Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Гидродинамические методы предупреждения осложнений при бурении и цементировании скважин в неустойчивых породах

ВАК РФ 25.00.15, Технология бурения и освоения скважин

Автореферат диссертации по теме "Гидродинамические методы предупреждения осложнений при бурении и цементировании скважин в неустойчивых породах"

На правах рукописи

00501

ЛИХУ ШИН АЛЕКСАНДР МИХАЙЛОВИЧ

Гидродинамические методы предупреждения осложнений при бурении и цементировании скважин в неустойчивых породах

Специальность: 25.00.15 Технология бурения и освоения скважин

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени доктора технических наук

Москва - 2012

1 9 ДПР 2012

005018209

Работа выполнена в ООО «Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий - Газпром ВНИИГАЗ»

Официальные оппоненты: Подгорнов Валерий Михайлович

доктор технических наук, профессор РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина

Белоруссов Владимир Олегович

доктор технических наук, главный научный сотрудник ОАО «НПО «Буровая техника»

Нижник Алексей Евстафьевич

доктор технических наук, заведующий лабораторией ОАО «НПО «Бурение»

Ведущая организация: Филиал ООО «Лукойл- инжиниринг» «ВолгоградНИПИморнефть» в городе Волгограде

Защита диссертации состоится «24» мая 2012 г. в 11 часов на заседании диссертационного совета Д-520.027.01 при ОАО «НПО «Буровая техника» по адресу: 115114, г. Москва, ул. Летниковская, д. 9.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ОАО «НПО «Буровая техника» - ВНИИБТ».

Автореферат разослан «¿У» апреля 2012 г.

Ученый секретарь диссертационного Совета, доктор технических наук

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ.

Актуальность темы

Необходимость стабилизации и наращивания добычи углеводородного сырья на уровне, обеспечивающем экономическую и политическую безопасность России, требует расширениия объемов строительства скважин, в том числе на месторождениях нефти, газа и подземных хранилищ газа (ПХГ) со сложными горногеологическими условиями. Одним из резервов повышения эффективности и качества строительства скважин является предупреждение осложнений и сокращение затрат времени и материалов на их ликвидацию как при бурении, так и на стадии заканчивания скважин. Крайне важна проблема совершенствования технологии очистки от шлама стволов наклонно направленных и горизонтальных скважин (НН и ГС), особенно при разбуривании неустойчивых пород. Это позволяет уменьшить опасность или избежать осложнений, обусловленных скоплением шлама на нижней стенке стволов НН и ГС в неустойчивых интервалах: затяжек, посадок, подклинок бурильной колонны, обвалообразований, закупорок кольцевого пространства с потерей циркуляции бурового раствора, прихватов бурильной колонны.

Не менее значимы осложнения, возникающие при креплении скважин, особенно в неустойчивых глинистых породах. При этом, как показывает анализ результатов цементирования скважин, наиболее часто встречаются такие осложнения, как поглощение бурового или тампонажного раствора, преждевременное загусте-вание тампонажного раствора, невозможность прокачивания расчетного объема продавочной жидкости, недоподъем цементного раствора до проектной высоты. Устранение последствий осложнений такого рода требует больших затрат времени и материалов, а иногда приводит к ликвидации скважины.

Практика разработки газовых месторождений и эксплуатации ПХГ показывает, что, даже, несмотря на постоянное совершенствование технологий строительства скважин, значительное их количество нуждается в проведении ремонтных работ по восстановлению их герметичности, ликвидации межколонных газопроявлений и межпластовых перетоков. Поэтому разработка гидродинамических методов предупреждения осложнений при бурении и цемен-

тировании скважин в неустойчивых горных породах является, безусловно, актуальной темой исследований.

Цель работы

Повышение эффективности и качества буровых работ на основе разработки новых гидродинамических методов и технологий, предупреждающих возникновение осложнений при бурении и цементировании скважин в неустойчивых горных породах.

Основные задачи исследования

1. Анализ и развитие представлений о возникновении осложнений при промывке стволов НН и ГС и цементировании скважин, сложенных неустойчивыми горными породами.

2. Экспериментальные, аналитические и промысловые исследования влияния угла наклона ствола скважины на возникновение осложнений, связанных с накоплением шлама в стволе.

3. Разработка эффективной технологии очистки ствола НН и ГС от шлама при бурении и подготовки к цементированию в неустойчивых горных породах.

4. Аналитические и промысловые исследования процесса движения тампонажного раствора в обсадной колонне при цементировании скважин.

5. Изучение механизма возникновения осложнений при цементировании скважин в неустойчивых отложениях и разработка технологии цементирования, исключающей их возникновение.

6. Разработка критерия оценки качества подготовки ствола скважины к цементированию без осложнений.

7. Исследование и разработка технологии заканчивания скважины с гидрозатвором и технологии восстановления ее герметичности.

8. Промысловые испытания разработанных технологий.

Научная новизна

1. Установлены закономерности накопления шлама на нижней стенке скважины и необходимые скорости восходящего потока в зависимости от угла ее наклона, разработаны методики проведения экспериментальных и промысловых исследований процесса транспорта шлама в наклонных и горизонтальных участках ствола скважины.

2. По результатам экспериментальных, теоретических и промысловых исследований определен механизм возникновения осложнений при бу-

рении, связанных с несовершенной очисткой ствола НН и ГС от шлама в неустойчивых породах.

3. На основе анализа результатов проведенных теоретических и промысловых исследований установлено, что неконтролируемое увеличением скорости движения тампонажного раствора в обсадной колонне, сопровождающееся соответствующим увеличением скорости восходящего потока бурового раствора в кольцевом пространстве, приводит к потере устойчивости глинистых пород, выносу шлама из каверн и возникновению таких осложнений как поглощение, преждевременное загустевание цементного раствора и др.

4. Разработана методика расчета необходимых величин противодавления, обеспечивающих цементирование скважин в установившемся режиме для предупреждения возникновения осложнений.

5. Разработан критерий оценки качества подготовки ствола к проведению работ по цементированию скважин без осложнений методом опрессовки на расчетное давление.

6. Разработан алгоритм выбора составов технологических жидкостей для гидрозатвора с целью обеспечения стабильности его действия.

Практическая значимость

1. Разработана технология эффективной очистки стволов наклонно направленных и горизонтальных скважин от шлама, обеспечивающая их безаварийную проводку в неустойчивых породах, а также качественную подготовку ствола скважины к цементированию.

2. Разработана гидравлическая программа цементирования скважин в установившемся режиме и способ регулирования необходимой величины противодавления, предупреждающий возникновение осложнений при цементировании.

3. Обоснована и разработана технология восстановления герметичности газовых скважин с использованием гидрозатвора, сформулированы требования к технологическим жидкостям для его создания, предложены их рациональные составы.

4. Разработаны отраслевые нормативные документы и стандарты предприятия, включая СТП Газпром ПХГ «Технические требо-

5

вания к эксплуатации и заканчиванию скважин ПХГ», М.-2009, и «Методическое руководство по установлению требований к эксплуатации и контролю качества заканчивания скважин ПХГ», М.-2009.

5. Разработанная технология очистки ствола ННС от шлама, предложенный метод опрессовки открытого ствола скважины на расчетное давление, способ цементирования с регулируемым противодавлением на устье скважины и технология восстановления герметичности газовых скважин способом гидро-завтора успешно используются на месторождениях и ПХГ как в России, так и в Республике Казахстан.

6. Экономический эффект от применения разработанных технологий составил более 60 млн. руб.

Апробация работы.

Основные положения диссертационной работы докладывались на научно-техническом семинаре в СевКавНИПИгазе (г. Ставрополь, июнь 1998г.), на заседании секции « Техника и технология бурения скважин» научно-технического совета ОАО «Газпром» (г. Ставрополь, сентябрь 1998г.) и на межотраслевой научно-практической конференции «Техника и технология вскрытия продуктивных пластов при депрессии на пласт» (г. Анапа, октябрь 1998г.), на научно-техническом семинаре в СевКавНИПИгаз (г. Ставрополь, июнь 2001г.), на НТС ОАО «Газпром» «Обеспечение экологической безопасности при проведении буровых работ» (г. Тюмень, сентябрь 1999 г.), на заседании секции « Техника и технология бурения скважин» научно-технического совета ОАО «Газпром» (г. Ставрополь, декабрь 2000г.), на международной научно-технической конференции «ПХГ: надежность и эффективность» (Москва, 24-25 мая 2011 г.); научно-техническом совещании «Проблемы и эффективность капитального ремонта скважин на ПХГ» (Саратов, 16-19 августа 2011 г), на ученом Совете ООО «Газпром ВНИИГАЗ», ученом Совете ОАО «НПО - «Буровая техника ВНИИБТ» в 2012 году.

Публикации. Основные положения диссертационной работы изложены в монографии, 40 публикациях, включая 18 статей в журналах, рекомендованных ВАК РФ, и 5 патентов на изобретения.

Объем и структура работы. Диссертационная работа состоит из введения, 6 разделов, основных выводов, списка литературы, содержащего 169 наименований, и 9 приложений. Работа изложена на 314 страницах, включая 54 рисунка и 28 таблиц.

Автор выражает благодарность доктору технических наук, профессору A.M. Гусману за поддержку развиваемых в диссертации направлениях, а также считает своим долгом выразить признательность доктору технических наук, профессору А. Г. Потапову; доктору технических наук, профессору К. М. Тагирову; доктору технических наук, М. М-Р. Гайдарову; доктору технических наук В. И. Нифантову, кандидату технических наук В. Ф. Янкевичу, работникам бывшего НЦ «Саратовнефтегаз» В. Г. Сысоеву, Л. А. Степанову за оказанную помощь при выполнении работы.

Содержание работы. Во введении обоснована актуальность проблемы, сформулированы цель и задачи работы, определены научная новизна и практическая значимость работы, дана ее общая характеристика

Первый раздел посвящен анализу осложнений, связанных с несовершенной очисткой НН и ГС и осложнений при цементировании скважин. С расширением объемов строительства наклонных и горизонтальных скважин, в том числе и в осложненных условиях, решение вопросов, связанных с этой проблемой, бурения становится все острее.

Для системного изучения исследуемой проблемы и выявления задач, подлежащих решению в приоритетном порядке, в диссертации проанализированы работы, авторами которых являются Авети-сов А.Г., Агзамов Ф.А. Агишев А.П., Акопян Н.Р., Александров М.М.. Ангелопуло O.K., Ашрафьян М. О., Бабичев A.A., Балаба В. И., Басарыгин Ю.М., Бастриков С.Н.,. Беликов В.Г., Белоруссов В.О., Бережной А.И., Близнюков В.Ю., Буглов H.A., Будников В.Ф., Булатов А. И., Вадецкий Ю. В., Вартумян Г.Т., Василенко И.Р., Васильев Н.И., Воларович М.П., Габузов Г. Г., Гайдаров М.М., Гасу-мов P.A., Гноевых А.Н., Горонович С.Н., Грачев В.В, Григулецкий В.Г., Гукасов H.A., Гусман A.M., Гуткин A.M., Данюшевский B.C., Ентов В.М., Есьман Б. И. , Евсеев В.Д., Зейналов Н.Х, Зозуля В.П., Исмаков P.A.,. Ивачев Л.М., Калинин А.Г, Каримов Н.Э, Кашкаров Н.Г, Киселев А.И., Коновалов Е.А., Кошелев А.Т., Кошелев В.Н.,

Крылов В.И., Крысин Н.И., Куксов А.К., Кулиев К.Н., Куликов В.В., Кульчицкий В.В., Курбанов Я.М., Курочкин Б. М., Леонов Е.Г., Лушпеева O.A., Мавлютов М.Р., Малеванский В.Д., Марухняк Н.И., Мирзаджанзаде А.Х., Мищевич В. И., Мнацаканов В.А.,. Мовсумов

A.A., Морозов Д.В, Никитин Б.А., Нижник А. Е, Николаев Н. И., Нифантов В.И., Новиков B.C., Овчинников В.П., Оганов A.C., Ога-нов Г.С., Пеньков А.И., Повалихин A.C., Подгорнов В.М., Поляков

B.Н., Потапов А.Г., Пуля Ю.А., Рабинович Н.Р., Райкевич С. И. , Ря-боконь С.А., Рябченко В.И., Сеид-Рза М.К., Симонянц С.Л., , Сидоров И.А. , Соловьев Е. М., Спивак А.И., Тагиров K.M., , Тенн P.A., Титков Н.И., Третьяк А.Я., Уляшева Н.М., Урманчеев В.И., Уханов Р. Ф., Федоров B.C., Ширин-Заде С.А., Шищенко Р.И., Штоль В.Ф.,. Цейтлин В.Г., Цыбин A.A., Хадиев Д.Н, Юнин Е.К, Янкевич В. Ф., Яремейчук Р. С. и др. Зарубежными авторами, труды которых составили теоретическую базу исследования, являются: Алимжанов М.Т, Борк Ж, Гарвин Т., Говард Г., Гроссман У., Кларк Д., Маркс

C., Хопкин Е.,. Риттингер Р, Ричардсон Д., Росс У. Томрен П., Тернер Л., Мартин М., Зидеа X, Вильяме Т., Слэг К и др.

Установлено, что механизм образования и характер проявления осложнений в НН и ГС, связанных с неполным выносом выбуренной породы на дневную поверхность, принципиально отличается от таковых при бурении вертикальных скважин. В этой связи заслуживает внимание классификация компании Drilling Fluids, которая выделяет такие виды осложнений, связанные с несовершенной очисткой ствола ННС, как зашламление ствола, прихваты бурильной и обсадной колонны, избыточный крутящий момент, потеря циркуляции, плохое качество цементирования, осложнения при проведении каротажных работ и др.

Кроме того, несвоевременная очистка ствола наклонной или горизонтальной скважины ведет к возникновению, помимо вышеуказанных видов осложнений, к таким неблагоприятным технологическим ситуациям, как увеличение сопротивления продольного перемещения колонны, внезапное изменение траектории ствола, затруднения в ориентации отклоняющего инструмента, загрязнению пласта и др. В связи с вышеизложенным, зарубежные компании, в отличие от большинства отечественных, при бурении НН и ГС уделяют особое внимание предупреждению осложнений, связанных с проблемами своевременной очистки от шлама ствола

скважины. В частности, для уменьшения объема скапливающегося шлама предлагается турбулизировать поток бурового раствора, с помощью долота, имеющим корпус с соответствующим профилем, или гидромониторными насадками. При этом турбулентный поток, по мнению авторов, может быть интенсифицирован установкой ребер по наружному диаметру шарошечного долота или долота типа PDC, также за счет интенсивной циркуляции бурового раствора. При этом авторы отмечают, что турбулентный поток даже при больших числах Рейнольдса (Re) не может обеспечить качественную очистку ствола горизонтальной скважины без механического воздействия на шлам. Следует отметить, что использование турбулентного потока для выноса шлама требует, с одной стороны, больших энергозатрат, с другой его не всегда можно получить, особенно в скважинах большого диаметра. Кроме того, турбулентный режим можно использовать лишь в тех случаях, когда не существует опасности размыва стенок скважины. Специалисты компании Drilling Fluids рекомендуют в таких случаях изолировать легко размывающиеся неустойчивые пласты обсадной колонной. Во избежание прихвата, перед спуском колонны рекомендуется промыть ствол скважины раствором повышенной вязкости в ламинарном режиме при одновременном расхаживании и вращении бурильной колонны. Следует отметить, что ввиду весьма высокой стоимости спуск дополнительной обсадной колонны может быть проведен только в исключительных случаях. Очевидно, что для предупреждения такого рода осложнений необходимо изучить механизм их возникновения.

Согласно известной теории Ритгингера, необходимым условием начала выноса частиц шлама в вертикальном стволе на дневную поверхность является обеспечение скорости восходящего потока, не меньшей скорости их падения в жидкости под действием сил гравитации, то есть скорости проскальзывания. Однако механизм выноса шлама из ствола НН и ГС имеет принципиальные отличия. Здесь гравитационное оседание частиц выбуренной породы не компенсируются движением потока жидкости из-за несовпадения вектора скорости проскальзывания и скорости восходящего потока на величину зенитного угла. В то же время общепринятой научно-обоснованной теории промывки НН и ГС еще не разработано.

Согласно рекомендациям по рациональной скорости движения потока в кольцевом пространстве горизонтальной скважины она должна составлять от 0,5 до 1,5 м/с в зависимости от состава и свойств горных пород, промывочной жидкости, механической скорости и других условий бурения.

Зарубежные исследователи еще в 50-е годы прошлого столетия обратили внимание на образование на нижней стенке направленных скважин скоплений частиц шлама, которые в дальнейшем стали называть шламовой дюной. Именно формирование дюнооб-разных структур в наклонном и горизонтальном стволе скважины способствует возникновению вышеуказанных неблагоприятных технологических ситуаций, как увеличение сопротивления продольному перемещению колонны, нерегулируемое изменение траектории ствола, затруднение в ориентации отклоняющих компоновок.

Экспериментальные исследования, проведенные П. Томре-ном, подтвердили существование шламовых скоплений на нижней стенке наклонной скважины. У. Гроссманн и С. Маркс на экспериментальной установке, провели исследования гидравлического транспортирования твердой фазы в кольцевом пространстве НН и ГС. По их мнению, для эффективного выноса шлама в стволе ННС при углах наклона более 45° скорость восходящего потока должна составлять 1,6 м/с. Вместе с тем методика проведенных лабораторных экспериментальных исследований не позволяет адаптировать их результаты к реальным горно-геологическим условиям бурения. Таким образом, вопросы влияния угла наклона оси скважины на гидротранспорт шлама, а также механизм возникновения осложнений, связанных с несовершенной очисткой ствола ННС от шлама, так и остались недостаточно изученными, в том числе с позиций качественной подготовки ствола скважины к цементированию.

Другими наиболее серьезными видами осложнений являются осложнения, возникающие при цементировании скважин, поскольку их ликвидация требует значительных затрат времени и материалов, а иногда приводит к ликвидации скважины.

Проведенный анализ позволяет выделить два наиболее часто встречающихся вида осложнений, возникающих при креплении скважин: это - поглощение буровых и тампонажных растворов, а

также преждевременное загустевание и схватывание тампонажных растворов и их смесей с буровыми растворами в условиях скважин.

Большинство авторов связывают возникновение этих осложнений с составом тампонажных материалов, полнотой вытеснения бурового раствора цементным, степенью его контакта с глинистой коркой, стенкой ствола скважины и обсадной колонной, режимами движения цементного раствора в заколонном пространстве. Вместе с тем почти не затрагивается круг задач, связанных с закачиванием цементного раствора и процессом его движения в обсадной колонне, хотя это очень важный вопрос.

Известно, что с увеличением объема цементного раствора давление нагнетания цементировочного агрегата р„ постепенно снижается до атмосферного, после чего происходит отрыв части столба цементного раствора. H.A. Гукасов, определяя условия отрыва столба цементного раствора, приводит конкретные значения скоростей, полученных в результате численного интегрирования. Однако анализ показал, что скорости, вычисленные по этим формулам, могут достигать более 30м/с, что в практике бурения невозможно. H.A. Гукасов рекомендует также несколько способов уменьшения вероятности отрыва столба цементного раствора, а именно: осуществление режима закачивания цементного раствора с максимальной производительностью насосов цементировочных агрегатов; увеличение плотности бурового раствора; уменьшение плотности цементного раствора, а также его аэрация. На наш взгляд, эти рекомендации в большинстве случаев не могут быть использованы в практике, поскольку степень увеличения подачи насосов цементировочных агрегатов имеет, во-первых, техническую ограниченность, во-вторых, влечет за собой повышение гидродинамических давлений в заколонном пространстве, что может приводить, в определенных условиях, к поглощению цементного раствора.

Другой серьезной проблемой при цементировании скважины является возникновение межколонных давлений и межпластовых перетоков. Проводимые исправительные изоляционные работы, как правило, малоуспешны или их результаты недолговечны. В результате значительная часть скважин в России и за рубежом эксплуатируются при наличии межколонных давлений. В то же время известно, что наличие МКД может привести к нарушению целост-

ности обсадных колонн и разгерметизации устьевого оборудования, и, в конечном счете, к грифонообразованию и неуправляемому фонтану. В ряде случаев проницаемые пласты насыщаются газом и в них могут образовываться техногенные скопления газа. Все это может стать причиной высокого темпа снижения пластового давления природной залежи, особенно в начальный период ее эксплуатации, что приводит к серьезным нарушениям проектных режимов разработки и безвозвратным потерям газа. Следует отметить, что даже при отсутствии МКД в скважине могут существовать заколонные межпластовые перетоки, что является не менее серьезной проблемой, поскольку отсутствуют прямые признаки газопроявлений, которые, как известно, диагностируется газодинамическими (ГДИ) или геохимическими исследованиями (ГХИ).

Различают три первопричины возникновения МКД: негерметичное кольцевое пространство за обсадной колонной выше продуктивного горизонта; негерметичные резьбовые соединения обсадных колонн и негерметичные уплотнения колонных головок. Если причиной МКД является переток газа по негерметичному за-колонному пространству из пласта-коллектора до устья, то ликвидировать его чрезвычайно сложно. Изоляция флюидопроводящих микроканалов сводится в основном к попытке закачать в него жидкости различных составов со временем затвердевающих или превращающихся в гели. При этом жидкости пытаются закачивать либо через имеющиеся перфорационные отверстия, предварительно заблокировав продуктивный горизонт, либо через специально сделанные отверстия над флюидосодержащим горизонтом, либо с устья. Изоляция сформировавшихся в заколонном пространстве микроканалов, как показывает практика, весьма трудоемка, а ре-монтно-изоляционные работы малоэффективны, поскольку закачать в микроканалы изоляционные составы, как правило, невозможно из-за практически их полной непроницаемости относительно любых жидкостей. Таким образом, на сегодняшний день не существует эффективной технологии ликвидации межколонных давлений и межпластовых перетоков.

Второй раздел посвящен изучению механизма возникновения осложнений при промывке ствола НН и ГС аналитическими, экспериментальными и промысловыми методами.

Экспериментальные исследования по специально разработанной методике были проведены на стендовой установке. При проектировании стендовой установки использовалась теория подобия и размерностей в механике. Моделирование на стенде проводилось в соответствии с реальным соотношением между диаметром бурильной колонны равным 127 мм и стволом скважины диаметром 215,9 мм. Трубы могли располагаться концентрично и с эксцентриситетом. Возможность визуальных наблюдений была обеспечена изготовлением внешней трубы из органического стекла и использованием воды в качестве промывочной жидкости. Положение модели можно было регулировать и фиксировать в пределах от вертикального (а = 0°) до горизонтального (а = 90). Измерение расхода проводилось объемным методом за определенный промежуток времени для каждого положения стендовой трубы. Всего было проведено 960 замеров для 12 положений. Относительная погрешность вычислялась в соответствии с распределением Стьюдента.

Оценка результатов эксперимента и необходимое количество опытов осуществлялось методами математической статистики. Для получения информации о качественной характеристике процесса перемещения частиц шлама в потоке жидкости при различных углах наклона стендовой трубы и подаче промывочного агента велась запись на видеокамеру. За критерий транспортирования шлама, был выбран минимальный расход жидкости, при котором начинался массовый вынос шлама, то есть все частицы шлама были вовлечены в поток. За базу сравнения был выбран расход жидкости, при котором осуществлялся массовый вынос шлама при вертикальном положении стендовой трубы.

Результаты исследований позволили получить количественные соотношения между необходимой скоростью восходящего потока жидкости в НН и ГС и скоростью потока в вертикальной скважине, обеспечивающие качественную очистку наклонного и горизонтального участков ствола.

Кроме того, в результате экспериментальных исследований нам удалось установить закономерности движения частиц шлама в кольцевом пространстве НН и ГС, связанные с особенностями накопления шлама в виде дюн и возникающие при этом осложнения, о которых будет сказано в следующем разделе.

В теоретических исследованиях процесса выноса шлама в стволе НН и ГС было сделано допущение - рассматривать движение отдельной неизменяемой твердой частицы в кольцевом пространстве в потоке жидкости. В этом случае на частицу будут действовать: сила тяжести в жидкости, направленная вертикально вниз, сила лобового сопротивления, действующая по направлению потока, и подъемная (поперечная) сила, направленная перпендикулярно направлению движения потока. Формулы для первых двух сил общеизвестны, выражение для подъемной силы было заимствовано из динамики русловых потоков (теория донных наносов). Наличие такой силы является одной из основных причин, которые облегчают перемещение частиц в руслах, и обуславливает их отрыв от дна. Значение подъемной силы определяется по формуле:

Рп=крЪь{их-и2)2, (1)

где к - эмпирический коэффициент обтекания частицы; 8Ь -площадь миделевого сечения частицы; и, и и2 - скорости потока на границах частицы; р - плотность жидкости.

Для определения подъемной силы была определена разность скоростей на границах частицы (и! - и2), которая, в свою очередь, обусловлена законом распределения скоростей в кольцевом пространстве.

На базе известных работ, используя уравнение Буссинеска для ламинарного течения ньютоновской жидкости, уравнение Волоро-вича-Гуткина для структурного течения бингамовской жидкости и полуэмпирическую теорию турбулентности, было найдено аналитическое выражение для разности скоростей на границах частицы, расположенной в кольцевом пространстве для различных режимов течения.

Это позволило аналитически определить величину подъемной силы, действующей на частицу для ламинарного и турбулентного течения ньютоновской жидкости, а также структурного течения вяз-копластичной жидкости. Далее для каждого режима движения жидкости из уравнения равновесия были найдены выражения, которые определяют зависимость между скоростью восходящего потока, обеспечивающей эффективную очистку от шлама ствола НН и ГС, и скоростью проскальзывания. Задача решалась для частицы сферической формы, имеющей наихудшие условия выноса. Были выполнены расчеты относительной скорости восходящего потока для

условий стендовой установки и реальной скважины, которые были сопоставлены с результатами стендовых и промысловых исследований. Сравнение показало качественное совпадение, то есть, прослеживается тенденция роста относительной скорости восходящего потока с увеличением угла наклона скважины. Причем результаты стендовых исследований наиболее близки к аналитическим результатам, полученным на основе полуэмпирической теории турбулентности.

Установлено, что с увеличением зенитного угла значение величины силы лобового сопротивления в удержании частицы шлама во взвешенном состоянии уменьшается и при угле, равном 90 полностью отсутствует. Вместе с тем, роль подъемной силы с увеличением угла растет и при 90 ° достигает максимального значения. Величина подъемной силы максимальна для частицы, находящейся на нижней стенке скважины. Эта сила заставляет частицу переместиться в середину потока, где действие подъемной силы на частицу либо уменьшится, либо совсем прекратится. В связи с этим, частица при достаточной скорости восходящего потока либо будет вынесена на дневную поверхность, либо упадет на нижнюю стенку, где величина подъемной силы максимальна и далее цикл повторится. Этим объясняется наблюдаемый на модели скачкообразный режим перемещения частиц.

Для вязкопластической жидкости при структурном движении нами было получено аналитическое выражение для подъемной силы:

ги=*£гкр\ (2)

" 4/7 Н(Д2-/г,)2 3 (Д2-Д,)

)

где: - сила лобового сопротивления, действующая по направлению потока; т0 - предельное напряжение сдвига; ц - структурная вязкость; к - коэффициент, учитывающий форму частицы; диаметр частицы; р - плотность жидкости, фср - средняя скорость потока жидкости, К, и Я2 - радиус соответственно скважины и бурильной колонны; г - расстояние от центра частицы до середины потока;;.

Анализируя полученное выражение, видим, что подъемная сила Р„ при структурном движении бингамовской жидкости прямо пропорциональна диаметру частицы в четвертой степени, плотно-

сти жидкости и обратно пропорциональна величине кольцевого зазора.

Для структурного движения вязкопластичной жидкости нами было получено аналитическое выражение для средней скорости восходящего потока:

г?

Л

т 1 n 'i • 1 I | 1 • cos сс b / sin а-\ ¿г sinа +-

W2

/ sin«--

а

-bf sinör

_, (3)

, 2 ._____ cosor

b sin от+ -

Тж. а = Щ~, ь = _• / = -—--г„

Где: w - скорость проскальзывания (скорость падения частицы в неподвижной жидкости); а - поправочный коэффициент, определяемый опытным путем; с - коэффициент лобового сопротивления; а - угол наклона оси скважины.

Для того чтобы проанализировать влияние диаметра частицы и реологических характеристик бурового раствора при промывке ствола НН и ГС, при его структурном движении, на величину относительной скорости с изменением зенитного угла, были выполнены численные расчеты по формуле (3) при различных значениях d, Г] и т.

Расчеты показали, что при структурном режиме движения бин-гамовской жидкости для выноса более крупных частиц шлама из ствола НН и ГС требуется меньшая относительная скорость восходящего потока. Таким образом, в ННС с ростом зенитного угла условия для выноса мелких частиц шлама ухудшаются более интенсивно, чем для крупных. С ростом динамического напряжения сдвига относительная скорость восходящего потока с увеличением зенитного угла возрастает менее интенсивно, что положительно сказывается на выносе выбуренной породы на дневную поверхность. Увеличение структурной вязкости ухудшает условия выноса частиц шлама в стволе ННС с ростом зенитного угла. Нами установлено далее, что структурный режим движения бурового раствора с оптимальными параметрами до значения зенитного угла а крР, равного 50-55°, может обеспечить эффективную очистку ствола ННС. При дальнейшем увеличении зенитного угла предпочтительным, с точки зрения материальных затрат и технических возможно-

стей бурового оборудования, является турбулентный режим, так как он обеспечивает необходимую очистку ствола ННС при меньших значениях относительной скорости восходящего потока.

Таким образом, проведенные исследования позволили обосновать закономерности движения частицы шлама в потоке ньютоновской и бингамовской жидкостей при ламинарном (структурном) и турбулентном режимах течения в кольцевом пространстве НН и ГС и отчасти выявить механизм возникновения осложнений.

Вместе с тем, проведенные экспериментальные исследования носят преимущественно качественный характер и недостаточно учитывают многообразие реальных условий строительства скважин. Методика проведения экспериментальных измерений не позволяет адаптировать их к конкретным инженерно-геологическим условиям бурения. Визуальные наблюдения до конца не отражают механизма возникновения осложнений, связанных с несовершенной очисткой ствола НН и ГС от шлама. Данные обстоятельства, наряду с необходимостью обеспечения достоверности полученных результатов, предопределили проведение промысловых исследований.

При проведении промысловых исследований для условий реальной скважины была разработана специальная методика оперативного контроля выноса шлама при бурении НС и ГС, поскольку существующие методики оценки эффективности выноса шлама из скважины приемлемы только при постоянной скорости механического бурения и при одинаковой плотности буримых пород. Степень очистки ствола ГС и НС от выбуренной породы оценивалась путем измерения объема шлама, вынесенного на дневную поверхность. Для определения количества шлама использовались две сетчатые «ловушки», установленные в желоб циркуляционной системы непосредственно на выходе бурового раствора из затрубного пространства скважины. Измерение количества шлама, улавливаемого «ловушками», проводились через каждые 10 м бурения, после чего шламовая проба высушивалась и взвешивалась. Литологический состав пробы шлама определялся станцией геолого-технического контроля. Затем рассчитывалась средневзвешенная плотность шламовой пробы, и определялся теоретический объем выбуренной породы, вынесенной на дневную поверхность за 10 м бурения скважины. За базу сравнения принимался теоретический объем шлама, вынесен-

ный на дневную поверхность после бурения 10 м вертикального участка ствола скважины. Отношение измеренного объема выбуренной породы к базовому теоретическому объему, выраженное в процентах, характеризует степень очистки ствола скважины от шлама. Измерения проводились в диапазоне изменения угла наклона скважины от 0 до 90°.

При проведении промывок ствола скважины дополнительно определялось количество вынесенного шлама и сравнивалось с ранее измеренным, поскольку в промысловых условиях важно определить количество шлама, остающегося в скважине. Если сумма объемов шламовых проб, замеренных в процессе бурения и во время промывок, совпадало с базовым объемом, то считалось, что на дневную поверхность вынесено 100 % шлама. Если происходило повышение плотности бурового раствора, то для оценки степени очистки ствола проводилась соответствующая корректировка. Режим движения потока бурового раствора определялся путем сравнения фактической скорости потока с критической скоростью Укр, рассчитанной для конкретных реологических параметров бурово-

зо«ги.в5гол

Рис 1. Зависимость количества шлама, выносимого при прямой промывке скважины, от зенитного угла при неизменном расходе (2 = 40 л/с

В результате испытаний установлено, что в наклонной скважине при неизменной скорости восходящего потока количество шлама, выносимого потоком бурового раствора на дневную поверхность, уменьшается с ростом зенитного угла (рис.1). При углах наклона оси скважины от 20 до 40° на дневную поверхность выносится около 90 % шлама, при углах наклона 40 -60° - не более 50% выбуренной породы, при зенитных углах 60 -85° - не более 20%. Установлено, что при зенитных углах до а кр равного 45 - 55° выбуренная порода в отсутствии циркуляции сползает вниз к забою скважины, а с ростом угла наклона в диапазоне зенитных углов 40 -60° с увеличением зенитного угла скопления выбуренной породы на нижней стенке ствола скважины приобретают более растянутый вид. Для обеспечения совершенной очистки ствола НН и ГС при зенитном угле больше 40° необходимо увеличить скорость восходящего потока в 2-4 раза в сравнении с аналогичными условиями промывки вертикальной скважины. Интенсификация потока, вплоть до его турбулизации, положительно сказывается на выносе шлама. Совершенная промывка скважины при ламинарном движении бурового раствора может быть обеспечена только при углах наклона не более 60°

Таким образом, промысловые испытания подтвердили результаты стендовых и теоретических исследований, что позволило установить закономерности транспортирования частицы шлама и определить механизм возникновения осложнений при промывке НН и ГС.

Третий раздел посвящен разработке научных основ определения механизма возникновения осложнений при промывке стволов НН и ГС в неустойчивых породах и разработке мероприятий по их предупреждению.

На основании результатов теоретических, экспериментальных и промысловых исследований была сформулирована научно-методическая база возникновения и предупреждения осложнений в процессе бурения НН и ГС, что позволило повысить научно-технический уровень проектных решений. Так при проектировании технологии проводки НН и ГС рекомендуется разделять их профиль на четыре участка:

1) условно вертикальный участок с углами наклона до 15°;

2) наклонный участок с углами наклона от 15 до 40°;

3) наклонный участок с углами наклона от 40 до 60°;

4) условно-горизонтальный участок с углами наклона от 60 до 90°.

На первом условно-вертикальном участке предпочтительным является ламинарный режим движения бурового раствора. При таком режиме уменьшается опасность размыва стенок скважины и кавернообразования, снижаются гидравлические сопротивления, энергетические затраты. Скорости восходящего потока, считающиеся оптимальными при бурении вертикальных скважин, и здесь обеспечивают качественную очистку ствола от выбуренной породы.

Установлено далее, что на участке с наклоном 15-40° выбуренная порода при транспортировке к устью перемещается, преимущественно, вдоль нижней стенки скважины и, при недостаточной скорости восходящего потока, образует шламовую дюну. Анализ результатов проведенных нами промысловых и стендовых исследований и выполненные аналитические расчеты показывают, что скорость восходящего потока в этом интервале должна быть увеличена в 1,2-1,6 раза по отношению к оптимальной скорости в вертикальной скважине. При углах наклона ствола скважины менее 40° ламинарный режим потока еще способен обеспечить необходимую очистку ствола скважины от выбуренной породы. При этом для предотвращения образования шламовой дюны, скорость восходящего потока должна соответствовать верхнему диапазону чисел Рейнольдса для ламинарного движения. Бурение интервала с зенитными углами 15-40° осложняется тем, что при прекращении циркуляции возможно лавинообразное перемещение шлама к забою из-за недостаточной величины сил трения между частицами шлама и стенкой скважины. При больших концентрациях шлама в промывочной жидкости в описываемом интервале возможны прихваты и сломы бурильных колонн. Здесь так же могут иметь место осложнения, связанные с поглощением промывочной жидкости из-за самопроизвольного превышения плотности бурового раствора, как следствие избыточного накопления выбуренной породы в кольцевом пространстве. Такое поглощение может наблюдаться в процессе бурения или промывки скважины. В отсутствии циркуляции после осаждения шлама, поглощение прекращается.

На участке наклонного ствола, имеющем зенитные углы от 40 до 60°, недостаточная скорость восходящего потока приводит к

формированию на нижней стенке скважины шламовой дюны, более вытянутой по сравнению с участком, имеющим наклон 15-40°. При изменении угла наклона от 40 до 60° сил трения, возникающих между твердыми частицами и стенкой скважины, становится достаточно для удержания вытянутой шламовой дюны от сползания в направлении к забою (переходная область). Критический угол а0, при котором в отсутствии циркуляции движение выбуренной породы вдоль нижней стенки скважины прекращается, зависит от размера частиц, их концентрации, разности плотностей породы и бурового раствора, количества и качества смазочных добавок в растворе. Перечисленные условия учитываются коэффициентом трения частицы о глинизированную стенку скважины и силами взаимодействия между частицами в скоплениях. Разница между необходимой и фактической скоростями восходящего потока определяет толщину шламовой дюны и ее тенденцию к проскальзыванию относительно потока. Лавинообразное движение шламовой массы к забою при остановке циркуляции приводит к аварийным ситуациям, вплоть до прихвата бурильной колонны с потерей циркуляции. На участках с зенитными углами 40-60° для удержания выбуренной породы во взвешенном состоянии требуется скорость восходящего потока в 1,4-2,0 раз больше, чем в вертикальном стволе. В скважинах с углом наклона больше критического, для эффективного выноса выбуренной породы более эффективен турбулентный режим. В интервале углов 40-60° бурение легко размываемых пластов с высоким коэффициентом кавернозности связано с осыпями и обвалами, которые не проявляются при бурении вертикальных скважин. Высокие скорости восходящего потока провоцируют размыв таких пластов, что ведет к увеличению диаметра скважины и снижению скорости потока. Участок ствола скважины с увеличенным диаметром «работает» как искусственный шламоуловитель, что ведет к избыточной концентрации частиц в кольцевом пространстве. Если неустойчивый пласт, например, глинистый, вызывает повышение вязкости и плотности бурового раствора, то шлам либо скапливается на нижней стенке ствола скважины, либо находится во взвешенном состоянии. В первом случае происходит увеличение скорости, которое влечет за собой дополнительный размыв пласта и повторение цикла. Во втором случае избыточная концентрация частиц выбуренной породы вызывает увеличение плотности раствора в кольцевом пространстве

и может привести к поглощению бурового раствора или прихвату бурильной колонны. Поэтому, во избежание размыва ствола скважины в неустойчивых пластах с высоким коэффициентом каверноз-ности, в кольцевом канале необходимо поддерживать структурный режим течения потока промывочной жидкости с оптимальными реологическими параметрами и проведение периодической очистки ствола скважины от выбуренной породы с применением разработанной автором технологии, в основе которой лежит способ обратной промывки, позволяющий увеличить скорость восходящего потока бурового раствора, за счет изменения его направления, не форсируя режим промывки. При этом следует использовать долота с центральной промывкой. Целесообразно ограничение скорости механического бурения.

На условно-горизонтальном участке скважины с зенитными углами от 60 до 90° формирование шламовой дюны происходит очень быстро, особенно при структурном (ламинарном) режиме движения потока. В этом интервале шламовая дюна стационарна и остается на месте при остановке циркуляции. Для предотвращения образования дюны необходимо увеличить скорость восходящего потока как минимум в 2-3 раза по отношению к скорости восходящего потока в вертикальных скважинах, при прочих равных условиях создать турбулизацию потока. Сформировавшуюся дюну в интервале с зенитными углами 60-90° невозможно разрушить без механического воздействия на нее бурильной колонной или долотом, при одновременном турбулентном режиме движения потока бурового раствора. Автором было сформулировано условие отрыва частицы шлама от стенки скважины потоком жидкости:

F, (#сР)~mg eos a = ju( mg sin a-Fn(úcp)) (4)

где: jj. - коэффициент трения скольжения частицы шлама массой т.

Следует отметить, уравнение получено для условия полного смачивания поверхности частицы (полного омывания), то есть на частицу действует архимедова сила. Когда частица выбуренной породы находится в скоплениях, то нижняя поверхность частицы не смачивается жидкостью и выталкивающая сила на нее не действует, (частица не плавает). В этом случае действует гидростатическая сила равная pgh, которая придавливает частицу к стенке сква-

жины. Этим в первом приближении можно объяснить необходимость механического воздействия на шламовые скопления с тем, чтобы перевести частицы во взвешенное состояние и вынести потоком жидкости.

Толщина образовавшейся дюны может увеличиваться до тех пор, пока растущая одновременно с ней скорость потока над дюной не возобновит локальное перемещение частиц. В легко размываемых пластах с высоким коэффициентом кавернозности, вскрытых условно-горизонтальным интервалом скважины, описанные выше процессы, протекают очень интенсивно. Здесь возрастает опасность возникновения осложнений в виде затяжек и прихватов бурильного инструмента. Особенности забойных двигателей, в том числе и винтовых, применяющихся для бурения участков с зенитными углами 60-90°, не могут обеспечить качественной очистки ствола скважины по причине фиксированных объемных характеристик. В тоже время способ роторного бурения, не имеющий этого недостатка, предопределяет сложность навигации, опасность желобообразования и др. Все это делает оптимальным вариант периодического проведения специальных технологических операций по очистке ствола скважины от выбуренной породы.

Особенности очистки от шлама наклонного ствола на различных участках и в зависимости от литологического разреза должны учитываться уже на стадии проектирования профиля наклонно направленных и горизонтальных скважин. В скважинах, проектируемых с целью достижения максимальных отклонений от вертикали, искусственное искривление ствола начинается уже при бурении под кондуктор. Величину зенитного угла наклонного ствола в этом случае целесообразно ограничивать 10-15°, тогда характер выноса шлама практически не будет отличаться от вертикальных участков. Профиль скважин, имеющих во вскрываемом разрезе неустойчивые пласты с высоким коэффициентом кавернозности, должен проектироваться таким образом, чтобы эти пласты вскрывались с максимально возможным радиусом искривления и зенитным углом меньшим акрР. В этом случае ламинарный режим движения потока бурового раствора с оптимальными параметрами обеспечит полную очистку ствола скважины от выбуренной породы. При необходимости бурения неустойчивых пластов с зенитными углами выше критических желательно предусматривать их крепле-

ниє дополнительной промежуточной колонной. Для исключения осложнений, связанных с прихватом бурильной колонны, тангенциальный участок проектируемого профиля не должен находиться в переходной области зенитного угла (ориентировочно 45-55°). В проекте на строительство наклонно направленных и горизонтальных скважин работы по периодической очистке ствола от выбуренной породы, в том числе и период подготовки к цементированию должны регламентироваться специальным разделом.

Экспериментальные и аналитические исследования показали, что необходимым условием выноса шлама на дневную поверхность при бурении НН и ГС является обеспечение скорости восходящего потока 1,2-3 раза большей, чем при бурении вертикальных скважин. Эффективная промывка ННС обеспечивается только при форсированном режиме прямой циркуляции. Расчеты показывают, что для обеспечения скорости восходящего потока в 3 раза большей по отношению к оптимальной скорости потока в вертикальной скважине диаметром 295,3мм, необходимо создать практически недостигаемую производительность буровых насосов до 120 дм3/с. Кроме того, как показали проведенные исследования, даже очень высокие скорости восходящего потока не обеспечивают полного разрушения шламовой дюны и выноса всей выбуренной породы на дневную поверхность.

С целью повышения эффективности очистки ствола скважины и предупреждения осложнений автором разработана и применена новая технология и схема обвязки бурового оборудования, обеспечивающая качественную очистку ствола скважины от шлама при меньшей (технически возможной) производительности буровых насосов.

Бурение наклонных и горизонтальных стволов скважин осуществляется с максимально возможной подачей буровых насосов, соответствующей объемной характеристике забойного двигателя, а для выноса выбуренной породы, накопившейся на нижней стенке НС и ГС при достижении зенитного угла более 40°, проводятся технологические операции в следующей последовательности. После бурения 25-100 метров горных пород, в зависимости от пространственных параметров ствола и литологических особенностей горных пород интервала, в скважину спускается бурильная колонна с долотом, центральный промывочный канал которого выполнен в

виде конфузора, до верхней части интервала расположения шламовой дюны. Шламовая дюна разрушается путем механического воздействия на нее долотом (расхаживание) с одновременной обратной промывкой и транспортируется на дневную поверхность по бурильной колонне со скоростью восходящего потока в 3-6 раз большей, чем при бурении. Так как форма шламовой дюны имеет тенденцию к выполаживанию в направлении течения жидкости, изменение направления потока положительно сказывается на ее разрушении обратными токами. При этом расход бурового раствора остается неизменным, равным расходу при бурении забойным двигателем. Транспортировка шлама осуществляется через ведущую трубу при закрытом на гладкой части бурильной трубы универсальном превенторе, с плавной подачей долота сверху вниз. При этом в затрубном пространстве нисходящий поток движения бурового раствора остается ламинарным, а в бурильной колонне - турбулентный.

Применение разработанной технологии очистки ствола скважины позволило:

• без увеличения подачи насосов повысить скорость движения восходящего потока бурового раствора в 2,5 - 5,5 раза за счет уменьшения площади сечения бурильной колонны по отношению к площади кольцевого пространства;

• снизить силы сопротивления движению шлама, так как коэффициент трения скольжения породы о металл много меньше коэффициента трения скольжения породы о глинизированную стенку скважины;

• интенсифицировать восходящий поток жидкости, сохранив структурный режим течения бурового раствора в кольцевом пространстве, предотвратив тем самым неизбежный размыв стенок скважины и возможные осложнения.

Таким образом, разработанная нами новая технология очистки ствола скважины от шлама позволяет существенно повысить эффективность бурения НН и ГС в осложненных условиях.

Четвертый раздел посвящен изучению механизма возникновения осложнений при цементировании скважин в неустойчивых породах и разработке технико-технологических решений по их предупреждению.

Как было установлено автором при проведении промысловых исследований очистки стволов НН и ГС от шлама, при увеличении скорости восходящего потока бурового раствора более чем 1,8 раза (свыше 1,6м/с) глинистые породы, слагающие разрез, теряют свою устойчивость. Промывки, проводимые с целью повышения эффективности очистки ствола скважины от выбуренной породы, приводят к прихватам бурильной колонны с полной потерей циркуляции. Вместе с тем, известно, что при закачке тампонажного раствора в обсадную колонну происходит самопроизвольное увеличение скорости его движения под действием сил, обусловленных разностью плотностей бурового и цементного растворов. Влияние этого процесса на возникновение осложнений при цементировании до настоящего времени не изучено.

Таким образом, задачами настоящих исследований явилось изучение процесса движения тампонажного раствора в обсадной колонне и его влияние на условия возникновения осложнений при цементировании скважин.

Были проведены теоретические исследования движения процесса закачки тампонажного раствора в обсадную колонну. Необходимость теоретического исследования предопределена трудностями моделирования операций по цементированию обсадных колонн в лабораторных условиях.

Было составлено дифференциальное уравнение динамического равновесия столба тампонажного раствора при его движении в обсадной колонне. Для придания общности решения это уравнение было представлено в безразмерном виде:

%итсс\у(г[ -\)+1 + с ]+М[у(Го_1)+1 +

(1 -г») (1 -г0 ) 3

ау 1 -V

Р Г Г2л1ЧГ 2 РгЧГ2

где: \)т - скорость движения столба в трубах;

?1цТ и Я^т - коэффициенты гидравлических сопротивлений соответственно для цементного и глинистого раствора скорость движения столба в трубах;

г0 и Г1 - радиус соответственно наружный колонны и скважины;

р„ и ра - давление соответственно нагнетания и атмосферное;

g - ускорение свободного падения;

рг и рц - плотность соответственно глинистого и цементного раствора;

1 - длина обсадной колонны;

у - расстояние от нижней границы столба цементного раствора до устья;

Г1ц, Г1Г - пластическая вязкость соответственно цементного и глинистого растворов;

тоц и тоц - динамическое напряжение сдвига соответственно цементного и глинистого растворов.

Полученное дифференциальное уравнения решалось методом Эйлера с использованием линейного программирования с помощью ПК. В первом приближении расчеты показывают, что для того чтобы исключить потерю сплошности потока тампонажного раствора необходимо закачивать (нагнетать) в обсадную колонну тампонажный раствор со скоростью более 2 м/с.

Для проверки достоверности полученных результатов автором были проведены промысловые исследования процесса движения столба тампонажного раствора в колонне обсадных труб при цементировании скважин. Целью проведения промысловых исследований являлось определение фактической скорости движения столба тампонажного раствора в колонне обсадных труб в зависимости от глубины его нахождения от устья скважины. Была разра-

ботана специальная методика проведения промысловых исследований. Измерения скорости движения столба тампонажного раствора проводились косвенным образом путем измерения скорости движения бурового раствора в кольцевом пространстве (измерения фиксированного объема бурового раствора, выходящего из скважины, за определенный промежуток времени). При этом характерными точками являлись: момент начала цементирования; момент времени, при котором давление нагнетания тампонажного раствора становится равным нулю; момент конца затворения тампонажного раствора; момент пуска цементировочной пробки; момент времени достижения тампонажным раствором башмака колонны. Полученные результаты измерений обрабатывались методом математической статистики, оценивалась систематическая погрешность косвенных измерений, максимальная погрешность составила 10%.

В результате проведенных исследований установлено, что увеличение скорости движения столба тампонажного раствора начинается уже после закачивания 1 м3 раствора (50-60 м глубины). При этом давление нагнетания постепенно уменьшается. Заметное увеличение скорости (в 2 раза в сравнении с начальной скоростью) столба тампонажного раствора начинается после закачки 2-3 м3 тампонажного раствора (150 м), при этом давление его нагнетания снижается до нуля. С этого момента, после преодоления гидродинамических сопротивлений бурового и цементного раствора, начинается закачка тампонажного раствора в «пустоту», на постоянно «убегающий уровень». Резкое увеличение скорости падения цементного раствора отмечается с 5-6 м3, что соответствует нахождению нижней границы цементного раствора на расстоянии 300-350 метров от устья. Скорость падения тампонажного раствора возрастает с увеличением разности плотностей тампонажного и бурового растворов.

Подтверждены теоретические расчеты увеличения скорости падения тампонажного раствора с ростом его столба и момента достижения ей своих максимальных значений при выходе тампонажного раствора из башмака колонны. При разности плотностей тампонажного и бурового растворов 700 кг/м3 максимальная скорость движения тампонажного раствора в обсадной колонне достигала 1,79 м/с, соответствующая скорость бурового раствора в за-трубье составила 2,18 м/с. Следует отметить, что скорость восхо-

дящего потока бурового раствора в процессе бурения составляла не более 0,75 м/с. То есть, при неконтролируемом движении тампонажного раствора в обсадной колонне происходит увеличение скорости более чем в 3 раза.

Проведенные измерения показали, что разница между объемом цементного раствора, закачиваемого в обсадную колонну и объемом бурового раствора, выходящего из скважины, составляет для колонны длиной 1000 м (при длине столба тампонажного раствора 600 м) - 2,5-3,0 м3. Это означает, что в момент конца цементирования из скважины выходит на 10-15% раствора больше, чем закачивается, что свидетельствует о неустановившемся режиме движения и потере сплошности потока тампонажного раствора.

Результаты промысловых исследований в сравнении с результатами, полученными на основе решения предложенного нами дифференциального уравнения, представлены графически на рисунке 2.

800 1000 Глубина, м

Кривая, построенная на основе теоретических расчетов автора.

2. Кривая, построенная на основе промысловых экспериментов. Рис. 2. Зависимость скорости движения столба цементного раствора от глубины его нахождения в колонне труб.

Промысловые значения скоростей в сравнении с теоретически полученными, имеют более низкие значении. Это связано как с принятыми в разделе 2 допущениями при аналитическом исследовании процесса, так и с погрешностью измерения скорости в про-

мысловых исследованиях. Таким образом, промысловыми исследованиями подтверждены результаты аналитических исследований.

Кроме того, для изучения механизма возникновения осложнений при цементировании в неустойчивых породах была проанализирована реальная ситуация при строительстве скважин в Саратовской области. Промысловые исследования в скважине № 479 Елшано-Курдюмской площади, проведенные автором, показали, что на участках, осложненных кавернами, из-за снижения скорости восходящего потока в кольцевом пространстве, происходит скопление шламо-глинистой взвеси. Было отмечено, что при интенсивных промывках шламо-глинистая взвесь поступала из каверн в ствол скважины с образованием плотных сальников на замках бурильной колонны, приводящих иногда к полному перекрытию кольцевого пространства.

Проведенные, при цементировании скважины № 170 Песча-но-Уметской площади, промысловые исследования показали, что скорость движения столба тампонажного раствора в колонне обсадных труб достигала более 2,0 м/с (одновременно скорость в за-трубье повышалась до 2,6 м/с), в то время как в процессе последней промывки и при бурении она составляла не более 0,7 м/с.

В результате анализа проведенных автором исследований процесса выноса шлама в стволе НН и ГС, а также процесса движения тампонажного раствора в нисходящем потоке в обсадной колонне, было установлено, что причиной возникновения вышеописанных осложнений при цементировании явилось неконтролируемое увеличение скорости потока тампонажного раствора в колонне труб и бурового раствора в кольцевом пространстве скважины. В результате, из-за резкого усиления гидродинамического воздействия потока бурового раствора, глинистые пласты потеряли устойчивость, шламо-глинистая взвесь поступила в кольцевое пространство скважины и частично перекрыла его. При достижении головной порцией цементного раствора кавернозного пласта произошло его смешивание со шламо-глинистой взвесью, после чего образовалась непрокачиваемая смесь (пробка).

Кроме того, расчеты, подтверждаемые реальной ситуацией, показывают, что при цементировании неглубоких менее 1000 м скважин из-за разрыва сплошности потока, образовавшегося во

время остановки процесса заливки при пуске разделительной пробки, продавочная жидкость не успевает догнать «убегающий» там-понажный раствор, что может привести к оголению башмака колонны.

Эти осложнения при цементировании обсадных колонн можно предотвратить, если обеспечить установившийся режим движения жидкостей с постоянной скоростью, которую можно регулировать подачей цементировочных агрегатов при закачке цементного раствора в скважину. Установившееся движение не только обеспечит сплошность потока тампонажного раствора в колонне труб, но и уменьшит величину забойного давления, поскольку уменьшится гидродинамическое давление, а инерционная составляющая, равная произведению массы на ускорение (Б,, =та) будет отсутствовать, что позволит предотвратить поглощение.

Для цементирования скважин в установившемся режиме, исключающем возникновение вышеописанных осложнений, нами разработана и реализована новая технология с регулируемым на устье скважины противодавлением, величина которого рассчитывается в соответствии со специально разработанной методикой. В ней рассчитываются необходимые величины противодавления, которые требуются создать на устье скважины с тем, чтобы обеспечить установившийся режим движения тампонажного раствора в колонне. То есть рассчитывается величина противодавления в каждый момент времени в зависимости от положения нижней границы столба тампонажного раствора в колонне. При этом величина противодавления будет величиной переменной, зависящей от объема цементного раствора, закачанного в колонну. В соответствии с предложенной технологией цементирование эксплуатационных колонн осуществляется с герметизированным пре-вентором устьем скважин. В процессе закачки тампонажного раствора в обсадную колонну, после того как давление нагнетания станет равным нулю, плавным регулированием степени открытия задвижки на блоке дросселирования создается необходимое противодавление в заколонном пространстве в соответствии с методикой расчета. Давление в заколонном пространстве на устье скважины регулируют с момента начала затворения цементного раствора и контролируют при его движении по всей длине обсадной колонны. В связи с этим числовой расчет выполняется для каждого по-

ложения столба тампонажного раствора в обсадной колонне, то есть, расстояния от его верхней границы до устья скважины (координата у) с интервалом 10 метров. Каждому значению «у» соответствует определенный объем цементного раствора или продавочной жидкости, который также рассчитывается через 10 метров. Сразу после прекращения закачивания расчетного объема тампонажного раствора дроссельная задвижка закрывается. Устье скважины полностью герметизируется на время подготовительных работ перед пуском разделительной пробки.

Рзвпах

Рис. 3. Зависимость разности давления нагнетания и противодавления на устье скважины от объема жидкости, закачанного

в колонну.

На рисунке приняты следующие обозначения: р0 - давление в начале закачки цементного раствора; рк - давление в конце продавки; ру тах- максимальное противодавление на устье затрубного пространства, равное давлению в конце продавки; У0 -высота столба закачиваемого цементного раствора объемом ц1, при которой давление нагнетания становится равным нулю, после чего создается регулируемое противодавление в заколонном пространстве; 110 -высота столба цементного раствора после закачки расчетного объема qц цементного раствора; 1 -соответствует объему продавочной жидкости qПp, после закачки которого цементный раствор достигает башмака колонны; у0' -соответствует объему продавки

Я11, после закачки которого необходимо полностью открыть задвижку на затрубьс^" - общий объем цементного и продавочного растворов, после закачки которого давление в колоне и за колонной выравнивается; qo- суммарный объем тампонажного и продавочного растворов, используемых при цементировании, япр+ Яц).

Из рисунка 3 видно, что по мере закачки цементного раствора в обсадную колонну происходит падение давления нагнетания. При уменьшении р„ до атмосферного в заколонном пространстве создается противодавление, которое по мере закачки тампонажного раствора возрастает. После затворения расчетного объема цементного раствора qц величина противодавления стабилизируется, столб тампонажного раствора больше не растет. Выход цементного раствора в заколонное пространство сопровождается уменьшением противодавления, которое после закачки в скважину объема ql 1 цементного и продавочного растворов становится равным нулю, на этот момент регулировочная задвижка полностью открывается. Следует отметить, что при построении графика было принято, допущение, что объем продавочной жидкости равен внутреннему объему колонны, и объем цементного раствора меньше объема продавочной жидкости.

Использование технологии цементирования обсадных колонн с регулируемым противодавлением на устье в заколонном пространстве позволяет:

- существенно улучшить качество цементирования без дополнительных затрат на строительство скважины;

- обеспечить сплошность потока цементного раствора и предотвратить образование незацементированных интервалов;

- предупредить осложнения, связанные с определением момента "стоп" в конце продавки, возможным оголением башмака обсадной колонны и преждевременным загустеванием тампонажного раствора;

- избежать гидроударов в процессе продавки тампонажной смеси;

- облегчить пуск разделительной пробки;

- исключить возможность преждевременного ухода цементировочной пробки или нарушение ее целостности;

- обеспечить целостность глинистых пород при цементировании.

В разделе также представлен разработанный автором метод оценки качества подготовки ствола скважины к цементированию, который позволяет предупредить, наиболее распространенный вид осложнений, возникающих при креплении скважин - поглощения буровых и тампонажных растворов.

Поглощения тампонажных растворов вызываются в основном ростом давлений в затрубном пространстве из-за значительного превышения плотности тампонажного раствора над плотностью бурового раствора.

Избыточное давление на устье скважины при цементировании, и, следовательно гидростатическое давление на поглощающий пласт, возрастает в сравнении с давлением столба бурового раствора на величину Д р, обусловленную разностью плотностей тампонажного и глинистого растворов. Следовательно, для успешного цементирования и подъема цемента на заданную высоту, необходимо проводить испытание способности проницаемых горизонтов выдерживать расчетное давление цементирования путем опрессов-ки ствола скважины буровым раствором. Поскольку у цементных и буровых (глинистых) растворов реологические и вязкопластичные свойства различны, то, для моделирования условий возможного поглощения тампонажного раствора автором предложено, обосновано теоретически и подтверждено многочисленными промысловыми испытаниями, что давление опрессовки можно рассчитывать по формуле:

Лг

Роа =-(Рпц ~ Роп ё гп), (5)

т

где: рпц - ожидаемое наибольшее давление на подошву рассматриваемой зоны на глубине гп в конце цементирования;

Т\\ и 7/2 - пластическая вязкость цементного и бурового растворов;

Роп - плотность опрессовочной жидкости;

g — ускорение свободного падения.

Использование технологии испытания стволов скважин позволит избежать возможного гидроразрыва пород и будет способствовать цементированию без осложнений с меньшим загрязнением продуктивного пласта.

В пятом разделе представлена технология восстановления герметичности газовой скважин и новая технология заканчивания скважин, предупреждающая возникновение заколонных перетоков. Как было показано в разделе 1, если причиной МКД является переток газа по негерметичному заколонному пространству из пласта-коллектора до устья, то ликвидировать его чрезвычайно сложно. Изоляция флюидопроводящих микроканалов сводится в основном к попытке закачать в них жидкости различных составов, со временем затвердевающих или превращающихся в гели. При этом жидкости пытаются закачивать либо через имеющиеся перфорационные отверстия, предварительно заблокировав продуктивный горизонт, либо через специально сделанные отверстия над флюидосодержащим горизонтом, либо с устья. Изоляция сформировавшихся в заколонном пространстве микроканалов, как показывает практика, весьма трудоемка, а ремонтно-изоляционные работы малоэффективны, поскольку закачать изоляционные составы в микроканалы, как правило, невозможно из-за практически их полной непроницаемости относительно любых жидкостей.

Существует технология ликвидации газопроявлений, суть которой сводится к проведению повторного локального исправительного цементирования: с помощью универсального вырезающего устройства (УВУ) в непроницаемых, как правило, глинистых отложениях удаляется часть эксплуатационной колонны высотой не менее 10 м, затем убирается цементное кольцо за колонной и полученный кольцевой канал максимально расширяется в прилегающих породах. После чего проводится повторное цементирование сформированного расширенного участка ствола скважины по специальной технологии. При реализации данного способа возникает ряд проблем, присущих как основному, так и исправительному цементированию: трудность заполнения тампонажным раствором сформированной каверны, плохое сцепление цементного камня с глиной, нарушение целостности камня при опрессовке и т.д.

В этой связи нами разработана и научно обоснована принципиально новая технология восстановления герметичности заколон-ного пространства газовой скважины. Если источником газопроявления является продуктивный пласт, а миграция происходит по заколонному пространству до вышележащего проницаемого про-пластка или до устья, и заколонное пространство герметично от-

носительно воды, то в такой скважине с целью ликвидации газоперетока можно реализовать предлагаемый способ.

Для этого выбирается интервал эксплуатационной колонны в плотных непроницаемых породах, служащих покрышкой продуктивного пласта. В заглушённой скважине, в выбранном интервале удаляется часть обсадной колонны, расстояние от вырезанного окна до кровли продуктивного пласта должно быть достаточным для установки внутри колонны в этом интервале лифтового (внутрико-лонного) пакера и циркуляционного клапана. Одновременно из вырезанного интервала удаляется тампонажный материал и горная порода с расширением ствола до максимально возможного диаметра, то есть создается гидравлическая связь между внутриколонным и заколонным пространствами в виде кольцевого канала. Наличие этой связи обеспечивает давление столба жидкости, находящейся во внутриколонном пространстве, на газовый продуктивный пласт. После этого движение газа из продуктивного пласта вверх по микротрещинам в затрубном пространстве становится невозможным из-за действия столба жидкости (гидрозатвора) и превышения его давления над пластовым.

В вырезанный кольцевой канал закачивается выбранная для гидрозатвора жидкость с расчетной плотностью (р) в объеме, соответствующем объему кольцевого канала с запасом 0,5 м3 на уход для создание избыточного давления, проверяется герметичность канала (опрессовывается) путем постепенного набора давления до величины возможной разницы АР между гидростатическим давлением столба надпакерной жидкости и пластового давления, которая может возникнуть из-за снижения пластового давления в процессе эксплуатации скважины или работы ПХГ. При этом продуктивный пласт отсекается с помощью пакера либо песчаной пробки, отсыпанной в призабойной зоне.

Давление опрессовки определяется по формуле АР=Рпл-Рт|П, где Рпл — текущее пластовое давление для случая добывающей скважины и для ПХГ. При этом Ртщ - минимальное давление в пласте, которое может возникнуть в пласте при эксплуатации скважины или отборе газа из ПХГ. При этом плотность жидкости должна соответствовать текущему давлению в продуктивном пласте месторождения или максимальному давлению в ПХГ.

В случае негерметичности (это может быть некачественный цементный камень ниже сформированного кольцевого канала) проводятся работы по устранению приемистости. В случае герметичности в скважину спускается лифтовая колонна труб с пакером и ЦК. Пакер устанавливается в эксплуатационной колонне между продуктивным пластом и вырезанным интервалом, при этом ЦК должен находиться ниже интервала вырезания. Формируется гидрозатвор путем заполнения затрубного пространства над пакером до устья специальной жидкостью.

За счет гидравлической связи надпакерного пространства с заколонным, через вырезанный кольцевой канал, гидрозатвор создает непреодолимые условия для прорыва газа через вскрытую скважиной покрышку продуктивного пласта.

Создание описанного гидрозатвора и обеспечение надежного и постоянного превышения гидростатического давления, создаваемого столбом жидкости как в заколонном пространстве, так и в сообщающемся с ним кольцевом канале, над пластовым давлением изменяет вектор его действия на противоположный, то есть в сторону пласта, и тем самым без «латания» цементной крепи исключает переток (миграцию) газа по заколонному пространству.

Для предотвращения образования заколонных перетоков гидрозавтор необходимо формировать уже на стадии заканчива-ния скважины по разработанной нами технологии.

Суть технологии заключается в следующем. После бурения ствола скважины до вскрытия продуктивного пласта, для формирования канала гидравлической связи в скважину спускают бурильную колонну с расширителем, производят расширение ствола скважины в зоне непроницаемой кровли над продуктивным пластом и закачивают в сформированный канал специальный укрепляющий глины состав, после чего спускают обсадную колонну, оснащенную двумя муфтами с установленными над и под расширенным участком. Далее проводят селективное цементирование эксплуатационной колонны таким образом, чтобы объем между муфтами оставался свободным от тампонажногоо раствора, а отверстия нижней муфты оставались открытыми на время ОЗЦ.

Сущность предлагаемой технологии поясняется рисунком 4 , на котором показана принципиальная схема реализации данного способа.

Рис.4. Технология заканчивания скважины с гидрозатвором.

После окончания ОЗЦ верхнего интервала 14 шаблонируют скважину до забоя, перфорируют отверстия 20 в обсадной колонне 4 в области продуктивного пласта 2, спускают лифтовую колонну 17 с пакером 18 и циркуляционным клапаном 19, размещая ее низ над интервалом перфорации 20, раскрывают пакер 18, подают по лифтовой колонне 17 через циркуляционный клапан 19 специальную гидрозатворную жидкость 12 во внутриколонное пространство 9. При этом обеспечивается гидравлическая связь между расширенной кольцевой камерой 11 и внутриколонным пространством 9. Замещают гидрозатворной жидкостью буровой раствор и переводят скважину на пакерный способ эксплуатации. Таким образом, в скважине формируется надежный гидравлический затвор, предотвращающий миграцию газа по заколонному пространству за счет постоянного воздействия на него гидростатического давления столба гидрозатворной жидкости, превышающего максимальное пластовое давление.

Использование жидкостей для гидрозатвора с целью изоляции заколонных перетоков газа путем создания противодавления на продуктивный пласт предусматривает приготовление и закачку

в скважину составов с требуемыми технологическими свойствами. Причем закачиваемая в скважину жидкость для гидрозатвора должна сохранять свои технологические показатели в течение длительного времени (5, 10 и более лет). В качестве основных показателей жидкостей для гидрозатвора нами выбраны: плотность, стабильность, вязкость и коррозионная активность. Причем, к той части жидкости, которая контактирует с породами, предъявляются дополнительные требования: жидкость должна обладать низким показателем фильтрации и обеспечивать устойчивость глинистых пород.

На основании проведенных лабораторных и промысловых испытаний нами разработаны для гидрозатвора следующие типы технологических жидкостей:

- жидкости на основе многоатомных спиртов плотностью от 980 кг/м3 до 1440 кг/м3;

- жидкости на основе воды и многоатомных спиртов от 1000 кг/м3 до 2000 кг/м3;

- жидкости на основе воды и катионных полимеров различных плотностей;

- жидкости для стабилизации глинистых пород.

Известно, что глинистые породы при контакте с рабочими

растворами со временем теряют устойчивость (набухание, осыпание, обвалы). Поэтому жидкость для гидрозатвора, закачиваемая в зону залегания глинистых пород должна обеспечить их устойчивость в течение всего срока службы скважины.

Для сохранения устойчивости глинистых образцов исследованы различные жидкости. Исследования показали, что использование биосола, таллового масла, политала, их смесей между собой и многоатомными спиртами обеспечивают устойчивость образцов глин.

Прочность гидратационноактивных глин при выдержке в различных средах меняется незначительно: рост прочности отмечается в средах биосола и биосола с многоатомными спиртами (1:1), биосола с политалом (2:1), политала с талловым маслом (1:1), политала с талловым маслом и с биосолом (1:1:1), незначительно снижается в среде политала и практически не меняется в среде таллового масла.

Прочность пластичных образцов глин увеличивается во всех испытуемых средах, причем максимальная прочность в среде биосола с глицерином (1:1), биосола, политала с биосолом (1:2), политала с талловым маслом и с биосолом (1:1:1), практически не меняется прочность в среде таллового масла. По нашему мнению, упрочнение образцов пластичных глин происходит за счет протекающих одновременно процессов: оттока воды из образца по причине гигроскопичности жидких сред, впитывания жидкости образцом и формирования соединений включения. При оттоке мономеров воды из полостей водного каркаса их места занимают более крупные молекулы биосола, таллового масла, политала. Заполнение полостей более подходящими заполнителями повышает прочность водного каркаса и образца глин. Для пластичных глин отток воды и пропитка молекул жидкой средой с формированием соединений включения приводит к упрочнению и изменению массы образцов, что подтверждается проведенными нами соответствующими лабораторными экспериментами.

В шестом разделе приведены результаты опытно-промышленного внедрения разработанных технологий.

Технология очистки ствола НН ГС от шлама успешно используется при проектировании и строительстве наклонных и горизонтальных скважин на ПХГ Саратовской области в ООО «Газпром ПХГ Саратов» и на нефтяных месторождениях НК «Саратовнефте-геофизика», БК «Евразия» в Волгоградской области.

Как указывалось ранее (раздел 2), разработанный нами способ очистки ствола скважины от выбуренной породы был использован впервые при бурении наклонно направленного участка с зенитными углами 40-70° в скважине № 480 Елшано-Курдюмского ПХГ.

Бурение скважины велось с набором зенитного угла с радиусом кривизны 230 м следующей компоновкой: долото 295,3 мм, винтовой забойный двигатель Д-2-240 с объемной характеристикой 40 дм3/с, остальное - стальные бурильные трубы диаметром 127 мм. Промывка скважины осуществлялась полимерглинистым буровым раствором с параметрами: плотность 1120 кг/м3, вязкость 45 с, водоотдача 5 см3/30 мин, СНС 30/60 мг/см, рН 9, толщина глинистой корки 0,5 мм, липкость 8-10°.

Работы по очистке ствола скважины от шлама способами прямой и обратной промывки со скоростями восходящего потока, соответственно, 2,9 и 4,2 м/с, произведенные в интервале 812-830 м при длине ствола 830 м и в интервале 843-854 м при длине ствола 854 м, позволили поднять на поверхность до 90% расчетного объема выбуренной в указанных интервалах породы. Из этого количества 30-40% шлама поднято при прямой промывке с производительностью насосов 70 дм3/сек, остальное - способом обратной промывки с производительностью 40 дм3/с. При этом часть выбуренной породы (10-15%) в виде тонкодисперсной каменной взвеси, поступала в буровой раствор и удерживалась в нем. При длине ствола 879 м его очистка была произведена в интервале 863-879 м. При прямой промывке было поднято на поверхность 10% шлама и способом обратной промывки 90%. Следует отметить, что скорость движения потока в кольцевом пространстве осталась при этом неизменной, что не вызывало обвалов тульских глин при промывке скважины.

Механизм возникновения осложнений при цементировании скважин в неустойчивых породах, связанный с неконтролируемым увеличением скорости движения тампонажного раствора в нисходящем потоке был изучен при бурении скважин Степновской площади в Саратовской области.

В открытой части ствола в скважине № 408 Степновской площади под эксплуатационную колонну, спускаемую на глубину 2150 м, геологический разрез представлен осадочными породами девонской и каменноугольной систем палеозойской группы. Глинистые разности кыновско-пашийского и муллинского горизонтов (1940-2050 м) неустойчивы во времени, что приводит к интенсивному кавернообразованию, как в процессе бурения, так и при проведении других работ: геолого-физические работы (ГФР), заготовка раствора и т.п., когда циркуляция в скважине отсутствует.

Перед началом работ по креплению скважина была промыта буровым раствором плотностью 1240 кг/м3, вязкостью 45 с по СПВ-5 и водоотдачей 8 см3/30 минут. Подача насоса составляла 18*10"3 м3/с, при этом скорость восходящего потока - 0,7 м/с. После спуска эксплуатационной колонны скважина промывалась буровым раствором в течение 3,5 часов. Скорость восходящего потока составляла 1,2 м/с.

Для проведения работ по креплению был затворено около 30 м3 цементного раствора плотностью 1830 кг/м3 с растекаемостью -19,5 см и сроками начала схватывания Зчаса 45 минут и загустева-ния 2 часа 15 минут. Процесс затворения и закачки в скважину цементного раствора проходил без осложнений. После пуска разделительной пробки приступили к продавке цементного раствора в затрубное пространство скважины. В качестве продавочной жидкости использовался буровой раствор с параметрами, указанными выше. После закачивания 15 м3 продавочной жидкости (расчетное количество - 37 м3), произошел резкий рост давления на цементировочной головке с 4,0 МПа до 12 МПа с одновременной потерей циркуляции. Дальнейшая закачка проводилась при постоянном росте давления. При достижении максимального, безопасного с точки зрения целостности обсадной колонны и исключения гидроразрыва пласта, давления равного 23 МПа - продавку прекратили. Всего удалось закачать 23 мэ продавочной жидкости. В результате в колонне оставлен цементный стакан длиной 741 м.

После разбуривания цементного стакана методом акустической цементометрии АКЦ была определена верхняя граница цементного камня за колонной. Цемент был отмечен в интервале 1990-2090 метров. Таким образом, зоной поглощения 8 м3 цементного раствора явился пласт Д2 1Уа. Подъем цементного раствора до проектной глубины был обеспечен последующим проведением встречного цементирования, что потребовало дополнительных затрат времени и материалов.

Аналогичное осложнение при цементировании эксплуатационной колонны было получено на скважине № 412 Степновской площади. В результате осложнения при этом был оставлен цементный стакан длиной 540 м. Сопоставление суммарных объемов обсадной колонны и кольцевого пространства, с суммарным объемом закачанного цементного раствора и продавочной жидкости, закачанными до момента возникновения критического давления, показало, что преждевременный рост давления продавки начался при достижении верхней границей тампонажного раствора в кольцевом пространстве кыновско-пашийских и муллинских глин, расположенных в интервале 1940-2050 м.

Проведенные измерения показали, что скорость движения столба тампонажного раствора в колонне обсадных труб достигала более 2,0 м/с (одновременно скорость в затрубье повышалась до 2,6 м/с), в то время как в процессе последней промывки и при бурении она составляла не более 0,7 м/с.

Таким образом, при цементировании эксплуатационных колонн в скважинах №№ 408 и 412 Степновской площади при неконтролируемом движении тампонажного раствора в обсадной колонне произошло увеличение его скорости более чем в 3 раза. Форсированный режим движения раствора со скоростью восходящего потока более 2 м/с спровоцировал вынос (выпадение) шлама из каверн, последний смешивался с тампонажным раствором и образовал непрокачиваемую смесь.

Внедрение новой технологии цементирования обсадных колонн с контролируемым и регулируемым противодавлением на устье скважины осуществлялось в 30 скважинах Степновской, Песчано-Уметской, Елшано-Курдюмской ПХГ Саратовской области. Осложнений при проведении работ не отмечено

При определении качества цементирования методом АКЦ на скважине № 10 Песчано-Уметской площади было отмечено наличие 79% сплошного цементного камня, в то время как в базовых скважинах сплошного цементного камня отбивается не более 25%.

В целом, в скважинах, зацементированных с регулируемым противодавлением на устье, качество тампонажной крепи, при прочих равных условиях в 1,5-2,0 раза лучше по сравнению со скважинами, зацементированными по стандартной технологии.

Метод оценки качества подготовки ствола к проведению работ по цементированию скважин без осложнений используется при проектировании и строительстве скважин нефтяных месторождений и ПХГ Саратовской области и в течение 15 лет и применен более чем на 100 скважинах.

Впервые в России межплатовый переток за эксплуатационной колонной был ликвидирован способом гидрозатвора на скважине № 74 Невского ПХГ. Для формирования гидрозатвора в скважине выбрали интервал эксплуатационной колонны в плотных непроницаемых породах, служащих покрышкой продуктивного пласта - 999-1007м. В выбранном интервале удалили часть обсадной колонны путем фрезерования с помощью кольцевого фрезера

ФКР-168 в интервале 1001,5-1004 м. Далее произвели спуск компоновки с расширителем раздвижным расширителем РР-13 8/280 на бурильной колонне БК-73. Расширили интервал фрезерования до максимального диаметра с удалением цементного камня и породы. Спустили пескоструйный перфоратор АПР-6 на забой, промылись от упавшего шлама, подняли БК-73 до интервала фрезерования и промыли через АПР-6 сформированный канал в интервале 1001,5-1004 м. Опрессовали расширенное заколонное пространство на расчетное давление 40кгс/см2. Сформированный канал был признан герметичным, (приемистость составила - 50 л/мин, затем, практически прекратилась).

После формирования гидрозатвора был проведен комплекс геофизических исследований, включающих: НГК, ГК, ВЧТ, JIM, шумометрия по точкам, кавернометрия, которые перетоков не обнаружил. После чего спустили НКТ на глубину 1005 м и перевели скважину на специально подобранную жидкость для гидрозатвора плотностью 1600 кг/м3 (с учетом роста давления в пласте) и условной вязкостью более 200 с.

Выбор технологической жидкости для гидрозатвора проводился на основе лабораторных исследований. Цель проведения исследований - получить ингибированный раствор для глин надпро-дуктивной толщи Невского ПХГ, в котором глина будет длительное время сохранять свою устойчивость, то есть быть индифферентной к действию жидкости. Раствор должен быть стабильным и не должен прокиснуть в течение десятилетий, то есть не должен содержать полимеров. Иметь небольшую фильтрацию, быть высоковязким.

На основании проведенных исследований установлено, что вышеописанным требованиям удовлетворяет в полной мере раствор - композиция тяжелых солей (КТЖ) с глицерином, который был также проверен на антикоррозийность.

Наблюдение в течение почти 1 года за раствором в лабораторных условиях и на скважине подтвердили стабильность полученного раствора.

Таким образом, в результате использования принципиально новой технологии удалось достичь полной герметичности зако-лонного пространства скважины вследствие действия гидрозатвора.

Технология ликвидации заколонного межпластового перетока успешно внедрена в 6 скважинах ПХГ «Бозой» в Республике Казахстан и в 2 скважинах Калужского и Невского ПХГ в России.

Основные выводы

1. На основании выполненного анализа результатов теоретических, экспериментальных и промысловых исследований научно обоснованы закономерности транспортирования шлама в кольцевом пространстве НН и ГС и выявлен механизм возникновения осложнений, связанных с увеличением шламовых накоплений на нижней стенке НН и ГС и изменений их форм с ростом зенитного угла ствола скважины.

2. Установлено, что структурный режим движения бурового раствора с оптимальными параметрами лишь до значения зенитного угла может обеспечить необходимую очистку от шлама ствола НН и ГС, а при углах более 60° без форсированной промывки в сочетании с механическим воздействием на частицы породы невозможно полностью вынести на дневную поверхность шламовые скопления с нижней стенки НН и ГС.

3. Научно обоснованы рекомендации по предупреждению осложнений при бурении и подготовке ствола НН и ГС к спуску колонн, которые основаны на разделении их профилей по диапазонам зенитных углов на четыре участка:

1) условно вертикальный участок с углами наклона до 15

2) наклонный участок с углами наклона от 15 до 40

3) наклонный участок с углами от 40 до 60

4) условно горизонтальный участок с углами наклона от 60 до 90

4. Разработана эффективная технология очистки от шлама ствола НН и ГС, предотвращающая возникновение осложнений при бурении в неустойчивых породах, которая позволяет без увеличения расхода жидкости только за счет изменения направления циркуляции обеспечить необходимый режим промывки ствола и повысить скорость восходящего потока в 2-5 раз, сохранив структурный режим в кольцевом пространстве во избежание осложнений, которые возможны в неустойчивых породах.

5. На основе теоретических и промысловых исследований выявлен механизм возникновения осложнений при цементировании скважин в неустойчивых пластах, связанный с неконтролируемым увеличением скорости движения тампонажного раствора в нисхо-

дящем потоке, что вызывает разрушение неустойчивых пластов и вынос скопившегося шлама из каверн, образуя с тампонажным раствором непрокачиваемую смесь.

6. Сформулирована и теоретически решена задача об изменении с глубиной скорости движения тампонажного раствора от устья к башмаку колонны, и определено количественное значение изменения скорости в зависимости от реологии растворов и геометрии скважины.

7. Разработана гидравлическая программа цементирования с регулируемым противодавлением на устье скважины в установившемся режиме для обеспечения целостности неустойчивых пород и предупреждения возникновения осложнений.

8. Разработан метод оценки качества подготовки ствола к проведению работ по цементированию скважин без осложнений.

9. Разработана технология восстановления герметичности газовых скважин, позволяющая ликвидировать заколонные межпластовые перетоки способом гидрозатвора.

10. Разработан способ заканчивания скважин с гидрозатвором, предотвращающий возникновение заколонных перетоков и специальные составы жидкостей для создания гидрозатвора на основе спиртов и тяжелых солей.

11. Результаты теоретических, экспериментальных и промысловых исследований, а также научно обоснованных технологических решений прошли широкую промысловую апробацию и успешно внедрены в скважинах нефтегазовых месторождений Саратовской и Волгоградской областей, в скважинах Невского, Калужского ПХГ России и ПХГ « Бозой» Республики Казахстан. Экономический эффект от внедрения предложенных в диссертации технологических мероприятий составил более 60 млн. рублей.

Основные публикации: (из общего числа 40 опубликованных по теме диссертации работ):

1. Лихушин A.M. Заканчивание горизонтальной скважины Ел-щано-Курдюмской ПХГ / Лаврентьев B.C., Лихушин A.M., Мишин Ф.А. и др. // Газовая промышленность .-1997.-№12.-С.38-39.

2. Лихушин A.M. Очистка ствола горизонтальной скважины / Мигуля А.П., Лаврентьев B.C., Лихушин A.M.,Шамшин В.И.// Газовая промышленность. - 1998. - №1,- С.41-42.

3. Лихушин A.M. Проводка скважин в осложненных горногеологических условиях / Мигуля А. П., Лихушин A.M., Лаврентьев B.C., Алексеев М.И. // Газовая промышленность. - 1998. - №10. -С.40-42.

4. Лихушин A.M. Заканчивание газовой скважины с горизонтальным стволом в продуктивной части пласта на Елшано-Курдюмском ПХГ/ Лаврентьев B.C., Лихушин A.M., Мишин Ф.А. и др.// Нефтяное хозяйство.-1998.-№12,- С. 43-45.

5. Лихушин A.M. Технология цементирования обсадных колонн / Мигуля А. П., Лихушин A.M., Лаврентьев В. С., Бабичев А. А. // Газовая промышленность. - 1999. - №7 -С.54-57

6. Лихушин A.M. Крепление скважин в условиях поглощения и газопроявления / Тагиров К. М., Мигуля А. П., Лихушин А. М., Нифантов В. И. // Газовая промышленность. -2001. - №3. -С.48-49

7. Лихушин А. М. Ликвидация газопроявлений с межпластовым перетоком / Лихушин A.M., Логинов А.Н., Мигуля А.П. // Газовая промышленность. - 2003 - № 12. - С. 76-77

8. Лихушин A.M. Гидравлический критерий готовности скважины к цементированию. // Газовая промышленность.-2007.-№ 4,-С. 55-56.

9. Лихушин A.M. Изучение механизма восстановления герметичности газовой скважины, имеющей МКД / Гайдаров М.М-Р., Лихушин A.M., Мясищев В.Е., Янкевич В.Ф., Петренко A.B. // Строительство скважин на суше и на море. -2010.-№ 7.- С. 35-42

10. Лихушин А. М. Новые подходы к восстановлению герметичности заколонного пространства скважины /Лихушин A.M., Рубан Г.Н., Нифантов В.И. и др. // Газовая промышленность,- 2010.-№ 12.-С. 66-69.

11. Лихушин А. М. Предупреждение осложнений при цементировании скважин в неустойчивых глинистых отложениях / Лихушин A.M., Гайдаров М.М-Р., Мясищев В.Е. // Управление качеством в нефтегазовом комплексе. — 2011. — № 1 .-С. 52-55.

12. Лихушин A.M. Анализ промысловых исследований движения столба тампонажного раствора в колонне обсадных труб. // Строительство скважин на суше и на море.- 2011,- № 9. -С.51-54.

13. Лихушин A.M. Результаты экспериментальных исследований процесса выноса шлама в стволе наклонно направленной

скважины // Наука и техника в газовой промышленности .-2011,- № 4,-С. 111-117

14. Лихушин А. М. Промысловые исследования очистки ствола наклонно направленной скважины от шлама // Управление качеством в нефтегазовом комплексе. - 2011. - № 3.-С.66-70

15. Лихушин A.M. Ликвидация заколонного перетока в скважине №74 Невского ПХГ/ Лихушин A.M., Рубан Г.Н., Гайдаров М. М-Р., и др. // Управление качеством в нефтегазовом комплексе. -2011. - № 4.-С. 55-59

16. Лихушин A.M. Результаты исследований процесса движения тампонажного раствора в обсадной колонне // Строительство скважин на суше и на море.-2011.-№8.-С.45-50

17. Лихушин А. М. К вопросу предупреждения поглощения тампонажного раствора при цементировании скважин.// Строительство скважин на суше и на море.-2012.-№2.-С.48-50

18. Лихушин А. М. Гидравлическая программа и технология цементирования скважин в установившемся режиме// Строительство скважин на суше и на море.-2012.-№3.-С.45-50

Подписано к печати 30 марта 2012 г. Заказ № 3748 Тираж 150 экз. 2 уч.-изд.л. ф-т 60x84/16

Отпечатано в ООО «Газпром ВНИИГАЗ» По адресу: 142717, Московская область, Ленинский р-н, п. Развилка, ООО «Газпром ВНИИГАЗ»

Содержание диссертации, доктора технических наук, Лихушин, Александр Михайлович

ВВЕДЕНИЕ

1. АНАЛИЗ ОСЛОЖНЕНИЙ, СВЯЗАННЫХ С НЕСОВЕРШЕННОЙ ОЧИСТКОЙ НАКЛОННО НАПРАВЛЕННЫХ И ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ СКВАЖИН (НН и ГС), И ОСЛОЖНЕНИЙ ПРИ ЗА-КАНЧИВАНИИ СКВАЖИН В НЕУСТОЙЧИВЫХ ПОРОДАХ.

1.1. Аналитический обзор современных представлений о закономерностях транспорта шлама в стволе НН и ГС, осложнений, связанных с несовершенной его очисткой, и методов их предупреждения в неустойчивых породах.

1.2. Анализ состояния изученности вопросов качества цементирования обсадных колонн в осложненных условиях.

1.3. Анализ современных представлений о причинах возникновения МКД.

2. ИЗУЧЕНИЕ МЕХАНИЗМА ВОЗНИКНОВЕНИЯ ОСЛОЖНЕНИЙ ПРИ ПРОМЫВКЕ СТВОЛА НН И ГС АНАЛИТИЧЕСКИМИ, ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНЫМИ И ПРОМЫСЛОВЫМИ МЕТОДАМИ.

2.1. Экспериментальные исследования процесса выноса шлама в стволе наклонно направленной скважины.

2.1.1. Обоснование метода моделирования.

2.1.2. Разработка стендовой установки и методика проведения экспериментов.

2.1.3. Исследование влияния угла наклона оси скважины на поведение частиц шлама в процессе их транспортирования восходящим потоком жидкости.

2.1.4. Исследование влияния эксцентричного расположения бурильной колонны на вынос шлама.

2.2. Аналитическое исследование процесса выноса шлама в стволе наклонно направленной и горизонтальной скважины.

2.2.1. Аналитическое определение подъёмной силы, действующей на частицу шлама при ламинарном движении ньютоновской жидкости.

2.2.2. Аналитическое определение подъёмной силы действующей на частицу шлама в потоке вязкопластичной жидкости при структурном движении.

2.2.3. Аналитическое определение подъёмной силы, действующей на частицу шлама в потоке ньютоновской жидкости при турбулентном режиме движения.

2.2.4. Аналитическое определение скорости восходящего потока ньютоновской жидкости, необходимой для выноса частиц шлама в стволе наклонно направленной и горизонтальной скважины.

2.2.5. Аналитическое определение скорости восходящего потока бин-гамовской жидкости, необходимой для выноса частиц шлама в стволе наклонно направленной и горизонтальной скважины.

2.2.6. Аналитическое исследование поведения частицы шлама, находящейся на нижней стенке скважины.

2.3. Промысловые исследования.

2.3.1. Методика проведения промысловых исследований выноса шлама.

2.3.2. Промысловые исследования выноса шлама.

3. РАЗРАБОТКА НАУЧНЫХ ОСНОВ ОПРЕДЕЛЕНИЯ МЕХАНИЗМА ВОЗНИКНОВЕНИЯ ОСЛОЖНЕНИЙ ПРИ ПРОМЫВКЕ СТВОЛОВ ННИГСВ НЕУСТОЙЧИВЫХ ПОРОДАХ И МЕРОПРИЯТИЙ ПО ИХ ПРЕДУПРЕЖДЕНИЮ.

3.1. Постановка проблемы исследований.

3.2. Механизм образования осложнений при бурении наклонно-направленных скважин и рекомендации по их предупреждению.

3.3. Разработка технологии очистки ствола наклонных и горизонтальных скважин от выбуренной породы.

4. ИЗУЧЕНИЕ МЕХАНИЗМА ВОЗНИКНОВЕНИЯ ОСЛОЖНЕНИЙ ПРИ ЦЕМЕНТИРОВАНИИ СКВАЖИН В НЕУСТОЙЧИВЫХ ПОРОДАХ И РАЗРАБОТКА ТЕХНИКО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ РЕШЕНИЙ ПО ИХ ПРЕДУПРЕЖДЕНИЮ.

4.1. Аналитическое исследование процесса движения тампонажного раствора в обсадной колонне.

4.2. Промысловые исследования процесса движения тампонажного раствора в обсадной колонне.

4.2.1. Методика проведения промысловых исследований.

4.2.2. Методика статистической обработки экспериментальных данных.

4.2.3. Промысловые исследования.

4.3 Изучение механизма возникновения осложнений при цементировании на примере скважин площадей Саратовской области.

4.4 Совершенствование технологии цементирования обсадных колонн с регулируемым противодавлением на устье скважины.

4.4.1 Методика расчета величины противодавления. Гидравлическая программа цементирования.

4.4.2 Технология цементирования обсадных колонн с регулируемым противодавлением на устье скважины.

4.5. Разработка критерия оценки качества подготовки ствола к проведению работ по цементированию скважин без осложнений.

5. ТЕХНОЛОГИЯ ВОССТАНОВЛЕНИЯ ГЕРМЕТИЧНОСТИ ГАЗОВЫХ СКВАЖИН И НОВАЯ ТЕХНОЛОГИЯ ЗАКАНЧИВАНИЯ СКВАЖИН, ПРЕДУПРЕЖДАЮЩАЯ ВОЗНИКНОВЕНИЕ ЗАКО-ЛОННЫХ ПЕРЕТОКОВ.

5.1. Технология восстановления герметичности заколонного пространства газовой скважины способом гидрозатвора.

5.2.Технология заканчивания скважин, предупреждающая возникновение заколонных перетоков.

5.3 Обоснование и выбор технологических жидкостей для гидрозатвора.

6. РЕЗУЛЬТАТЫ ОПЫТНО-ПРОМЫШЛЕННОГО ВНЕДРЕНИЯ РАЗРАБОТАННЫХ ТЕХНОЛОГИЙ.

6.1 Результаты испытания технологии очистки ствола НН и ГС от шлама.

6.2. Результаты промысловых испытаний разработанной технологии цементирования в установившемся режиме.

6.3. Результаты испытания технологии восстановления герметичности заколонного пространства скважины способом гидрозатвора.

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Гидродинамические методы предупреждения осложнений при бурении и цементировании скважин в неустойчивых породах"

Актуальность темы. Необходимость стабилизации и наращивания добычи углеводородного сырья на уровне, обеспечивающем экономическую и политическую безопасность России, требует расширения объемов строительства скважин, в том числе на месторождениях нефти, газа и подземных хранилищ газа (ПХГ) со сложными горно-геологическими условиями. Одним из резервов повышения эффективности и качества строительства скважин является предупреждение осложнений и сокращение затрат времени и материалов на их ликвидацию, как при бурении, так и на стадии заканчивания скважин.

Крайне важна проблема совершенствования технологии очистки от шлама стволов наклонно направленных и горизонтальных скважин (НН и ГС), особенно при разбуривании неустойчивых пород. Это позволяет уменьшить опасность или избежать осложнений, обусловленных скоплением шлама на нижней стенке стволов НН и ГС в неустойчивых интервалах: затяжек, посадок, подклинок бурильной колонны, обвалообразований, закупорок кольцевого пространства с потерей циркуляции бурового раствора, прихватов бурильной колонны.

Не менее значимы осложнения, возникающие при креплении скважин, особенно в неустойчивых глинистых породах. При этом, как показывает анализ результатов цементирования скважин, наиболее часто встречаются такие осложнения, как поглощение бурового или тампонажного раствора, преждевременное загустевание тампонажного раствора, невозможность прокачивания расчетного объема продавочной жидкости, недоподъем цементного раствора до проектной высоты. Устранение последствий осложнений такого рода требует больших затрат времени и материалов, а иногда приводит к ликвидации скважины.

Практика разработки газовых месторождений и эксплуатации ПХГ показывает, что, даже, несмотря на постоянное совершенствование технологий строительства скважин, значительное их количество нуждается в проведении ремонтных работ по восстановлению герметичности, ликвидации межколонных газопроявлений и межпластовых перетоков. Поэтому разработка гидродинамических методов предупреждения осложнений при бурении и цементировании скважин в неустойчивых горных породах является, безусловно, актуальной темой исследований.

Цель работы. Повышение эффективности и качества буровых работ на основе разработки новых гидродинамических методов и технологий, предупреждающих возникновение осложнений при бурении и цементировании скважин в неустойчивых горных породах.

Основные задачи исследования.

1. Анализ и развитие представлений о возникновении осложнений при промывке стволов НН и ГС и цементировании скважин, сложенных неустойчивыми горными породами.

2. Экспериментальные, аналитические и промысловые исследования влияния угла наклона ствола скважины на возникновение осложнений, связанных с накоплением шлама в стволе.

3. Разработка эффективной технологии очистки ствола НН и ГС от шлама при бурении и подготовке к цементированию в неустойчивых горных породах.

4. Аналитические и промысловые исследования процесса движения тампонажного раствора в обсадной колонне при цементировании скважин.

5. Изучение механизма возникновения осложнений при цементировании скважин в неустойчивых отложениях и разработка технологии цементирования, исключающей их возникновение.

6. Разработка критерия оценки качества подготовки ствола скважины к цементированию без осложнений.

7. Исследование и разработка технологии заканчивания скважины с гидрозатвором и технологии восстановления ее герметичности.

8. Промысловые испытания разработанных технологий.

Научная новизна.

1. Установлены закономерности накопления шлама на нижней стенке скважины и необходимые скорости восходящего потока в зависимости от угла ее наклона, разработаны методики проведения экспериментальных и промысловых исследований процесса транспорта шлама в наклонных и горизонтальных участках ствола скважины.

2. По результатам экспериментальных, теоретических и промысловых исследований определен механизм возникновения осложнений при бурении, связанных с несовершенной очисткой ствола НН и ГС от шлама в неустойчивых породах.

3. На основе анализа результатов проведенных теоретических и промысловых исследований установлено, что неконтролируемое увеличением скорости движения тампонажного раствора в обсадной колонне, сопровождающееся соответствующим увеличением скорости восходящего потока бурового раствора в кольцевом пространстве, приводит к потере устойчивости глинистых пород, выносу шлама из каверн и возникновению таких осложнений как поглощение, преждевременное загустевание цементного раствора и др.

4. Разработана методика расчета необходимых величин противодавления, обеспечивающих цементирование скважин в установившемся режиме для предупреждения возникновения осложнений.

5. Разработан критерий оценки качества подготовки ствола к проведению работ по цементированию скважин без осложнений методом опрессовки на расчетное давление.

6. Разработан алгоритм выбора составов технологических жидкостей для гидрозатвора с целью обеспечения стабильности его действия.

Практическая значимость.

1. Разработана технология эффективной очистки стволов наклонно направленных и горизонтальных скважин от шлама, обеспечивающая их безаварийную проводку в неустойчивых породах, а также качественную подготовку ствола скважины к цементированию.

2. Разработана гидравлическая программа цементирования скважин в установившемся режиме и способ регулирования необходимой величины противодавления, предупреждающие возникновение осложнений при цементировании.

3. Обоснована и разработана технология восстановления герметичности газовых скважин с использованием гидрозатвора, сформулированы требования к технологическим жидкостям для его создания, предложены их рациональные составы.

4. Разработаны отраслевые нормативные документы и стандарты предприятия, включая СТП Газпром ПХГ «Технические требования к эксплуатации и заканчиванию скважин ПХГ», М.-2009, и «Методическое руководство по установлению требований к эксплуатации и контролю качества заканчивания скважин ПХГ», М.-2009.

5. Разработанная технология очистки ствола ННС от шлама, предложенный метод опрессовки открытого ствола скважины на расчетное давление, способ цементирования с регулируемым противодавлением на устье скважины и технология восстановления герметичности газовых скважин способом гидрозавтора успешно используются на месторождениях и ПХГ как в России, так и в Республике Казахстан.

6. Экономический эффект от применения разработанных технологий составил более 60 млн. руб.

Апробация работы. Основные положения диссертационной работы докладывались на научно-техническом семинаре в «СевКавНИПИгаз» (г. Ставрополь, июнь 1998г.), на заседании секции « Техника и технология бурения скважин» научно-технического совета ОАО «Газпром» (г. Ставрополь, сентябрь 1998г) и на межотраслевой научно-практической конференции «Техника и технология вскрытия продуктивных пластов при депрессии на пласт» (г. Анапа, октябрь 1998г.), на научно-техническом семинаре в «СевКавНИПИгаз» (г. Ставрополь, июнь 2001г.), на НТС ОАО «Газпром» «Обеспечение экологической безопасности при проведении буровых работ» (г. Тюмень, сентябрь 1999 г.), на заседании секции « Техника и технология бурения скважин» научно-технического совета ОАО «Газпром» (г. Ставрополь, декабрь 2000г), на международной научно-технической конференции «ПХГ: надежность и эффективность» (Москва, 24-25 мая 2011 г); научно-техническом совещании «Проблемы и эффективность капитального ремонта скважин на ПХГ» (Саратов, 16-19 августа 2011 г), на ученом Совете ООО «Газпром ВНИИГАЗ», ученом Совете ОАО «НПО «Буровая техника ВНИ-ИБТ» в 2012 году.

Публикации. Основные положения диссертационной работы изложены в монографии, 40 публикациях, включая 18 статей в журналах, рекомендованных ВАК РФ, и 5 патентах на изобретения.

Объем и структура работы. Диссертационная работа состоит из введения, 6 разделов, основных выводов, списка литературы содержащего 169 наименований и 9 приложений.

Заключение Диссертация по теме "Технология бурения и освоения скважин", Лихушин, Александр Михайлович

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ

1. На основании выполненного анализа результатов теоретических, экспериментальных и промысловых исследований научно обоснованы закономерности транспортирования шлама в кольцевом пространстве НН и ГС и выявлен механизм возникновения осложнений, связанных с увеличением шламовых накоплений на нижней стенке НН и ГС, и изменений их форм с ростом зенитного угла ствола скважины.

2. Установлено, что структурный режим движения бурового раствора с оптимальными параметрами лишь до значения зенитного угла 55°-60° может обеспечить необходимую очистку от шлама ствола НН и ГС, а при углах более 60° без форсированной промывки в сочетании с механическим воздействием на частицы породы невозможно полностью вынести на дневную поверхность шламовые скопления с нижней стенки НН и ГС.

3. Научно обоснованы рекомендации по предупреждению осложнений при бурении и подготовке ствола НН и ГС к спуску колонн, которые основаны на разделении их профилей по диапазонам зенитных углов на четыре участка:

1) условно вертикальный участок с углами наклона до 15°;

2) наклонный участок с углами наклона от 15 до 40°;

3) наклонный участок с углами от 40 до 60°;

4) условно горизонтальный участок с углами наклона от 60 до 90°.

4. Разработана эффективная технология очистки от шлама ствола НН и ГС, предотвращающая возникновение осложнений при бурении в неустойчивых породах, которая позволяет без увеличения расхода жидкости, только за счет изменения направления циркуляции, обеспечить необходимый режим промывки ствола и повысить скорость восходящего потока в 2-5 раз, сохранив структурный режим в кольцевом пространстве во избежание осложнений, которые возможны в неустойчивых породах.

5. На основе теоретических и промысловых исследований выявлен механизм возникновения осложнений при цементировании скважин в неустойчивых пластах, связанный с неконтролируемым увеличением скорости движения тампонажного раствора в нисходящем потоке, что вызывает разрушение неустойчивых пластов и вынос скопившегося шлама из каверн, образуя с тампонажным раствором непрокачиваемую смесь.

6. Сформулирована и теоретически решена задача об изменении с глубиной скорости движения тампонажного раствора от устья к башмаку колонны, и определено количественное значение изменения скорости в зависимости от реологии растворов и геометрии скважины.

7. Разработана гидравлическая программа цементирования с регулируемым противодавлением на устье скважины в установившемся режиме для обеспечения целостности неустойчивых пород и предупреждения возникновения осложнений.

8. Разработан метод оценки качества подготовки ствола к проведению работ по цементированию скважин без осложнений.

9. Разработана технология восстановления герметичности газовых скважин, позволяющая ликвидировать заколонные межпластовые перетоки способом гидрозатвора.

10. Разработан способ заканчивания скважин с гидрозатвором, предотвращающий возникновение заколонных перетоков и специальные составы жидкостей для создания гидрозатвора на основе спиртов и тяжелых солей.

11. Результаты теоретических, экспериментальных и промысловых исследований, а также научно обоснованных технологических решений прошли широкую промысловую апробацию и успешно внедрены в скважинах нефтегазовых месторождений Саратовской и Волгоградской областей, в скважинах Невского, Калужского ПХГ России и ПХГ « Бозой» Республики Казахстан. Экономический эффект от внедрения предложенных в диссертации технологических мероприятий составил более 60 млн. рублей.

Библиография Диссертация по наукам о земле, доктора технических наук, Лихушин, Александр Михайлович, Москва

1. Аветисян Н.Г. Выбор типа бурового раствора для бурения в неустойчивых породах // Обзорная информ. Сер. Бурение.-М.: ВНИИОЭНГ, 1983.-30 с.

2. Александров М.М. Взаимодействие колонны труб со стенками скважины.- М.: Недра, 1982. 240с.

3. А. с. 1823559 СССР, МКИ 5 Е 21 В 21/00. Способ очистки ствола скважины от шлама / В.А. Хурдушев, Н.И. Андрианов, A.M. Мушаилов (СССР). № 46528455/03; Заявлено 20.02.89; Непубликуемое.

4. A.c. 354114 СССР, МКИ3 Е 21 В 23/00. Способ заканчивания газовых скважин Текст. / В.Д. Малеванский (СССР). № 1466386/22-3 ; заявл. 24.07.70 ; опубл. 09.10.72, Бюл. № 30.

5. А. с. 2026954 СССР, МКИ 5 Е 21 В 21/00. Способ промывки наклонно-горизонтальной скважины ./Никонов В.А., Львова И.В.(СССР). № 5041416/03; Заявлено 08.05.92;опубликовано 20.01.95; Бюл. №

6. А. с. 287860 СССР, МКИ 5 Е 21 В 21/00. Способ промывки скважин от осадка./ Акопов Э.А., Григорян С.С, Иоселевич В.А. и др. (СССР). № 1361966/22-03; Заявлено 12.06.69;опубликовано 05.04.77; Бюл. №

7. Анализ причин межколонных давлений на скважинах Астраханского ГКМ и рекомендации по предупреждению их возникновения /Отчет о НИР/Ставрополь, 1988.-21с.

8. Анализ качества цементирования скважин/ Ремизов В.В.// Газовая промышленность. №1-2, 1996. С.36-40

9. Ахметов A.A. /Капитальный ремонт скважин на Уренгойском месторождении. Проблемы и решения/.Уфа: РИО УГНТУ, 209с.

10. Ахметов A.A. Повышение эффективности и экологической безопасности эксплуатации и капитального ремонта газовых скважин. Дисс. д-ра техн. наук. Уфа, 2001. -327с.

11. Ашрафьян М.О. Технология разобщения пластов в осложненных условиях. М.: Недра, 1989. - 227с.

12. Ашрафьян М.О. Формирование потока вязкопластичной жидкости в за-трубном пространстве скважины. // Нефтяное хозяйство. 1970. - №11.-С. 25-28.

13. Ашрафьян М.О., Нижник А.Е.Об условиях движения технологических жидкостей при цементировании скважин. /НТЖ. Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. -2008. № 10.- С.32-33.

14. Басарыгин Ю.М., Проселков Ю.М. Технология капитального и подземного ремонта нефтяных и газовых скважин. г. Краснодар, «Советская Кубань», 2002. -582 с.

15. Басарыгин Ю.М. Теория и практика предупреждения осложнений и ремонта скважин при их строительстве и эксплуатации/Ю.М. Басарыгин, В.Ф. Будников, А.И. Булатов.-М.: Недра, 2000- 2002.- Том №1,2, 3.

16. Белоруссов В.О. Прогнозирование и расчет естественного искривления скважин: справ, пособие/ В.О. Белоруссов, Т.М. Боднарук — М.: Недра, 1988.-175с.

17. Беликов В.Г., Булатов А.И., Уханов Р.Ф. Промывка при бурении, креплении и цементировании скважин. М.: Недра, 1974. - 240с.

18. Булатов А.И., Рябченко В.И., Сибирко И.А., Сидоров H.A. Газопроявления в скважинах и борьба с ними. М.: Недра, 1969. - С. 63.

19. Булатов А.И. Формирование и работа цементного камня в скважине.-М.:Недра, 1990.-441с.

20. Булатов А.И., Измайлов Л.Б., Лебедев O.A. Проектирование конструкций скважин.- М.:Недра, 1979.-279с.

21. Булатов А.И. Теория и практика заканчивания скважин. Т.1. Москва.: Недра, 1997. -343с.

22. Булатов А.И., Макаренко П.П., Будников В.Ф. и др. Теория и практика заканчивания скважин. М.: Недра, 1998г. Т. 4.- 496с.25. 28. Булатов А.И., Сидоров H.A. Осложнения при креплении глубоких скважин.- М.:Недра, 1996.-С.152-199.

23. Булатов А.И. Теория и практика заканчивания скважин. Т. 2. М.: Недра, 1998.-409с.

24. Булатов А. И. Технология цементирования нефтяных и газовых скважин. М.: Недра, 1973. - 315с.

25. Булатов А. И., А. И. Пеньков, Ю. М. Проселков. Справочник по промывке скважин. М.: Недра, 1984. - 317с.

26. Булатов А. И., Уханов Р. Ф. Совершенствование гидравлических методов цементирования скважин. М.: Недра, 1978. - 232с.

27. Булатов А.И. Справочник по креплению нефтяных и газовых скважин -М.: Недра, 1981.-240с.

28. Булатов А.И., Габузов Г.Г. Гидромеханика углубления и цементирования скважин. Краснодар, 1993. - 368с.

29. Буровые растворы для бурения горизонтальных скважин с большим углом отклонения.// Материалы фирмы drilling Fluids/ Стр-во нефтяных и газовых скважин на суше и на море. Обзорная информация, зарубежный опыт, ВНИИОЭНГ, 1997 №11-12 с 14-24.

30. Буровые и тампонажные растворы. Теория и практика : Справ. / 3.3. Шарафутдинов, Ф.А. Чегодаев, Р.З. Шарафутдинова. СПб.: НПО "Профессионал", 2007. - 416с.

31. Видовский А.Л., Булатов А.И., Ахметов P.A. и др. Изменение давления столба тампонажного раствора в заколонном пространстве скважин в период схватывания и твердения.- РНТС «Бурение», 1971. №9.- С.27-29.

32. Винниченко В.М., Гончаров А.Е., Максименко H.H. Предупреждение и ликвидация осложнений и аварий при бурении разведочных скважин.-М: Недра, 1991.

33. Вяхирев В.И., Овчинников В.П., Кузнецов Ю.С. Повышение качества вскрытия и разобщения газовых пластов месторождений севера Тюменской области. М.: Р1РЦ Газпрома, -1993. - 43с.

34. Волорович М.П., Гуткин A.M. Течение пластично-вязкого тела между двумя параллельными плоскими стенками и в кольцевом пространствемежду двумя коаксиальными трубками // Журнал технической физики. Т16.,вып. 3., изд. АН СССР,- 1946, С. 323-338.

35. Гайворонский A.A., Цыбин A.A. Крепление скважин и разобщение пластов. JL: Техническая книга, 1980. - 367с

36. Гайдаров М. М-Р. Гидрофобная кольматация глин //Вопросы строительства, эксплуатации и капитального ремонта скважин: Сб. науч. тр. М.: ООО «ВНИИГАЗ», 2008. - С.63-78.

37. Ганджумян P.A. Практические расчеты в разведочном бурении. М.: Недра, 1986,-253с.

38. Глинка H.JI. Общая химия: Учебное пособие для вузов. 24-е изд., исправленное. / Под ред. В.А. Рабиновича. - JL: Химия, 1985. - 704с.

39. Говард Дж. Эн-Дин. Борьба с коррозией при бурении и заканчивании скважин. Инженер нефтяник, 1977. -№110.- С. 12-16.

40. Гукасов Н. А. Справочное пособие по гидравлике и гидродинамике в бурении. М.: Недра, 1982. - 302с.

41. Гукасов Н.А Гидравлика газожидкостных смесей в бурение и добыче нефти. М.: Недра, 1988, - 237с.

42. Гусман A.M. Влияние условий очистки забоя скважин на механическую скорость бурения (по материалам советских и зарубежных исследований) // Тр. ВНИИБТ, 1979. Вып. 24. - С. 95 - 116.

43. Гусман A.M. О методике исследования влияния процессе очистки забоя // Тр. ВНИИБТ, 1970. Вып. 24. - С. 117 - 127

44. Гусман А. М., Мительман Б.И. Исследования выноса шлама из зоны долота в затрубное пространство. -Нефтяное хозяйство, 1975, №2 С. 17-20

45. Данюшевский B.C. Справочное руководство по тампонажным материа-лам/В.С. Данюшевский, P.M. Алиев, И.Ф. Толстых.- М.: Недра, 1987.-372с.

46. Измайлов Л.Б., Булатов А.И. Крепление нефтяных и газовых скважин.-М.:Недра, 1976.-199с.

47. Измерение давления цементного раствора в затрубном пространстве скважины в период ОЗЦ /Булатов А.И., Видовский А.Л., Шишов В.А. и др./Нефтяник, 1970. -№5. -С. 15-16.

48. Исследование состояния цементного камня , глинистой корки и раствора в экспериментальных скважинах. /Булатов А.И. и др.// Научные труды ВНИИнефть. М.:Недра, 1969. вып.20.

49. Ентов В.М. Гидродинамика в бурении. М.: Недра, 1985, - 242с.

50. Есьман Б.И., Габузов Г.Г. Термодинамические процессы при бурении скважин, М., Недра, 1991. с.265.

51. Зайдель А.Н. Погрешности измерений физических величин. Л. : Наука, 1984, - 142с.

52. Зозуля В.П. Обеспечение устойчивости ствола и герметизация зако-лонного пространства глубоких скважин в глиносодержащих породах: Дис. на соиск. уч. степ, д-ра техн. наук. -Тюмень, 2002.-301с.

53. Заканчивание горизонтальной скважины Елщано-Курдюмской ПХГ./ Лихушин A.M., Лаврентьев B.C., Мишин Ф.А. и др. // Газовая промышленность .-1997.-№12.-С.38-39.

54. Заканчивание газовой скважины с горизонтальным стволом в продуктивной части пласта на Елшано-Курдюмском ПХГ./ Лихушин A.M.,

55. Лаврентьев B.C., Мишин Ф.А. и др.// Нефтяное хозяйство.-1998.-№12.-с 43-4

56. Ивачев Л.М. Борьба с поглощениями промывочной жидкости при бурении геологоразведочных скважин. М.: Недра, 1997. - 260с.

57. Калмыков Г., Росляков А., Суслов П., Ревский В. Проблема обеспечения промышленной и экологической безопасности при строительстве и эксплуатации нефтегазовых скважин М., СЖ «Бурение и нефть», №9, 2004, с.24-27

58. Калинин А.Г., Левицкий А.З., Никитин Б.А. Технология бурения разведочных скважин на нефть и газ: Учеб. для вузов. М.: Недра 1998

59. Клещенко И.И. Ягафаров, А.У. Шарипов, А.П. Телков Водоизоляцион-ные работы при разведке нефтяных месторождений западной Сибири/ И.И.- М.: ВНИИОЭНГ, 1994,- 59 с.

60. Клещенко И.И. A.B. Григорьев, А.П. Телков Изоляционные работы при заканчивании и эксплуатации нефтяных скважин.-М.: Недра, 1998.-269с.

61. Кирпиченко Б. И. A.A. Сержантов Возможность исследований в период ликвидации заколонных перетоков,- Нефтяное хозяйство.-1983.- №5.-С. 24-26.

62. Кокулич Я.С. Левинсон Л.М., Тайк Ф.Н. и др. О герметичности затруб-ного пространства в наклонно-направленных скважинах. В сб. технология бурения нефтяных и газовых скважин. Уфа, 1982.- С. 18-21

63. Константинов Н.М., Петров H.A., Высоцкий Л. И. Гидравлика, гидрогеология, гидрометрия. М.: Высшая школа, 1987. - 305с.

64. Контроль технического состояния скважин/ Макаренко П.П., Булатов А.И., Петерсон А.Я. и др.// Газовая промышленность. №6,1997.- С.36-38.

65. Кошелев А.Т. Научное обоснование, разработка и внедрение методов повышения работоспособности крепи скважин. Дисс. д-ра техн.наук. -Тюмень, 1992. -378с.

66. К вопросу о плотности контакта расширяющегося цементного камня с обсадными трубами/ Новохатский Д.Ф., Нижник А.Е., Мягкий Я.Д и др.// СЖ. Бурение & нефть.-2007. №12. -С.28-30.

67. Курочкин Б.М. Изоляционные работы в обсаженных скважинах с использованием составов с каучуковой крошкой/ Б.М. Курочкин, С.Н. Хананов, Р.З. Саитгареев, С.А. Кашапов// Нефтяное хозяйство.- 1997.-С. 18-20.

68. Кучернюк В.Д. Изучение влияния перфорации на колонну и цементное кольцо//Бурение: Науч.техн.сб./ВНИИОЭНГ.-1970.-№ 10.-С. 12.

69. Корн Г, Корн Т. Справочник по математике для научных работников и инженеров. М.: Наука, 1984. - с.835.

70. Крамер Ф. Соединения включения: пер. с немецкого. М.: ИЛ. 1958. -170 с.

71. Кудряшов Б.Б., А. М. Яковлев. Бурение скважин в осложненных условиях. М.: Недра, 1987. - 269с.

72. Леонов Е.Г. Отчет по теме №202-95. Разработка системы контроля качества строительства скважин на Заполярном нефтегазоконденсатном месторождении с целью предотвращения межколонных газопроявлений. Москва, 1996. -89с.

73. Леонов Е. Г., Исаев В. И. Гидроаэромеханика в бурении. М.: Недра, 1987. - с.264-280.

74. Ликвидация заколонного перетока в скважине №74 Невского ПХГ способом гидрозатвора./ Лихушин A.M., Рубан Г.Н., Гайдаров М. М-Р. и др.// М. Управление качеством в нефтегазовом комплексе. 2011, - № 4.-С 55-59.

75. Лихушин A.M. Изучение механизма восстановления герметичности газовой скважины, имеющей МКД / Гайдаров М.М-Р., Лихушин A.M.,

76. Мясищев В.Е., Янкевич В.Ф., Петренко A.B. // Строительство скважин на суше и на море. -2010.-№ 7.- С. 35-42

77. Лихушин А. М. Елиокумсон, Мигуля А. П. Изучение механизма возникновения осложнений при цементировапнии скважин// Газовая промышленность .-2005. №1-с40-43.

78. Лихушин A.M. Гидравлический критерий готовности скважины к цементированию. // Газовая промышленность.-2007.-№ 4.- с. 55-56.

79. Лихушин A.M., Рубан Г.Н., Нифантов В.И. Новые подходы к восстановлению герметичности заколонного пространства скважины. // Газовая промышленность.- 2010.- № 12. с. 66-69.

80. Лихушин A.M., Балаба В.И., Мясищев В.Е. Проектирование скважин подземных хранилищ газа.// Управление качеством в нефтегазовом комплексе. 2010, - № 4 С. 48-51.

81. Лихушин A.M., Гайдаров М.М-Р., Мясищев В.Е. Предупреждение осложнений при цементировании скважин в неустойчивых глинистых отложениях. // Управление качеством в нефтегазовом комплексе. 2011, -№ 1 С. 52-55.

82. Лихушин А. М. Результаты исследований процесса движения столба тампонажного раствора в колонне обсадных труб. // М. Строительство скважин на суше и на море.- 2011, № 8 с 45-51.

83. Лихушин А. М. Анализ промысловых исследований движения столба тампонажного раствора в колонне обсадных труб. // М. Строительство скважин на суше и на море.- 2011, № 9 с 51-55.

84. Лихушин A.M. Результаты экспериментальных исследований процесса выноса шлама в стволе наклонно направленной скважины.//М. Наука и техника в газовой промышленности. 2011, №4.-С. 111-117.

85. Лихушин A.M. Гидравлическая программа и технология цементирования скважин в установившемся режиме // Строительство скважин на суше и на море 2012. - № 3.- С 45-50.

86. Лихушин А. М., Тагиров К. М., Нифантов В. И. Очистка скважины от шлама при бурении наклонно-направленных и горизонтальных скважин./ Техника и технология вскрытия продуктивных пластов при депрессии на пласт.// -М., ИРЦГазпром.-1998.

87. ЛевиИ.И. Динамика русловых потоков. 1-е изд. 1948, 2-е изд. Гос-энергоиздат, М.-Л., 1957.

88. Лучшева A.A. Основы гидравлики и гидрометрии. М.: Недра, 1989.-175с.

89. Маковей Н. Гидравлика бурения. М.: Недра, 1986. - 536с

90. Малеванский В.Д. Основные требования по обеспечению высококачественного цементирования скважин газовых и газоконденсатных месторождений. М.: Недра, 1964. - 64 с.

91. Мирзаджанзаде А. X. Повышение качества цементирования нефтяных и газовых скважин. М.: Недра, 1997. - 357с.

92. Мирзаджанзаде А.Х., Ентов В.М. Гидродинамика в бурении. М.: Недра, 1985.-196с.

93. Мирзаджанзаде А.Х., Сидоров H.A., Ширинзаде С.А. Анализ и проектирование показателей бурения. М.: Недра, 1976. - 273с.

94. ЮО.Мирзаджанзаде А.Х., Ширинзаде С.С. Повышение эффективности и качества бурения глубоких скважин. М.: Недра, 1986. - 192 с.

95. Мительман Б. И. Справочник по гидравлическим расчетам в бурении. -М.:гостоптехиздат, 1956. 256с.

96. Ю2.Мовсумов A.A., Джалил-Заде Г.Н. Технология бурения глубоких скважин. М.: Недра, 1966.-187с.

97. Назаров В. И, Определение зоны смешивания глинистого и цементного растворов при цементировании обсадных колонн.// Бурение.-1968.-№9 -С.27-28.

98. Ю4.Нижник А.Е., Лебедев O.A., Бортов A.B. Испытание способа селективного цементирования продуктивного объекта на месторождениях Западной Сибири//Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море.-1998.-№ 10.-С.25-27.

99. Ю5.Нижник А.Е., Тимовский В.П., Бортов A.B. Опыт селективного цементирования продуктивного объекта на Приразломном месторождении

100. Западной Сибири/ Гипотезы поиск прогнозы.// Сб. трубов № 4 СКО Российской инженерной академии. Красно дар.-1999.

101. Ю7.0чистка ствола горизонтальной скважины / Лихушин A.M., Мигуля А.П., Лаврентьев B.C., Шамшин В.И.// Газовая промышленность. -1998.-№1.С.41-42.

102. Патент РФ на изобретение по заявке № 98107832, МПК 7 Е 21/00. Способ очистки скважины / Лихушин А. М., Мигуля А. П., Бабичев А. А., Балаба В.И. Заявлено 28. 04. 98 г.

103. Патент РФ на изобретение по заявке № 2001113640/03, Е21В21/14 Способ проводки скважин в высокопроницаемых трещиноватых газонасыщенных коллекторах / Лихушин A.M.; Мигуля А.П.; Елиокумсон В.Г.; Манукян В.Б. Заявлено 22.05.2001 г.

104. Патент РФ на изобретение по заявке № 226390 Способ цементирования скважин 12.05.2010 г. Кошелев В. Н., Рябова Л. И., Нижник А. Е. БИМП №35 2005

105. Пат. 44958003, США МКИ4 Е 21 В 47/00 Способ контроля накоплений шлама в наклонных скважинах. /Д.Г. Бизли, Д.Х. Легрон (США). -№529192; Заявлено 06.09.83; опублик. 29.01.85; НКИ 73/151.

106. Пат. 4844182 США, МКИ4 Е 21 В 17/18. Способ улучшения выноса шлама из скважины. /Г.С. Толле (США). №203184; Заявлено 07.06.88. 0публ.04.07.89; НКИ 175/215.

107. Пат. 4860830 США, МКИ4 Е 21В 37/00 Способ очистки горизонтальной скважины. . /P.A. Дженннигс, Д. К. Шукарт (США). №229050; Заявлено 05.08.89; Опублик. 29.08.89; НКИ 166/312.

108. Пб.Патент 4496012, США, МКИ4 Е 21 В 43/00 Способ улучшения транспортировки шлама в наклонной скважине. /Д.Г. Саввине (США). №490914; Заявлено 02.05.83; Опублик. 29.01.85; НКИ 175/65.

109. Повышение эффективности капитальньного ремонта газовых скважин в условиях крайнего Севера/ Гусейнов Ф.А., Расулов A.M. / / Обз. инф. Сер. Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений." М.:ВНИИЭгазпром, 1989. Вып.5.- 35с.

110. Повышение качества разобщения пластов при креплении скважин в сложных геологических условиях/ Цыбин A.A., Гайворонский A.A.// Обз.инф.Сер. Бурение. М. :ВНИИОЭНГ, 1983. Вып.21. - 44с.

111. Предотвращение миграции газа в затрубном пространстве цементируемой скважины /Левайн Д.К. и др.// Нефть, газ и нефтехимия за рубежом. 1980.-№10.- С.8-17.

112. Проводка скважин в осложненных горно-геологических условиях / Ли-хушин A.M., Лаврентьев B.C., Мигуля А. П., Алексеев М.И.// Газовая промышленность. 1998. - №10 -С.40-42.

113. Подгорнов В.М. Заканчивание скважин. М.: МАКС Пресс, 2008,-245с.

114. Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности. М., 1998,- 160с.

115. Предупреждение и ликвидация газонефтеводопроявлений при бурении / А.И. Булатов, А.К. Куксов, Э.В. Бабаян // Обзорная информ. Сер. Бурение. М.: ВНИИОЭНГ, 1987. - 52 с.

116. Предупреждение перетоков по заколонному пространству скважин Текст. / С.Г. Морозов, В.В. Беспалов // Нефтяное хозяйство. 1990. -№ 1, - С. 23-25.

117. Предупреждение и ликвидация газонефтепроявлений при бурении скважин / А.Ф. Озеренко, А.К. Куксов, А.И. Булатов и др. М.: Недра, 1978.-279 с.

118. Пути повышения устойчивости стенок скважин в процессе бурения / М.Р. Мавлютов, А.Г. Нигматулина, Н. И. Крысин // Технология бурения нефтяных и газовых скважин. Уфа: 1983. - С. 25 - 27.

119. Ш.Райкевич С. И. Обеспечение надежности и высокой продуктивности газовых скважин. М.: ООО «ИРЦ Газпром» 2007 г.

120. Ш.Рабинович Е.З. Гидравлика. М.: Недра, 1974. - 295с.

121. Ш.Рабинович Н.Р. Инженерные задачи механики сплошной среды. М.: Недра, 1989.-270с.

122. Рамбиди. Н.Г., Берёзкин A.B.Физические и химические основы нано-технологий,-М.: Физматлит,2008,-456с.

123. Ряузов H.H. Общая теория статистики М.: Финансы и статистика, 1984.-264с.

124. Романенко В.Н., Орлов А.Г., Никитин Г.В. Книга для начинающего исследователя-химика. JL: Химия, 1987. - 280с.

125. Соловьев Е. М. Задачник по заканчиванию скважин. М.: Недра, 1997. -с. 165-273.

126. Супрамолекулярная химия. Пер. с англ.: в 2 т. / Джонатан В. Стид, Джерри J1. Этвуд. М.: ИКЦ «Академкнига», Т.1. - 2007. - 480с.

127. Технология диагностики и ликвидации межколонных флюид опроявле-ний на скважинах месторождений и ПХГ/Тенн Р.А./Юбз.инф.Сер.: Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений.-М.: ИРЦ Газпром, 2000г.- 85с.

128. Технико-технологический уровень горизонтального бурения за рубе-жом.//сер. Стр-во нефтяных и газовых скважин на суше и на море. Обзорная информация, зарубежный опыт. М.:ВНИИОЭНГ, 1994 №3 - С. 1-12.

129. Химия: Справ. Изд./ В. Шретер, К.-Х. Лаутеншлегер, X. Бибрак и др.: Пер. с нем. М.: Химия, 1989. - Пер. изд.: ГДР, - 648 с.

130. Уханов Р.Ф. Некоторые теоретические закономерности движения частиц шлама при бурении с забойными двигателями.// Нефть и газ -1967.- №3. С.25-29.

131. Шадрин Л. Н. Регулирование свойств тампонажных растворов при цементировании скважин, М.: Недра, 1969. - 240с.

132. Шишов В. А. Определение в промысловых условиях коэффициента смешивания бурового и цементного растворов при турбулентном режиме.// Нефтяное хозяйство.-1972.-№2, С. 18-20.

133. Шищенко Р. И. , Есьман Б.И. Практическая гидравлика в бурении. М.: Недра, 1966.-286с.

134. Шищенко Р. И. , Есьман Б.И., Кондратенко П.И. Гидравлика промывочных жидкрстей. М.: Недра, 1976. - 295с

135. Шлихтинг. Теория пограничного слоя. М: Наука, 1969. 202с.

136. Цементирование скважин тампонажными растворами с высокими изолирующими свойствами / Ашрафьян М.О., Гринько Ю.В., Нижник А.Е. и др.//Нефтяное хозяйство, 2002, № 3, -С. 29-31

137. Элияшевский И.В., Орсуляк Я. М. Типовые задачи и расчеты в бурении. М.: Недра, 1974. - 505с.

138. Englezos P. Clathrate hydrates //Industrial and engineering chemistry research. 1993. Vol. 32. Р/ 1251 1274.

139. Brice Jr. J.W. si Holmes В. C. Engineered casing cementing programs using turbulent flow techniques. In: J. Petr. Tech., V-1965.

140. Garvin T. si Slage Knox F. Scale- model displacement studies to predict flow behavior during cementing. In: J. Petr. Tech., nr. 9, 1971, p. 1081-1088.

141. Griffin T. J., si Root Jr. R. L. Cementing spacers and washes improve production. In: O. G. J., 12 sept. 1977, p. 115-122.

142. Ross W. V. Low rate displacement solves tough cementing jobs. In: Petr. Eng., nov. 1965, p. 74.

143. Tinsley J. M. s. a. Study of factors causing annular gas flow following primary cementing. J. Petr. Tech., august 1980, p. 1427-1437.

144. Composite catalog of oil field equipment and services.//l 992-1993.-№1,2.

145. Grossmann U Marx C. Bohrkleintransport in geneigten und horizontalen Bohrugen.// Erdol Erdgas Khole, Clausthal, 1990. - p. 58-62.

146. Hall H. N, Thompson H. Nuss F. Ability of drilling mud to lift bit cutting// Trans. AIME.- vol. 189. 1951,- p. 35-46.

147. Hopkin E. A. Factors affecting cutting remove during rotary drilling.// In: Soc. Petr. Eng., iunie. -1967. p. 807-814.

148. Martin M. Transport des deblas en puits inclines.// Revue de institute Francais du Petrole Aut. - Vol.44. - №4. - P.443-460.

149. Newitt D. M., Richardson J. F. Hydraulic Conveyning of solids in horizontal pipes.// Inst. Chem. Eng.33. 1955. - p. 93-133.

150. Reily R. M. Black J. W. at al. Improving liner cementing in high-angle horizontal wells.// Oil and Gas J/-1992.-Vol.90 №27.-p. 88-90.

151. Sifferman T.R. s. a. Drill-cutting transports in full-scale vertical annually// In: J. Petr. Tech.- Nov, 1974.- p. 1295-1302.

152. Sloan E. D., Jr. Clathrate hydrates of natural gases. Ney York: Dekker, 1996.

153. Tomren P.H Experiment study of cutting transport in directional wells// Drilling engineering.-, feb 1986. P. 43-56.

154. Williams T.R. si Bruce G. N. Carring capacity of drilling mud's.// In: Trans. AIME.-vol. 192.-p. 111-120.

155. Zeider H. Udo. An experiment analysis of the transport of drilled particls.// In:Soc. Petr. Eng.- febr. 1972,- p. 39-48.

156. Govier G. M'. Si Aziz K/ The flow of complex mixtures in pipes. Van Nostrand Reinhold Co., 1972.

157. Brant D. Bennion. Underbalanced operation offer plusses and minuses.- Oil and Gas Journal.-Jan.l, 1996, pp. 33-40.

158. Predicting potential gas-flow rates to help determine the best cementing practices / Crook R.A., Heathman J. // Drilling contractor. Nov/Dec, 1998. -P. 40-43.