Рекомендации по использованию буровых растворов для успешного ведения буровых работ на месторождении Северный Готурдепе

В процессе бурения применяемый буровой раствор отвечает конкретным технологическим требованиям к ряду основных его свойств, выражаемых количественно и требующих измерения, контроля и поддержания на заданном уровне.

В зависимости от условий бурения нефтяных и газовых скважин, их глубины и сложности состава применяемых очистных агентов контроль их параметров можно подразделить на три уровня.

К первому уровню относится контроль параметров бурового раствора, обязательный для всех скважин и выполняемых с помощью приборов. Плотность, условная вязкость, статическое напряжение сдвига, показатель фильтрации (водоотдача), толщина фильтрационной корки, стабильность, суточный отстой (коллоидальность), содержание песка.

Второй уровень, соответствующий осложненным условиям бурения, дополняется определением пластической вязкости, предельного динамического напряжение сдвига, водоотдачи при повышенных температурах, содержания газа нефти, состава твердой фазы, напряжения прибоя (для эмульсионных растворов), степени минерализации (содержание ионов Cu, Mg, Na, K, Cl и др.).

Третий, наиболее полный и детальный уровень контроля параметров буровых растворов, выполняемых специальными приборами для определения смазочных способности раствора, напряжения сдвига фильтрационной корки, термообработка растворов и другие параметры [1].

Многообразие условий бурения, с одной стороны, и различия, и требования, которые предъявляются на различных стадиях бурения скважины, с другой, обусловили появление нескольких типов промывочных жидкостей.

Все эти жидкости разделяются на три основные группы:

а) промывочные жидкости на водной основе; к ним относятся вода и глинистые растворы;

б) промывочные жидкости на нефтяной основе;

в) газообразные рабочие агенты.

Опыт бурения показал, что при промывке водой резко сокращаются расходы глины, химических реагентов и объем работ. Улучшается общее состояние ствола скважины в карбонатных породах и значительно уменьшается также число прихватов и затяжек бурильного инструмента.

Но вода не является универсальной промывочной жидкостью, и имеет следующие недостатки, которые ограничивают область ее применения:

• не может образовать на стенках скважины тонкой и прочной корки, которая цементировала бы стенки и препятствовала осыпанию их и фильтрации промывочной жидкости в пласты;
• не может удерживать выбуренную породу во взвешенном состоянии, при прекращении циркуляции насосом;
• реагирование с частицами разбуриваемых пород, растворением и насыщением с солями, которые вызывают коррозионное воздействие на оборудование и бурильный инструмент;
• проникновение по порам в пласт и резкое снижение эффективности проницаемости для нефти при вскрытии нефтенасыщенных пластов.

Глинистый раствор представляет собой коллоидно-дисперсную систему, которая образуется при весьма тщательном перемешивании некоторых глин водой. В процессе такого перемешивания глины с водой, а также в результате проникновения воды между отдельными глинистыми частицами происходит диспергирование глины на мелкие и мельчайшие частицы.

Растворы на глинистой основе имеют следующие преимущества:

• глинизация стенок скважины при разрушении горной породы;
• удерживание обломков выбуренной породы во взвешенном состоянии;
• возможно меньшее проникновение промывочной жидкости через стенки скважины в породы;
• не вызывает коррозию бурового оборудования и инструмента.

Отрицательной стороной глинистого раствора является следующее: при вскрытии нефтегазонасыщенных пластов с образованием проникновение в поры твердых частиц, которые могут снизить эффективность нефтегазоотдачи пластов [2, 5].

Растворы на нефтяной основе применяются для повышения отдачи нефтеносных пластов при вскрытии и гидравлическом разрыве, а также в неустойчивых глинисто-соленосных отложениях. Устранение кольматации и обводнение продуктивных горизонтов позволяет многократно повысить дебит нефти и газа [3].

На скважине № 147 Северный Готурдепе в качестве промывочной жидкости от нуля до глубины 4206 метров рекомендуется использовать утяжеленные, химически обработанные буровые растворы на водной основе, а с глубины 3800 метров до 4555 метров раствор на нефтяной основе.

Необходимые свойства буровых растворов определяются геологическими условиями и требованиями технологического процесса.

Бурение в интервале 0-600 метров под кондуктор Ø426мм рекомендуется осуществлять на нефтеэмульсионном гуматно-лигносульфонатном буровом растворе.

Бурение в интервале 600-3800 метров под техническими колоннами Ø324мм и 244,5мм рекомендуется на алюмокальцевом буровом растворе типа АЛКАР-3 и с интервала 3800-4206 метров под техническую колонну на углеводородном буровом растворе.

Бурение интервала 4206 метров до 4555 метров под эксплуатационный хвостовик-фильтр Ø139,7мм рекомендуется произвести на углеводородном буровом растворе, так как, эксплуатационную часть скважины планируется бурить наклонно-направленно.

Выбор бурового раствора для направленной скважины должен принимать во внимание несколько важных моментов: в частности необходимость снижения риска прихвата колонны. Для этой цели с одной стороны нужно, чтобы вес раствора был минимальным, но соответствовал рабочему давлению, а с другой стороны важна правильность составления формулы раствора [4]. Использование специальных добавок, а также оптимизация геологических, химических и физических характеристик раствора, позволяют минимизировать трение между стволом и буровой колонной, а также риск дифференциального давления, вызванного процессами фильтрации по причине образования тонкой, эластичной и непроницаемой фильтрационной корки, которая предотвращает проталкивание труб и, следовательно, их прилипание на стенках ствола Данные обе проблемы могут быть значительно нивелированы благодаря использованию обращенной эмульсии или бурового раствора на углеводородной основе.

На скважине №37 Северный Готурдепе в качестве промывочной жидкости от нуля до глубины 4206 метров рекомендуется использовать утяжеленные, химически обработанные буровые растворы на водной основе.

Бурения в интервале 0-600 метров под кондуктор Ø426мм рекомендуется осуществлять на нефтеэмульсионном гуматно-лигносульфонатном буровом растворе.

Бурение в интервале 600-5200 метров под техническими Ø324мм, Ø244,5мм колоннами и эксплуатационный хвостовик Ø139,7мм рекомендуется на алюмокальцевом буровом растворе типа АЛКАР-3.

На скважине №156 Северный Готурдепе в качестве промывочной жидкости от нуля до глубины 4100 метров рекомендуется использовать утяжеленные, химически обработанные буровые растворы на водной основе, а с глубины 4100 метров до 4300 метров раствор на нефтяной основе.

Бурение в интервале 0-400 метров под кондуктор Ø324мм рекомендуется осуществлять на нефтеэмульсионном гуматно-лигносульфонатном буровом растворе.

Бурение в интервале 400-4100 метров под промежуточными колоннами Ø324мм и Ø244,5мм рекомендуется на алюмокальцевом буровом растворе типа АЛКАР-3.

Бурение интервала 4100метров до 4300 метров под эксплуатационный хвостовик-фильтр Ø177,8мм, рекомендуется произвести на углеводородном буровом растворе.

На скважине №200 Северный Готурдепе в качестве промывочной жидкости от нуля до глубины 4900 метров рекомендуется использовать утяжеленные, химически обработанные буровые растворы на водной основе.

Бурения в интервале 0-600 метров под кондуктор Ø426мм рекомендуется осуществлять на нефтеэмульсионном лигносульфонатном буровом растворе.

Бурение в интервале 2000-4900 метров под техническую колонну Ø244,5мм и эксплуатационный хвостовик Ø177,8мм рекомендуется на алюмокальцевом буровом растворе типа АЛКАР-3.

На всех четырех скважинах рекомендуется:

• параметры бурового раствора и расход химических реагентов корректировать по фактическим горно-геологическим условиям бурения;
• необходимо свойства буровых растворов определить по геологическим условиям и требованиям технологического процесса.

Для приготовления глинистого раствора и регулирования содержания твердой фазы, а также для затворения реагентов используется морская вода [6].

По скважине № 147 площади Северный Готурдепе.

Сложные термогеохимические условия бурения скважины №147 площади Северный Готурдепе обуславливают, начиная от нуля и до проектной глубины, необходимость применения буровых растворов с пониженной величиной водоотдачи и легко регулируемыми реологическими и структурно-механическими показателями.

Буровые растворы на водной основе с поинтервальной сменой типа химической обработки, предусматривающей плавный переход от растворов, стабилизированных натрием-гуматами и лигносульфонатами, переводят в ингибированные системы алюмокальциевых растворов – AЛKAP-3M.

Температурные диапазоны применения буровых растворов:

• нефтеэмульсионный гуматно-лигносульфонатный раствор – +22 - +34°С;
• алюмокальциевые растворы – AJIKAP-3M - +34 - +92°С;
• раствор на углеводородной основе (РУО) – +92 - +104°С.

Нефтеэмульсионный гуматно-лигносульфонатный раствор используется от начала бурения и до момента падения его эффективности. С падением эффективности нефтеэмульсионного гуматно-лигносульфонатного раствора осуществляется перевод на ингибированные растворы системы AЛKAP-3M и вскрытие продуктивных пластов на растворе углеводородной основе (РУО).

Интервал бурения 0-600 м

При бурении скважины начиная от нуля до глубины 600м используется нефтеэмульсионный гуматно-лигносульфонатный раствор, для разбуривания неустойчивых песчано-глинистых пород четвертичного отложения и стабилизации ствола скважины.

В качестве регуляторов свойств бурового раствора используются реагенты стабилизаторы: гуматы – углещелочной реагент (УЩР) и лигно-сульфонаты – конденсат сульфат-спиртовой барды (КССБ-2). Для регулирования щёлочности раствора растворимости кальция в морской воде используется каустическая сода (NaOH). Из специализированных реагентов, функционально предназначенный для гидрофобизации твёрдой фазы бурового раствора и улучшения смазывающих свойств используются нефть и графит. Для предотвращения вспенивания раствора используется поверхностно-активное вещество – ПАВ ХТ-48. Водородный показатель рН раствора 8,5-9,0.

Приготовление нефтеэмульсионного гуматно-лигносульфонатного раствора: В глиномешалку объемом 4м заливается вода до половины объёма и засыпается 60кг каустической соды (NaOH) – осуществляется перемешивание в течении 15-20 минут, после этого засыпается 600кг УЩР при периодическом прокручивании лопастей глиномешалки и доливается вода до верхнего уровня. Смесь перемешивается в течении 1-1³⁰ часов, после этого реагент добавляется в буровой раствор в течении одного цикла циркулирования. При первой обработке к 100 м³ бурового раствора необходимо добавить 2-е глиномешалки (8 м³) реагента УЩР.

В глиномешалку объемом 4 м³ заливается вода до половины объёма и засыпается 70–80 кг каустической соды (NaOH) – осуществляется перемешивание в течении 15-20 минут, после этого засыпается 700 – 800 кг КССБ-2 при периодическом прокручивании лопастей глиномешалки и долив воды до верхнего уровня. Смесь перемешивается в течении 1-1³⁰ часов, после этого реагент выпускается в буровой раствор в течении одного цикла циркулирования. При первой обработке к 100 м³ бурового раствора необходимо добавить 2-е глиномешалки (8 м³) реагента КССБ-2.

На 100 м³ бурового раствора необходимо добавить нефти 10 т и графита 500 – 700 кг. ПАВ ХТ-48 применяется в буровом растворе в качестве пеногасителя. На 100 м³ бурового раствора необходимо добавить ПАВ ХТ-48 – 200-400 кг. Все эти реагенты поочередно добавляются в буровой раствор в течение одного цикла циркуляции в зависимости от объема обрабатываемого бурового раствора. В дальнейшем обработка нефтеэмульсионного гуматно-лигносульфонатного раствора осуществляется с целью снижения вязкости раствора и водоотдачи до установленных величин параметров. В случае падения рН раствора ниже значения следует ввести в раствор необходимое количество NaOH. Приготовление и добавка реагентов в дальнейшем осуществляется по мере необходимости.

Интервал бурения 600-2700 м

При бурении скважины от глубины 600 м до глубины 2700 м используется ингибированный раствор АЛКАР-ЗМ. Этот раствор используется с целью перекрытия высококоллоидных «чёрных глин» апшеронского яруса, склонных к обвалам. AЛKAP-3M обеспечивает подавление лиофильности глин, сокращает накопления избыточного объёма бурового раствора и одновременно обеспечивает устойчивость и упрочняет стенки ствола скважины.

В качестве регуляторов свойств бурового раствора используются реагенты: стабилизаторы лигносульфонаты – феррохромлигносульфонат (ФХЛС) и КССБ-2, ингибиторы – щелочные гидролизаты портландцемента, термостабилизаторы – бихроматы натрия (Na₂Cr₂0₇) или калия (К₂Сг₂0₇), щёлочи – NaOH. Водородный показатель рН раствора 10-12.

Перевод бурового раствора в комплексно-ингибированную систему AЛKAP-3M. Готовится комплексно-ингибированная система AЛKAP-3M. В глиномешалку 4 м³ заливают 2-2,5 м³ морской воды, загружают 80-100 кг Хромпика и перемешивают 15-20 минут, добавляют 200-250 кг портландцемента, перемешивают 1-2 часа, затем, добавляют 100-150 кг щёлочи, перемешивают 20-30 минут, добавляют 500 кг лигносульфоната и 70-100 литров ХТ-48 перемешивают 1-2 часа. В глиномешалку добавляют морскую воду до уровня. Всё перемешивается 1-1³⁰ часа. После приготовления комплексно-ингибированная система AЛKAP-3M выпускается в циркулирующий буровой раствор в течении одного цикла, вводится в буровой раствор в количестве 10-15% к объёму раствора. Время приготовления составляет 3-4 часа.

На 100 м³ бурового раствора необходимо добавить нефти 10-15 т и графита 500 – 700 кг. Все эти реагенты поочередно добавляются в буровой раствор в течение одного цикла циркуляции в зависимости от объёма обрабатываемого бурового раствора.

Потребность в последующей дообработке «ослабленного» ингибированного раствора целесообразна при увеличении структурно-механических свойств на 10-15%.

Интервал бурение 2700-3800 м

При бурении скважины от глубины 2700 м до глубины 3800м используется ингибированный термостойкий раствор АЛКАР-ЗМ в зоне умеренных температур +92°С. Этот раствор используется с целью подавления глин нижней красноцветной толщи, стабилизации ствола скважины и чрезмерного насыщения выбуренной породы. Обеспечивает стабильность параметров раствора в зоне умеренных температур.

Интервал бурения 3800-4555 м

При бурении скважины от глубины 3800 м до глубины 4555 м используется раствор на углеводородной основе (РУО) в зоне повышенных температур +104°С, с целью подавления глин нижней красноцветной толщи и вскрытия продуктивных пластов скважины, стабилизации ствола скважины и чрезмерного насыщения выбуренной породы. Обеспечивает стабильность параметров раствора в зоне повышенных температур.

Растворы на углеводородной основе обеспечивают возможность бурения неустойчивых, набухающих или расширяющихся в водной среде породах, предотвращают сальникообразование и прихваты инструмента вследствие перепада давления между скважиной и пластом. Они обладают лучшими смазывающими свойствами, предохраняют инструмент от коррозии. Такие растворы имеют преимущества при разбуривании глубоких горячих скважин, соляных, ангидритовых зон отложений, при бурении малого диаметра, при наклонно-направленном бурении, при разбуривании пластов, содержащих сероводород и двуокись водорода.

При бурении скважин на площадях ГК «Туркменнефть» компанией MI SWACO нашли широкое применение растворы «нормальной» системы «Версадрил». Эта система представляет собой растворы на основе дизельного топлива с сильно эмульгированной системой, которая выдерживает высокие температуры и при этом не утрачивает стабилизирующие свойства раствора. Эта система успешно используется для бурения глубоких скважин.

Приготовление рецептуры раствора на углеводородной основе в промысловых условиях на 1м³ раствора. В одну из емкостей заливают необходимое количество дизтоплива (0,5м), затем при интенсивном перемешивании через воронку с помощью струи центробежных насосов и мешалок вводят эмульгаторы ПАВ - Версамул и Версакоат, добиваясь их полного растворения. В другой ёмкости готовят минерализованную воду (содержащую СаС1₂) требуемой активности. В ёмкость с обработанным реагентом дизельным топливом медленно добавляют минерализованную воду через воронку миксера, тщательно перемешивая (дополнительно можно добавить сухой порошок СаС1₂). Затем вводится негашеная известь (СаО), тщательно перемешивается 30-60 минут и вводится реагент понизитель фильтрации – Версатрол, мешается 30-60 минут. В полученный исходный раствор добавляется барит до требуемой плотности и перемешивается час. Определяются технологические параметры готового раствора.

Необходимостью является последовательность ввода реагентов и механическое перемешивание системы. В связи с этим на буровых должны использоваться миксеры постоянной скорости (n = 2000 об/мин. и более), а на буровой должны использоваться гидромониторные и механические перемешиватели.

Информация рекомендованных параметров бурового раствора, при бурении под каждую колонну по скважине №147 Северный Готурдепе изложены в таблице 1.

По скважине № 37 площади Северный Готурдепе.

Сложные термогеохимические условия бурения скважины № 37 площади Северный Готурдепе обуславливают, начиная от нуля и до проектной глубины, необходимость применения буровых растворов с пониженной величиной водоотдачи и легко регулируемыми реологическими и структурно-механическими показателями.

Буровые растворы на водной основе с поинтервальной сменой типа химической обработки, предусматривающие плавный переход от растворов, стабилизированных натрием – гуматами и лигносульфонатами, переводят в ингибированные системы алюмокальциевых растворов – AЛKAP-3M

Температурные диапазоны применения буровых растворов:

• нефтеэмульсионный гуматно-лигносульфонатный раствор – +22 - +40°С;
• алюмокальциевые растворы - АЛКАР-ЗМ- +40- +121°С.

Нефтеэмульсионный гуматно-лигносульфонатный раствор используется от начала бурения и до момента падения его эффективности. С падением эффективности нефтеэмульсионного гуматно-лигносульфонатного раствора осуществляется перевод на ингибированные растворы системы АЖАР-ЗМ.

Интервал бурения 0-800м

При бурении скважины начиная от нуля до глубины 800м используется нефтеэмульсионный гуматно-лигносульфонатный раствор, для разбуривания неустойчивых песчано-глинистых пород четвертичного отложения и стабилизации ствола скважины.

В качестве регуляторов свойств бурового раствора используются реагенты стабилизаторы: гуматы – углещелочной реагент (УЩР) и лигносульфонаты – конденсат сульфат-спиртовой барды (КССБ-2). Для регулирования щёлочности раствора растворимости кальция в морской воде используется каустическая сода (NaOH). Из специализированных реагентов, функционально предназначенный для гидрофобизации твёрдой фазы бурового раствора и улучшения смазывающих свойств используются нефть и графит. Для предотвращения вспенивания раствора используется поверхностно-активное вещество – ПАВ ХТ-48. Водородный показатель рН раствора 8,5-9,0.

Приготовление нефтеэмульсионного гуматно-лигносульфонатного раствора: В глиномешалку объемом 4м заливается вода до половины объёма и засыпается 60кг каустической соды (NaOH) – осуществляется перемешивание в течение 15 - 20 минут, после этого засыпается 600кг УЩР при периодическом прокручивании лопастей глиномешалки и доливается вода до верхнего уровня. Смесь перемешивается в течении 1-1³⁰ часов, после этого реагент добавляется в буровой раствор в течении одного цикла циркулирования. При первой обработке к 100м бурового раствора необходимо добавить 2-е глиномешалки (8м) реагента УЩР.

В глиномешалку объемом 4 м³ заливается вода до половины объёма и засыпается 70-80 кг каустической соды (NaOH) – осуществляется перемешивание в течение 15-20 минут, после этого засыпается 700 – 800 кг КССБ-2 при периодическом прокручивании лопастей глиномешалки и долив воды до верхнего уровня. Смесь перемешивается в течение 1-1³⁰ часов, после этого реагент выпускается в буровой раствор в течении одного цикла циркулирования. При первой обработке к 100 м бурового раствора необходимо добавить 2-е глиномешалки (8м³) реагента КССБ-2.

На 100 м³ бурового раствора необходимо добавить нефти 10 т и графита 500-700 кг. ПАВ ХТ-48 применяется в буровом растворе в качестве пеногасителя. На 100 м³ бурового раствора необходимо добавить ПАВ ХТ-48 – 200-400 кг. Все эти реагенты поочередно добавляются в буровой раствор в течение одного цикла циркуляции в зависимости от объема обрабатываемого бурового раствора.

В дальнейшем обработка нефтеэмульсионного гуматно-лигносульфонатного раствора осуществляется с целью снижения вязкости раствора и водоотдачи до установленных величин параметров. В случае падения рН раствора ниже значения следует ввести в раствор необходимое количество NaOH. Приготовление и добавка реагентов в дальнейшем осуществляется по мере необходимости.

Интервал бурения 800-2800м

При бурении скважины от глубины 800 м до глубины 2800 м используется ингибированный раствор AЛKAP-3M. Этот раствор используется с целью перекрытия высококоллоидных «чёрных глин» апшеронского яруса, склонных к обвалам. AЛKAP-3M обеспечивает подавление лиофильности глин, сокращает накопление избыточного объёма бурового раствора и одновременно обеспечивает устойчивость и упрочняет стенки ствола скважины.

В качестве регуляторов свойств бурового раствора используются реагенты: стабилизаторы лигносульфонаты – феррохромлигносульфонат (ФХЛС) и КССБ-2, ингибиторы – щелочные гидролизаты портландцемента, термостабилизаторы – бихроматы натрия (Na₂Cr₂07) или калия (К₂Сr₂0₇), щёлочи - NaOH. Водородный показатель рН раствора 10-12.

Перевод бурового раствора в комплексно-ингибированную систему AЛKAP-3M. Готовится комплексно-ингибированная система AЛKAP-3M. В глиномешалку 4 м³ заливают 2-2,5 м³ морской воды, загружают 80-100 кг хромпика и перемешивают 15-20 минут, добавляют 200-250 кг портландцемента, перемешивают 1-2 часа, затем, добавляют 100-150 кг щёлочи, перемешивают 20-30 минут, добавляют 500 кг лигносульфоната и 70-100 литров ХТ-48 перемешивают 1-2 часа. В глиномешалку добавляют морскую воду до уровня. Всё перемешивается 1-1³⁰ часа. После приготовления комплексно-ингибированная система АЛКАР-ЗМ выпускается в циркулирующий буровой раствор в течении одного цикла, вводится в буровой раствор в количестве 10-15% к объёму раствора. Время приготовления составляет 3-4 часа.

На 100 м³ бурового раствора необходимо добавить нефти 10-15 т и графита 500-700 кг. Все эти реагенты поочередно добавляются в буровой раствор в течение одного цикла циркуляции в зависимости от объёма обрабатываемого бурового раствора.

Потребность в последующей дообработке «ослабленного» ингибированного раствора целесообразна при увеличении структурно-механических свойств на 10-15%.

Интервал бурения 2800-4800м

При бурении скважины от глубины 2800 м до глубины 4800 м используется ингибированный термостойкий раствор АЛКАР-ЗМ в зоне повышенных температур +113°С. Этот раствор используется с целью подавления глин нижней красноцветной толщи, стабилизации ствола скважины и чрезмерного насыщения выбуренной породы. Обеспечивает стабильность параметров раствора в зоне повышенных температур.

Интервал бурения 4800-5200м

При бурении скважины от глубины 4800м до глубины 5200м используется ингибированный раствор АЛКАР-ЗМ в зоне повышенных температур +121°С с целью подавления глин нижней красноцветной толщи и вскрытия продуктивных пластов скважины, стабилизации ствола скважины и чрезмерного насыщения выбуренной породы. Обеспечивает стабильность параметров раствора в зоне повышенных температур.

Информация рекомендованным параметрам бурового раствора, при бурении под каждую колонну по скважине №37 Северный Готурдепе изложены в таблице 2.

Таблица 1

Типы и параметры буровых растворов для бурения эксплуатационной скважины № 147 площади Северный Готурдепе с наклонно-направленным стволом

Таблица 2

Типы и параметры буровых растворов для бурения разведочной скважины № 37 площади Северный Готурдепе

1. Ангелопуло О.К., Подгорнов В.М., Авахов В.Э. Буровые растворы для осложненных условий, – М.: Недра, 2001.
2. Демихов В.И., Средства измерения параметров бурения скважин, – М.: Недра, 1990.
3. Тагиров К.М., Нефантов В.И., Бурение скважин и вскрытие нефтегазовых пластов на депрессии, – М.: Недра, 2003.
4. Гауф В.А., Программа по буровым растворам для бурения вторых стволов и вскрытие продуктивного пласта Федоровского УПНПиКРС ОАО Сургутнефтегаз, - Волгоград 1998.
5. Лушпеева О.А., Разработка и исследование рецептур буровых растворов для бурения боковых стволов \ О.А. Лушпеева, Г.Б. Проводников, Н.Т. Кесева, Л.В. Корикова // Вопросы геологии, бурения и разработки нефтяных и газонефтяных месторождений Сургутского региона: Сборник научных трудов. Екатеринбург, – Выпуск 3, 2001.
6. Деряев А.Р., Гулатаров Х., Мантрова С.В. Рекомендации по буровым растворам для одновременно-раздельной эксплуатацией нескольких продуктивных горизонтов на месторождении Северный Готурдепе, Сборник института Нефти и газа, выпуск 8, Ашгабат, Туркменская служба издания 2014.