nt – частота вращения долота, об/мин;
(4.8……7.2)103 – коэффициент учитывающий твердость горных пород (7,2- для легких пород, 6,0- для средних пород; 4,8 – для крепких горных пород).
tz – средняя величина шага зубьев долота по венцам Б В и переферийному (П) венцу шарошки, м;
b3 – текущая средняя величина площадки притупления для зубцов шарошки, м;
R — радиус долота (желательно определять от центра долота до середины зубца на венце П и осреднить по количеству шарошек долота), м;
/>— время контакта вооружения долота с забоем(2- для очень мягких пород; 8- для твердых пород; 15 – для крепких пород), млс.
Данные для расчета по принятым типам долот приведены в таблице 20.
Таблица 20 — Результаты замеров для принятых долот
Интервал, м
tz, м
b3, м
R, м
/>, млс
∑li. м
от(верх)
до(низ)
600
0,027
0,07
0,1477
3,0
0,125
600
1830
0,048
0,06
0,1079
4,0
0,047
1830 продолжение
--PAGE_BREAK--
2560
0,040
0,04
0,1079
5,0
0,108
Производится расчет:
Интервал 0- 50м: можно не просчитывать
интервал 0-715 м: />
интервал 715-1830 м: />
интервал 1830-2560 м:/>
В результате расчетов частоты вращения долота установлено, что для бурения проектной скважины целесообразно применение роторно-турбинного способа бурения
2.4 Проектирование режима бурения по интервалам.
2.4.1 Расчет осевой нагрузки на долото
Величина осевой нагрузки на долото определяется из условия объемного разрушения пород на забое скважины. В расчете используются значения твердости горных пород по штампу :
Gд=РшFк (2.23)
где: Gд – осевая нагрузка на долото, кН;
Рш твердость пород по тпампу, Мпа;
Fк – площадь контакта вооружения долота с забоем, м2
Fк = 0,4 b3 ∑ li(2.24)
где: ∑ li – сумма длинн зубцов находящихся в одновременном контакте с забоем, м.
Максимально допустимые значения осевой нагрузки на долото по интервалам условно одинаковой буримости:
интервал 0-715 м: />
/>
интервал 715-1830 м: />
/>
интервал 1830-2560 м: />
/>
Расчетные значения G не превышают допустимую нагрузку на рекомендуемые типоразмеры долот.
2.4.2 Проектирование расхода бурового раствора
Минимальное значение расхода бурового раствора (Qmin) необходимой для очистки забоя скважины от шлама определяется по формуле:.
Qmin = 0 .785 Vк (Дс2 – dн2) 103 (25)
где Vк – средняя скорость течения глинистого раствора в затрубе, м/с
Vк= 1,25 Vв (26)
где: Vв – скорость витания частиц шлака в кольцнвом пространстве. м/с.
Vк= 1,25 Vв (26)
где: Vв – скорость витания частиц шлака в кольцевом пространстве. м/с.
/>(27)
где: R–постоянная Реттинчера, R=5,72 м/с при Rе>60;
d4– диаметр частиц шлака, м;
/>— плотность горной породы (п.2.5), кг/м3;
/>— плотность бурового раствора (п.2.5), кг/м3;
дс– диаметр скважины, м;
dн– минимальный наружный диаметр бурильной колонны, м;
/>(28)
где: Re– критерий Рейнольда;
P/>-пластическая вязкость раствора, Па-С
P/>=(0,004-0,005) />Р (29)
где: />Р –динамическое напряжение сдвига, Па
/>Р= 0,0085/>-7 (30)
Расчет минимального расхода бурового раствора по формулам
Интервал 0-50м: P=1,87 Па; PY= 0,0035 ПаС
интервал 0-715 м: />Р=0,0085 1173 – 7 =2,97 Па
P/>=0,0045 2,97 = 0,0134 ПаС
/>
/>
Vк=1,25 0,66 = 0,83 м/с
715-1830м Qmin=0.785 0.83 (0.3102– 0.1272) 103= 52.0 л/с
Технологический необходимый расход бурового раствора определяется по формуле:/>
/>(31)
где: QТН– технологически необходимая величина расхода дляобеспечения процесса углубления скважины, л/с;
Рmax– максимально допустимое давление на выкиде буровых насосов, Мпа;
РДТ–технологически необходимая величина перепада на долоте, Мпа:
РR— гидроимпульсное давление 2-3 Мпа;
/>— плотность промывочной жидкости внутри бурильной колонны и в заколонном пространстве, кг/м3;
аi– коэффициент гидросопротивления независящий от глубины скважины м-4; продолжение
--PAGE_BREAK--
l1, l2– длины секций бурильной колонны с разными диаметрами и толщиной стенок, м;
bi, bj – коэффициент гидросопротивления зависящий от длины м-5
аi=amc+aМ+ав+аТВ (32)
где: amc,aМ, ав, аТВ учитывает соответственно сопротивления в монифольте, в стояке, вертлюге, ведущей трубе, м-4 \9, приложение1\.
/>(33)
где: dВ – внутренний диаметр труб.скважины секции, м.
/>(34)
где: Дс – диаметр скважины с учетом увеличения, м
/>(35)
где: ДД – диаметр долота, м. интервал 1830-2560 м:
/>
/>
/>
Результаты расчетов сведены в таблицу 21. Расход промывочной жидкости при нормальных условиях бурения должен соответствовать выражению.
QТН > Q > Qmin (36)
Таблица 21 — Расход промывочной жидкости по интервалам
Интервал, м
QТН, л\с
Q, л\с
Qmin, л\с
0-50
52,0
42,0
0-715
40,0
55,0
52,0
715-1830
36,0
32,0
20,0
1830-2560
36,0
32,0
19,0
2.4.3 Расчет частоты вращения долота
Частота вращения долота определяется при выполнении условия обеспечения необходимого времени контакта вооружения долота с забоем \9\:
/>(37)
где: n/>— частота вращения долота, об\мин;
GД– динамическая составляющая осевой нагрузки на долото.Н;
С =5100 м\с – скорость звука в материале вала забойного двигателя;
КВД– коэффициент, учитывающий мгновенную задержку частоты вращения вала забойного двигателя при вдавливании зуба шарошки долота в породу;
Е = 2,1 1011– модуль упругости материала, н\м2;
F– площадь поперечного сечения вала турбобура, м2;
RД–радиус долота. м;
/>— время контакта, млс;
β— угол между осью долота и осью шарошки.
/>(38)
где: GСТ – статическая составляющая осевой нагрузки на долото, Н.
/>(39)
интервал 0-716м: />
/>
/>
Расчет остальных интервалов аналогичен. Результаты расчета представлены в таблице 22.
Таблица 22 — Частота вращения долота
Интервал, м
Е. Н\м2
F, м2
КВД
/>
GСТ, Кн
GД, Кн
n/> об\мин
0-600
/>
/>
4
3,0
57
14
480
600-1830
/>
/>
1
4,0
46
12
300
1830-2560
/>
/>
1
5,0
170
43
420
2.4.4 Обоснование максимальной величины давлений на выкиде буровых насосов
Максимальная величина давления на выкиде буровых насосов является одним из главных параметров, который определяет работу гидравлического забойного двигателя и оказывает существенное влияние на темп углубления скважины.
Расчет производится по методике (9)
/>(40) продолжение
--PAGE_BREAK--
где: Рmax — максимальная величина давления на выкиде буровых насосов, мПа;
G –осевая нагрузка на долото, ;
GВР – вес вращающихся элементов забойного двигателя, Н;
Fр – площадь поперечного сечения турбинок;
РТ — перепад давления в турбобуре, мПа;
GП — осевая нагрузка на пяту забойного двигателя, меняется в зависимости от твердости пород, GП=+30кН:
/>(41)
где: dcр – средний диаметр турбинок, Н;
/>(42)
где: G3 – вес забойного двигателя, Н; b – 0,85 – архимедова сила.
интервал 0-715м: />
/>
/>
интервал 715-1830м: />
/>
/>
интервал 1830-2560м: />
/>
/>
2.5 Обоснование. Выбор и расчет компоновок бурильной колонны
Определяем длину УБТ требуемую для создания нагрузки и придания жесткости КНБК.
/>
где с- скорость звука в материале труб;
Т- период продольных вибраций долота;
/>— расстояние от забоя до УБТ;
/>— расстояние от забоя до осевой опоры ГЗД.
Для создания осевой нагрузки применяем УБТС-2. В интервале 0-715 м длину УБТС-2 203х61,5 принимаем 12м, а в интервале 715-1830м и 1830-2560м длину УБТС –2 178х49 принимаем 12м \1\.
Длину секции ПК 127х9 определяем по формуле:
/>(43)
где: lПК – длина секции ПК (ТБПВ), м;
G – осевая нагрузка на долото, Н;
GУБТ — вес УБТ; GУБТ — =1530 н\м-178 мм;
GУБТ=2105 н\м – 203мм:
G3 – вес забойного двигателя, Н;
gПК – вес труб ПК 127х9; gПК=305 н\м
b – коэффициент учитывающий архимедову силу
/>(44)
где: /> — плотность материала труб, />ПК =7850кг\м3
Длину секции ЛБТ 147х11 Д16Т находим по формуле \10\.
/>(45)
где: lЛБТ – длина секции ЛБТ Д16Т, м;
lк – длина бурильной колонны. м;
lУБТ – длина труб УБТ, м;
l3 – длина забойного двигателя, м;
l3 – длина инструмента от забоя до верхней осевой опоры забойного двигателя, м;
Производим расчет по формулам (2.43-2.45):
/>
интервал 0-715 м:
/>
Длину секций труб ПК принимаем равным lПК=144м или 6 секций.
интервал 715- 1830 м:
/>
Максимально необходимую длину секций труб ТБПВ принимаем равным lПК=96 м или 4 свечи.
интервал 1830-2560 м:
/>
Для бурения интервала на эксплуатационную колонну длину секций труб ПК принимаем равным lПК=600м или 26 секций.
При расчете длин секций ЛБТ принимаются во внимание удлинение ствола скважины из-за профиля скважины.
Интервал 0-715 м:
/>
Длину секций ЛБТ принимаем равным lЛБТ=456м или 19 свечей.
Интервал 715-1830 м:
/>
Длину секций ЛБТ принимаем равным lЛБТ=1000м или 40 свечей.
Интервал 1830-2560 м:
/>по стволу скважин:
/>
Длину секций ЛБТ принимаем равным lЛБТ=2000м или 80 свечей.
Расчёт колонны на прочность проводим для турбинного бурения по методике
/5/. Определяем растягивающие напряжения />в верхнем сечении колонны
при наиболее тяжелых условиях, когда колонна поднимается из искривлённой части скважины с большей скоростью при циркулирующей жидкости по формуле:
/>, (46)
где />=1,3-коэффициент динамичности при СПО с включенными буровыми насосами /5/.
/>— площадь поперечного сечения типа ЛБТ.
/>— площадь поперечного канала труб /6/.
/>— силы трения колонны о стенки скважины /5/.
После расчёта необходимо проверить выполняется ли следующее условие:
/>(47)
где />=274 МПа.-предел текучести сплава Д16-Т из которого изготовлен ЛБТ.
/>=1,3- коэффициент запаса прочности /6/.
Если приведённое условие не выполняется, то необходимо перекомпоновка и соответственно перерасчёт колонны на прочность.
Расчеты приведены в таблице 23.
Таблица 23 — Прочность бурильной колонны
Fтл, м2
/> продолжение
--PAGE_BREAK----PAGE_BREAK----PAGE_BREAK----PAGE_BREAK----PAGE_BREAK--
Предельная глубина бурения (при масс буровой колонны 120т), м
4000,0
Скорость подъема крюка при расхаживании колонн (ликвидация аварий), м\с
0,2+0,5
Скорость установившегося движения при подъеме элеватора (без нагрузки), м\с
1,6
Расчетная мощность развиваемая приводом на входном валу подъемного агрегата, кВт
645,0
Диаметр отверстия в стволе ротора, мм
700,0
Расчетная мощность привода ротора, кВТ
370,0
Мощность бурового насоса, кВт
600,0
Рабочее давление в манифольде, МПа
25,0
Высота освоения (отметка пола буровой), м
7,2
Диаметр талевого каната, мм
28,0
Наибольшая оснастка талевой системы
5х6
Номинальная длина свечи, м
25,0
Степень СПО, %
50,0
Полезный подъем резервуаров циркуляционной системы, м3
120,0
Масса, кН
660,0
2.11 Геолого-технический наряд
По данным раздела 1 и 2 составляется геолого-технический наряд на бурение проектной скважины.
Список использованных источников
1. Групповой рабочий проект № 270 – 4 на строительство эксплуатационных скважин на Тагринском нефтяном месторождении.
СН 459-74. Норма отвода земель на строительство нефтяных и газовых скважин. — М.: Стройиздат, 1974.-5 с.
Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности. — М: НПО ОБТ, 2003.-104 с.
Соловьев Е.М. Заканчивание скважин — М: Недра, 1979.-303 с.
Середа Н.Г., Соловьев Е.М. Бурение нефтяных и газовых скважин. — М: Недра, 1988. – 360 с.
РД 39-0148070-6.027-86. Инструкция по бурению наклонных скважин с кустовых площадок на нефтяных месторождениях Западной Сибири.-Тюмень: СибНИИНП, 1986. — 138 с.
Справочник по механическим и абразивным свойствам горных пород нефтяных и газовых месторождений/М.Г. Абрамсон и др. — М: Недра 1984-207 с.
Абатуров В.Г., Грачев С.И., Молотков Ю.А. Механические указания к выполнению курсовой работы по курсу “Разрушение горных пород при бурении скважин”. — Тюмень: ТюмИИ, 1985. — 24 с.
Кулябин Г.А. Методические указания по курсу “Технология бурения глубоких скважин” для проектирования режима бурения с забойными двигателями и самостоятельной работы студентов специальности 09.09., 41.2.-Тюмень: ТюмИИ, 1990.
Зозуля Г.П., Белей И.И. Методические указания и контрольные занятия к практическим занятиям, и самостоятельной работе по курсу “Буровые растворы” для студентов специальности 09.ОВ “Бурение нефтяных и газовых скважин” очной и заочной форм обучения, 4.1.-Тюмень: ТюмГНГУ, 1994, — 30 с.
Леонов Е.Г., Исаев В.И. Гидромеханика в бурении. — М.: Недра, 1987.-304 с.
Булатов А.И., Данюшевский В.С. Тампонатные материалы. — М.: Недра, 1987 — 280 с.
Овчинников В.П., Кузнецов Ю.С., Кузнецов В.Г. Методические указания к выполнению курсового проекта по дисциплине “Закачивание скважин” для студентов специальности 09.09 “Бурение нефтяных и газовых скважин” дневной и заочной формы обучения. — Тюмень: ТюмИИ, 1994. – 35 с.
РД 39-7/1-0001-89. Инструкция по расчету обсадных колонн для нефтяных и газовых скважин. — Куйбышев: ВНИИТ нефть,1979. — 303 с.
15. Справочник по креплению нефтяных и газовых скважин \А.И. Булатов и др. — М.: Недра 1981. – 240 с.