Технология бурения боковых стволов

Подготовка скважины к бурению боковых стволов может включать такие работы, как монтаж установки для капремонта, подъем НКТ с внутрискважинным оборудованием, задавка цемента в зону перфорации, чтобы безопасно провести очистку скважины от посторонних предметов и каротаж для оценки состояния обсадной колонны и привязки к геологическому разрезу за колонной. В зависимости от условий и конструкции скважины, возможны несколько вариантов проведения работ: от забуривания в открытом стволе до бурения из обсадной колонны через боковое окно, вырезанное фрезерами, опирающимися на уипсток, или из искусственного интервала открытого ствола, созданного фрезерованием всего поперечного сечения обсадной колонны.

Бурению боковых стволов обычно предшествует спуск гироскопического инклинометра и каротажных приборов для уточнения пространственного положения обсадной колонны и эксплуатационного объекта. На основе этой информации выбирается глубина фрезерования обсадной колонны и забуривания бокового ствола. В выбранном интервале проводится цементометрия, и если цементное кольцо за колонной плохого качества, то после фрезерования старый цемент из открытого интервала удаляют раздвижным расширителем, который заодно увеличивает диаметр скважины.

Рисунок 1 - Фрезерование труб по периметру.

С помощью специального спускаемого в скважину устройства на заданной глубине прорезается круговая щель в обсадной колонне и цементном камне за ней (А). В рабочем положении резцы выдвигаются из корпуса устройства, а в транспортном положении - упираются в пазы корпуса. Длина фрезеруемого участка колонны (В) зависит от таких факторов как: внутренний диаметр колонны и наружный диаметр ее муфт, диаметр долота и угол искривления корпуса забойного двигателя. Интервал открытого ствола, образованный в результате фрезерования (С), перекрывают цементным мостом (D) для забуривания бокового ствола (Е). Часть старой скважины ниже интервала забуривания остается изолированной от бокового ствола.

Если при забуривании из вертикального ствола ориентирование отклонителя выполняется с помощью магнитометра, то освобождают от обсадной колонны интервал порядка 18м (рис. 5.11). Длина фрезеруемого участка может быть уменьшена, если для ориентирования КНБК используется гироскопический компас. Участок открытого ствола скважины перекрывают прочным цементным мостом. Чтобы избежать магнитных помех, мост разбуривают до глубины на б м выше подошвы открытого интервала. Недостатком метода фрезерования обсадных труб по всему сечению являются повышенные требования к прочности цементного моста для забуривания и трудности поиска головы нижней секции обсадной колонны, если туда потребуется войти после бурения бокового ствола. Во многих случаях механическая скорость бурения ограничивается условиями выноса шлама из скважины, а для горизонтального участка проблема выноса шлама становится еще сложнее. Конструкция современных инструментов для фрезерования предусматривает образование мелкой, не формирующей клубков стружки, легко удаляемой из скважины. При фрезеровании предпочтительней промывать скважину полимерными, а не глинистыми буровыми растворами. Растворы на углеводородной основе вообще не рекомендуется применять для фрезерования.

Рисунок 2 - Вырезание окна

Рисунок 2 (продолжение)- Вырезание окна

Операции по вырезанию окна в обсадной колонне начинаются со спуска и ориентирования извлекаемого уипстока создающего отклоняющее усилие на фрезеры (А). После фиксации уипстока якорем производится срезание удерживающей шпильки, и первый фрезер вырезает в колонне окно размером в несколько дюймов (В). Следующий фрезер выполняет основной объем работы по вырезанию окна и спускается вместе с эллипсоидными фрезерами, которые расширяют окно и выравнивают его кромки (С). После окончания вырезания окна приступают к забуриванию ответвления (D). Уипсток используется, чтобы направить КНБК и оборудование для заканчивания скважины в ответвление (Е). Когда работы в ответвлении закончены, уипсток можно извлечь, освободив доступ к нижележащим пластам (I и G).

Альтернативой фрезерованию всего поперечного сечения труб является вырезание окон в обсадной колонне. Это требует установки ориентированного уипстока и фрезерования окна в несколько этапов (рисунок 2). После того, как уипсток установлен в нужном направлении, срезается шпилька, соединяющая его с фрезером первого этапа. Начинают вращать бурильную колонну, и твердосплавные резцы наконечника фрезера врезаются в стенку обсадной колонны. На следующем этапе окно в колонне прорезается специальным долотом, которое отжимается наклонной плоскостью уипстока в сторону стенки обсадной колонны и породы за нею. Окно расширяют и выравнивают его края с помощью конического фрезера, над которым прямо под УБТ устанавливают один или два фрезера эллипсоидной формы.

В сравнении с вырезанием окон фрезерование обсадной колонны по всему поперечному сечению имеет ряд преимуществ: исключается необходимость использования гироскопического компаса, имеется возможность начинать набор кривизны ближе к объекту эксплуатации, фрезерование можно выполнить за одно долбление. С другой стороны, при вырезании окон используется уипсток, обеспечивающий принудительное отклонение, но требующий нескольких спусков гироскопического компаса для ориентирования уипстока и КНБК. Кроме того, вырезание окон требует нескольких долблений различными фрезерами, а набор кривизны приходится начинать выше, чтобы разместить соответствующие элементы КНБК.

Рисунок 3

 

Какой бы способ зарезки ни применялся, после выхода в породу за колонной появляется возможность дополнительного выбора. Кроме стандартного искривления по среднему радиусу, существует несколько новых методов, которые могут повысить эффективность бурения боковых стволов. Бурение с коротким радиусом кривизны, использование колонны гибких труб и многоствольные скважины - все эти варианты нуждаются в тщательном экономическом анализе (рисунок 4).

Бурение с коротким радиусом кривизны

Скважины с коротким радиусом кривизны бурят для того, чтобы избежать проблем в вышележащих пластах, которые пришлось бы перекрывать хвостовиком, или когда приходится забуриваться ниже спущенного в скважину оборудования, например, из-под башмака обсадной колонны. В некоторых пластах криволинейный и горизонтальный участки можно полностью разместить в продуктивной зоне, не вскрывая глинистых пропластков и снижая риск прихвата труб (рисунок 3). Искривленный участок бурят специальными КНБК для короткого радиуса кривизны. Такая КНБК включает долото, шарнирный забойный двигатель, немагнитную УБТ уменьшенной жесткости и телеметрическую систему. Высокопрочные бурильные трубы располагаются непосредственно над КНБК, что делает более безопасным прохождение колонны через криволинейный участок скважины. В вертикальной части скважины используются бурильные трубы обычной прочности.

Рисунок 4

Бурение скважин с коротким радиусом кривизны в Техасе. Зачастую, ввиду малых размеров эксплуатационных объектов приходится бурить боковые стволы с коротким радиусом кривизны, чтобы не выйти за границы лицензированной территории и углеводородной залежи. В соответствии с законами штата и границами лицензионного участка для данной скважины был выделен узкий 35-метровый коридор для первых 213 м отхода от вертикали с последующим разворотом против часовой стрелки (рисунок справа). Уипсток был установлен на глубине 1572 м. радиус кривизны скважины в точке вскрытия кровли продуктивного пласта составил 23 м. Бурение горизонтального участка продолжили без смены КНБК. Возможность вращения забойной компоновки, применяемой компанией Анадрилл для бурения скважин с коротким радиусом кривизны, обеспечило надежный контроль за траекторией горизонтального участка. Кроме того, что скважина не вышла за граниты лицензионного участка, горизонтальный ствол почти по всей 488-метровой длине разместился в пределах продуктивного пласта.

При бурении скважин с длинным и средним радиусом кривизны интенсивность искривления определяется тремя элементами КНБК, находящимися в контакте со стенками скважины: долотом, наддолотным стабилизатором и первым стабилизатором над забойным двигателем. При искривлении по короткому радиусу все элементы, контактирующие со стенками скважины должны быть расположены ниже шарнира забойного двигателя. Этот шарнир, не влияя на интенсивность искривления, обеспечивает проходимость двигателя через участки скважины с большой кривизной. Конструкция шарниров рассчитана на бурение с вращением бурильной колонны. По усмотрению оператора и в зависимости от проходимых пород, для бурения могут быть использованы шарошечные или алмазно-твердосплавные долота.

Для искривления по короткому радиусу компания Анадрилл использует жесткую 1,2-метровую секцию забойного двигателя с изменяемым (над столом ротора) вылетом упорной пяты, являющейся верхней из трех контактных точек, определяющих радиус кривизны (рис. 5.16). Такая компоновка за счет постоянного контакта со стенками скважины обеспечивает предсказуемость интенсивности искривления и относительную простоту контроля за проводкой горизонтального участка. Исключается необходимость замены двигателя при переходе от одного участка профиля скважины к другому. Контроль за траекторией скважины осуществляется с помощью извлекаемой телесистемы СЛИМ-1 с прибором гамма-каротажа для привязки к геологическому разрезу. Телесистему можно извлекать из скважины без подъема бурильной колонны. Конструкция телесистемы позволяет передавать по гидравлическому каналу информацию на поверхность при наборе
кривизны по радиусу более 12 м. Для повышения качества контроля траектории датчик угла расположен в нижней части телесистемы прямо над силовой секцией забойного двигателя.

Рисунок 5- Схема расположения месторождения Алтуритас в Венесуэле (Южная Америка)

Недавно за счет бурения скважин с коротким радиусом кривизны компания ОКСИ увеличила добычу на месторождении Алтуритас в 48 км к востоку от озера Маракаибо в Венесуэле (рисунок 5). Над продуктивным горизонтом Марселина лежит пропласток каменного угля, который создает трудности при прохождении его наклонными стволами, что делало горизонтальные скважины экономически неэффективными, пока не появилась возможность набирать кривизну по короткому радиусу.

Скважина Алтуритас 22 работала с дебитом 47 м^З/сутки. Решили увеличить дебит за счет бурения горизонтального ответвления с помощью системы компании Анадрилл для искривления по короткому радиусу. Планировалось установить съемный уипсток в 244,5-мм обсадной колонне, вырезать боковое окно, пробурить криволинейный и горизонтальный участки бокового ствола, после чего передать скважину в эксплуатацию. Съемный уипсток позволил бы вернуться в старый ствол ниже окна и при необходимости пробурить еще несколько ответвлений.

С уипстока A-Z PackStock, установленного на глубине 3321 м, вырезали окно длиной 6 м, из которых 3 м бурили частично по породе. Для улучшения выноса стружки скважину промывали гелеобразующим буровым раствором. На глубине 3327 м зенитный угол увеличился до 3°. После этого перешли на буровой раствор на углеводородной основе и спустили КНБК для искривления по короткому радиусу. Пробурили 26 м и набрали зенитный угол 90°, разместив горизонтальный участок ответвления в проектном коридоре 3349 - 3354 м.

Дальнейшее бурение вели по продуктивному горизонту, состоящему из ряда пропластков песчаника. Первая половина горизонтального участка скважины шла от нижнего пропластка вверх, пересекая все вышележащие пропластки. Потом скважину повернули вниз, не выходя за пределы продуктивной зоны. Бурение закончили, когда скважина пересекла сверху вниз все пропластки при отходе от вертикали 589м.

Успешность этого проекта можно оценить, исходя из текущего дебита и затрат. Боковой ствол не стали обсаживать и получили дебит 318 м^З/сутки, что почти в семь раз превышает дебит типичной вертикальной скважины на месторождении. Дополнительные затраты составили 3,2 миллиона долларов США при исходной стоимости скважины 2,4 миллиона долларов США, то есть стоимость возросла незначительно в сравнении с увеличением дебита. Компания ОКСИ планирует продолжить бурение скважин такого типа.

 

Рисунок 6 - Компоновка для бурении скважин с коротким радиусом кривизны

Применяемая компанией Анадрил шарнирная КНБК для искривления по короткому радиусу включает забойный двигатель-отклонитель, PowerPack и телесистему Слим-1, извлекаемую из скважины без подъема бурильной колонны. Угол искривления компоновки изменяется за счет регулирования вылета опорной пяты, расположенной под силовой секцией забойного двигателя.

Применение гибких труб

Использование гибких труб является одной из новых технологий при бурении боковых стволов (рисунок 8). Этот способ особенно привлекателен при высокой стоимости мобилизации буровой установки. Наиболее эффективным применением гибких труб является бурение боковых стволов сквозь НКТ с поддержанием режима депрессии в скважине. Гибкие трубы позволяют оперативнее контролировать состояние скважин с низкими пластовыми давлениями. Отпадает необходимость подъема труб и глушения скважины, что повышает привлекательность технологии.

Новые КНБК для бурения гибкими трубами улучшают качество контроля за траекторией скважины и повышают эффективность работ. Одна из таких КНБК, названная системой VIPER, имеет кабельный канал связи с поверхностью для передачи электроэнергии и информации и включает в себя телесистему для угловых измерений и устройство для поворота КНБК. Управляющие электросигналы передаются с поверхности по кабелю. При бурении с депрессией на пласт, когда промывка осуществляется раствором, вспененным воздухом или азотом, невозможно передать информацию по гидравлическому каналу, и его заменяет кабельный. В сравнении с гидравлическим кабельный канал увеличивает скорость передачи информации на несколько порядков и позволяет управлять всеми датчиками с поверхности.

Еще одним преимуществом системы VIPER является повышение эффективности бурения гибкими трубами. Электродвигатель над КНБК увеличивает вращающий момент на долоте и способствует осуществлению непрерывного и достаточно точного контроля за траекторией скважины.

Постоянное медленное вращение сглаживает траекторию скважины и уменьшает потери на трение КНБК о стенки скважины, что позволяет бурить скважины с большим отходом от вертикали. Возможность постоянно контролировать забойное давление в процессе бурения, промывки и спуско-подьемных операций обеспечивает поддержание заданной депрессии на пласт.

 

Рисунок 7- Профиль ответвления скважины Алтуритас

Согласно проекту, боковой ствол вывели на горизонтальное направление по короткому радиусу кривизны в подошве продуктивной зоны затем развернули вверх и после пересечения всех песчаных пропластков повернули вниз и еще раз пересекли все пропластки. После вскрытия нижнего пропластка бурение прекратили при смещении по горизонтали 589 м от точки забуривания. Из бокового ствола получили приток с семикратным увеличением дебита в сравнении с первоначальной вертикальной скважиной.

Система VIPER с колонной гибких труб

Рисунок 8 - Бурение с использованием колонны гибких труб.

Система VIPER - это КНБК с кабельным каналом связи, включающая в себя аппаратуру для замера инклинометрических данных, естественного гамма-излучения, температуры и давления, а также забойный двигатель-отклонитель с циркуляционным переводником и устройство для ориентации и постоянного вращения КНБК. Информация с забоя и команды на забой передаются по кабелю, который прокачивают внутрь колонны гибких труб.

Системы для забуривания нескольких боковых стволов

При многоствольном бурении несколько горизонтальных стволов размещаются в одном или нескольких продуктивных пластах (рис. 5.19). Улучшение условий вскрытия пласта и снижение стоимости строительства за счет использования наземного оборудования и ствола уже существующей скважины делают многоствольное бурение боковых стволов привлекательной технологией. Независимо от числа боковых стволов стоимость подготовительных работ и существующей скважины остаются неизменными. Таким образом затраты на строительство одного ответвления в многоствольной скважине меньше, чем в скважине с одним боковым стволом. Повышается эффективность использования устьевых ячеек морской донной плиты и экономится стоимость бурения интервала, который уже вскрыт существующей скважиной. Боковыми стволами можно вскрыть новые ранее не вскрытые залежи, и дебит, приходящийся на одну ячейку, возрастет.

В большинстве случаев многоствольные отклонения бурят в устойчивых карбонатах типа мелоподобных известняков Остин в южном Техасе, где можно оставить продуктивную зону необсаженной (рис. 5.20). Компания Анадрил уже пробурила более 50 таких скважин. Горизонтальные боковые стволы пересекают естественные трещины в пласте, увеличивая дебит скважины. В основном это скважины, где совместно эксплуатируются все боковые стволы и невозможно изолировать появившийся приток воды.

Рисунок 9 - Многоствольное бурение для повышения добычи.

В истощенных зонах (верхнее ответвление) многоствольные сети увеличивают протяженность контакта скважины с продуктивной зоной и снижают необходимый уровень депрессии на пласты. Из основной скважины можно также пробурить несколько боковых стволов для вскрытия изолированных пластов (средние ответвления). В трещиноватом пласте два боковых ствола, направленные в противоположные стороны, пересекают наибольшее число трещин (нижние ответвления).

Рисунок 10 - Типичная для отложений известняков Остин четырехствольная скважина (без крепления ответвления обсадными трубами), пробуренная по заказу компании Юнион Иасифик Ресорсез

Существует три основных способа заканчивания многоствольных скважин (рисунок 11). Ответвления можно оставить необсаженными, как в известняках Остин, их можно обсадить колоннами труб и проперфорировать, или можно закончить скважину с использованием забойных фильтров различных типов.

В коллекторах, сложенных мягкими породами с первичной проницаемостью, необходимо применение щелевых фильтров, гравийных набивок и надежного соединения каждого ответвления с основным стволом. Соединения должны быть герметичными, обеспечивающими изоляцию боковых стволов. Кроме того, в течение продолжительного периода эксплуатации скважины может возникнуть необходимость селективного доступа в каждый боковой ствол. Необходимо обеспечить надежный контроль за состоянием каждого бокового ствола, чтобы избежать ухудшения всей разветвленной системы в случае истощения одного из боковых стволов или прорыва в него воды или газа.

В настоящее время большинство соединений с боковыми стволами располагаются в призабойной зоне, и надежное цементирование является основным способом изоляции боковых стволов. В корпорации Шлюмберже ведутся разработки системы, которая позволяет осуществлять селективное заканчивание каждого бокового ствола. Эта система оборудована шарнирными направляющими патрубками, которые могут быть установлены и выдвинуты в вертикальном или горизонтальном участках скважины, что обеспечит простой селективный доступ к любому боковому стволу. При этом внутренний диаметр основного ствола не уменьшается, боковые стволы можно забуривать в любой очередности и спускать в скважину стандартные колонны НКТ со стандартными наборами пакеров для заканчивания. В выступающем патрубке размещается подвеска хвостовика с пакером, что позволяет применять в ответвлениях стандартное оборудование для заканчивания и создает условия для применения средств борьбы с выносом песка, изоляционных работ и контроля за притоком.

 

Рис. 5.21 - Варианты заканчивания скважин с ответвлениями

Ответвления можно оставить с открытыми стволами в устойчивых породах типа известняков Остин на юге Техаса (левый рисунок). Ответвления могут быть обсажены колонной с цементированием и последующей перфорацией (средний рисунок). Возможна также более сложная схема заканчивания, например, с гравийной набивкой (правый рисунок).

Перспективы

«Взрыв» новых технологий вместе с разрушением традиционных границ специализации в нефтепромысловом сервисе предоставили добывающим компаниям широкие возможности выбора решений по повышению отдачи старых месторождений. Группы могут предложить усовершенствованный «набор инструментов» для оптимизации добычи с помощью бурения и заканчивания боковых стволов. Потенциальные возможности таких услуг очень большие. Тысячи скважин пробурены и закончены по обычным технологиям. Применение технологии проводки боковых стволов только через зоны трещиноватости равноценно открытию нескольких новых гигантских месторождений.

 

Ликвидация скважин

Под ликвидацией скважин понимают полное списание скважины со счета из-за невозможности ее дальнейшего бурения или эксплуа­тации по техническим или геологическим причинам.

Ликвидация скважин проводится в соответствии с Положением.

Все скважины, пробуренные с целью разведки и разработки месторождений нефти и газа, при ликвидации делятся на пять категорий:

1. Скважины:

а) заложенные с целью поисков, разведки и оконтуривания месторождения;

б) выполнившие свое назначение и после окончания бурения оказавшиеся в неблагоприятных геологических условиях («сухие» или водяные);

в) недоведенные до проектной глубины вследствие нецелесообразности по геологическим причинам.

2. Эксплуатационные и оценочные скважины, пробуренные с целью добычи нефти и газа, но оказавшиеся «сухими» или водяными. Нагнетательные и наблюдательные скважины, оказавшиеся в неблагоприятных геологических условиях.

3. Скважины, подлежащие ликвидации по техническим причинам (аварии и осложнения):

а) аварии и осложнения при бурении (нарушение технической колонны, аварии с бурильным инструментом, уход раствора, обвалы и т.д.);

б) аварии и осложнения при эксплуатации (Слом, смятие ЭК, сложная авария с подземным оборудованием, непрерывное образование пробок, обводнение посторонними водами и т.д.).

4. Эксплуатационные скважины, полностью обводнившиеся пластовой водой или истощенные. Нагнетательные или наблюдательные скважины при невозможности или нецелесообразности их использования по геологическим причинам.

5. Скважины:

- расположенные в запретных зонах (полигоны, водохранилища);

- ликвидируемые после стихийных бедствий (землетрясения, оползни);

- специального назначения, выполнившие свою задачу.

Объем и характер работ по ликвидации скважин зависит от их назначения, конструкции и состояния ствола.

Работы по ликвидации скважины проводятся в следующей последовательности:

- промывка скважины со спуском НКТ до забоя, очистка сте­нок эксплуатационной колонны от глинистой корки, нефти, парафина, смолистых веществ и продуктов коррозии в интервалах установки цементных мостов;

- в зависимости от удаленности продуктивных пластов друг от друга установка сплошного или непрерывного цементных мостов от забоя до глубины, обеспечивающей перекрытие всех интервалов пер­форации и интервалов нефтегазопроявлений, высота цементного мос­та равна толщине пласта плюс 20 м выше кровли и ниже его подош­вы; над кровлей верхнего пласта цементный мост устанавливают на высоте не менее 50 м;

- в случае ликвидации скважины с пластовым давлением ниже гидростатического проводят работы по ограничению поглотительной способности пластов;

- извлечение обсадных колонн только при отсутствии газовых и газонефтяных залежей, а также напорных минерализованных пласто­вых вод, способных загрязнять верхние пресные воды;

- срез и извлечение эксплуатационной колонны, если в результате ремонтно-восстановительных работ не удалось по техническим причинам поднять цемент за ней до устья и башмака предыдущей ко­лонны;

- установка цементного моста под давлением чад оставшейся в скважине эксплуатационной колонной до устья;

- проверка герметич­ности цементного моста;

-проверка герметичности межколонного пространства между
направлением и кондуктором и промежуточной технической колонной;
при отсутствии герметичности закачивание цементного раствора под
давлением до полной герметизации межколонного пространства.

Устье ликвидируемой скважины оборудуют репером, на котором электросваркой делают следующую надпись: номер скважины, наиме­нование месторождения и организации (НГДУ). Для установки репера на сплюснутой сверху трубе спускают на глубину не менее 2 м деревянную пробку и заливают до устья цементным раствором. Чад устьем скважины устанавливают бетонную тумбу размером 1xlxl м. Высота репера над бетонной тумбой не менее 0,5 м.

Если техническую колонну извлекают, то репер устанавливают в кондукторе или шахтном направлении и также сооружают бетонную тумбу.

НГДУ назначает со стороны исполнителя лицо, ответственное за проведение работ по ликвидации скважины. Контроль качества выполняемых работ осуществляет представитель цеха по добыче неф­ти и газа или ППД в зависимости от категории скважины.

ЛИТЕРАТУРА

Технология и техника добычи нефти*. Учебник для вузов/А.X. Мирзаджачзаде, И.М. Аметов, А.М.Хасаев, В.И.Гусев/ Под ред.проф. А.Х.Мирзаджанзаде. - М.: Недра, 1986. -382 с.

Щуров Б.И. Технология и техника добычи нефти. - М.: Не­дра, 1983. - 510 с.

Справочная книга по добыче нефти/ Под редакцией проф. И.К.Гиматудичова. - М.: Недра, 1974. - 704 с.

Справочное руководство по проектированию разработки и экс­плуатации нефтяных месторождений. Добыча нефти/ Р.С.Ачдриасов,

И.Т.Мищенко, А.И.Петров и др./Под ред. проф. Ш.К.Гиматудинова.-М.: Недра, 1984. - 272 с.

5. Сборник задач по технологии и технике нефтедобычи: Учеб­ное пособие: для вузов/ И.Т.Мищенко, В.А.Сахаров, В.Г.Грон, Г.Й. Богомольный. - М.: Недра, 1984. - 272 с.

Кащавцев В.Е., Гатгенбергер Ю.П., Люшин С.Ф. Предупреж­дение солеобразования при; добыче нефти. - М.:. Недра, 1985. -215 с.

Антипин Ю.В., Валеев М.Д., Сыртланов А.Ш. Предотвращение осложнений при добыче обводченной нефти. -Уфа: Башк. кн. изд-во, 1987. - 168 с.

Нугаев Р.Я., Шарипов А.Х. Безопасная эксплуатация нефте­промысловых объектов. - М.: Недра,. 1990. - 208 с.

Девликамов В.В., Кабиров М.М., Фазлутдинов А.Р. Борьба с гидратами при эксплуатации газлифтных скеэжин: Учебное пособие.-Уфа: УНИ, 1984. - 82 с.

Борьба с парафиноотложечиями в газонефтедобыче: Учебное пособие/ З.А.Хабибуллин, З.М.Хусаинов, Г.А.Ланчаков. - Уфим. чефт. ич-т, 1992. - 105 с.

Сулейманов А.Б., Карапетов К.А., Яшин А.С. Техника и тех­нология капитального ремонта скважин. - М.: Недра, 1987. - 316 с.