Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Совершенствование технологии формирования ствола газовой скважины для повышения ее эксплуатационной надежности

ВАК РФ 25.00.15, Технология бурения и освоения скважин

Автореферат диссертации по теме "Совершенствование технологии формирования ствола газовой скважины для повышения ее эксплуатационной надежности"

На правах рукописи

БАСОВ АНДРЕЙ АЛЕКСАНДРОВИЧ

СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ ТЕХНОЛОГИИ ФОРМИРОВАНИЯ СТВОЛА ГАЗОВОЙ СКВАЖИНЫ ДЛЯ ПОВЫШЕНИЯ ЕЕ ЭКСПЛУАТАЦИОННОЙ НАДЕЖНОСТИ

Специальность 25 00 15 - Технология бурения и освоения скважин

1

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

11111111111

0031590в5

Ставрополь — 2007

\

Работа .выполнена в ОАО «Северо-Кавказский научно-исследовательский проектный институт природных газов» (ОАО «СевКавНИПИгаз»)

Научный руководитель доктор технических наук,

Зиновьев Василий Васильевич

Официальные оппоненты доктор технических наук

Гераськин Вадим Георгиевич

кандидат технических наук, доцент ' 1 Девятов Евгений" Васильевич

Ведущая организация 5'" Филиал ООО «Бургаз» «Кубаньбургаз»

Защита состоится 25 октября 2007 года в 14— часов на заседании диссертационного совета Д 212 245.02 яри Северо-Кавказском государственном техническом университете

Адрес 355028 г Ставрополь, проспект Кулакова, 2.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Северо-Кавказского государственного технического университета

Факс (8652) 94-60-12 Е-тш!* 1а£1Г0У81у@пс81и ги

Автореферат разослан 2 4 сентября 2007 ]

Ученый секретарь

диссертационного совета Д 212.245.02, канд техн наук, доцент

ЮА Пуля

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ Актуальность темы. Качество строительства скважины и эффективность ее эксплуатации зависят от успешного выполнения технологических этапов бурения и заканчивайся скважины При бурении скважины до кровли продуктивных отложений превалирующее влияние на качество и эффективность работ оказывает интенсивность разрушения горной породы, как на забое, так и на формируемых стенках скважины Однако для процесса бурения в результате постоянно действующих нестационарных физико-химических процессов характерно непрерывное изменение прочностных и фильтрационных характеристик вскрываемых пород, что приводит к возникновению локальных нарушений на стенках скважины и отклонению формы ствола от кругового цилиндра Разработка мероприятий, позволяющих снизить кавернозность ствола скважины и придать ему относительно гладкую форму, позволит повысить качество цементирования обсадных колонн

При вскрытии продуктивных отложений бурением проницаемость призабой-ной зоны пласта снижается, что сказывается на продуктивности скважин

Одним из возможных путей устранения этих явлений является создание на стенке скважины тонкого и прочного кольматационного экрана, предотвращающего проникновение компонентов бурового раствора в гшаст

В настоящее время для качественного формирования цилиндрического ствола скважины в процессе бурения и создания тонкого кольматационного экрана на ее стенках широко используются ряд технических средств и технологических приемов В связи с этим актуальным является совершенствование технологии бурения с применением механических устройств (в частности шламового кольмата-тора конструкции ОАО «СевКавНИПИгаз») в составе компоновки низа бурильной колонны

Важнейшим этапом в цикле строительства газовый скважин является за-канчивание скважины с установкой противопесочных филыров в слабосце-ментированных мелкозернистых коллекторах Вынос песка из пласта вместе с продукцией нарушает процесс нормальной добычи газа Установка фильтров в большей части вначале останавливает пескование скважин Однако при актив-

ных отборах газа или при подходе воды на границе раздела фильтр - пласт возникают значительные градиенты давлений, превышающие критические значения для пласта Уменьшить градиенты давлений можно существенным увеличением радиуса ПЗП

Дебиты добывающих скважин, пробуренных на низкопроницаемые глинистые песчаники, можно также повысить за счет существенной расширки приза-бойной зоны пласта

И в том и другом случае необходимо создавать обширные каверны, диаметр которых многократно превышает диаметр долота Серийно выпускаемые расширители для этой цели мало пригодны, поскольку они расширяют ствол скважины незначительно, на несколько десятков процентов Поэтому разработка специального инструмента и технологии существенного расширения ствола скважины является актуальной

В общем, внедрение перечисленных технологий повышает надежность скважины в процессе ее эксплуатации

Цель работы: разработка технологий и технических средств для формирования ствола газовой скважины, направленных на повышение ее эксплуатационной надежности

Основные задачи исследований:

1 Анализ современных технических средств и технологий формирования качественного ствола газовой скважины

2 Разработка технологии снижения кавернозности ствола скважин, обеспечивающей повышение качества цементирования обсадных колонн

3 Разработка конструкции расширителя гидромеханического типа, обеспечивающего требуемый коэффициент расширения ствола и сочетающего в себе достоинства механических и гидромониторных устройств

4 Разработка технологии формирования каверн в призабойной зоне пласта

5 Опытно-промышленные испытания разработанных технических средств и технологий формирования ствола газовой скважины

Методы решения поставленных задач

Поставленные задачи решались на основе анализа и обобщения имеющихся теоретических, лабораторных и промысловых материалов по данной проблеме, а также на результатах собственных аналитических, промысловых исследований с использованием программного обеспечения

Научная новизна:

1 Промысловыми экспериментами доказано, что применение шламового калибратора в составе компоновки низа бурильной колонны существенно снижает кавернозность ствола скважины в глинистых отложениях и повышает качество цементирования обсадных колонн Обоснован механизм воздействия шламового калибратора на стенки скважины, сложенные глинами

2 Разработаны на уровне изобретения принцип действия и конструкция гидромеханического расширителя и его основных, элементов

3 Разработана математическая модель динамики работы расширителя гидромеханического типа для определения его конструктивных и технологических параметров

4 Разработана технология формирования каверны заданного диаметра

Практическая ценность и реализация работы. Промыслово-

экспериментальными исследованиями доказана высокая эффективность применения кольмататора конструкции ОАО «СевКавНШ 1И1 аз» в качестве калибратора для снижения кавернозности ствола скважины за счет контактного упрочнения (уплотнения) глинистых отложений Доказано также, что снижение кавернозности ствола скважины повысило качество цементирования и снизило вероятность образования межколонных давлений

Применение шламового калибратора в интервалах продуктивных отложений способствует формированию тонкого кольматационного экрана, снижающего отрицательное влияние бурового раствора на фильтрационно-емкостные свойства ПЗП Практическое использование шламового калибратора при бурении на скважине 18 Петровско-Блаюдарненской площади ООО «Кавказтрансгаз» позволило существенно увеличить дебит газа при освоении

Разработанный шарнирный расширитель гидромеханического типа позволяет при заканчивании и капитальном ремонте скважин образовывать каверны диаметром в несколько раз больше, чем при использовании серийно выпускаемых расширителей Промысловыми испытаниями разработанного расширителя на 9 скважинах ООО «Кавказтрансгаз» доказано, что увеличение диаметра скважины в интервале продуктивного пласта в 3 — 5 раз с созданием искусственной ПЗП позволило увеличить дебит газовых скважин в среднем в 5 раз

Апробация работы. Основные положения диссертационной работы докладывались и обсуждались на IV Всероссийской конференции молодых ученых, специалистов и студентов по проблемам газовой промышленности России «Новые технологии в газовой промышленности» (г Москва, 2001 г), IV конференции молодых ученых и специалистов ООО «Кавказтрансгаз» (г Ставрополь, 2002 г ), на ученом Совете ОАО «СевКавИИПИгаз» (г Ставрополь, 2007 г ) на заседании кафедры бурения СевКавГТУ (г Ставрополь, 2007 г)

Автором защищаются следующие основные положения:

1 Усовершенствованная технология бурения неустойчивых отложений в условиях интенсивного кавернообразования с применением специального калибратора в составе компоновки низа бурильной колонны

2 Технические средства создания каверны в ПЗП — расширитель гидромеханического типа

3 Технология гидромеханического расширения ствола скважины в призабой-ной зоне пласта

4 Результаты промысловых исследований усовершенствованной технологии формирования ствола скважины

Публикации. По теме диссертации опубликовано 10 работ, из них один патент на изобретение

Объем работы. Диссертация состоит из введения, четырех глав, основных выводов и рекомендаций, списка литературы, содержащего 78 наименований, и 4 приложений Работа изложена на 137 страницах машинописного текста и содержит 26 рисунков и Í0 таблиц

Автор выражает признательность и благодарность своему научному руководителю доктору технических наук В В Зиновьеву Автор благодарит Р А Гасу-мова, С А Варягова, В Б Беликова, Н И Андрианова, Д В Дубенко, Ю К Ди-митриади и других, за помощь в организации и проведении опытно-экспериментальных работ на скважинах, а также высказанные рекомендации и замечания по теоретической части диссертации

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ Во введении обоснована актуальность решаемых в работе проблем, задачи и методы исследований, показана научная новизна, и практическая реализация работы, дана общая характеристика диссертации

В первой главе изложены особенности современных технических средств и технологий, применяемых для формирования ствола газовой скважины

Рассмотрены современные технические средства и технологии, используемые для формирования устойчивого цилиндрической формы качественно! о ствола скважин методом физического воздействия

Проблемой устойчивости с генок скважины, сложенных глинистыми породами занимались О К Ангелопуло, Б В Байдюк, В И Банатов, А И Булатов, А Н Донник, М А Завадский А Г Калинин, С Г Лехницкий, Н И Шацов, М Р Мав-лютов, А И Спивак, А А Шрейнер, Р С Яремийчук и др Основные принципы борьбы с нарушением устойчивости пород базируются на регулировании создаваемой репрессии на пласт и использовании буровых растворов, фильтрат которых инертен по отношению к глинистому материалу Кроме того, эффективным средством является ограничение проницаемости вскрытой горной породы на стенках скважины Для этого используют специальные устройства - кольматато-ры, формирующие на стенках скважины кольматационный экран

В результате анализа установлено, что для качесгвенйого формирования цилиндрического ствола скважины в процессе бурения и создания тонкого кольма-тационного экрана на стенках скважины при вскрытии продуктивных пород целесообразно применять шламовый калибратор конструкции ОАО «СевКавНИПИ-газ», обеспечивающий

- практически мгновенное восстановление нарушенной природной гидроизоляции вскрываемых пород в процессе механического бурения,

- формирование ствола скважины цилиндрической формы,

- предотвращение кавернообразования в глинистых породах,

- эффективную работу независимо от глубины скважины При этом не требуется специальных наполнителей в промывочной жидкости, достаточно имеющихся в стволе скважины материалов в виде глинистой корки и бурового шлама

Рассмотрены современные технические средства для расширения ствола скважины В настоящее время отечественной промышленностью и зарубежными фирмами серийно выпускаются буровые расширители двух видов с нераздвижными и раздвижными органами Расширители подразделяются по характеру разрушения горной породы на гидравлические и механические Анализ современных технических средств для расширения ствола скважины, несмотря на многообразие конструкторских решений, позволяет сделать следующие выводы

- серийные расширители обладают низким коэффициентом расширения ствола скважины, г е не позволяют формировать каверны многократно превышающие номинальный (начальный) диаметр скважины,

- расширители механические не могут существенно расширить ствол скважины из-за очевидной поломки в неоднородных породах,

- расширители гидромониторного действия образуют каверну недостаточных размеров из-за резкого уменьшения кинетической энергии струи в жидкой среде,

Перспективной, нам представляется, разработка конструкции расширителя, обеспечивающего постоянный контакт с горной породой разрушающей струи и вместе с тем позволяющего значительные отклонения от оси скважины гидромонитора, без опасности поломки исполнительных механизмов

Вторая глава посвящена промыслово-экспериментальным исследованиям технологии бурения скважины с применением шламового калибратора

Кольмататор ОАО «СевКавНИПИгаз» первоначально предназначался для бурения в проницаемых песчаниках, которые сохраняют устойчивость, во способны формировать толстую глинистую корку при поддержании репрессии на

пласт В этих условиях кольматационный экран образуется в основном за счет затирания фильтрационной глинистой корки в поры на стенках скважины рабочими лопастями

Для условий вскрытия потенциально неустойчивых пород (глин) такой механизм формирования кольматационного экрана неприемлем, гак как глина по своим фильтрационным свойствам является практически непроницаемой породой

Анализ работы устройства в пластичных породах, таких как, глины, заставил обратить внимание на то, что при большом контактном давлении лопасти на стенку скважины происходит ее поверхностное уплотнение Уплотнение необратимо, благодаря чему в поверхностном слое происходят структурные изменения за счет сближения минеральных зерен горной породы

Использование представлений об уплотнении глинистых пород позволило предложить следующее объяснение процесса При бурении в глинах фильтрационная корка на стенках скважины практически не образуется вследствие низкой проницаемости пород В то же время протекают активные массообменные процессы между буровым раствором (фильтратом) и обнаженной бурением глиной, что приводит к ее набуханию и изменению прочностных свойств Исключить взаимодействия глинистого материала горной породы, с буровым раствором можно только за счет формирования непроницаемого слоя на поверхности стенки При работе устройства взаимодействие со стенкой скважины происходит через слой шламовых частиц, отброшенных к стенке скважины вследствие особой геометрии устройства То есть механическое вдавливающее усилие передается на стенку скважины через слой частиц породы такого же происхождения Под действием сжатия в приствольной части происходит уплотнение породы, заключающееся в компактной переупаковке зерен глин Пористость уплотненного слоя снижается, а поровый флюид отжимается в сторону скважины вследствие низкой прониц&емости «материнской» породы Так как взаимодействие со стенкой скважины идет через слой частиц, прочностные характеристики которых практически идентичны глине в нетронутой массе, разрушение глины за счет механического воздействия вдавливанием не происходит Вместе с этим, как известно из горного дела, осушение является одним из

способов упрочнения горных пород Формирование на глинистой стенке скважины узкого слоя непроницаемой и упрочненной горной породы позволяет говорить о создании временной крепи на ней за счет работы устройства

Расширение функции действия описываемого устройства потребовало некоторого изменения его конструкции В частности, автором было предложено армировать рабочие участки лопастей вставками ВСК-16, содержащими синтетические поликристаллические алмазы типа «Карбонадо» Разработана схема размещения вставок, обеспечивающая 100 % перекрытие рабочей поверхности, и технология армирования.

Предложенный механизм формирования временной крепи за счет калибрования стенок скважины и конструктивные изменения кольмататора ОАО «СевКав-НИПИгаз» послужили основанием назвать его шламовым калибратором Схема и принцип действия калибратора представлены на рисунке 1

Указанные представления о механизме уплотнения глинистых пород в результате работы шламового калибратора были подтверждены специальными промысловыми исследованиями при бурении скважин на Северо-Ставропольском ПХГ ООО «Кавказтрансгаз» Ставропольским Управлением буровых и ремонтно-восстановительных работ Здесь применялись шламовые калибраторы диаметром 295 и 215 мм, имеющие условное обозначение КШ-295 и КШ 215, соответственно

Для оценки результатов работы шламовых калибраторов были выбраны следующие параметры

- геометрический профиль ствола скважины, полученный с помощью каверномера (каверномера-профилемера),

- проходимость бурильной и обсадной колонны по стволу,

- характер сцепления цементного камня с колонной и с породой по результатам акустического цементомера (АКЦ), как фактор существенно зависимый от ка-вернозности ствола скважины,

- наличие давления в межколонном пространстве на устье скважины в процессе ее эксплуатации

За базу сравнения принимались скважины, ранее оконченные строительством на рассматриваемом Северо-Ставропольском ПХГ в аналогичных горногеологических условиях

1 - корпус, 2 - противоприхватные накладки, 3 — лопасти, 4 - шарошечное долото, 5 - буровой шлам, 6 — горный массив, 7 - проницаемый канал на стенке скважины, 8 - алмазные вставки, 9 - зона уплотнения, й - главный вектор скорости движения шлама, О) - частота вращения калибратора, диаметр калибратора по верхней кромке лопастей, а„—угол затирания (клиновой зазор)

Рисунок 1 - Схема и принцип действия шламового калибратора

Калибратор КШ-295 использовался при бурении сарматских, караганских, чокракских и майкопских отложений под 245 мм техническую колонну в интервале от 50 до 350 -390 м

Калибратор КШ-2!5 использовался при бурении под эксплуатационную обсадную колонну диаметром 168 мм, в интервале майкопских глин до глубины 650-715 м

Для количественной оценки качества крепления использовался коэффициент качества крепи Кк '

где и — длина интервала с частичным сцеплением цементного камня с обсадной колонной, м, Ьх - длина интервалов хорошего сцепления, м, Ь — длина зацементированного интервала, м

Обобщенные показатели бурения скважин на Северо-Ставропольском ПХГ

с применением шламовых калибраторов представлены в таблице 1

Таблица 1 - Обобщенные показатели бурения скважин на Северо-Ставропольском ПХГ с применением шламовых калибраторов

Тип скважин Кол-во сква-жин Интервал бурения, м КНБК Коэффициент кавернозности Коэффициент качества крепи

Базовая 4 50-390 Д+КЛС+УБТ -8м+КЛС+ +УБТ-80М 1,11 36,20

Опытная 17 50-390 Д+КШ-295 + +УБТ-90 м 1,03 60,75

Базовая 2 350-710 Д+УБТ-90 м 1,12 21,07

Опытная 29 350-710 Д+КШ-215 + +УБТ- 90 м 1,05 66,87

Экспериментально также установлено, что износ шламового калибратора по диаметру сопровождается увеличением коэффициента кавернозности ствола

Положительное влияние шламового калибратора на качество вскрытия продуктивных пластов было подтверждено результатами испытания скважины 18 Петровско-Благодарненского месторождения ООО «Кавказтравсгаз» В данной скважине в интервале 372-585 м вскрывались газоносные песчано-алевролитовые пачки (II-IV) майкопской серии с низким текущим пластовым давлением (25 % от гидростатического) и высокой поглощающей способностью При испытании скважины получен приток газа Qr =5,9 тыс м3/сут, dmT -6 мм при депрессии 0,9 кг/см2 Удельный коэффициент продуктивности скважины 18 превысил таковой по соседним скважинам в 15-50 раз

Результаты применения шламовых калибраторов позволили сделать следующие выводы

- в интервале работы шламового калибратора в глинах наблюдается снижение кавернообразования на 7,2 % для КШ-295 и на 6,3 % для КШ-215 с одновременным уменьшением размера каверн на 64 % и 58 % соо гветственно,

- качество цементирования существенно выше в случае применения шламового калибратора В среднем по результатам статистической обработки данных АКЦ с вероятностью 0,95 можно сказать, чго интервалов сцепления цементного камня с обсадной колонной в 2 раза больше,

- ни в одной из пробуренных скважин не отмечено поглощений при бурении и при цементировании,

- при вскрытии бурением продуктивных песчаников с применением в составе КНБК шламового калибратора отмечается уменьшение толщины глинистой корки и увеличение продуктивности скважины при освоении

Третья глава посвящена разработке конструктивных л технологических параметров расширителя гидромеханического типа

В соавторстве был разработан оригинальный, гидромониторный шарнирный расширитель (РПЛ), сочетающий в себе достоинства гидромониторных и механических устройств постоянный контакт породоразрушающего элемента (шарошки) с породой независимо от конфигурации ствола скважин и селективный характер действия (рисунок 2)

За счет реактивной силы струи жидкости, направленной к оси скважины, происходит отклонение подвижной части расширителя, чему способствует специально разработанный, на уровне изобретения, шарнирный переходник Наличие в компоновке расширителя удлиняющего ориентирующего колена позволяет установить гидромонитор относительно шарнира так, чтобы ось отклоняющей насадки лежала в плоскости отклонения шарнира, имеющего одну степень свободы

Разрушение стенок скважины осуществляется гидромониторными струями, обращенными к периферии и шарошкой серийного долота, снизу вверх При встрече с твердой породой (по мере увеличения момента на вращение) инстру-

мент складывается в транспортное положение и поломка исключается. При этом слабосцемеятировакные породы разрушаются активно, а устойчивые породы нет.

1 — колонна бурильных труб, 2 — шарнир, 3 — колено, 4 — разрушаю ш.ие насадки;

.5 - 1'илрэмонитор, 6 — отгоюпяющая насадка, 7 - шарошка; Я — очищающая и а с а.; к а

Рисунок 2 - Схема и принцип действия расширителя РГШ-168

Расширитель не создает проблем во и ром я работы в вязких глинах, которые могут встречаться в коллекторах в виде перемычек.

Технологически» эффект, который может быть получен при использовании расширителя данной конструкции, образуется за счет:

- отсутствия возможности заклинивания шарошки при встрече с твердыми включениями в разрушаемой породе;

- незначительных габаритных размеров шарнира, благодаря отсутствию влияния отклоняющето момента;

- постоянного нахождения гидромониторных насадок в непосредственной близости со стснкой скважины, что обусловлено непрерывным действием отклоняющей силы и возможностью углового перемещения шарошки относительно оси скважины;

- выполнения каверны запланированного диаметра, превышающего диаметр скважины в несколько раз,

- создания максимальной длины зоны действия разрушающих сил, что обусловлено расположением и количеством гидромониторных насадок

Как свидетельствует практика работ, качество и эффективность технологической операции по удалению неустойчивой части ПЗП (или формированию каверны) обусловлены не только конструктивными особенностями устройства (РГШ), но и выбором технологических параметров процесса для конкретных горнотехнических условий В связи с этим важной задачей является разработка методики расчета параметров конструкции РГШ (вес, длина колена, диаметры гидромониторных насадок) и режимных параметров (давление, расход промывочной жидкости, частота вращения и скорость подъема инструмента) С этой целью разработана математическая модель динамики работы РГШ На рисунке 3 представлена расчетная схема действующих сил

а - объемное изображение,

б - вид по оси колена

Рисунок 3 - Расчетная схема действия сил при работе расширителя

F0

Fi> F2, F3

реактивная отклоняющая сила, Н,

L

Gp

Gy

г2, Р3 - сила разрушающих и очищающей струи, Н, сила тяжести гидромонитора и шарошки, Н,

- сила тяжести колена, Н,

- длина колена, м,

ф

р

а

М,

момент сопротивления шарнира, Н м, сила инерции при вращении, Н,

угол истечения струй из разрушающих насадок и осью ОУ, угол истечения струи из очищающей насадки и осью 07,, угол отклонения колена

Разрушение горной породы расширителем начинается с момента касания шарошки и гидромонитора со стенкой скважины Это реализуется при выполнении условия равновесия системы, имеющей неподвижную точку вращения (шарнир) Условие равновесия состоит в том, что сумма моментов всех действующих сил относительно этой точки должна быть равна нулю Учитывая силу сопротивления в шарнире и силу инерции от вращения, составим общее уравнение динамики механической системы, используя принцип Даламбера-Лагранжа

Разница между равнодействующими движущих сил и сил сопротивления системы при циркуляции жидкости и вращении бурильной колонны дает значение силы прижатия шарошки Рпр (Н) к стенке скважины

("С -^{И соза + зт/3))-т^5т<р-

пр

(2)

'"у п . ' г 2 ^

—ш\<р~ Ъ^+гПуСО Ь созр + туа> эт/р—соэ/р

о гч2

при этом АР =-—-

(3)

где ДР - перепад давления на гидромониторе, Па,

с10 - диаметр отклоняющей насадки, м,

ц - коэффициент расхода гидромониторных насадок,

с1р - диаметр разрушающей и очищающей насадок, м,

N - количество разрушающих насадок, конструктивно N = 1 или 2

тр - масса шарашки и гидромонитора, кг,

шу ■ масса погонного метра колена, кг/м,

£ - ускорение свободного падения, у?к,

Рш - сила сопротивления шарнира, Н,

со - угловая скорость вращения,

р - плотность промывочной жидкости, кг/м3,

С) - производительность насосов, м3/с

ш

Полученная аналитическим путем основная функциональная зависимость, позволяет решать ряд конструкторских и технологических задач Выполнен численный пример обоснования конструктивных и технологических параметров расширителя с использованием ПК (программного обеспечения "Excel - Office ХР") При этом было проверено соответствие полученной функциональной зависимости основным физическим процессам и дана количественная оценка входящих в нее величин По результатам расчетов построены графики зависимости силы прижатия шарошки от перепада давления, длины колена, частоты вращения бурильной колонны, диаметра отклоняющей насадки, угла отклонения гидромонитора, угла смещения разрушающих насадок

На рисунке 4 представлены графики зависимости силы прижатия от диаметра отклоняющей насадки при разных перепадах давления в расширителе С увеличением диаметра отклоняющей насадки возрастает сила прижатия за счет роста гидравлической отклоняющей силы Однако, при этом увеличивается суммарный расход раствора и требуется увеличение гидравлической мощности насоса, что ограничено техническими возможностями буровой установки Вторым ограничением по диаметру отклоняющей насадки является условие равенства гидравлических разрушающих и отклоняющей сил, те d0„,ш следу« определять по формуле

domm = dpVN~cosa + sinp , (4)

Диаметр отклоняющей насадки d0,M |—О— 5.54 Мпа, —»- 8 10 Мпа ]

Рисунок 4 - Зависимость силы прижатия шарошки от диаметра отклоняющей насадки при разных перепадах давления

Результаты расчетов силы прижатия в зависимости от перепада давления на гидромониторе представлены на рисунке 5 Здесь же представлен график производительности насоса, соответствующей этому перепаду давлений при данном комплекте насадок Как видно, по мере возрастания перепада давления ДР с некоторого начального значения ДР=1,2 МПа сила прижатия Рпр линейно возрастает При ДР=5,54 МПа и соответствующем расходе <3 = 0,0137 м3/с, когда обеспечивается достаточная скорость разрушающей струи г>р — 100 м/с, сила прижатия Рпр= 496,1 Н

Рисунок 5 - Зависимость силы прижатия шарошки и производительности насоса от перепада давления

Эта сила должна обеспечить внедрение зубцов шарошки в стенку каверны Однако расчеты показывают, что в нашем случае контактное давление на порядок меньше твердости мягкой горной породы Поэтому для удаления всевозможных выступов, образующихся в пространстве между струями при неравномерной работе расширителя, целесообразно применить режуще-скалывающий вид разрушения горной породы. При этом не требуется большая прижимающая сила Достаточно лишь силы прижатия, обеспечивающей вращение шарошки Конструктивно шарошка располагается на гидромониторе таким образом, чтобы обеспечить максимальный коэффициент скольжения Этому условию удовлетворяет положение контактирующей с породой образующей шарошки параллельно оси колена расширителя Следует заметить, что наибольшее значение коэффициента скольжения равного единице у режущих элементов, например, лопастного и фрезерного доло-

18

та Однако шарошка серийного долота с большим коэффициентом скольжения выгодно отличается от упомянутых режущих элементов тем, что она непрерывно проворачивается, позволяя равномерно изнашиваться ее вооружению по всей боковой поверхности Очевидно, чго в этом случае моторесурс РГШ будет больше

Анализ графиков подтверждает, что полученная зависимость для определения силы прижатия шарошки РГШ, отклоненного на заданный угол, при циркуляции раствора и вращении бурильной колонны не противоречит физическому смыслу Кроме того, полученные графики могут быть использованы и при решении обратных задач

В четвертой главе представлены результаты промысловых испытаний разработанных технических средств и технологий

Шламовый калибратор применялся при бурении 46 скважин на СевероСтавропольской подземном хранилище газа Результаты бурения подробно описаны во второй главе Шламовый калибратор диаметром 215 мм также применялся при бурении 11 скважин на Пегровско-Благодарненском и Журавском месторождениях в интервалах глинистых отложений и при первичном вскрытии продуктивных отложений Во всех случаях ствол скважины был устойчив, а в проницаемых песчаниках не отмечалось сужение ствола из - за глинистой корки

Представлены результаты промысловых испытаний разработанного расширителя при заканчивании 10 скважин на Петровско-Благодарненском и Журавском месторождениях Ставропольского края Коллектор этих месторождений представлен сильно заглинизированными песчаниками Поэтому создание здесь каверны большого диаметра с последующей установкой гравийного фильтра должно увеличить площадь фильтрации и снизить градиенты давлений

Предварительно была разработана технология формирования каверны на базе математической модели динамики работы нового расширителя Обоснованы основные параметры производственных процессов

Частота вращения инструмента принимается минимальной исходя из технических возможностей буровой установки Реальный диапазон значений частоты вращения 10-22 об/мин

Для полного перекрытия разрушаемой стенки скважины необходимо обеспечить подачу инструмента со скоростью

где Уп — скорость подачи инструмента, мм/мин , п - частота вращения инструмента, об/мин

Поскольку работа расширителя осуществляется снизу вверх, то за величину У„ следует принимать скорость подъема лебедки Расчеты показывают, что лебедка буровой установки по технической характеристике не может обеспечить непрерывный подъем инструмента со столь малой скоростью Поэтому предлагается вести подъем инструмента дискретно (прерывисто) с шагом, равным высоте (длине образующей) шарошки Для шарошки о г долота диаметром 215,9 мм можно принять шаг равный 100 мм Каждый интервал обрабатывается за период времени, обеспечивающий среднюю скорость подъема инструмента, определяемую по формуле (5)

Суммарный потребный расход промывочной жидкости определяется исходя из условия обеспечения надлежащей скорости истечения струи из разрушающих насадок, при которой должно обеспечиваться разрушение слабосцементирован-ных пород Поскольку скорость истечения во всех насадках одинакова, требуемый расход Q в м3/с можно определить по формуле

где V - скооость истечения жидкости из насадок, м/с

Последовательность технологических операций при создании каверны в ПЗП следующая Инструмент спускается в скважину без промывки Сила, отклоняющая колено отсутствует, поэтому расширитель при спуске по стволу сохраняет прямолинейную форму и легко обходит всевозможные неровности на ее стенке При нахождении расширителя на нижней границе создаваемой каверны включают буровые насосы, обеспечивающие суммарную производительность 12-18 дм3/с При этом на расширителе возникает перепад давления от 5 до 10 МПа, достаточный для его эффективной работы Отклоняющая струя прижимает шарошку с гидромонитором к стенке скважины Включают ротор и с заданной скоростью по-

20

У„=К <1р п,

(5)

(б)

интервально или непрерывно инструмент перемещают вверх обеспечивая разрушение породы по спирали

При подходе расширителя к верхнему интервалу расширения насосы останавливают Расширитель выпрямляется под собственным весом, а инструмент опускают вниз до нижнего интервала расширения Включают насосы и операция повторяется до достижения планируемо1 о результата

Подвижная часть расширителя (колено) имеет возможность отклоняться до 30° В зависимости от длины колена формируется каверна диаметром 600 - 1200 мм Для уменьшения степени расширения скважины угол отклонения колена ограничивается

В таблице 2 представлены значения диаметра фактически полученных каверн и результаты испытания 10 скважин ООО «Кавказтрансгаз» после установки гравийных фильтров Типичные кавернограммы, например, скважины 171 Петровско - Благодарненского месторождения, приведены на рисунке 6

Таблица 2 - Диаметр фактически полученных каверн и результаты испытаний скважин ООО «Кавказтрансгаз»

Название площади Номер скважины Коэффициент расширения Показатели эффективности

Петровско-Благодарненская 170 2,14 Увеличение дебита в 2 - 9 раз по сравнению со средним по площади, отсутствие выноса песка

171 3,33

172 4,29

173 3,00

174 5,00

175 2,57

176 2,57

Журавская 59 3,42 Увеличение дебита в 4 - 5 раз по сравнению со средним по площади, отсутствие выноса песка

60 2,42

61 2,67 Наблюдательная скважина

На этом же рисунке представлена кавернограмма после работы обычным гидроперфоратором Несмотря на его существенно большую энергоемкость, диаметр получаемой каверны в два раза меньше, чем при работе испытуемым расширителем Из таблицы 2 видно, что расширение скважины в 2 - 5 раз с последую-

щей установкой II пей гравийного фильтра лает увеличение дебита от двух до девяти риз, что весьма существенно.

I — после бурення, 2 - после работы ""и яро перфоратором;

3 - после работы расширителем РПЫ - 168

Рисунок 6 - Кавернограммы скв. 17) Петровеко-Благодарненского месторождения

В заключении излагаются основные выводы:

1. Установлено, что шиамоаый калибратор конструкции ОАО &Се&КавНИГ [И-газ» позволяет качественно формировать ствол скважины в отложениях неустойчивых глинисты?: пород, а в отложениях проницаемых пород формирует кольматаци-онный экран, препятствующий проникновению в пласт компонентов бурового раствора.

Обширными промысловыми исследованиями на примере бурения 46 скважин па С ев еро-Ставропольском подземном хранилище, показано, что применение шламово-

го калибратора уменьшает диаметр каверн на 58-64 %, а в продуктивном песчанике Петровско-Благодарненского месторождения отмечается уменьшение толщины глинистой корки и, как следствие, увеличение продуктивности скважин при освоении

2 Установлено, что снижение кавернозности ствола скважины вследствие применения калибратора повышает в 2 раза качество сцепления цементного камня с обсадной колонной В результате существенно снизилось до 14 % количество скважин, имеющих межколонные давления, в то время как по базовым межколонные давления наблюдались в 50 % скважин

3 На уровне изобретения разработана конструкция гидромеханического расширителя, позволяющего расширять скважину в слабосцементированных и неоднородных породах, существенно больше чем это делают с применением серийных расширителей

4 Разработана математическая модель динамики работы гидромеханического расширителя и алгоритм расчета его технологических параметров

5 В качестве промышленной апробации расширитель применялся при заканчи-вайии 10 газодобывающих скважин на Петровско-Благодарненском и Журавском месторождениях ООО «Кавказтрансгаз» Расширитель обеспечил диаметр призабойной зоны пласта в 2 — 5 раз больше диаметра, образованного долотом Это позволило после установки гравийного фильтра увеличить дебит скважин в 2 - 9 раз.

6 Чистый дисконтированный доход от внедрения расширителя в практику заканчивания скважин составил 71,92 млн рублей в ценах 2003 года.

Основные результаты исследований по теме диссертации опубликованы в следующих работах, из которых №1 и №2 являются рекомендуемыми ВАК изданиями

1 Технология формирования каверны большого диаметра /РА Гасумов, В Е Дубенко, Д В Дубенко, А А Басов // Газовая промышленность 2007 №8,

С 66-67

2 Повышение устойчивости стенок скважины за счет применения шламового калибратора / В Е Дубенко, Н И Андрианов, А.А Басов [и др ] // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море - 2007 № 9 С 24-32

3 Инструмент для формирования качественного ствола скважины / В Б Манукян, В Е Дубенко, И И Андрианов, А А Басов // Г еология, бурение и разработка газовых и газоконденсатных месторождений и ПХГ Сборник научных трудов, выпуск 35 ОАО «СевКавНИПИгаз» Ставрополь 2001, С 69-77

4 Опыт применения бурильного инструмента для формирования временной крепи скважины / Басов А А // Тезисы докладов IV Всероссийской конференции молодых ученых, специалистов и студентов по проблемам газовой промышленности России \<Новые технологии в газовой промышленности» ОАО «Газпром» РГУ нефти и газа им И М Губкина Москва 2001, С 18

5 О результатах эксплуатационных испытаний шламовых и спиральных калибраторов / В Е Дубенко, И И Андрианов, Д С Шляховой, А А Басов Ч Тезисы докладов XII научно-практической конференции молодых ученых и специалистов ГюменьНИИГипрогаз, Тюмень, 2002 С 102-103

6 Использование шламового калибратора для контактного упрочнения стенок скважины /НИ Андрианов, В Е Дубенко, А А Басов // Геология, бурение и разработка газовых и газоконденсатных месторождений Сборник научных трудов СевКавНИПИгаз — Ставрополь РИЦ ОАО «СевКавНИПИгаз», 2003

Вып 38, С 318-322

7 Расширитель нового типа для слабосцементированных неоднородных пород / В И Чернухин, В Е Дубенко, М П Демушкин, А А Басов // Геология, бурение и разработка газовых и газоконденсатных месторождений Сборник научных трудов СенКавНИПИгаз — Ставрополь РИЦ ОАО «СевКавНИПИгаз», 2003 Вып 38, С 330-336

8 Применение шламового калибратора для повышения устойчивости ствола бурящейся скважины /НИ Андрианов, В Е Дубенко, А.А Басов, Н М. Дубов // Геология, бурение и разработка газовых и газоконденсатных месторождений Сборник научных трудов СевКавНИПИгаз - Ставрополь ОАО «СевКавНИПИгаз» 2004 Вып 40, С 206-211

9 Патент на изобретение М 2209916 РФ Е 21 В 7/08 по заявке М2001 135917 от 27 12 2001 г «Шарнирный переходник» Авторы МП Демушкин, В Е Дубенко, В И Чернухин, А А Басов

10 Технология установки гравийных фильтров в скважинах ПХГ / В Е Дубенко, М И Алексеев, В И Родин, А А Басов // Сборник докладов научно-технического совещания «Проблемы капитального ремонта скважин ПХГ», посвященный 50-летию ООО «Кавказтраксгаз» Ставрополь ООО «Кавказтрансгаз», 2007 С 52-60

Подписано в печать 18 09 2007 г Формат 60x84 1/16 Уел печ л - 1,75 Уч-изд л - 1,16 Бумага офсетная Печать офсетная Заказ 1264 Тираж 100 экз ГОУ ВПО «Северо-Кавказский государственный технический университет» 355029, г Ставрополь, пр Кулакова, 2

Издательство Северо-Кавказского государственного технического университета Отпечатано в типографии СевКавГТУ

Содержание диссертации, кандидата технических наук, Басов, Андрей Александрович

ВВЕДЕНИЕ

1 ОБЗОР СОВРЕМЕННЫХ ТЕХНИЧЕСКИХ СРЕДСТВ И

ТЕХНОЛОГИЙ, ПРИМЕНЯЕМЫХ ДЛЯ ФОРМИРОВАНИЯ СТВОЛА ГАЗОВОЙ СКВАЖИНЫ. ПОСТАНОВКА ЗАДАЧИ ИССЛЕДОВАНИЙ

1.1 Создание устойчивого цилиндрической формы ствола скважин методом физического воздействия

1.2 Сохранение коллекторских свойств продуктивного 20 пласта при бурении

1.3 Обзор технических средств для расширения ствола 23 скважин

1.4 Выводы

2 ПРОМЫСЛОВО-ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНЫЕ ИССЛЕДОВА

НИЯ ТЕХНОЛОГИИ БУРЕНИЯ СКВАЖИНЫ С ПРИМЕНЕНИЕМ ШЛАМОВОГО КАЛИБРАТОРА

2.1 Исследования влияния шламового калибратора на состояние ствола скважин в неустойчивых глинистых отложениях

2.2 Оценка качества крепи скважин, пробуренных с при- 43 менением шламового калибратора

2.3 Влияние шламового калибратора на качество вскрытия 55 продуктивных пластов

3 РАЗРАБОТКА КОНСТРУКТИВНЫХ И ТЕХНОЛОГИЧЕ

СКИХ ПАРАМЕТРОВ РАСШИРИТЕЛЯ ГИДРОМЕХАНИЧЕСКОГО ТИПА

3.1 Разработка конструкции расширителя гидромеханиче- 59 ского типа

3.2 Математическая модель динамики работы расширителя

3.3 Обоснование конструктивных и технологических парамет- 77 ров расширителя

4 ПРОМЫСЛОВЫЕ ИСПЫТАНИЯ ТЕХНОЛОГИИ

ФОРМИРОВАНИЯ СТВОЛА СКВАЖИНЫ ЗАДАННОЙ КОНФИГУРАЦИИ

4.1 Технология формирования каверны с применением гид- 86 ромеханического расширителя РГШ

4.2 Результаты промысловых испытаний

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Совершенствование технологии формирования ствола газовой скважины для повышения ее эксплуатационной надежности"

Актуальность темы. Качество строительства скважины и эффективность ее эксплуатации зависят от успешного выполнения технологических этапов бурения и заканчивания скважины. При бурении скважины до кровли продуктивных отложений превалирующее влияние на качество и эффективность работ оказывает интенсивность разрушения горной породы, как на забое, так и на формируемых стенках скважины. Однако для процесса бурения в результате постоянно действующих нестационарных физико-химических процессов характерно непрерывное изменение прочностных и фильтрационных характеристик вскрываемых пород, что приводит к возникновению локальных нарушений на стенках скважины и отклонению формы ствола от кругового цилиндра. Разработка мероприятий, позволяющих снизить кавернозность ствола скважины и придать ему относительно гладкую форму, позволит повысить качество цементирования обсадных колонн.

При вскрытии продуктивных отложений бурением проницаемость приза-бойной зоны пласта снижается, что сказывается на продуктивности скважин.

Одним из возможных путей устранения этих явлений является создание на стенке скважины тонкого и прочного кольматационного экрана, предотвращающего проникновение компонентов бурового раствора в пласт.

В настоящее время для качественного формирования цилиндрического ствола скважины в процессе бурения и создания тонкого кольматационного экрана на её стенках широко используются ряд технических средств и технологических приемов. В связи с этим актуальным является совершенствование технологии бурения с применением механических устройств (в частности шламового кольмататора конструкции ОАО «СевКавНИПИгаз») в составе компоновки низа бурильной колонны.

Важнейшим этапом в цикле строительства газовых скважин является заканчивание скважины с установкой противопесочных фильтров в слабо-сцементированных мелкозернистых коллекторах. Вынос песка из пласта вместе с продукцией нарушает процесс нормальной добычи газа. Установка фильтров в большей части вначале останавливает пескование скважин. Однако при активных отборах газа или при подходе воды на границе раздела фильтр - пласт возникают значительные градиенты давлений, превышающие критические значения для пласта. Уменьшить градиенты давлений можно существенным увеличением радиуса призабойной зоны пласта (ПЗП).

Дебиты добывающих скважин, пробуренных на низкопроницаемые глинистые песчаники, можно также повысить за счет существенной расширки ПЗП.

И в том и другом случае необходимо создавать обширные каверны, диаметр которых многократно превышает диаметр долота. Серийно выпускаемые расширители для этой цели мало пригодны, поскольку они расширяют ствол скважины незначительно, на несколько десятков процентов. Поэтому разработка специального инструмента и технологии существенного расширения ствола скважины является актуальной.

Внедрение перечисленных технологий повышает надежность скважины в процессе её эксплуатации.

Цель работы: разработка технологий и технических средств для формирования ствола газовой скважины, направленных на повышение ее эксплуатационной надежности.

Основные задачи исследований:

1. Анализ современных технических средств и технологий формирования качественного ствола газовой скважины.

2. Разработка технологии снижения кавернозности ствола скважин, обеспечивающей повышение качества цементирования обсадных колонн.

3. Разработка конструкции расширителя гидромеханического типа, обеспечивающего требуемый коэффициент расширения ствола и сочетающего в себе достоинства механических и гидромониторных устройств.

4. Разработка технологии формирования каверн в призабойной зоне пласта.

5. Опытно-промышленные испытания разработанных технических средств и технологий формирования ствола газовой скважины.

Методы решения поставленных задач

Поставленные задачи решались на основе анализа и обобщения имеющихся теоретических, лабораторных и промысловых материалов по данной проблеме, а также на результатах собственных аналитических, промысловых исследований с использованием программного обеспечения.

Научная новизна:

1. Промысловыми экспериментами доказано, что применение шламового калибратора в составе компоновки низа бурильной колонны существенно снижает кавернозность ствола скважины в глинистых отложениях и повышает качество цементирования обсадных колонн. Обоснован механизм воздействия шламового калибратора на стенки скважины, сложенные глинами.

2. Разработаны на уровне изобретения принцип действия и конструкция гидромеханического расширителя и его основных элементов.

3. Разработана математическая модель динамики работы расширителя гидромеханического типа для определения его конструктивных и технологических параметров.

4. Разработана технология формирования каверны заданного диаметра.

Практическая ценность и реализация работы. Промысловоэкспериментальными исследованиями доказана высокая эффективность применения кольмататора конструкции ОАО «СевКавНИПИгаз» в качестве калибратора для снижения кавернозности ствола скважины за счет контактного упрочнения (уплотнения) глинистых отложений. Доказано также, что снижение кавернозности ствола скважины повысило качество цементирования и снизило вероятность образования межколонных давлений.

Применение шламового калибратора в интервалах продуктивных отложений способствует формированию тонкого кольматационного экрана, снижающего отрицательное влияние бурового раствора на фильтрационно-емкостные свойства ПЗП. Практическое использование шламового калибратора при бурении на скважине 18 Петровско-Благодарненской площади ООО «Кавказтранс-газ» позволило существенно увеличить дебит газа при освоении.

Разработанный шарнирный расширитель гидромеханического типа позволяет при заканчивании и капитальном ремонте скважин образовывать каверны диаметром в несколько раз больше, чем при использовании серийно выпускаемых расширителей. Промысловыми испытаниями разработанного расширителя на 9 скважинах ООО «Кавказтрансгаз» доказано, что увеличение диаметра скважины в интервале продуктивного пласта в 3 - 5 раз с созданием искусственной ПЗП позволило увеличить дебит газовых скважин в среднем в 5 раз.

Апробация работы. Основные положения диссертационной работы докладывались и обсуждались на IV Всероссийской конференции молодых ученых, специалистов и студентов по проблемам газовой промышленности России, «Новые технологии в газовой промышленности» (г. Москва, 2001 г.), IV конференции молодых ученых и специалистов ООО «Кавказтрансгаз» (г. Ставрополь, 2002 г.), на ученом Совете ОАО «СевКавНИПИгаз» (г. Ставрополь, 2007 г.), на заседании кафедры бурения СевКавГТУ (г. Ставрополь, 2007 г.).

Автором защищаются следующие основные положения:

1 Усовершенствованная технология бурения неустойчивых отложений в условиях интенсивного кавернообразования с применением специального калибратора в составе компоновки низа бурильной колонны.

2 Технические средства создания каверны в ПЗП - расширитель гидромеханического типа.

3 Технология гидромеханического расширения ствола скважины в приза-бойной зоне пласта.

4 Результаты промысловых исследований усовершенствованной технологии формирования ствола скважины.

Публикации. По теме диссертации опубликовано 10 работ, из них один патент на изобретение.

Объем работы. Диссертация состоит из введения, четырех глав, основных выводов и рекомендаций, списка литературы, содержащего 78 наименований, и 4 приложений. Работа изложена на 137 страницах машинописного текста и содержит 26 рисунков и 10 таблиц.

Заключение Диссертация по теме "Технология бурения и освоения скважин", Басов, Андрей Александрович

1.4 Выводы

Основываясь на проведенном анализе методов и технических средств создания устойчивого цилиндрической формы ствола скважин, а также современных технических средств для расширения ствола скважин, можно сделать следующие выводы.

1.4.1 Установлено, что для качественного формирования цилиндрического ствола скважины в процессе бурения и создания тонкого кольматационного экрана на стенках скважины при вскрытии продуктивных пород целесообразно применять механический кольмататор конструкции ОАО «СевКавНИПИгаз», обеспечивающий:

- практически мгновенное восстановление нарушенной природной гидроизоляции вскрываемых пород в процессе механического бурения;

- формирование ствола скважины цилиндрической формы;

- предотвращение кавернообразования в глинистых породах;

- эффективную работу независимо от глубины скважины. При этом не требуется специальных наполнителей в промывочной жидкости, а достаточно имеющихся в стволе скважины материалов в виде глинистой корки и бурового шлама.

1.4.2 Выявлено, что для повышения эффективности формирования качественного ствола скважины в процессе механического бурения необходимо совершенствовать технологию бурения с применением механического кольмата-тора в составе компоновки низа бурильной колонны.

1.4.3 Установлено, что современные расширители, несмотря на многообразие конструкторских решений, не позволяют формировать каверны многократно превышающих номинальный (начальный) диаметр скважины. При создании каверны большого диаметра в неоднородных породах известными механическими расширителями происходит их заклинивание и поломка. А при создании каверны безопасными с этой точки зрения гидромониторными расширителями, увеличение диаметра незначительно и происходит лишь на длину действия струи.

1.4.4. Выявлено, что для качественного формирования каверны необходимо разработать гидромониторный расширитель, обладающий большим углом отклонения породоразрушающего органа и сочетающий в себе достоинства механических и гидромониторных устройств: высокую разрушающую способность и безопасную работу в неоднородных горных породах.

Конструирование и расчет режимных параметров требуют разработки математической модели динамики работы расширителя.

2 ПРОМЫСЛО-ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНЫЕ ИССЛЕДОВАНИЯ ТЕХНОЛОГИИ БУРЕНИЯ СКВАЖИНЫ С ПРИМЕНЕНИЕМ ШЛАМОВОГО КАЛИБРАТОРА

2.1 Исследования влияния шламового калибратора на состояние ствола скважин в неустойчивых глинистых отложениях

Как было показано в главе 1 устройство для кольматирования стенок скважин [47], разработанное ОАО «СевКавНИПИгаз», наиболее полно удовлетворяет требованиям формирования ствола, близкого к идеальному, и при этом отвечает условиям практического бурения:

- устанавливается над породоразрушающим инструментом и действует в процессе механического бурения, что с минимальным временным разрывом позволяет восстанавливать изоляцию вскрываемых горных пород;

- обладает калибрующими свойствами, что исключает необходимость специальной повторной проработки ствола перед спуском обсадных колонн;

- не зависит от глубины и не требует ввода в циркулирующий раствор специального материала, так как рабочий материал является продуктом разрушения горных пород на забое породоразрушающим инструментом.

Предварительные испытания устройства, проведенные разработчиками [48, 58 - 61], доказали его работоспособность по прямому назначению при раз-буривании проницаемых песчаников. Являясь сами по себе устойчивыми породами, проницаемые песчаники способствуют формированию на них толстых глинистых корок в результате фильтрации жидкой фазы бурового раствора вглубь пласта при поддержании репрессии на него в ходе бурения. В этих условиях формирование кольматационного экрана обеспечивается в основном за счет затирания фильтрационной глинистой корки в поры на стенках скважины рабочими лопастями.

Для условий вскрытия потенциально неустойчивых пород (глин), механизм формирования кольматационного экрана исключительно за счет затирания глинистого материала фильтрационной корки в микро и макротрещины на стенках скважины при прямом контакте лопасти устройства со стенкой неприемлем. Глина по своим фильтрационным свойствам является практически непроницаемой породой. Существующие и создаваемые при бурении трещины до определенного момента не образуют сомкнутую и сообщающуюся гидравлически систему трещиноватости. При работе устройства затирающая лопасть будет вдавливать кольматирующий материал во вход изолированной трещины, заполненной флюидом (пластовая жидкость или буровой раствор). Так как флюид является практически несжимаемым, внедрения в часть прискважинного объема трещины кольматирующего материала происходить не будет.

Вместе с тем анализ механизма работы устройства применительно к условиям глин заставил обратить внимание на известный факт уплотнения пород. Под уплотнением понимается контролируемое давлением явление, при котором зерна горной породы приближаются друг к другу, обычно в одном направлении. Уплотнение, как правило, необратимо, и снятие давления ведет лишь к упругому восстановлению. Уплотнение вызывает уменьшение пористости, увеличение объемной плотности породы. Тонкозернистое минеральное вещество глин уплотняется в наибольшей степени среди горных пород. Грубозернистые отложения, такие как песчаники и известняки, испытывают наименьшее уплотнение.

Использование представлений об уплотнении глинистых пород позволило предложить следующее объяснение процесса. При бурении в глинах фильтрационная корка на стенках скважины практически не образуется вследствие низкой проницаемости пород. В то же время протекают активные массообмен-ные процессы между буровым раствором (фильтратом) и обнаженной бурением глиной, что приводят к ее набуханию и изменению прочностных свойств. Исключить взаимодействия глинистого материала горной породы с буровым раствором можно только за счет формирования непроницаемого слоя на поверхности стенки. При работе устройства взаимодействие со стенкой скважины происходит не по схеме контакта глины с рабочей лопастью, а через слой шламовых частиц, отброшенных к стенке скважины вследствие особой геометрии устройства. То есть механическое вдавливающее усилие передается на стенку скважины через слой частиц породы такого же происхождения. Под действием сжатия в узкой приствольной части происходит уплотнение породы, заключающееся в компактной переупаковке зерен глин. Пористость уплотненного слоя снижается, а поровый флюид отжимается в сторону скважины вследствие низкой проницаемости «материнской» породы. Так как взаимодействие со стенкой скважины идет через слой частиц, прочностные характеристики которых практически идентичны глине в нетронутой массе, разрушение глины за счет механического воздействия вдавливанием не происходит. Вместе с этим, как известно из горного дела, осушение является одним из способов упрочнения горных пород. Формирование на глинистой стенке скважины узкого слоя непроницаемой и упрочненной горной породы позволяет говорить о создании низкопроницаемой временной крепи на ней.

Предложенный механизм формирования временной крепи за счет калибрования стенок скважины через слой шлама послужил основанием назвать кольмататор ОАО «СевКавНИПИгаз» шламовым калибратором с аббревиатурой КШ. Расширение функции действия описываемого устройства потребовало некоторого изменения его конструкции. В частности, автором было предложено армировать рабочие участки лопастей вставками ВСК-16, содержащими синтетические поликристаллические алмазы типа «Карбонадо». Разработана схема размещения вставок, обеспечивающая 100 % перекрытие рабочей поверхности, и технология армирования. Схема и принцип действия калибратора представлены на рисунке 2.1. Принцип его действия описан в разделе 1.1.

Следует отметить, что использование калибратора вместо наддолотного переводника в гладкой компоновке низа бурильной колонны сопряжено с проблемой искривления ствола скважины. Расположение рабочих лопастей устройства рядом с долотом придает им роль опоры, относительно которой происходит проворот оси долота при создании осевой нагрузки в процессе бурения. Геометрия рабочих лопастей позволяет выполнять им роль «поршня», на кото

1 - корпус; 2 - противоприхватные накладки; 3 - лопасти; 4 - шарошечное долото; 5 - буровой шлам; 6 - горный массив; 7 - проницаемый канал на стенке скважины; 8 - алмазные вставки; 9 - зона уплотнения; й- главный вектор абсолютной скорости движения шлама; со - частота вращения калибратора; DK - диаметр калибратора по верхней кромке лопастей; ап - угол затирания (клиновой зазор).

Рисунок 2.1 - Схема и принцип действия шламового калибратора рый давит поднимающийся от долота поток бурового раствора. В результате утяжеленные бурильные трубы приходится разгружать на большую величину, что провоцирует их больший прогиб в гладкой компоновке низа бурильной колонны. Разрушающее горную породу вооружение долота, оказывается повернутым на некоторый угол относительно оси скважины. Это провоцирует набор зенитного угла в процессе бурения. Проблема предупреждения искривления ствола скважины может быть решена за счет использования жестких компоновок низа бурильной колонны, в состав которых включаются центраторы.

Для подтверждения вышеизложенного нами были проведены специальные промысловые испытания шламовых калибраторов при бурении скважин на Северо-Ставропольском ПХГ ООО «Кавказтрансгаз» Ставропольским Управлением буровых и ремонтно-восстановительных работ [62 - 67]. Здесь применялись шламовые калибраторы диаметром 295 и 215 мм, имеющие условное обозначение КШ-295 и КШ-215 соответственно.

Для оценки результатов работы калибраторов были выбраны следующие параметры:

- геометрический профиль ствола скважины, полученный с помощью каверномера (каверномера-профилемера);

- проходимость бурильной и обсадной колонны по стволу;

- характер сцепления цементного камня с колонной и с породой по результатам акустического цементомера (АКЦ), как фактор существенно зависимый от кавернозности ствола скважины;

- наличие давления в межколонном пространстве на устье скважины в процессе ее эксплуатации.

За базу сравнения принимались скважины, ранее оконченные строительством на рассматриваемом Северо-Ставропольском ПХГ в аналогичных горногеологических условиях.

Калибратор КШ-295 использовался при бурении сарматских, караган-ских, чокракских и майкопских отложений под промежуточную колонну диаметром 244,5 мм в интервале от 50 до 350 -f 390 м.

Компоновка низа бурильной колонны во всех скважинах была одинаковой (различие заключалось в длине утяжеленных бурильных труб) и состояла из долота диаметром 295,3 мм + КШ-295 - 0,6 м + УБТ 177,8 мм - 85 * 95 м + бурильные трубы диаметром 127,0 мм. Параметры режима бурения совпадали с принятыми в проекте.

Результаты испытаний приведены на рисунке 2.2. Обработка полученных кавернограмм показала явное снижение общей кавернозности с 1,11 до 1,03, что означает уменьшение объема каверн на 64%.

Калибратор КШ-215 использовался на 35 скважинах при бурении майкопских отложений под эксплуатационную обсадную колонну диаметром 168,3 мм до глубины 715 м. Компоновка низа бурильной колонны во всех случаях была одинаковой, за исключением длины УБТ и состояла из долота диаметром 215,9 мм + КШ-215 - 0,5 м + УБТ диаметром 177,8 мм - 85 ч- 95 м + бурильные трубы диаметром 127,0 мм.

Типичные кавернограммы представлены на рисунке 2.3 и 2.4.

Как видим, сформированный с применением шламового калибратора ствол скважины характеризуется малым количеством каверн, максимальный диаметр имеющихся каверн, как правило, не превышает 250 мм. На базовых скважинах, пробуренных без шламового калибратора, диаметр каверн достигает 300-400 мм. Среднее значение коэффициента кавернозности по стволу этих скважин составляло 1,12.

Каверны на нижней границе интервала применения калибратора КШ-215 приурочены к интервалу нахождения КНБК при переводе скважины с раствора, наработанного в процессе бурения вышележащих отложений, на малоглинистый полимерный раствор для вскрытия продуктивного Хадумского горизонта. Это обусловлено эрозионными процессами в слабосцементированных майкопских отложениях при длительной промывке скважины. Диаметр каверн при этом иногда достигал 300 мм.

Рисунок 2.2 - Результаты внедрения шламового калибратора КШ - 295

Глубина, м Бурение с обычной компоновкой Бурение со шламовым калибратором KIII-215 скважина №823 скважина №896 скважина №897 скважина №918 скважина №926

21 5,9 ЛИ1» 21 5.» 300 ш. 21 S.9 300 ** 21 5,9 300» 21 5,9 300

350 400450500550600650 я интервал применения КШ -215 -1 ? Г i \ >

Рисунок 2.3 - Кавернограммы скважин в глинистых отложениях Майкопа Северо-Ставропольского ПХГ

Рисунок 2.4 — Результаты внедрения шламового калибратора КШ - 215

В оставшейся части диаметр формируемого ствола скважины близок к номинальному, значение коэффициента кавернозности при этом лежит в пределах 1,01 -г 1,07. Показательной в этом плане может служить скважина № 897, где шламовый калибратор применялся в интервале 489 - 684 м и коэффициент кавернозности равен 1,02. В вышележащем интервале 350 - 489 м, где КШ-215 не применялся, коэффициент кавернозности равен 1,15 при наличии каверн до 300 + 400 мм в диаметре.

На степень кавернозности ствола скважин существенно влияет износ шламового калибратора по диаметру. Это наглядно видно из приведенных данных в таблице 2.1. Незначительное уменьшение диаметра (1 . 2 мм) существенно снижает эффективность инструмента. Отсюда следует вывод о необходимости повышения износостойкости лопастей калибратора. По нашим рекомендациям производитель - ОАО «СевКавНИПИгаз» в последующем стал их армировать алмазными вставками

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

1. Установлено, что шламовый калибратор конструкции ОАО «СевКав-НИПИгаз» позволяет качественно формировать ствол скважины в отложениях неустойчивых глинистых пород, а в отложениях проницаемых пород формирует кольматационный экран, препятствующий проникновению в пласт компонентов бурового раствора.

Обширными промысловыми исследованиями на примере бурения 46 скважин на Северо-Ставропольском подземном хранилище, показано, что применение шламового калибратора уменьшает диаметр каверн на 58-64 %, а в продуктивном песчанике Петровско-Благодарненского месторождения отмечается уменьшение толщины глинистой корки и, как следствие, увеличение продуктивности скважин при освоении.

2. Установлено, что снижение кавернозности ствола скважины вследствие применения калибратора повышает в 2 раза качество сцепления цементного камня с обсадной колонной. В результате существенно снизилось (до 14 %) количество скважин, имеющих межколонные давления, в то время как по базовым межколонные давления наблюдались в 50 % скважин.

3. На уровне изобретения разработана конструкция гидромеханического расширителя, позволяющего расширять скважину в слабосцементированных и неоднородных породах, существенно больше, чем это делают с применением серийных расширителей.

4. Разработана математическая модель динамики работы гидромеханического расширителя и алгоритм расчета его технологических параметров.

5. В качестве промышленной апробации расширитель применялся при за-канчивании 10 газодобывающих скважин на Петровско-Благодарненском и Журавском месторождениях ООО «Кавказтрансгаз». С помощью расширителя диаметр призабойной зоны пласта был увеличен в 2 - 5 раз. Это позволило после установки гравийного фильтра увеличить дебит скважин в 2 - 9 раз.

6. Чистый дисконтированный доход от внедрения расширителя в практику заканчивания скважин составил 71,92 млн. рублей в ценах 2003 года.

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Басов, Андрей Александрович, Ставрополь

1. Булатов, А.И. Теория и практика заканчивания скважин Текст. В 5 т. Т.1 / А.И. Булатов, П.П. Макаренко, В.Ф. Будников [и др.]. М.: Недра, 1997. -395 с.

2. Дороднов, И.П. Формирование ствола скважины в процессе бурения Текст. / И.П. Дороднов. Краснодар: Просвещение-Юг, 2002. - 279 с.

3. Ипполитов, В.В. Системные подходы и решения технологических проблем строительства скважин Текст.: автореферат дис. . д-ра техн. наук: 25.00.15 / Ипполитов Вячеслав Васильевич.- Тюмень, 2002. 44 с.

4. Барановский, В.Д. Влияние качества ствола на успешность проводки глубоких скважин Текст. / В.Д. Барановский, С.И. Антаманов, Е.А. Лебедев [и др.]: Обзорная информация : Серия Бурение. М.: ВНИИОЭНГ, 1981. - 57 с.

5. Семенякин, B.C. Осложнения и борьба с ними при бурении нефтяных и газовых скважин Текст. / B.C. Семенякин. Астрахань: Изд-во АГТУ, 2004. -296 с.

6. Спивак, А.И. Разрушение горных пород при бурении скважин Текст. / А.И. Спивак, А.Н. Попов. М.: Недра, 1979. - 239 с.

7. Аветисян, Н.Г. Природа образования каверн в стволе бурящейся скважины Текст. / Н.Г. Аветисян, В.И. Григорьев, В.П. Макаров// Научнотехнический сборник: Серия бурение. М.: ВНИИОЭНГ, 1966. - № 3. - С. 1012.

8. Басарыгин, Ю.М. Теория и практика предупреждения осложнений и ремонта скважин при их строительстве и эксплуатации Текст. В 6 т. Т.1 / Ю.М. Басарыгин, В.Ф. Будников, А.И. Булатов. М.: Недра, 2000. - 510 с.

9. Белов, В.П. Образование каверн при бурении скважин Текст. / В.П. Белов. М.: Недра, 1970. - 152 с.

10. Бикчурин, Т.Н. Исследование технико-технологических факторов, определяющих устойчивость кыновских аргиллитов при бурении скважин Текст. / Т.Н. Бикчурин, И.Г. Юсупов, Р.С. Габидуллин [и др.] // Нефтяное хозяйство. -2000.-№ 12.-С. 128-132.

11. Гришин, А.С. О разрушении горной породы у стенки скважины Текст. / А.С. Гришин, Е.И. Королько, Мустафин Ф.Л. // Разрушение горных пород при бурении скважин: Сб. научн. тр. / БашНИПИнефть. Уфа: БашНИ-ПИнефть, 1973.-с. 17-24.

12. Лебедев, Е.А. Осложнения при бурении глубоких скважин в Ставропольском крае и борьба с ними Текст. / Е.А. Лебедев, В.Д. Барановский, П.И. Колесников [и др.]: Тематический научно-технический обзор: Серия Бурение. -М.: ВНИИОЭНГ, 1974. 87 с.

13. Песляк, Ю.А. Поведение глин при бурении и эксплуатации скважин Текст. / Ю.А. Песляк. Нефтяное хозяйство. - 1960. - № 11. - С. 15-18.

14. Абубакиров, В.Ф. Оборудование буровое, противовыбросовое и устьевое Текст. В 2 т. Т.2 / В.Ф. Абубакиров, А.Н. Гноевых, Ю.Г. Буримов [и др.]. М.: ООО «ИРЦ Газпром», 2007. - 650 с.

15. Гусман, A.M. Буровые комплексы: Современные технологии и оборудование Текст. / A.M. Гусман, К.П. Пожарский. Екатеринбург: УГГА, 2002. -592 с.

16. Масленников, И.К. Буровой инструмент Текст. / И.К. Масленников. -М.: Недра, 1989.-430 с.

17. Байдюк, Б.В. Вопросы деформации и разрушения горных пород при бурении Текст. / Б.В. Байдюк, Л.А. Шрейнер. М.: ГОСИНТИ, 1961. - 120 с.

18. Булатов, А.И. Руководство по буровым растворам для инженеров Текст. В 3 ч. Ч. 3. / А.И. Булатов, С.А. Шаманов. Краснодар: Просвещение-Юг, 2001.-289 с.

19. Андерсон, Б.А. Буровой раствор малой плотности для бурения в обваливающихся породах Текст. / Б.А. Андерсон, K.JI. Минхайров, А.У. Шарипов [и др.] // Нефтяное хозяйство. 1973. - № 9. - С. 16-19.

20. Вадецкий, Ю.В. Борьба с поглощениями промывочной жидкости и обвалами в бурении Текст. / Ю.В. Вадецкий, А.А. Гайворонский. М.: Гостоп-техиздат, 1958. - 82 с.

21. Коржуев, А.С. Упрочнение неустойчивых горных пород при бурении скважин Текст. / А.С. Коржуев, В.А. Никишин, Э.А. Бочко. М.: Недра, 1969. -150 с.

22. Петров, Н.А. Новый калибратор-кольмататор Текст. / Н.А. Петров // Современные проблемы буровых и нефтепромысловых механизмов: Сб. науч. тр./ Уфимский нефтяной институт. Уфа: Уфимский нефтяной институт, 1992. -С. 101-105.

23. Петров, Н.А. Центратор-кольмататор Текст. / Н.А. Петров, P.P. Сафи-уллин // Современные проблемы буровых и нефтепромысловых механизмов: Сб. науч. тр./ Уфимский нефтяной институт. Уфа: Уфимский нефтяной институт, 1992.-С. 121-127.

24. Пат. 5823273 США, МПК6 Е 21 В 7/18. Способы и инструменты для стабилизации скважин Текст. / Равви К.М., Бейрут P.M., Дьюэлл А.Б. [и др.]; заявитель и патентообладатель компания Халлибуртон. № 692665; завл. 20.10.98; опубл. 06.08.96, Бюл. № 17.

25. Поляков, В.Н. Технология и техника борьбы с поглощениями при строительстве скважин Текст. / В.Н. Поляков, М.Р. Мавлютов, Л.А. Алексеев [и др.]. Уфа: Китап, 1988. - 192 с.

26. Заявка 93003239/03 Российская Федерация, МПК6 Способ кольматации стенок скважины Текст. / Воинов О.В., Киреев A.M., Тетеревятников JI.H.; заявитель Воинов О.В. № 93003239/03; заявл. 18.01.93; опубл. 27.06.95, Бюл. №18; приоритет от 18.01.93.

27. Крылов, В.И. Изоляция пластов в глубоких скважинах Текст. / В.И. Крылов. М.: Недра, 1980. - 304 с.

28. Алексеев, М. Проводка скважин в зонах поглощения и шламонакопле-ния Текст. / М. Алексеев, В. Лобанова, Н. Охрименко [и др.] // Нефтяник. -1986.-№7.-С. 9-11.

29. А. с. 1698422 СССР, МКИ5 Е 21 В 33/13. Способ тампонирования скважины Текст. / Р.Т. Асфандияров, А.Ш. Янтурин, Клявин P.M. [и др.] (СССР). -№ 4609702/03; заявл. 20.09.88; опубл. 15.12.91, Бюл. № 46.

30. А. с. 1803529 СССР, МКИ5 Е 21 В 33/13. Способ изоляции поглощающих пластов Текст. / И.Т. Акбулатов, О.В. Надымов, М.Н. Байраков [и др.] (СССР). № 4878517/03; заявл. 18.09.90; опубл. 23.03.93, Бюл. № 11.

31. А. с. 819306 СССР, МКИ3 Е 21 В 33/138. Способ снижения проницаемости пластов Текст. / В.Н. Поляков, P.P. Лукманов, М.Р. Мавлютов [и др.] (СССР). № 2763076/22-03; заявл. 04.05.79; опубл. 10.04.81, Бюл. № 13.

32. А. с. 1193268 СССР, МКИ4 Е 21 В 33/13. Способ изоляции поглощающих пластов Текст. / П.Я. Зельцер, К.А. Шишин, Н.П. Панков (СССР). № 3743725/22-03; заявл. 16.05.84; опубл. 23.11.85, Бюл. № 43.

33. А. с. 1481378 СССР, МКИ4 Е 21 В 33/13. Способ снижения проницаемости пластов Текст. / М.Р. Мавлютов, Р.Г. Шакиров, В.В. Васильев [и др.] (СССР). № 4301925/23-03; заявл. 01.09.87; опубл. 23.05.89, Бюл. № 19.

34. А. с. 1601324 СССР, МКИ5 Е 21 В 21/00, 33/138. Способ снижения проницаемости пластов Текст. / В.Ф. Галиаксаров, М.Р. Мавлютов, Р. Гилязет-динов (СССР). № 4454333/31-03; заявл. 19.04.88; опубл. 23.10.90, Бюл. № 30.

35. А. с. 1656710 СССР, МКИ5 Е 21 В 33/13. Способ изоляции поглощающего или водопроявляющего пласта Текст. / В.Н. Поляков (СССР). № 4718070/03; заявл. 08.06.89; опубл. 23.06.91, Бюл. № 23.

36. Пат. 2065024 Российская Федерация, МПК6 Е 21 В 21/00, 33/138. Способ бурения с кольматацией Текст. / Воинов О.В., Киреев A.M., Тетеревятников J1.H.; заявитель и патентообладатель Воинов В.О. № 93008782/03; заявл. 16.02.93; опубл. 10.08.96, Бюл. № 22.

37. Ипполитов, В.В. Воздействие на твердые частицы бурового раствора при кольматации стенок скважины Текст. / В.В. Иполлитов, М.Р. Мавлютов, Х.И. Акчурин [и др.] -М.: Недра, 1997. 127 с.

38. Ипполитов, В.В. Качественная оценка возможностей гидродинамической кольматации проницаемых пластов при бурении и заканчивании скважин Текст. / В.В. Иполлитов//Геология нефти и газа. 1991. - № 11. - С. 32-34.

39. Ипполитов, В.В. Повышение устойчивости стенок скважины Н.М. Се-водин, А.Ф. Усынин и др. // Газовая промышленность. 1996. - № 3-4. - С. 4849.

40. Регламент по технологии управляемой гидродинамической кольматации Текст.: РД 00158 758-175-97: утв. и введ. в действие Распоряжением ДО-ОО «Бургаз». Тюмень: ТюменНИИГипрогаз, 1996. - 34 с.

41. Пат. 2057893 Российская Федерация, МПК6 Е21В 21/00, 33/138. Устройство для кольматирования высокопроницаемых пластов Текст. /

42. B.Е.Дубенко, А.И.Ниценко, Е.В.Девятов; заявитель и патентообладатель ОАО Северо-Кавказский научно-исследовательский проектный институт природных газов. -№ 9305759/03; заявл.28Л2.93; опубл. 10.04.96, Бюл. № 10.

43. Дубенко, В.Е. Принципы конструирования бурового инструмента для временной крепи скважин Текст. / В.Е. Дубенко // Строительство газовых и газоконденсатных скважин: Сб. науч. статей / ВНИИгаз. М.: ВНИИгаз, 1996. -С. 81 -87.

44. Продукция, выпускаемая ВНИИБТ Текст. : каталог / ВНИИБТ. М.: ВНИИБТ, 2002.-25 с.

45. Мессер, А.Г. Новые технические средства и технологии, разработанные ВНИИБТ для строительства глубоких скважин Текст. / А.Г. Мессер, JI.A. Райхер [и др.] // Вестник Ассоциации буровых подрядчиков. 2000. - № 3. - С. 6-15.

46. А. с. 206469 СССР, МКИ3 Е 21 В 9/28. Расширитель Текст. / В.Г. Смирнов, Л.С. Остроумов, Б.А. Мороз (СССР). № 831182/22-3; заявл. 16.04.67; опубл. 08.12.67, Бюл. № 1.

47. Абубакиров, В.Ф. Буровое оборудование Текст. В 2 т. Т.2 / В.Ф. Абубакиров, А.Н. Гноевых, Ю.Г. Буримов [и др.]. М.: Недра, 2003. - С. 57-64.

48. Козодой, А.К. Промывка скважин при бурении Текст. / А.К. Козодой,

49. A.В. Зубарев, B.C. Федоров. М.: Гостоптехиздат, 1963. - 172 с.

50. А. с. 1666678 СССР, МКИ3 Е 21 В 7/28. Эксцентричный расширитель Текст. / А.Д. Башкатов, М.Е. Гарбовский, В.Г. Смирнов [и др.] (СССР). № 4692478/03; заявл. 19.05.89; опубл. 30.07.91, Бюл. № 28.

51. А. с. 1002500 СССР, МКИ3 Е 21 В 7/28. Расширитель Текст. / И.П. Дороднов (СССР). № 3374050/22-03; заявл. 25.01.82; опубл. 07.03.83, Бюл. № 9.

52. Дубенко, В.Е. Бурильный инструмент для формирования крепи скважин Текст. / В.Е. Дубенко, Г.А. Зайцев, Н.И. Андрианов [и др.] // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. 1996. - № 4. - С. 26 - 30.

53. Дубенко, В.Е. Применение шламового калибратора для сохранения коллекторских свойств песчаных пород при бурении Текст. / В.Е. Дубенко,

54. B.Б. Беликов, С.Б. Свинцицкий // Строительство газовых и газоконденсатных скважин: Сб. науч. трудов / ВНИИгаз, СевКавНИПИгаз. М.: ВНИИгаз, 1999. -С.3-6.

55. Дубенко, В.Е. Повышение устойчивости стенок скважины за счет применения шламового калибратора Текст. / В.Е. Дубенко, Н.И. Андрианов, А.А.

56. Басов и др. // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. -2007.-№9. -С. 24-32

57. А. с. 819294 СССР, МКИ3 Е 21 В 7/08. Шарнирный переходник Текст. / В.В. Большаков, B.C. Щербачев, А.И. Носов [и др.] (СССР). № 2763075/2203; заявл. 04.05.79; опубл. 07.02.81, Бюл. № 38.

58. Пат. 2014420 Российская Федерация, МПК6 Е 21 В 7/08. Шарнирное соединение бурильных труб Текст. / Еремин Д.М., Кагарманов Н.Ф., Хафизо-ва А.И.; заявитель и патентообладатель БашНИПИнефть. № 4838442/03; заявл. 12.06.90; опубл. 15.06.94, Бюл. № 11.

59. Гасумов, Р.А. Технология формирования каверны большого диаметра Текст. / Р.А. Гасумов, В.Е. Дубенко, Д.В. Дубенко, А.А. Басов // Газовая промышленность. 2007. - № 8. - С. 66-67.

60. Тарг, С.М. Краткий курс теоретической механики Текст. / С.М. Тарг. 5-е изд., стереотип. - М.: Наука, 1967. - 480 с.

61. Маковей, Н. Гидравлика бурения Текст. / Н. Маковей; пер. с рум. -М.: Недра, 1986.-536 с.

62. Струговец, Е.Т. О влиянии режимов механического разрушения на эффективность гидромониторного разрушения при бурении Текст. / Е.Т. Струговец // Бурение и нефть. 2007. - № 5. - С. 34-35.

63. Аветисов А.Г., Методы прикладной математики в инженерном деле при строительстве нефтяных и газовых скважин Текст. /А.Г.Аветисов, А.И.Булатов, С.А. Шаманов М.: ООО «Недра - Бизнесцентр», 2003. - 239 с.