Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Исследование и разработка технологии и технических средств для предупреждения и ликвидации прихвата бурильной колонны

ВАК РФ 25.00.15, Технология бурения и освоения скважин

Автореферат диссертации по теме "Исследование и разработка технологии и технических средств для предупреждения и ликвидации прихвата бурильной колонны"

На правах рукописи

ЛИПАТОВ ЕВГЕНИЙ ЮРЬЕВИЧ

ИССЛЕДОВАНИЕ И РАЗРАБОТКА ТЕХНОЛОГИИ И ТЕХНИЧЕСКИХ

СРЕДСТВ ДЛЯ ПРЕДУПРЕЖДЕНИЯ И ЛИКВИДАЦИИ ПРИХВАТА БУРИЛЬНОЙ КОЛОННЫ (на примере месторождений Среднего Приобья)

Специальность 25.00.15 - Технология бурения и освоения скважин

Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

- 8 ДЕК 2011

Тюмень 2011

005006459

Работа выполнена в Федеральном государственном бюджетном образовательном учреждении высшего профессионального образования «Тюменский государственный нефтегазовый университет» (ТюмГНГУ)

Научный руководитель - доктор технических наук, профессор

Кузнецов Владимир Григорьевич

Официальные оппоненты: - доктор технических наук, профессор

Киреев Анатолий Михайлович - кандидат технических наук Кашкаров Николай Гаврилович Ведущая организация - Тюменское отделение Сургутского научно-

исследовательского и проектного института нефтяной промышленности Открытого акционерного общества «Сургутнефтегаз» (ТО «СургутНИПИнефть» ОАО «Сургутнефтегаз»)

Защита состоится 23 декабря 2011 года в 11-00 часов на заседании диссертационного совета Д 212.273.01 при Тюменском государственном нефтегазовом университете (ТюмГНГУ) по адресу: 625039, г. Тюмень, ул. 50 лет Октября, 38.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотечно-информационном центре ТюмГНГУ по адресу: 625039, г. Тюмень, ул. Мельникайте, 72 а, каб. 32.

Автореферат разослан 22 ноября 2011 года.

Ученый секретарь

диссертационного совета Д 212.273.01, доктор технических наук, профессор

Г. П. Зозуля

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность

Сохранение темпов развития ТЭК России во многом определяется качеством строительства скважин на месторождениях Среднего Приобья, которые характеризуются сложными горно-геологическими условиями, высокой интенсивностью набора зенитного угла при бурении скважины, увеличением глубины бурения и протяженностью горизонтального участка, приводящие к возникновению осложнений и аварий.

Одним из наиболее распространенных и тяжелых по последствиям видов осложнений при бурении наклонно направленных скважин и скважин с горизонтальным участком на месторождениях Среднего Приобья является прихват бурильной колонны. По промысловым данным количество прихватов бурильной колонны ежегодно остается высоким. Только за период с 2005 по 2010 гг. в Среднем Приобье пробурено около 2700 скважин, из них 292 скважины пробурены с осложнениями, что составило 10,8% от общего числа пробуренных скважин. На долю прихватов приходится более 60% от общего числа осложнений, возникших при ведении буровых работ; при этом 40% скважин, в которых произошли прихваты, пришлось ликвидировать или перебуривать часть скважины. Затраты времени на их ликвидацию составляет до 47% от времени бурения. Это свидетельствует о том, что проблема предупреждения и ликвидации прихвата бурильной колонны актуальна.

Цель работы

Предупреждение и ликвидация прихватов бурильной колонны путем разработки и применения: методик распознавания видов прихватов и их ликвидации; методики определения границ прихватоопасных интервалов; промывочных жидкостей с оптимизированными фильтрационными и смазывающими свойствами; технического устройства улучшающего качество очистки скважины.

Основные задачи исследований

1. Обобщить и установить причины возникновения прихвата бурильной колонны при бурении скважин на месторождениях Среднего Приобья.

2. Научно обосновать методы выявления прихватоопасных интервалов и разработать устройство для предупреждения и ликвидации прихвата бурильной колонны и интервалы его места установки.

3. Провести оптимизацию параметров применяемых буровых промывочных жидкостей на водной основе для предупреждения прихвата при бурении скважин на месторождениях Среднего Приобья.

4. Разработать методику для определения вида прихвата бурильной колонны и первоочередных действий по его ликвидации.

Объект и предмет исследования

Объектом исследования является скважина, предметом исследования -технология бурения в осложненных условиях.

Научная новизна

1. Научно обоснована и предложена методика для определения границ прихватоопасных интервалов при бурении скважины с целью предупреждения прихвата на стадии её проектирования.

2. Теоретически обоснованы и экспериментально определены оптимальные параметры фильтрационных и смазывающих свойств промывочной жидкости на водной основе для предупреждения возникновения прихвата бурильной колонны.

3. Разработаны методики оперативного определения вида прихвата бурильной колонны и его ликвидации, заключающейся в выполнении последовательных действий буровой бригадой, что позволяет снизить вероятность возникновения более сложной аварии и сократить время её ликвидации.

Практическая ценность и реализация работы

1. Разработано устройство и компоновка низа бурильной колонны (КНБК) для предупреждения и ликвидации прихвата бурильной колонны в наклонно направленной скважине с горизонтальным окончанием, которые внедрены при бурении скважин в ОАО «Самотлорнефтегаз».

2. Разработанные методики по определению вида прихвата бурильной колонны и первоочередным действиям по его ликвидации применяются в руководящем документе «Мероприятия по безаварийному ведению работ при бурении скважин на месторождениях Департамента бурения Западно-Сибирского Дивизиона» ОАО «Самотлорнефтегаз».

3. Предложена рецептура буровой промывочной жидкости с оптимизированными параметрами фильтрационных и смазывающих свойств, которая внедрена при бурении скважин на Самотлорском месторождениях компании ТНК-ВР, в связи с чем количество прихватов сократилось.

4. Материалы диссертационной работы используются в учебном процессе Тюменского государственного нефтегазового университета на кафедре «Бурение нефтяных и газовых скважин» для обучения студентов по направлению «Нефтегазовое дело».

Апробация результатов исследований

Основные положения и результаты диссертационной работы докладывались и обсуждались на: Международной научно-практической конференции, посвященной 40-летию кафедры «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений» (Тюмень, 2009 г.); X конференции молодых специалистов организаций, осуществляющих виды деятельности, связанной с пользованием участками недр на территории ХМАО-Югры (Ханты-Мансийск, 2010 г.); VII корпоративной научно-практической конференции молодых специалистов компании ТНК-ВР (Москва, 2010 г.); ежегодных научных семинарах кафедры «Бурение нефтяных и газовых скважин» (Тюмень, 2008 - 2011 гг.).

Публикации

По материалам диссертационной работы опубликовано 11 печатных работ, в том числе 4 статьи в изданиях, рекомендованных ВАК.

Объем и структура работы

Диссертационная работа состоит из введения, четырех разделов, основных выводов и рекомендаций, списка использованных источников из 103 наименований и 4 приложений. Работа изложена на 170 страницах машинописного текста, содержит 43 рисунка и 26 таблиц.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении показана актуальность темы диссертационной работы, сформулированы цели, задачи исследований, их научная новизна и практическая ценность.

В первом разделе обобщены и установлены причины возникновения прихвата бурильной колонны и проанализированы методы ликвидации прихватов бурильной колонны на месторождениях Среднего Приобья за период 2005-2010 гг.

В последнее время на месторождениях Среднего Приобья имеется устойчивая тенденция строительства наклонно направленных скважин с горизонтальным окончанием в условиях низких пластовых давлений, которые составляют около 60% скважин.

В результате анализа промысловых данных установлено, что за период с 2005 по 2010 гг. на месторождениях Среднего Приобья количество прихватов бурильной колонны составляет от 48 до 60% от общего числа осложнений при бурении скважин, затраты времени на их ликвидацию - от 42 до 47% от времени строительства скважины.

По итогам анализа актов расследований по ликвидации осложнений и аварий, связанных с прихватом бурильной колонны в Среднем Приобье, было установлено, что на ликвидацию прихвата бурильной колонны в среднем затрачивается от 18 до 200 часов в зависимости от тяжести прихвата бурильной колонны. Такая продолжительность связана с тем, что разработанные ранее мероприятия по первоочередным действиям ликвидации прихвата бурильной колонны не позволяют их применять как экспресс-методы и имеют сложную структуру, что не соответствует современным технологиям бурения скважин. Отсутствуют специальные технические устройства в компоновке бурильной колонны (калибраторы, турбулизаторы, яссы, осцилляторы и т.д.) для предупреждения и ликвидации прихвата, физико-механические свойства применяемых промывочных жидкостей нуждаются в оптимизации.

Установлено, что для предупреждения и ликвидации прихвата бурильной

колонны и его последствий, как правило, не применяется комплексный подход, заключающийся в сопоставлении технических средств и промывочной жидкости с гидравлическими свойствами очистки скважины и геологическими особенностями скважины. Для предупреждения прихвата бурильной колонны обычно в промывочную жидкость добавляют смазывающую добавку, а для ликвидации применяют установку жидкостных ванн, что приводит к значительным дополнительным затратам времени и материалов.

Большинство отечественных и зарубежных исследователей считает, что причина прихватов заключается в действии перепада давления, адгезионных сил и заклинивании долота в нерасширенных и суженных участках скважин, а заклинивание колонны труб в скважинах с большими углами наклона происходит вследствие скопления шлама в скважине при недостаточном качестве промывки.

Научными трудами Пустовойтенко И.П., Александрова М.М., Агабальянца Э.Г., Акбулатова Т.О., Алван К.А.Х., Бастрикова С.Н., Беккера Т.Е., Басарыгина Ю.М., Данелянца С.М., Дуркина В.В., Караушева A.B., Кашкарова Н.Г., Киселева П.В., Крецула В.В., Крылова В.И., Конесева Г.В., Ликушина A.M., Махоро В.А., Самотоя А.К., Штамбурга В.Ф., Озара Дж. Дж., Окражина С., Адамса Н., Брауна М. и других исследователей внесен существенный вклад в решение вопросов предупреждения и ликвидации прихватов бурильной колонны.

Однако, несмотря на большой опыт строительства скважин, проблема обеспечения безаварийного бурения всё ещё является актуальной.

На основании промысловых данных установлено, что на долю прихватов возникших под действием дифференциального давления приходится 28% скважин, а на прихват, обусловленный шламообразованием - 19% от всех видов осложнений в Среднем Приобье.

При возникновении осложнений и аварий большинство буровых предприятий пользуются опытом ранее ликвидированных прихватов бурильной колонны. Данный подход к ликвидации прихвата бурильной колонны ведет к увеличению финансовых затрат, затрат времени на ликвидацию прихвата и т.д.

Определение причины осложнений при бурении, распознавание начала их возникновения обеспечивают возможность своевременного принятия мер, позволяющих предупредить дальнейшее развитие осложнений или ликвидировать аварию в минимальные сроки.

Опыт бурения наклонно направленных скважин с горизонтальными участками показал, что на предупреждение прихвата бурильной колонны влияет не только степень очистки скважины, режим промывки, реологические свойства промывочной жидкости, но и место установки элементов бурильной колонны, что является комплексным подходом к решению проблемы предупреждения и ликвидации прихвата бурильной колонны.

Обзор промысловых данных выявил, что в условиях Среднего Приобья состоящего из глиносодержащего геологического разреза и техногенно-измененных неоднородных пластов, технические средства (лопастное колесо для удаления бурового шлама, устройство для очистки скважин от шлама, калибраторы, яссы, осцилляторы, шламоуловители, кольмататоры и др.) для предупреждения и ликвидации прихвата бурильной колонны малоэффективны или не соответствуют современным технологиям бурения скважин.

В результате проведенного анализа научно-технических и промысловых данных было установлено, что совершенствование методов предупреждения возникновения прихвата бурильной колонны необходимо вести по нескольким направлениям, решая данную задачу в комплексе - оптимизируя фильтрационные и смазывающие свойства промывочной жидкости, совершенствуя гидродинамику промывки скважины, применяя устройства для предупреждения и ликвидации прихвата бурильной колонны и применяя методики для определения вида и ликвидации прихвата бурильной колонны.

Поставленные задачи необходимо решать комплексно, включая исследование причин возникновения и разработку методов прогнозирования прихватов, создание новых способов и применение технических средств для предупреждения и ликвидации прихвата бурильной колонны совместно с подбором необходимых параметров промывочной жидкости.

Во втором разделе изложены теоретические предпосылки научных решений по предупреждению прихвата бурильной колонны.

Рассмотрены и проанализированы известные методы математической статистики с целью применения их для определения границ интервалов прихвата бурильной колонны в скважине. Вероятность возникновения прихвата в основном зависит от геологических условий, глубины бурения скважины, пластовых давлений и температуры, отхода ствола скважины от вертикали, интенсивности набора зенитного угла и др. Применялись следующие математические методы: метод сплайн-интерполяции; метод кубический сплайн-интерполяции; аппроксимация методом наименьших квадратов; интерполяционный полином Лагранжа; интерполяционный полином Ньютона; метод Монте-Карло.

Для анализа были рассмотрены результаты бурения с осложнениями наклонно направленных скважин Самотлорского месторождения. В результате расчетов установлены вероятность прихвата и границы прихватоопасных интервалов бурильной колонны. К применению рекомендован метод интерполяционного полинома Ньютона

Р (х) = Р 00+ £ (Р(х)-Р «) л о I ; -1

I = 1

где Ро (х) -полином имеет степень I и обращается в ноль при степени х = хо; Р, (х) - полином Лагранжа степени 1 < п; Р, _ ; (х) - полином имеет степень 1 и

обращается в 1-1 при степени х -

Данный метод в отличие от других методов расчёта, позволяет рассчитать прихватоопасные интервалы с вероятностью 90% и учитывать одновременно несколько влияющих факторов при расчётах. Он наиболее точно описывает интервал от 300 до 3100 м. На рисунке 1 приведен график вероятности возникновения прихватов бурильной колонны по глубине скважины для месторождений Среднего Приобья.

Из графика (рисунок 1) следует, что в интервале от 2500 до 2800 м, соответствующем горизонтальному участку скважины, вероятность возникновения прихвата наибольшая. Применение данного метода заключается в определении

Рисунок 1 - График вероятности возникновения прихватов бурильной колонны, рассчитанный методом интерполяции Ньютона

границ интервалов с наибольшей вероятностью прихвата бурильной колонны ещё на стадии проектирования строительства скважины.

Для снижения вероятности возникновения прихвата бурильной колонны предлагается устанавливать в компоновку низа бурильной колонны противоприхватное устройство при бурении прихватоопасных интервалов скважины.

Данное устройство должно способствовать предотвращению шламообразования на горизонтальном участке скважины. Для обоснования и расчетов параметров устройства проведено компьютерное моделирование с использованием компьютерных программ Virtual Hydraulic, Hydraulics 2.5 и др. Расчеты проводились при следующих исходных данных горизонтального участка скважины: расход - 0,012 м3/с, диаметр скважины - 0,1429 м, наружный диаметр устройства - 0,130 м, диаметр породы - 0,01 м, динамическое напряжение сдвига -12 Па, пластическая вязкость - 0,015 Па-с, плотность промывочной жидкости -1190 кг/м3, глубина скважины - 2451м. Результаты компьютерного моделирования параметров устройства представлены на рисунках 2 и 3.

Из которого следует, что при циркуляции промывочной жидкости её эквивалентная плотность увеличилась с 1190 до 1310 кг/м3. Эксцентричность компоновки низа бурильной колонны без устройства составила - 0,22, что снижает величину выноса шлама, а с устройством - 0,13, что значимо улучшает очистку скважины, слой шлама при этом составляет не более 1,79 мм. Следовательно, применение устройства заметно улучшает способность очистки скважины от шлама в прихватоопасных интервалах скважины.

Рисунок 2 - Результаты компьютерного моделирования процесса промывки скважины: Hole/Pipe OD (mm) - скважина/ наружный диаметр трубы (мм); Rotary (rpm)/Ecc - вращение ротором (об/мин)/ эксцентричность; Va (m/sec)/HCI - скорость течения жидкости (м/с)/ показатель очистки скважины; ESD/ECD (sp.gr.) specific gravity - статическая/ циркуляционная плотность (удельный вес); PV/YP/Temp (°С) - пластическая вязкость/ динамическое напряжение сдвига/ температура (°С); Lithology: sand - литология: песок; MD (m)/ TVD (гп) - глубина по стволу/ вертикальная глубина (м); Ang/Azm - угол/ азимут; Cuttings Bed (mm) - слой выбуренной породы (мм); Cuttings Cone - концентрация выбуренной породы

По итогам компьютерного моделирования построены графики изменений потерь давления в скважине, при установленном устройстве в горизонтальном интервале скважины 1800 - 2451м (рисунок 3).

Глубина Геометрвя («) гайшшсшиу/

Угол

м

«1

;бво

и

_!Я

1800 1800 , , 160.3

435 1(2.5

л

ш 2500 112.5

Ш

ПВ(сЩ Тйш^атура Скорость теченвяПоказагелыкнсткв ва дне (ф ¡шЯООфуг1) ('С) 1ИД1Жт»(»1/с) скважины

1.1 1.2 1,3 1,( » И Л X 2» (О Ш ¡0 8 3 5 У6 6 \ Р

■ ЕЭС

■ ЕСО

■ естси

■ п

■ УР

■ СТ

■ ДшиЬ • рдавд

£ I

■ на

Рзаад Шзкаш Скорость прогсдкв 12 м/ч Обороты ротора 40 об/мна Нагрузка ва долота 48 кН

адкв 6-6-6-6 6-6-6-6

Промывочная жидкость

шшш

Удельный вес 1.19 Температура 69 *С

давления в системе

Инструмент 54 бар

Телесшема 15 бар

Двигатель 20 бар

Устройство 38 бар

Долото 20 бар

Затру» 18 бар

Манвфольд 0 бар

УИ Общ не потере 40 бар 205 бар

Удельный вес

Обсадная колонна 1,190 1,261

Забоя Ц90 1,310

Ш-ШП32 Й1ПЗ! Не-МйшщШВ

Рисунок 3 - График потерь давлений в скважине

Из рисунка 3 следует, что при установленном устройстве увеличилась скорость течения жидкости в месте его установки с 2 до 4 м/с, что улучшило степень очистки скважины с 70 % до 81% при низких расходах промывочной жидкости. В результате компьютерного моделирования получены оптимальные геометрические размеры устройства: наружный диаметр устройства - 130 мм, внутренний диаметр цилиндрических насадок - 6 мм, угол наклонна лопасти шнека - 47° (± 2) (рисунок 4).

Рисунок 4 - Схема устройства для предупреждения и ликвидации прихвата бурильной колонны: 1 - основание устройства; 2 - шнек; 3 - муфта; 4 - ниппель; 5 - гидравлическая насадка

Принцип действия устройства заключается в следующем. При течении потока жидкости в результате возникающей центробежной силы происходит дополнительная турбулизация потока промывочной жидкости, что предотвращает оседание шлама на образующей поверхности скважины. Установленные гидравлические насадки в устройстве предотвращают образование сальников между витками шнека и оседание шлама в местах контакта устройства со стенкой скважины. В случае возникновения прихвата бурильной колонны его можно ликвидировать, провернув бурильную колонну по часовой стрелке до предельно допустимого момента на свинчивания наиболее слабого элемента компоновки бурильной колонны.

Разработанное устройство способствует эффективному выносу бурового шлама, уменьшению площади контакта инструмента со стенкой скважины и сохраняет эксцентричность бурильной колонны при бурении скважины. Такое устройство разработано и предложено к использованию в производстве буровых

работ. Компоновка для бурения скважины с установленным устройством по очистке скважины (патент на полезную модель РЩ №109496, авторы: Кузнецов В.Г., Липатов Е.Ю.) от шлама и ликвидации прихвата бурильной колонны представлена на рисунке 5.

Рисунок 5 - КНБК для бурения прихватоопасных интервалов скважины: 1 - долото; 2 - переводник; 3 - забойный двигатель; 4 - устройство для очистки скважины; 5 - немагнитная УБТ; 6 - телесистема; 7 - стальные бурильные трубы; 8 - толстостенные бурильные трубы; 9 - ясс

Применение устройства в КНБК для предупреждения и ликвидации прихвата в наклонно направленных скважинах с горизонтальным окончанием обусловлено тем, что на горизонтальном участке скважины ухудшается вынос выбуренного шлама и при ликвидации прихвата ясс работает неэффективно.

С целью исключения ошибок персонала при ликвидации прихвата бурильной колонны были разработаны методики (свидетельство о государственной регистрации базы данных RU № 2011620560, авторы: Кузнецов В.Г., Липатов Е.Ю.) для определения вида прихвата бурильной колонны (рисунок 6) и первоочередных действий его ликвидации (рисунок 7). Разработанные методики можно использовать в любых районах ведения буровых работ.

В третьем разделе приводятся результаты экспериментальных исследований фильтрационных и смазывающих свойств буровых промывочных жидкостей: FLO-PRO NT, POLY-PLUS (MI-SWACO); KCl-polymer, BARADRIL-N, BOREMAX (Halliburton, Baroid); NEW-DRILL HP (Бейкер Хьюз Дриллинг Флюиде); высокоингибированный буровой раствор (ООО «Бургаз»);

я

X

о ч о а IS о я •д ч

X

о. >.

ю а н я а X

х а. с s s я

а

ч

X

я

X

ч

о я

л

5

Й m о

5

4 о

0 с ta

5 u X и

1

ы

0 ч LQ

1

г-Ü о я >, о

s

CL.

биокатионный буровой раствор (ОАО «Сургутнефтегаз») и оптимизации их параметров.

Исследования проводились по стандарту АНИ (API 13А и API 13В-1) с применением методов планирования эксперимента и специальных исследований для определения динамического трения промывочной жидкости в паре металл/металл, набухания образца породы и липкости фильтрационной корки. В качестве оценки их эффективности принимались следующие параметры: влияние промывочной жидкости на набухание и диспергирование, время образования фильтрационной корки и коэффициент её липкости, коэффициент трения промывочной жидкости и показатель водоотдачи. Проведен комплекс исследований по оценке влияния давления, температуры, химического состава (содержание полимера и кольматанта) и содержания выбуренной породы на свойства промывочной жидкости.

Лабораторные исследования проводились при интервалах варьирования параметров: температуры промывочной жидкости 70 и 90 СС, давления от 14 до 18 МПа, пористости искусственного керна 20 мкм (20-10"6м). В процессе эксперимента менялись компонентные составы соотношения кольматанта 40/40 и 40/50 кг/м3, полимеров 0,7 и 1,5 кг/м3 и смазывающей добавки LUBRIOL от 1 до 3%.

По результатам экспериментального исследования выбраны 3 промывочные жидкости: BARADRILL N, FLO-PRO NT, биокатионный буровой раствор. Результаты исследований приведены в таблицах 1, 2, 3 и диаграммах представленные на рисунках 8, 9,10.

Из рисунка 8 следует, что с увеличением смазывающей добавки от 1 до 3% коэффициент трения снижается на 35%. Из рисунка 9 следует, что коэффициент липкости значительно снижается при добавлении смазывающей добавки в промывочную жидкость на 37%. Наилучшие показатели у промывочной жидкости BARADRILL N.

Таблица 1 - Результаты лабораторных исследований промывочных жидкостей по стандарту АНИ

Измеряемые параметры промывочной жидкости Название промывочной жидкости

BARADRILL N FLO-PRO NT биокатионный буровой раствор

Плотность (кг/м') 1100 1100 1100

НС 600/300 70 иС (фунт/ЮОфут2) 44/35 118/88 40/25

НС 200/100 70 "С (фунт/ЮОфут2) 30/24 74/44 -

НС 6/3 70 иС (фумт/ЮОфут2) 10/9 18/16 -

СНС Юс/10 мин (дПа) 8/10 18/22 14/19

ПВ/ДНС 70 "С (сП / фунт/ЮОфуГ1) 9/26 14/35 15/47,9

Водоотдача (мл/ЗОмин) 5 5,6 5,5

Толщина корки (мм) 0,5 0,5 0,5

РРА общая при 90 "С, мл (перепад давлений 1,72 МПа) Spurt = 2,6 F1/30 min = 6 Spurt = 3,2 F1/30 min = 7 Spurt = 2,6 Fl/30 min = 7,1

14,6 17,2 16,8

НТНР фильтрация (мл/ЗОмин) 12 12 14

рН 9 9,5 9

Обозначения: НС - напряжение сдвига; СНС - статическое напряжение сдвига; ДНС - динамическое напряжение сдвига; ПВ - пластическая вязкость.

Таблица 2 - Результаты экспериментов по исследованию коэффициента трения на границе металл/металл промывочной жидкости

Исследуемые промывочные жидкости Коэффициент трения металл/металл при приложении усилия (150 фунтов/ дюйм)

базовая жидкость базовая жидкость + 1% LUBR10L базовая жидкость + 2% LUBRЮL базовая жидкость + 3% LUBRIOL базовая жидкость + 3% итюь + 2% глины

BARADRILL N 0,14 0,053 0,05 0,045 0,047

FLO-PRO NT 0,17 0,074 0,07 0,066 0,070

Биокатионный буровой раствор 0,206 0,11 0,09 0,085 0,11

Таблица 3 - Результаты экспериментов на липкость фильтрационной корки

Исследуемые промывочные жидкости Коэффициент липкости фильтрационной корки на границе корка/металл (при перепаде давления 3,29МПа)

базовый раствор + 2% глины базовый раствор + 2% глины + 3% ЬШЕЮЬ

BARADRILL N 0,10 0,07

FLO-PRO NT 0,18 0,1

Биокатионный буровой раствор 0,25 0,16

О 0.5 1 1.5 2 2.5 X

Содержание гмачки. %

Рисунок 8 - Влияние содержания смазывающей добавки на величину коэффициента трения промывочной жидкости

(I 0.5 1 1.5 2 2.5 X

Содержание смяи-и. °о

Рисунок 9 - Влияние содержания смазывающей добавки на коэффициент липкости фильтрационной корки/металл (при перепаде давления 3,29 МПа)

У

■у = 0,022x^0,863*' + 10,27« + 6,8 IS R'= 0.943

♦ BARADRILL М

А FLO FRONT

Биокатионный

OVpOBOjipilCTBOJ)

0

10

Время, ч

If

X

Рисунок 10 - Динамика набухания образцов керна AQUAGEL GOLD SEAL,

Из представленных сведений диаграммы на рисунке 10 следует, что наиболее интенсивный рост набухания образцов керна наблюдается в течение первого часа, а затем стабилизируется. Наилучшие показатели у промывочной жидкости BARADRILL N - 35,14%.

По результатам лабораторных исследований свойств промывочной жидкости для оптимизации фильтрационных и смазывающих свойств выбрана промывочная жидкость BARADRILL N. По данным оптимизации состава промывочной жидкости BARADRILL N получены следующие оптимальные значения параметров: водоотдача от 3,2 до 3,3 (мл/ЗОмин), мгновенная фильтрация от 1,53 до 2,61 (мл/мин), динамический коэффициент трения от 0,053 до 0,09 (150 фунтов/дюйм).

В четвертом разделе приводятся результаты внедрения мероприятий для предупреждения и ликвидации прихвата бурильной колонны в скважинах на Самотлорском месторождении.

помещенных в промывочные жидкости

Приведенные результаты опытно-промышленного испытания установленного в КНБК разработанного устройства для предупреждения и ликвидации прихвата бурильной колонны на скважине № 37791, куста 1771 Самотлорского месторождения в интервале 1660 - 2084 м показали улучшения выноса шлама из скважины более 80%, увеличение давления с 17,0 до 19,5 МПа при расходе промывочной жидкости 0,010 - 0,011 м3/с. При бурении данного интервала скважины затяжек и прихватов бурильного инструмента не наблюдалось.

Приведены результаты внедрения оптимизированной промывочной жидкости на водной основе при бурении скважин № 13592-2 и 12283 на Самотлорском месторождении следующего состава: каустическая сода - 0,5 кг/м3, KCL - 40 кг/м3, N-VIS - 5,0 кг/м3, N-DRILL НТ PLUS - 15 кг/м3, GEM GP - 1,5 %, СаСо3 5/(50 grade) - 40/50 кг/м3, LUBRIOIL - 3 %. При бурении скважины применялась промывочная жидкость со следующими параметрами: плотность -1160 кг/м3, показатель фильтрации (API) - 3,3 мл/ЗОмин, УВ (API) - 52 (с), ПВ

(API) - 13 (мПа-с), ДНС (API) - 26 (фунт/ЮОфуД СНСюс/юм„„ - Ю/12 2

(фунт/ЮОфут ), мгновенная фильтрация - 1,6 (мл/мин), pH - 9, смазка - 3%, корка - 0,3 (мм), липкость по КТК - 2 - 2°30', коэффициент трения - 0,0437. При бурении скважин затяжек и прихватов бурильного инструмента не наблюдалось.

Внедрены методики для определения вида прихвата бурильной колонны и первоочередных действий персонала по ликвидации прихвата бурильной колонны, которые включены в руководящий документ Департамента бурения Западно-Сибирского дивизиона (ТНК-BP, ОАО «Самотлорнефтегаз»). Эти методики используются в договорных обязательствах и мероприятиях по безаварийному бурению скважин подрядными организациями, а также полевыми инженерами департамента.

Внедрение разработанных методик и регламента позволило инженерам корректировать технологические процессы бурения последующих скважин, что уменьшило количество осложнений и аварий, связанных с прихватом бурильной колонны, значительно сократило продолжительность работ по ликвидации

прихвата бурильной колонны, а во многих случаях прихват удавалось ликвидировать, используя первоочередные действия.

Результаты промышленного внедрения на скважинах № 13592-2, 12283 Самотлорского месторождения показали перспективность использования промывочной жидкости с оптимизированными параметрами для бурения скважин на Самотлорском месторождении. Применение данных промывочных жидкостей повысило технико-экономические показатели и снизило общее количество аварий при бурении скважин.

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

1. Установлено, что на месторождениях Среднего Приобья за период с 2005 по 2010 гг. большая часть осложнений и аварий приходится на долю прихватов, возникающих под действием дифференциального давления, которое обусловлено низкими пластовыми давлениями разбуриваемых месторождений и избыточным гидродинамическим давлением, возникающим вследствие недостаточной очистки горизонтального участка скважины от шлама при бурении.

2. Обоснованы и предложены методики для определения границ прихватоопасных интервалов участков скважины, что на стадии проектирования строительства скважины предусматривает подбор противоприхватных КНБК и промывочных жидкостей.

3. Разработано устройство и КНБК для предупреждения и ликвидации прихвата бурильной колонны на горизонтальном участке скважины.

4. На основании экспериментальных и теоретических исследований оптимизированы значения параметров промывочной жидкости на водной основе для предупреждения прихвата бурильной колонны: водоотдача - от 3,2 до 3,3 (мл/ЗОмин), мгновенная фильтрация - от 1,53 до 2,61 (мл/мин), трение - от 0,053 до 0,067 (150 фунтов/дюйм).

5. Разработаны и внедрены методики определения вида прихвата бурильной колонны и последовательность первоочередных действий по его ликвидации. Данные методы включены в руководящий документ «Мероприятия по

безаварийному ведению работ при бурении скважин на месторождениях Департамента бурения Западно-Сибирского Дивизиона» ОАО «Самотлорнефтегаз». Внедрение разработанных методов на Самотлорском месторождении позволило сократить время принятия решения по способу ликвидации прихвата и продолжительность ликвидации прихвата бурильной колонны.

Основные положения диссертации опубликованы в следующих работах:

1. Кузнецов, В. Г. Предупреждение и ликвидация прихватов бурильной колонны / В. Г. Кузнецов, Е. Ю. Липатов // Современные технологии для ТЭК Западной Сибири: Сб. науч. тр. Всероссийской конф. SPE international «Современные технологии для ТЭК Западной Сибири». - Тюмень: Печатник, 2008.-С. 94-97.

2. Липатов, Е. Ю. Исследование причин возникновения прихватов в Западной Сибири и современные методы их предупреждения и ликвидации / Е. Ю. Липатов // IX конф. молодых специалистов организаций, осуществляющих виды деятельности, связанной с пользованием участками недр на территории ХМАО-Югры: Сб. материалов конф. - Новосибирск: Параллель, 2009. - С. 279 - 282.

3. Кузнецов, В. Г. Синтетические и полимерные буровые растворы для предупреждения и ликвидации прихвата бурильной колонны / В. Г. Кузнецов, Е. Ю. Липатов // Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений: Материалы Международной науч. -практич. конф., посвященной 40-летию кафедры. - Тюмень: Экспресс, 2008. - Вып. 3. - С. 404 - 412.

4. Кузнецов, В. Г. Применение синтетических и полимерных буровых растворов для бурения в сложных геологических условиях / В. Г. Кузнецов, Е. Ю. Липатов // Всероссийская науч. -технич. конф., посвященная 45-летию Тюменского топливно-энергетического комплекса и 80-летию Грайфера Валерия Исааковича: Сб. материалов конф. - Тюмень : ТюмГНГУ, 2009. - Т. 1. - С. 153 - 154.

5. Липатов, Е. Ю. Исследование синтетических и полимерных буровых растворов для бурения в сложных геологических условиях // VI корпоративная науч. -практ. конф. молодых специалистов компании ТНК-BP: Сб. науч. тр. -М.: ТНК-ВР, 2009. - С. 38 - 39.

6. Кузнецов, В. Г. Исследование буровых растворов для бурения скважин Среднего Приобья в прихватоопасных интервалах / В. Г. Кузнецов, Е. Ю. Липатов, Н. Н. Алхасов // НТИС. Сер.: Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. - 2010. - Вып. 3. - С. 36 - 39.

7. Кузнецов, В. Г. Перспективы применения бурового раствора на синтетической основе в геологических условиях Западной Сибири / В. Г. Кузнецов, Е. Ю. Липатов И Инновационные технологии для нефтегазового комплекса: Сб. науч. тр., посвященный 45-летию кафедры «Бурение нефтяных и газовых скважин».-Тюмень: ТюмГНГУ,2010. -С. 166- 172.

8. Липатов, Е. Ю. Предупреждение возникновения прихватов бурильной колонны при бурении скважин и первоочередные действия по их ликвидации

// VII корпоративная науч.-практ. конф. молодых специалистов компании ТНК-ВР: Сб. науч. тр. - М.: ТНК-ВР, 2010. - С. 95.

9. Кузнецов, В. Г. Применение методов математической статистики для определения прихватоопасных интервалов в скважине / В. Г. Кузнецов, Е. Ю. Липатов // Бурение и нефть. - 2010. - Вып. 11. - С. 19 - 21.

Ю.Кузнецов, В. Г. Первоочередные действия при ликвидации прихвата бурильной колонны / В. Г. Кузнецов, Е. Ю. Липатов // Территория нефтегаз. -2010.-Вып. 12.-С. 20-23.

11. Липатов, Е. Ю. Исследование смазывающих добавок для буровых растворов, применяемых при бурении скважин в прихватоопасных интервалах // Бурение и Нефть. - 2011. - Вып. 3. - С. 38 - 40.

Соискатель

Е. Ю. Липатов

Подписано в печать 17.11.2011. Формат 60x90 1/16. Усл. печ. л. 1,5.

Тираж 100 экз. Заказ № 405.

Библиотечно-издательский комплекс федерального государственного бюджетного образовательного учреждения высшего профессионального образования «Тюменский государственный нефтегазовый университет». 625000, Тюмень, ул. Володарского, 38. Типография библиотечно-издательского комплекса. 625039, Тюмень, ул. Киевская, 52.

Содержание диссертации, кандидата технических наук, Липатов, Евгений Юрьевич

ВВЕДЕНИЕ.

1 АНАЛИЗ ПРИЧИН ВОЗНИКНОВЕНИЯ И СПОСОБОВ ЛИКВИДАЦИИ ПРИХВАТОВ БУРИЛЬНОЙ КОЛОННЫ НА МЕСТОРОЖДЕНИЯХ СРЕДНЕГО ПРИОБЬЯ.

1.1 Анализ горно-геологических условий обуславливающих возникновение прихватов» бурильной колонны при бурении скважин на месторождениях Среднего Приобья.

1.2 Анализ современного состояния;технических средств и технологий предупреждения и ликвидации прихвата бурильной колош 1ы.;.

1.3 Анализ свойств буровых промывочных жидкостей влияющих на возникновение прихвата бурильной колонны.

1.4 Анализ:методов по предупреждению и ликвидации прихватов бурильной?колонны..;.'.

Выводы по разделу. Постановка задач исследований.

2 ТЕОРЕТИЧЕСКИЕ ПРЕДПОСЫЛКИ« НАУЧНЫХ РЕ1ШНИЙ ПО ПРЕДУПР1<:ЖДЕШЮ ПРЖВАТА БУРИЖНОЙ КОЛОННЬ1 .,.

2.1 Разработка методики-для определения , границ, прихватоопасных интервалов в скважине.'.:.;.

2.2 Разработка и обоснование устройства и КНБК для предупреждения и ликвидации прихвата бурильноШколонны..:.:.

2.3 Разработка методик для« определения; вида прихвата бурильной колонны и последовательности первоочередных действий по его ликвидации.

Выводышо разделу.

3 ОПТИМИЗАЦИЯ!ПАРАМЕТРОВ БУРОВЫХ ПРОМЫВОЧНЫХ ЖИДКОСТЕЙ НА ВОДНОЙ ОСНОВЕ ДЛЯ БУРЕНИЯ СКВАЖИН В ПРИХВАТООПАСНЫХ ИНТЕРВАЛАХ.

3.1 Постановка задач и методики, проведения эксперимента.

3 .2 Исследования влияния добавок кольматанта, полимера и реагента ЪиВШ01Ь на фильтрационные и смазывающие свойства промывочной жидкости.[.

3.3 Оптимизация параметров промывочной жидкости на водной основе для предупреждения возникновения прихвата бурильной колонны.

Выводы по разделу.

4 ВНЕДРЕНИЕ МЕРОПРИЯТИЙ ДЛЯ ПРЕДУПРЕЖДЕНИЯ И ЛИКВИДАЦИИ ПРИХВАТА БУРИЛЬНОЙ КОЛОННЫ ПРИ БУРЕНИИ СКВАЖИН.

4.1 Внедрение устройства и КНБК для предупреждения и ликвидации прихвата бурильной колонны при бурении скважин на Самотлорском месторождении.

4.2 Внедрение буровой промывочной жидкости с оптимизированными параметрами при бурении скважин на Самотлорском месторождении.

4.3 Внедрение методик для определения вида прихвата бурильной колонны и первоочередных действий по их ликвидации в нормативный документ Департамента . бурения Западно-Сибирского Дивизиона ОАО «Самотлорнефтегаз.

Выводы по разделу.

Заключение Диссертация по теме "Технология бурения и освоения скважин", Липатов, Евгений Юрьевич

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

1. Установлено, что на месторождениях Среднего Приобья за период с 2005 по 2010 гг. большая часть осложнений и аварий приходится на долю прихватов, возникающих под действием дифференциального давления, которое обусловлено низкими пластовыми давлениями разбуриваемых месторождений и избыточным гидродинамическим давлением; возникающим вследствие недостаточной очистки горизонтального участка скважины от шлама при бурении.

2. Обоснованы и предложены методики для определения границ прихватоопасных интервалов участков^ скважины, что на стадии проектирования» строительства скважины предусматривает подбор противоприхватных КНБК. и промывочных жидкостей.

3. Разработано» устройство и< КНБК для предупреждения^ и ликвидации прихвата бурильной колонны на горизонтальном участке скважины.

4. На основании экспериментальных и теоретических исследований оптимизированы значения« параметров промывочной» жидкости на водной основе для1 предупреждения прихвата-бурильной колонны: водоотдача - от 3,2 до 3,3 (мл/ЗОмин), мгновенная фильтрация - от 1,53 до 2,61 (мл/мин), трение -от 0,053 до 0,067 (150 фунтов/дюйм).

5. Разработаны и внедрены методики определения вида прихвата бурильной колонны, и последовательность первоочередных действий по его ликвидации. Данные методы включены в руководящий документ «Мероприятия по безаварийному ведению работ при бурении скважин на месторождениях Департамента бурения Западно-Сибирского Дивизиона» ОАО «Самотлорнефтегаз». Внедрение разработанных методов на Самотлорском месторождении позволило сократить время, принятия решения по способу ликвидации прихвата и продолжительность ликвидации прихвата бурильной колонны.

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Липатов, Евгений Юрьевич, Тюмень

1. Овчинников В.П. Справочник бурового мастера: научно-практическое издание / В.П. Овчинников, С.И. Грачев, A.A. Фролов. — Тюмень, 2006. -691 с.

2. Пустовойтенко И.П. Предупреждение и ликвидация аварий в бурении: учеб. пособие для вузов / И.П. Пустовойтенко. — 3-е изд., перераб. и доп. М.: Недра, 1988.-279 с.

3. Самотой А.К. Прихваты колонн при бурении скважин: учеб. пособие для вузов. М.: Недра. 1978. - 207 с.

4. Коваленко Ю.Е. Устойчивость стволов скважин, пробуренных на месторождениях Среднего Приобья: учеб. пособие для вузов / Ю.Е. Коваленко, К.Н. Харламов, Е.А. Усачёв. Тюмень: ОП1У «Шадринский Дом Печати», 2011. — 175 с.

5. Мессер А. Перспективные технологии бурения скважин / А. Мессср, А. Повалихин // Нефтегазовая вертикаль. 2001. - Вып. 16. - С. 34 - 37.

6. Пустовойтенко И.П. Краткий справочник мастера по сложным буровым работам: учеб. пособие для вузов / И.П. Пустовойтенко, А. П. Сельващук. -М.: Недра, 1965. 237 с.

7. Михелев B.JI. Технологические свойства буровых растворов. — М.: Недра, 1979.

8. Loue Т. Stickness factor; A new of looking at Stick pipe. oil and gas J., 1983 v. 81, №40, p. 87-91.

9. Басарыгин, Ю.М. Теория и практика предупреждения осложнений и ремонта скважин при их строительстве и эксплуатации: учеб.-практическое пособие / Ю.М. Басарыгин, В.Ф. Будников, А.И. Булатов. 1 том. М.: Недра, 2000.-510 с.

10. Ledgerwood III, L.W., Hughes Tool Co.; Salisbury, D.P., O'Brien, Goings, Simpson and Assocs. Bit Balling and Wellbore Instability of Down hole shells.

11. SPE Annual Technical Conference and Exhibition, pp. 6 9 October 1991, Dallas, Texas.

12. Broune M. How to handle stuck pipe and fishing problems. — World Oil, 1982. November, December. 1983, January.

13. Schlumberger. Sit-back Off. — Schlumberger Publications, 1977.

14. Киреев A.M. Управление проявлениями, горного давления при строительстве нефтяных и газовых скважин / A.M. Киреев, B.C. Войте'.со. Том 1. — Тюмень: Издательский- полиграфический центр «Экспресс». 2006. — 280 с.

15. Добрынин В.М.' Деформация и изменения физических свойств коллекторов нефти и.газа. -М.: Недра, 1970. 239 с.

16. Каталог систем, продуктов и услуг. 2007 2008 год в компании MI-SWACQ. (Промывочные жидкости для бурения, заканчивания и ремонта скважин).

17. Каталог систем буровых растворов на 2008 год в компании Halliburton.

18. Каталог промывочных жидкостей-для бурения. 2007 2008 год в компании Baker Hughes.

19. Патент RU 2 327 726 С2 «Малоглинистый буровой раствор», заявка 2006130449/03, 23.08.2006, опубликовано: 27.06.2008 Бюл.№ jg. Патентообладатель (и): Ойл Технолоджи Оверсиз.

20. Патент RU 2 303 047 С1 «Высокоингибированный буровой раствор», заявка 2006116111/03, 10.05.2006, опубликовано: 20.07.2007 Бюл.№ 20. Патентообладатель (и): ООО «Бургаз».

21. Патент RU 2 298 575 С1 «Буровой раствор», заявка 2005133541/03, 31.10.2005, опубликовано: 10.05.2007 Бюл.№ 13. Патентообладатечь: ООО «Научно-производственная компания ЭКСБУР и Ко».

22. Патент RU 2 277 572 С1 «Высокоминерализованный безглинистый буровой раствор»; заявка 2004135683/03, 06.12.2004, опубликовано: 10.06.2006 Бюл.№ 16. Патентообладатель (и): ГОУВПО «Тюменский государственный нефтегазовый университет».

23. Патент RU 2 272 824 С2 «Биокатионный буровой раствор», за,' и tea 2004102573/03, 28.01.2004, опубликовано: 27.03.2006 Бюл.№ 9. Патентообладатель (и): ОАО «Сургутнефтегаз».

24. Патент RU 2 327 725 С2 «Ингибирующий буровой раствор для глинисзъ:х пород», заявка 2006118063/03, 25.05.2006, опубликовано: 20.06.2008 Бюл jY° 18. Патентообладатель (и): Новиков Владимир Сергеевич, Новиков Сергей Сергеевич.

25. Патент RU 2 289 603 С1 «Биополимерный буровой раствор», зачнка 2005110769/03, 13.04.2005, опубликовано: 20.12.2005 Бюл.№ 35. Патентообладатель (и): Национальная Акционерной Компании «Нафта! аз Украины».

26. Патент RU 2 266 312 С1 «Полимерный буровой раствор для вскры.ия продуктивных пластов», заявка 2004135437/03, 03.12.2004, опубликовано: 20.12.2005 Бюл.№ 35. Патентообладатель (и): ОАО «Ойл Технолодъи Оверсиз».

27. Патент RU 2 297 435 С2 «Безглинистый буровой раствор», за^нгса 2004118707/03, 22.06.2004, опубликовано: 20.04.2007 Бюл.№ II. Патентообладатель: ОАО НПО «Буровая техника».

28. Патент RU 2 224 002 С2 «Буровой раствор на углеводородной основе»-, заявка 2002109343/03, 10.04.2002, опубликовано: 20.02.2004. Патентооблада7епь: ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь».

29. Патент RU 2 186 819 С1 «Безглинистый буровой раствор», заявьа 2001114123/03, 23.05.2001, опубликовано: 10.08.2002. Патентообладатель (и): ООО «ПермНИПИнефть».

30. Патент RU 2 208 034 С1 «Буровой раствор на углеводородной основа), i заявка 2001128580/03, 22.10.2001, опубликовано: 10.07.2003. Патентообладаr ¡ь: ООО «ТюменНИИгипрогаз».

31. Патент RU 2 285 029 С1 «Смазочная добавка для бурового раствора», за5гв.а 2005115417/03, 20.05.2005, опубликовано: 10.10.2006 Бюл.№ 28. Патентообладатель (и): Наумов В.Н.

32. Патент RU 2004 108 252 А «Смазочная добавка для бурового раствора на водной основе», заявка 2004108252/03, 22.03.2004, опубликовано: 10.10.2005 Бюл.№ 28. Патентообладатель (и): Андерсон Б.А., Умутбаев В.Н., Саматов P.M.

33. Патент RU 2 336 291 С1 «Эмульгатор-стабилизатор инвертных эмульсий», заявка 2007103283/03, 26.01.2007, опубликовано: 20:10.2008 Бюл.№ 29. Патентообладатель (и): ПермНИПИнефть.

34. Спивак А.И. Разрушение горных пород при бурении скважин: учеб. пособие для вузов / А.И. Спивак, А.И. Попов.—М.: Недра, 1994. — 261 с.

35. Христенко A.B. Обоснование химическойюбработки буровых растворов для предупреждения сальникообразования при разбуривании- пластичных горных пород: Дис. . канд. техн. наук: 25.00.15. Уфа, 2010.-188 с.

36. Тагиров K.M. Бурение скважин и вскрытие нефтегазовых пластов на депрессии: учеб. пособие для вузов // K.M. Тагиров, В:И. Инфантов. М.: ООО «Недра — Бизнесцентр». 2003. — 160 с.

37. Ахматов A.C. Молекулярная физика граничного трения // -Исследования в области поверхностных сил. — М.: Издательство АН СССР, 1964. -С. 93-110.

38. Крагельский И.В. Основы расчётов на трение и износ / И.В. Крагельский, М.Н. Добычин, B.C. Комбалов. — М.: Машиностроение, 1977. — 526 с.

39. Кудряшов Б.Б. Бурение скважин в осложнённых условиях: учеб. пособие для вузов / Б.Б. Кудряшов, А.М. Яковлев. М.: Недра, 1987. - 269 с.

40. Серяков A.C. Электрическая природа осложнений в скважинах и борьба с ними: учеб. пособие для вузов / A.C. Серяков, JLK. Мухин, В.З. Лубан и др. -М.: Недра, 1980. 134 с.

41. Булюкова Ф.З. Прогнозирование и предупреждение осложнений, обусловленных упругим смешением стенок скважины: автореф. дис. . канд. техн. наук: 25.00.15. — Уфа, 2011. — 24 с.

42. Гусман A.M. Буровые комплексы. Современные технологии и оборудование: научное издание / A.M. Гусман, К.П. Порожский. — Екатеринбург: УГГГА, 2002. 592 с.

43. Патент RU 2 219 324 С2 «Устройство для кольматации стенок скважины буровым раствором», заявка 92005187/03, 10.11.1992, опубликовано: 20.12.2003. Патентообладатель (и): Вдовенко А.И., Миненков В.М., Ярыш А.Т., Бурыкин А. Н.

44. Патент RU 2 178 058 С2 «Лопастное колесо для удаления бурового шлама», заявка 97109432/03, 17.06.1997, опубликовано: 10.06.1999. Патентообладатель: Джордж Свитлик (GB).

45. Патент RU 2 215 863 С1 «Вращатель потока для обсадной колонны», заявка 2002113877/03, 27.05.2002, опубликовано: 10.11.2003. Патентообладатель (и): ОАО «Татнефть» им.В.Д. Шашина.

46. Патент RU 2 213 840 С2 «Способ очистки ствола скважины от шлама», заявка 2001119759/03, 16.07.2001, опубликовано: 10.10.2003. Патентообладатель: ДООО «Буровая Компания» ОАО «Газпром».

47. Патент RU 2 176 017 С2 «Способ очистки ствола скважины», заявка 99127918/03, 30.12.1999, опубликовано: 20.11.2001. Патентообладатель (и): Тюменский государственный нефтегазовый университет:

48. Патент RU 2 160 818 С1 «Устройство для-очистки скважин от шлама», заявка 99108304/03, 19.04.1999, опубликовано: 20.12.2000. Патентообладатель (и): Санкт-Петербургский государственный горный институт им. Г.В.Плеханова (Технический университет).

49. Патент RU 2 166 059 С1 «Жестко ориентируемый децентратор для бурильной колонны», заявка 99121747/03, 11.10.1999, опубликовано: 27.04.2001. Патентообладатель (и): Уфимский государственный нефтяной технический университет.

50. Вадецкий, Ю.В. Бурение нефтяных и газовых скважин: учебник для нач. проф. образования. М.: Издательский центр «Академия», 2004. — 352 с.

51. Басарыгин Ю.М. Технология'бурения нефтяных и газовых скважин: учебник для студентов нефтегазовых вузов и факультетов / Ю.М. Басарыгин, А.И. Булатов, Ю.М. Проселков. М.: Недра, 2001. - 676 с.

52. Котзаев Ю.В. Бурение разведочных горизонтальных скважин: учебник для студентов нефтегазовых вузов и факультетов. — М.: Недра, 1978. — 204 с.

53. Повалихин A.C. Выбор КНБК для проводки наклонно прямолинейных интервалов профиля скважины в сложных горно-геологических условиях// НТЖ. Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. — М.; ОАОч<ВНИИОЭНГ», 2005. №12. - С.4-6.

54. Грей Дж. Р. Состав и свойства буровых агентов (промывочных жидкостей): пер. с англ. / Г. С. Г. Дарли. М.: Недра. 1985.-509 с.

55. Булатов А.И. Буровые промывочные и тампонажные растворы: учеб. пособие для вузов. // А.И. Булатов, П.П. Макаренко, Ю.М. Проселков. М.: ОАО «Издательство Недра», 1999. — 424 с.

56. Конесев Г.В. Снижение фрикционных свойств корок и контроль за ними: труды ЗапСибНИГНИ. Тюмень, 1977, вып.36. - С. 30 - 32.

57. Самотой А.К. Прихваты колонны при; бурении скважин: учеб. пособие для вузов. М.: Недра, 1984. - 269 с.

58. Rabia H. Oilwell Drilling Engineering — Principles and practice — Graham & Trotman Published, 1989. 413 c.

59. Baroid/NL Industries Inr. Manual of Drilling Fluids Technology.— Baroid/NL Industries Publishers, 1979.

60. Агабальянц Э:Г. Промывочные жидкости для осложненных условий бурения: учеб. практическое пособие. — М.: Недра. 1982. — 184 с.

61. Евсеев В.Д. Разрушение горных пород при различных напряжённых состояниях: учеб. пособие для вузов. Томск: ТПУ, 2000. — 98 с.

62. Мамаева О.Г. Улучшение технологических свойств фильтрационной корки буровых растворов применением реагентов комплексного действия: дис. . канд. техн. наук: 25.00.15. Уфа, 2007. - 152 с.

63. Конесев Г.В. Противоизносные и смазочные свойства буровых растворов: учеб. пособие для вузов / Г.В. Конесев, М.Р. Мавлютов, А.И. Спивак. М.: Недра, 1980. - 144 с.

64. Конесев Г.В. О; смазочной способности среды при абразивном износе долотной стали / Г.В. Конесев, А.И. Спивак, М.Р. Мавлютов // Нефть и газ. 1970.-№6.-С. 103 107.

65. Михеев В;Л. Технологические свойства буровых растворов: учеб. пособие для вузов. М.: I Гедра, 1979;

66. Шантарин В.Д; Физика, химия дисперсных систем / В.Д. Шантарин, В.С.Войтенко / Мин-во геологии СССР; Западно-Сибирский науч.-исслед. и проект.-конструкт. ин-т технологии глубокого развед. бурения. М.: Недра, 1990. - 315 с.

67. Степанов Н.В. Моделирование и прогноз осложнений при бурении скважин. -М.: Недра, 1989.-252 с.

68. Попов А.Н. Технология, бурения нефтяных и газовых скважин: учеб. пособие1; для вузов / А.Н. Попов, А.И. Спивак, Т.О. Акбулатов и др. — М.: Недра-Бизнесцетр, 2003. 509 с. . >

69. Конесев Г.В. Повышение эффективности: бурения введением смазывающих добавок в глинистый раствор / Г.В. Конесев, А.И: Спивак, М.Р. Мавлютов. -Нефть и газ. Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. 1972. - Вып. 10. - С. 25 - 28.

70. Adams N. How to control differential pipe sticking. — Petroleum Engineer, 1977, October, November, December;

71. Howard G., Scott P. An analysis and the control; of lost circulation.— Annual, meeting'of AIME, St. Louis, Mo;,; 1951, February.

72. Gray G, Darley HI Composition and Properties of Oil Well Drilling Fluids.— Gulf Publishing Company, 1980.

73. Limia,- I.M. 1996. Seabed surveys: the best generation* synthetic fluids means to assess the environmental impact of drilling fluid'discharges? SPE 36048. Pages 803-813. Society of Petroleum Engineers, Inc. Richardson.TX.

74. Ганджумян P.A. Математическая статистика в разведочном бурении: учеб. пособие для вузов. М.: Недра, 1990. — 218 с.

75. Тараскин А.Ф. Статистическое моделирование и метод Монте-Карло: учеб. пособие для вузов. — Самара: Самарский- государственный аэрокосмический университет, 1997. — 62 с.

76. Гмурман В.Е. Руководство к решению задач по теории вероятностей и математической статистике: учеб. пособие для вузов. — М.: Высшее образование, 2007. 404с.

77. Соболь И.М. Численные методы Монте-Карло: учеб. пособие для вузов. М.: Наука, 1973. - 312с.

78. Лоусон Ч'. Численное решение задач методом наименьших квадратов: учеб. пособие для вузов // Ч. Лоусон, Р. Херсон. М.: Наука, 1986. - 232с.

79. Хабибуллин И.А. Совершенствование процессов транспортирования выбуренной породы при бурении горизонтальных скважин: автореф. дис.канд. техн. наук: 25.00.15. — Уфа, 2008. — 24 с.

80. Гаркунов Д.Н. Триботехника: учеб. пособие для вузов. / Д.Н. Гаркунов 2-е изд., перераб. и доп.: — М.: Машиностроение,. 1989. — 328 с.

81. Рабинович Е.З. Гидравлика: учеб. пособие для вузов. — М.: Недра, 1980. 278 с.

82. Зельдович Я.Б. Высшая математика для начинающих и ее приложения к физике: учеб. пособие для вузов. — М.: Наука, 1970. 560 с.

83. Гукасов H.A. Практическая гидравлика в бурении: справочник. М.: Недра, 1984.-197 с.

84. Norwell «Программа* обучения полевых- супервайзеров»: Материалы курса. Houston, Norwell; 2007. 208 с. '

85. Mil S WACO, «Школа по буровым растворам и. технологии, очистки от шлама»: учеб} пособие. - Волгоград: ИКФ - Сервис, 20091 — 340 с.

86. Нефтяное хозяйство: научно технический журнал. 11-й выпуск. — М.: Недра, 19881 -65с.

87. Леонов, Е.Г. Гидроаэромеханика в бурении: учеб. пособие для вузов / E.F. Леонов; В. И. Исаев. М.: Недра, 1987. - 304 с.

88. Джон Митчелл. Безаварийное бурение: курс лекций к тренингу / Митчелл Джон. Хьюстон: Дрилберт Инжиниринг Инк., 2001. — 334 с.

89. Wilson G. How to drill a usable hole.—WorldOil, 1976. 350 c.

90. Басарыгин Ю.М. Осложнения и аварии при1 бурении нефтяных и газовых скважин: учеб.-практическое пособие / Ю.М. Басарыгин, А.И. Булатов, Ю.М. Проселков. 3 том. М.: Недра, 2000. - 680 с.

91. Басарыгин, Ю.М. Бурение нефтяных и газовых скважин: учеб. пособие для вузов / Ю.М. Басарыгин, А.И. Булатов, Ю.М. Проселков. М.: Недра -Бизнесцентр, 2002. — 632 с.

92. Fann Instrument Company «Описание и процедуры работы на приборах FANN» -Halliburton Int Inc. 2003. - 180 с.

93. НТЖ. Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. -Выпуск №12. 2000. - 37 с.

94. Шерстнев Н.М. Предупреждение и ликвидация осложнений в бурении. — М.: Недра.-1979.-304 с.

95. Игнатов В.И. Организация и проведение эксперимента в бурении: учеб. пособие для вузов. — М.: Недра, 1977. — 96 с.

96. Овчинников В.П. Заканчивание скважин, часть III: метод, указания по выполнению лабораторных и исследовательских работ / В.П. Овчинников, А.А. Клюсов, В.Г. Кузнецов. — Тюмень: ТюмИИ, 1992. 30 с.

97. Башкатов Д.Н. Планирование эксперимента в разведочном бурении. М.: Недра, 1985.-181 с.