Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему
Инновационные технологии и технические средства для строительства скважин: научное обобщение, результаты исследований и внедрения
ВАК РФ 25.00.15, Технология бурения и освоения скважин
Автореферат диссертации по теме "Инновационные технологии и технические средства для строительства скважин: научное обобщение, результаты исследований и внедрения"
БУДЬКО АНДРЕЙ ВАСИЛЬЕВИЧ
ИННОВАЦИОННЫЕ ТЕХНОЛОГИИ И ТЕХНИЧЕСКИЕ
СРЕДСТВА ДЛЯ СТРОИТЕЛЬСТВА СКВАЖИН (научное обобщение, результаты исследований и внедрения)
Специальность 25.00.15 - Технология бурения и освоения скважин
Автореферат диссертации на соискание ученой степени доктора технических наук
2 5 АВГ 2011
Москва-2011
4852297
Работа выполнена в Технологическом отделе Управления по бурению ООО «Газпром бурение»
Научный консультант - доктор технических наук, профессор
Овчинников Павел Васильевич
Официальные оппоненты: - доктор технических наук
Киреев Анатолий Михайлович
- доктор технических наук, профессор Ишбаев Гиният Гарифуллович
- доктор технических наук Аржанов Андрей Феликсович
Ведущая организация - Государственное образовательное учреждение
высшего профессионального образования «Уфимский государственный нефтяной технический университет» (УГНТУ)
Защита состоится 21 сентября 2011г. в 10.00 часов на заседании диссертационного совета ДМ 002.263.01 при филиале учреждения Российской академии наук Института машиноведения им. A.A. Благонравова РАН «Научный центр нелинейной волновой механики и технологии РАН» (НЦ НВМТ РАН) по адресу: 119334, Москва, ул. Бардина, 4.
Автореферат разослан 19 августа 2011 г.
Ученый секретарь диссертационного совета, доктор технических наук
А.П. Аверьянов
ВВЕДЕНИЕ
Актуальность
ООО «Газпром бурение» - основной буровой подрядчик ОАО «Газпром», созданный для обеспечения строительства эксплуатационных и разведочных скважин. В состав буровой компании входят филиалы: «Уренгой бурение», «Оренбург бурение», «Астрахань бурение», «Краснодар бурение», «Ухта бурение», «Центр горизонтального бурения», «Центр цементирования скважин», осуществляющие свою деятельность в разных регионах, с широким спектром горно-геологических условий и с различным уровнем технологической и технической организации. На базе филиалов, для реализации программы ОАО «Газпром» по освоению месторождений Ямала, Восточной Сибири и Дальнего Востока, организованы: Красноярская, Камчатская, Иркутская, Якутская экспедиции глубокого бурения и Ямальское управление буровых работ. Объекты работ - месторождения севера Тюменской области, полуостровов Ямал и Камчатка, Республики Коми, Оренбургской, Астраханской, Иркутской областей. Красноярского края. Динамика показателей объемов бурения представлена на рисунке I.
□ Проходка, тыс. м □Кол-во скв., законченных строительством, шт.
Рисунок 1 - Динамика показателей объемов бурения ООО «Газпром бурение»
Для ведения буровых работ компания имеет современный парк бурового оборудования (буровые установки грузоподъемностью от 125 до 500 т), комплекты противовыбросового оборудования, системы четырехступенчатой очистки промывочной жидкости, современные конструкции цементировочной техники, системы сопровождения (телеметрия) проводки горизонтальных стволов, системы верхнего привода и другое необходимое оборудование и инструменты. Около трети всего бурового оборудования иностранного производства, две трети - отечественного, в том числе буровые установки БУ-4200/250 ЭК-БМ (Ч) Екатерина, производства завода ООО «Уралмаш - буровое оборудование». Отличительная особенность последних - наличие современной системы очистки промывочной жидкости и автономного цементировочного комплекса, эшелонированная система исполнения. Установка оснащена верхним приводом, компьютеризированной системой контроля процесса бурения, воздухообогревом, привод буровых насосов - асинхронный двигатель с частотным управлением.
В технологическом обеспечении работ также произошли заметные изменения. Если в предыдущие годы все операции по строительству скважин выполнялись собственными силами предприятия, а возникающие технологические проблемы решались за счет опыта и профессионализма специалистов, применения результатов НИОКР и оперативной научной поддержки, то в настоящее время компания ориентирована на использование специализированного сервиса по проведению отдельных операций или видов работ: отбор керна, отработка долот, подбор и регулирование свойств промывочных и других технологических жидкостей, цементирование обсадных колонн, роторные управляемые системы направленного бурения. Используется внутренний сервис, представленный филиалами компании, и привлеченный.
Переход на сервисное обслуживание с одной стороны способствовал некоторому совершенствованию организации буровых работ, с другой - привел к снижению собственного интеллектуального потенциала компании, потере опыта и квалификации сотрудников. В результате этого не создаются и не
внедряются новые инновационные технологии, не используются имеющиеся разработки и т.п.
Подтверждением изложенному служит спад некоторых результатов производственной деятельности компании за последние годы - увеличилось число скважин с заколонными давлениями; качество вскрытия продуктивных горизонтов, оцениваемое по показателю ОП, не превышает 0,6; не всегда при сопровождении бурения боковых горизонтальных стволов оправдано применение дорогостоящего телеметрического оборудования; сроки эксплуатации винтовых забойных двигателей не соответствуют технологическим возможностям современных матричных долот и т. д. Это только основная часть возникших проблем, требующих безотлагательного решения.
Цель работы
Обеспечение качества строительства скважин на месторождениях со сложными горно-геологическими условиями путем разработки и внедрения комплекса инновационных научно-технических решений, направленных на ускорение сроков строительства, обеспечение качества вскрытия и надежности разобщения продуктивных пластов с минимизацией затрат на их реализацию.
Для реализации поставленной цели необходимо решить следующие задачи.
1. Обобщить результаты деятельности компании по строительству скважин при переходе на сервисное обслуживание.
2. Провести анализ применяемых технологий и технических средств по качеству вскрытия продуктивных пластов и их разобщению, условиям и эффективности работы забойных двигателей и породоразрушающего инструмента.
3. Разработать теоретические предпосылки и научные гипотезы, направленные на улучшение качества и ускорение сроков строительства скважин.
4. Осуществить научно-исследовательские работы по созданию и изучению физико-механических свойств технологических жидкостей для
вскрытия и разобщения продуктивных пластов с различными термобарическими условиями.
5. Разработать технические средства, направленные на увеличение сроков эксплуатации и повышение эффективности работы винтовых забойных двигателей.
6. Осуществить мониторинг внедрения разработанных технических средств, технологий. Разработать и ввести в действие необходимые нормативные руководящие документы (регламенты, инструкции, стандарты предприятия).
Научная новизна предлагаемых разработок и решений:
- научно обосновано, что основными, наиболее перспективными и эффективными направлениями решения проблемы обеспечения потенциальной производительности скважин являются: создание условий для максимально возможной сохранности естественных коллекторских свойств продуктивных пластов с различными горно-геологическими условиями залегания путем ускорения процесса их вскрытия; разработка и применение технологических жидкостей с минимальными величинами фильтратоотдачи;
-теоретически обоснован и экспериментально подтвержден механизм формирования межтрубных и заколонных газонефтеводопроявлений, связанных с взаимодействием дисперсионной среды технологических жидкостей со структурой порового пространства продуктивного горизонта, временем взаимодействия, физико-химическими явлениями, протекающими в твердеющем цементном камне, изменениями избыточных внутренних и наружных давлений при строительстве и эксплуатации скважины;
- научно обоснована и разработана концепция снижения показателя фильтратоотдачи буровых и тампонажных растворов за счет включения в их состав высокомолекулярных соединений (полимеров) соответствующего типа и электролитов, объяснен механизм повышения производительности скважин при их применении;
-теоретически обоснована возможность увеличения энергетических показателей работы забойных винтовых двигателей путем изменения механизма взаимодействия их узлов (ротора и статора).
Практическая ценность результатов исследований
Результаты выполненных теоретических и экспериментальных исследований прошли широкую промышленную апробацию при строительстве скважин на многих месторождениях, разбуриваемых ООО «Газпром бурение», оформлены в виде руководящих документов на изготовление и применение. Их внедрение способствовало: ускорению сроков строительства скважин на 1823 %, повышению качества вскрытия продуктивных пластов (по показателю ОП) на 30-34% и их разобщения (по наличию интервалов с жестким сцеплением цементного камня с обсадной колонной) - на 36-39%.
Объект и предмет исследования
Объекты исследований - технологические процессы и технические средства по строительству нефтяных и газовых скважин.
Предмет - методологические, теоретические, экспериментальные исследования, направленные на решение поставленной цели и задач работы.
Апробация работы
Основные положения и результаты исследований были отражены в докладах на ежегодных научно-технических советах ОАО «Газпром» и ООО «Газпром бурение» (с 2006 года), Всероссийской научно-технической конференции «Нефть и газ Западной Сибири» (Тюмень, 2007, 2009 г.г.), Международной научно-практической конференции, посвященной 40-летию кафедры «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений» Тюменского государственного нефтегазового университета «Новые технологии для ТЭК Западной Сибири» (Тюмень, 2008 г.), конференции, посвященной 45-летию кафедры «Бурение нефтяных и газовых скважин» Тюменского государственного нефтегазового университета «Инновационные технологии для нефтегазового комплекса», Тюмень, 2010 г.
Публикации
По материалам исследований опубликованы 52 научные работы: в том числе 21 статья (все в издательствах, рекомендованных ВАК РФ), 4 монографии. Получены 14 патентов Российской Федерации.
Объем работы
Диссертационная работа состоит из введения, шести разделов, основных выводов и рекомендаций, списка использованных источников (276 наименований); изложена на 413 страницах машинописного текста, содержит 83 таблицы, 87 рисунков и приложения с 4 таблицами и 10 рисунками.
СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ
Во введении представлена краткая характеристика диссертационной работы, обоснована ее актуальность, сформулированы цели и задачи исследований, показана научная и практическая значимость полученных результатов.
В первом разделе диссертационной работы представлено обобщение результатов строительства скважин, сооруженных буровой компанией в различных регионах страны.
В частности, на примере ачимовских отложений месторождений Уренгойской группы (Ново-Уренгойское, Восточно-Уренгойское, ЮжноПесцовое) и Ямбургского месторождения (см. таблицы 1, 2) показано, что сроки освоения скважин значительны по времени. На наш взгляд, это напрямую связано с нарушением естественных фильтрационных свойств вскрываемых продуктивных пластов.
Оценить качество вскрытия более точно возможно некоторой величиной, которая соответствовала бы потенциальному уровню продуктивного пласта. В нефтегазопромысловой практике в качестве количественной меры продуктивности используют статистические зависимости между продуктивностью скважины и параметрами, характеризующими емкостные свойства коллектора, определяемые по результатам интерпретации геофизических исследований, например, по коэффициенту продуктивности. Он
обусловлен многими факторами, но определяющими являются фильтрационные параметры прискважинной зоны, характеризующие степень совершенства вскрытия объекта на момент его освоения, испытания. И в этом случае наиболее целесообразно использование таких показателей, как коэффициент восстановления проницаемости (Р) и отношение продуктивностей (ОП).
При проведении анализа было принято: величина депрессии при освоении -10 МПа, межфазное натяжение на границе раздела фаз (а2о, соответственно 45,0 и 40,0 мН/м; краевые углы смачивания (02о, 08о) 110 и 64 градуса; показатель фильтрации (Ф20, Ф80) - 5, 11 см3 за 30 мин., скорость проникновения фильтрата 0,06 м/ч.
Полученные результаты вычислений для месторождений Уренгойской и Ямбургской групп представлены на рисунке 2. Установлено, что характер изменения проницаемости и отношения продуктивности для обоих месторождений практически идентичен. Явно отмечается, что увеличение времени воздействия приводит к заметному снижению проницаемости. Например, при времени контакта бурового раствора с пластом до 3 суток снижение продуктивности скважины вследствие загрязняющего воздействия фильтрата в пластах с первоначальной проницаемостью до 10-10'3мкм2 составляет более 90 %, в пластах с проницаемостью более 30-10'3 мкм2 снижение продуктивности менее выражено (ОП = 0,63 -Ю,84). При времени контакта до 8 сут. для высокопроницаемых пластов значение ОП уменьшается до 0,45, а в низкопроницаемых пластах потеря продуктивности скважины составляет 90100%.
Увеличение глинистости породы также приводит к снижению потенциальных добывных возможностей скважин. При глинистости от 0,10 до 0,17 (в долях) р и ОП близок к нулю.
Таким образом, результаты доказывают необходимость разработки и совершенствования технических средств и технологий, направленных на: создание промывочных жидкостей с малыми величинами показателя фильтратоотдачи; сокращение объема фильтрата и твердой фазы бурового раствора, проникающих в структуру порового пространства пласта; снижение времени вскрытия продуктивного проницаемого пласта.
Таблица 1 - Результаты освоения скважин Уренгойского, Ямбургского и Южно-Песцового месторождений
№ скважины Интервал, м Мощность пласта, м Ожидаемое пластовое давление, МПа Ожидаемый суточный абсолютный дебит, тысл^/сут Вторичное вскрытие Перфорационная среда Время на очистку ГОП,ч Фактическое Пластовое давление, МПа Фактический суточный дебит, тыс.м'/сут. Время освоения, ч
П-1 Южно-Песцовое 4193-4204 11 80,0 1000 ПРК42 132 отв. ИаС1 с У=1120 кг/м3 648 - Диафрагма 0 5 мм 54,12 Ожид. 1559 осв. 1983
П-180 ЯКГМ 433М337 4343-4349 12 80,0 5-30 ПР-43 240 отв. СаС12сУ=1300 кг/м3 650 78,7 Абс.своб. 19,41 1889
П-180 ЯКГМ 4249-4264 15 78,0 5-30 ПР-43 300 отв. СаС12 с У=1250 кт/м3 123 78,0 Диафрагма 04,3 мм 15,9 333
Р-741 УГКМ 3700-3712 12 60,1 120 ПР-43 120 от СаСЬ с У=1250 кг/м3 243 62,0 Диафрагма 0 11,9 мм 609 736
Р-737 УГКМ 3761-3772 11 60,5 120 ПК105С 220 отв. Буровой раствор сУ=1720 кг/м3 288 65,0 Диафрагма 04,5 мм 29,26 Ожвд. 6236 осв. 1968
Р-732 УПСМ 3578-3589 11 58,5 120 ПМИ-48 121 отв. Тех. вода 1202 61,3 Диафрагма 0 9,0 мм 302 2904
109(2) ННС* УПСМ 3333-3340 3349-3368 26 280 500 ЗПКТ89 624 отв. №С1сУ=1050 кг/м3 456 23,5 Диафрагма 014 мм 364,68 Ожидание 5040, осв. 960
Р-10300 УПСМ 2918-2927 9 240 100-300 ЗПКТ89 180 отв. Конденсат 216 16,1 Диафрагма 014 мм 277,00 1488
Р-10300 УПСМ 2875-2860 15 235 100-300 ПК-105С ЗООоге. повтор ЗПКТ 89 300 отв. N301 с У" 1050 кг/м3 Конденсат 816 18,1 Нефть 10 м /сут 2016
Р-210 Песцовое 3931-39-37 1римечания: 1 2) 6 * - накло ЯГКМ-J 81,0 нно направлен» ?мбургское газ 1 млн. м3 ш скважина эконденсатное ПКТ-89 144 отв. месторождение Буровой раствор У=2140 кг/м3 УПСМ -Уренгой 192 ское газокощ 76,9 1енсатное местс Диафрагма 0 6,0 мм 146 »рождение. 1333
Таблица 2 - Сведения о результатах освоения скважин Восточно-Уренгойского месторождения на различных режимах
Время, затраченное на освоение скважины, сутки Режим обработки скважины в процессе освоения Время на
Скважина (интервал, м) Ртруб., МПа Р затруб., МПа Т,°С Диаметр шайбы, мм обработку или набор давления, ч Примечание (интенсификация)
Кислотная обработка - 2
5272 (2951-3175) Более 1 года 1,30 15,1 2,20 15,8 1,5 статика 15,2 статика 190 72 раза; установка щелочной ванны; закачивание метанола; гвдроразрыв пласта
5273 (3125-3175) 62 6,70 8,80 10,4 13,7 10,6 11,4 12,0 14,0 22,5 28,0 24,0 статика 20,0 16,0 13,2 статика 109 49,0 21,0 175 Кислотная обработка - 2 раза; промывка горячим конденсатом
5410 (3115-3280) 145 4,00 6,30 9,30 П Л 13,8 6,50 8,60 10,2 11,5 14,0 16,0 23,0 23,0 19,0 статика 20,0 16,0 11,0 10,0 статика 48,0 168 11,0 14,0 168 Кислотная обработка; установка щелочной ванны; дополнительная перфорация
4,20 4,30 16,0 23,0 24,0
8,30 9,80 22,5 14,0 48,0
5371 28 7,30 9,60 25,0 16,0 179
(3025-3094) 9,00 11,0 24,0 15,0 103
13,1 13,2 23,0 13,0 48,0
13,5 13,5 статика статика 49,0
7,50 8,50 22,0 14,0 70,0
5373 (3015-3190) 9,30 10,2 23,0 12,0 36,5
22 9,20 9,10 10,2 10,7 22,0 20,0 11,0 12,1 8,00 34,0 -
15,0 15,0 статика статика 56,0
9,30 11,0 26,5 16,0 84,0
5372 23 8,60 11,4 29,0 14,0 154
(3282-3315) 9,70 11,4 25,0 12,0 38,0
13,6 13,6 статика статика 24,0
О 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50 55 60 65 75 80 85 90
Проницаемость, * 10"3 мкм2
б)
0 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50 55 60 65 70 75 80 85
Проницаемость, *10"3 мкм2
Рисунок 2 - Изменение величин коэффициента восстановления
проницаемости (а) и отношения продуктивности (б) от проницаемости пласта и сроков воздействия промывочной жидкости на пласт (1-3 суток, 2-8 суток): -*- по месторождениям Уренгойской группы;
-л-
по месторождениям Ямбургской группы.
Что касается надежности разобщения продуктивных пластов, то, несмотря на большой объем исследований, проводимых ООО «Газпром бурение» совместно с кафедрой «Бурение нефтяных и газовых скважин» ТюмГНГУ, проблема в настоящее время является актуальной.
Например, из пробуренных филиалом «Ухта бурение» за последние годы на Бованенковском месторождении 50 скважин: 17 имеют давление в межколонном пространстве, 11 - давление в колонне, в 3 скважинах давления отмечены и там, и там. В процессе бурения практически на всех скважинах наблюдалось поступление газа за направлением и кондуктором. При проведении работ по прогреву скважины в интервале 0 - 300 м до температуры 25-28 °С увеличились величины межколонных давлений и число скважин с ними. Причина межколонных давлений - негерметичность цементного кольца.
Решению проблем, связанных с обеспечением качества и надежности разобщения продуктивных пластов при различных термобарических условиях их залегания на месторождениях севера Тюменской области, посвящены исследования Овчинникова В.П. и его последователей - Вяхирева В.И., Фролова A.A., Овчинникова П.В., Уросова С.А., Гребенщикова В.М., Газгиреева Ю.О., Сорокина В.Ф., Шатова A.A. и др.
По результатам их исследований нашли широкое промышленное внедрение рецептуры облегченных термостойких тампонажных материалов с использованием газонаполненных кремнеземосодержащих материалов (микросфер), модифицированы и усовершенствованы технологии приготовления многокомпонентных тампонажных смесей и растворов на их основе, технические средства цементирования скважин и многое другое. Однако проблема обеспечения надежности разобщения продуктивных пластов с различными термобарическими условиями залегания, как это было показано выше, пока еще не нашла своего решения и в настоящее время является актуальной, что обусловило постановку цели и задач по ее достижению и реализации.
Второй раздел диссертационной работы посвящен совершенствованию технических средств и технологий по ускорению сроков строительства скважин, сокращению времени взаимодействия бурового раствора и его
компонентов с породами и насыщающими их флюидами для реализации поставленной задачи - обеспечение сохранности естественных коллекторских свойств продуктивных пластов.
Приоритетное использование при строительстве скважин в качестве привода породоразрушающего инструмента в последнее время нашли винтовые забойные двигатели (ВЗД), с применением которых обеспечивается до 50-60 % всего объема бурения. В их разработку, совершенствование узлов большой вклад внесли: М.Т. Гусман, В.Б. Голдобин, М.В. Двойников, Д.Ф. Балденко, Ф.Д. Балденко, Т.Н. Бикчурин, Ю.В. Вадецкий, Ю.А. Коротаев, A.M. Кочнев, В.А. Каплун, B.C. Никомаров, В.П. Овчинников, Y. Forrest, М. Garrison, R. Yurgens, К. Wensel и др.
При работе объемного двигателя в тормозном режиме бурильная колонна (БК) испытывает максимальные напряжения в нижней части компоновки. При достижении критических значений реактивного момента возможен отворот резьбовых соединений компоновки (шпинделя, корпуса двигателя и т.д.) или излом гибкого вала (торсиона) ВЗД (таблица 3).
Таблица 3 - Сведения о количестве и причинах отказа ВЗД за 2008 г. в филиале Уренгой бурение ООО «Газпром бурение», КСА Deutag Drilling GmbH и ООО «PH-Бурение» ОАО «Роснефть»
Буровая компания Тип забойного двигателя Интервал бурения, м Количество Причина отказа
1 2 3 4 5
Филиал «Уренгой бурение» ООО «Газпром бурение» Д5-172 1365-1440 1478-1567 2 1 слом торсиона слом ротора
ДР-172 (Iй 15') 2786-2845 1 слом торсиона
Д-240 2591-2703 3335-3416 2 1 отворот переводника шпинделя слом торсиона
ДГР-178 3276-3295 2 отворот корпуса в месте соединения регулятора угла
Общее количество отказов: 9
КСА Deutag Drilling GmbH Sp. Drill-171 2474-2527 1 отворот верхнего переводника шпинделя
D775-195Drilex 1878-1893 2 отворот корпуса в месте соединения регулятора угла
Dyna-Drill F2000-171 2499-3036 1 отворот шпинделя
Navi-Drill(MlXL)-171 2273-2289 2 отворот нижнего переводника шпинделя
Общее количество отказов: 6
Продолжение таблицы 3
1 2 3 4 5
ООО «РН- ДРУ-172РС 2349-2363 1 слом полумуфты шпинделя
Бурение» ДГР-178 3123-3145 1 отворот шпинделя
ОАО Д-172РС 2579-2584 1 слом торсиона шпинделя
«Роснефть» ДЗ-195 3024-3041 1 слом ко1478-1567рпуса
Д2-195 2771-2780 1 слом ротора
Д5-195 2878-2897 2 отворот шпинделя, слом торсиона
Общее количество отказов: 7
Оставление на забое элементов ВЗД в результате отворота является одной из сложных видов аварий в скважине, поскольку приводит к необходимости их подъема, разбуривания, установки цементного моста и т.д. Кроме того, стоимость самого двигателя довольно высока.
Причинами отворота элементов двигателя могут служить следующие факторы:
— недостаточный момент свинчивания резьбовых соединений двигателя (на заводе-изготовителе либо ремонтной базе);
-резкое увеличение реактивного крутящего момента за счет подклинивания долота на забое скважины.
Все это обусловлено недостаточным контролем за нагрузкой на долото, которое, в основном, осуществляется с помощью наземных приборов: по натяжению неподвижного конца талевого каната; непосредственными измерениями на буровом крюке или вертлюге; измерением усилий, передаваемых кронблоком на подкронблочные балки.
Указанным способам измерения присущи следующие существенные недостатки:
-поскольку профиль витого каната изменяется вдоль его длины, величина прогиба каната в датчике, установленном на буровой, может отличаться от прогиба, существовавшего во время тарировки. Вследствие этого ошибка в измерениях может достигать 10-15%;
— перемещение подвижного среднего ролика под действием измеряемой силы изменяет угол и, следовательно, вызывает нелинейность измерителя;
- при растяжении каната происходит его смещение относительно опорных роликов. Возникающие при этом в роликах силы трения являются причиной искажения в показаниях измерителей (до 2,5%);
- сложность монтажа и демонтажа датчика, увеличение его габаритов (поскольку датчик полностью воспринимает растягивающие усилия на неподвижном конце, увеличивается длина наземного оборудования);
- изменение показателей веса и нагрузки зависит от типа оснастки талей. Поэтому одно и то же показание индикатора веса может соответствовать разным действительным весам колонны.
Следует также отметить, что операция «взвешивание» в датчиках описанных устройств может быть использована при бурении скважин с углом искривления скважины не более 45 град. При углублении скважины, превышающем угол 45 град, контролировать истинный вес инструмента и нагрузку на долото практически невозможно. В этом случае требуется постоянный «проворот ротором» бурильной колонны для снижения трения колонны о стенки скважины, а также оперативный автоматизированный контроль и корректировка показателей нагрузки на долото.
Частично проблему оперативной корректировки режимов бурения можно решить, применяя современные бортовые вычислительные комплексы и соответствующее программно-методическое обеспечение, работающее на принципах автоматического управления: подачей бурового инструмента (регуляторами подачи долота - РПД, блоками автоматического управления осевой нагрузкой на долото - БАУ и др.); приводом ротора и приводом буровых насосов (использование параметров состояния приводного двигателя бурового насосного агрегата БНА в сочетании с РПД); а также, ориентируясь на величину момента двигателя, исходя из разницы перепадов давления в двигателе при его работе в рабочем режиме и режиме холостого хода, и показания тензодатчиков, устанавливаемых в немагнитном переводнике над двигателем.
Основными ограничениями для использования этих устройств являются невозможность их применения в условиях часто перемежающегося тонкослоистого разреза с резко различающимися по механическим свойствам
породами и сильного искривления ствола скважины, а также невозможность осуществления автоматического поиска и поддержания оптимального значения нагрузки для каждой разбуриваемой литологической разности пород без остановки процесса бурения.
Невозможность определения нагрузки по величине снижения (потере) веса бурильной колонны, перепаду (изменению) давления в манифольде буровой установки, а также по показаниям датчиков, устанавливаемых в телеметрических навигационных системах (настройка которых производится по оптимальной энергетической характеристике двигателя), напрямую объясняется возможным износом рабочих органов ВЗД в процессе его работы, износом долота, сальникообразованием и другими причинами.
Учитывая изложенное, предложена следующая методика определения фактической нагрузки на долото.
Компоновка бурильной колонны спускается в скважину. Не доходя до забоя, осуществляется циркуляция бурового раствора. При работе винтового забойного двигателя над забоем, в режиме холостого хода, определяют давление на манифольде буровой установки, а затем проворачивают бурильную колонну ротором (либо верхним приводом буровой установки) с замером величины момента Мрх (момент на роторе). Долото доводится до контакта с забоем, и плавно создается осевая нагрузка на долото. По величине давления на стояке буровой установки определяют рабочий режим работы ВЗД. Производят проворачивание БК ротором (либо верхним приводом буровой установки с замером величины момента Мрр. (момент на роторе в рабочем режиме работы ВЗД).
Зная величину момента на роторе (верхнем приводе буровой установке) Мрх, и длину БК, работающей при растягивающих напряжениях, определяют силу трения о горную породу без нагрузки.
После создания осевой нагрузки на долото, замера рабочего давления на стояке буровой установки (верхнем приводе) и рабочего момента на роторе Мрр определяют силу трения (усилие прижатия) БК о стенки скважины.
Зная осевую нагрузку по станции ГТИ Б „сгтн, рассчитанную только по изменению веса на крюке буровой установки по показателям ГИВ
(гидравлический индикатор веса), определяют фактическую осевую нагрузку на долото
(А.{мрр-мхр)-иЛ
^факт. Gос.ГГИ
со -D2
асе скв
(1)
у
где Gocfjn ~ осевая нагрузка на долото по станции ГТИ, Н; Мрх - момент на роторе в режиме работы ВЗД на холостом ходу, Н-м; Мрр. — момент на роторе в рабочем режиме работы ВЗД, Н-м; DCKe — диаметр скважины, м; и,,— скорость перемещения БК вдоль стенки скважины; б)скв — угловая скорость вращения БК относительно оси скважины.
Предлагаемый способ позволяет определять фактическую осевую нагрузку на долото и требуемую частоту вращения БК в процессе бурения, в особенности, наклонно направленных и горизонтальных скважин, что способствует увеличению механической скорости бурения и, естественно, сокращению времени взаимодействия бурового раствора с проницаемыми породами.
Известно, что уровень крутильных колебаний двигателя, влияющих на устойчивость его работы, зависит от инерционных Flnl и гидравлических Fr сил, действующих на ротор,
Fm,=rnzWe, Fr = , (2,3)
где Мцнд ~ индикаторный момент, Мциа = М/ял - М: Шс — момент механических сопротивлений); е - эксцентриситет; г,,г2— количество зубьев статора и ротора; т - масса ротора; а- угловая скорость.
Величина гидравлической силы /у, а также длина уплотнительной части контактной линии Ly и угол давления в влияют на изменение удельной нормальной нагрузки в точке контакта зубьев РО
N = ^ + (4)
Ly ■cos у
где ks - коэффициент влияния натяга в паре, Ks=Ny^ ; р- коэффициент неравномерности распределения нагрузки по длине контактных линий.
Повышение энергетических характеристик двигателей героторного механизма, в особенности, отработавших в условиях скважины, возможно увеличением контактных напряжений в РО.
Контактные напряжения зависят от удельной нормальной нагрузки N в точках касания РО
где Епр - модуль упругости материалов РО; // - коэффициент Пуассона; р — приведенный радиус кривизны сопряженных поверхностей.
Таким образом, увеличение индикаторного момента Мщщ и контактных напряжений а„ можно достичь путем снижения эксцентриситета е двигателя, что возможно за счет разделения ротора по окончании шагов винтовых линий Т2 на несколько частей (модулей) (патент на изобретение №23113648, патент на полезную модель №70292). Модули соосно объединяются посредством резьбового соединения, например муфтой, при этом их оси разворачиваются на определенный угол (у) по окончании шага винтовой линии относительно неподвижного статора и относительно оси предыдущего и последующего модуля на угол \(/1 (предложено совместно с М.В. Двойниковым).
На базе филиала «Центр горизонтального бурения» ООО «Газпром бурение» ОАО «Газпром» были восстановлены и прошли испытания опытные образцы, собранные по данному предложению. В качестве базовых моделей были взяты ВЗД Д1-195, ДГР-178.7/8.37 и ДГР-178.6/7.57, отработавшие в скважине от 100 до 160 часов.
Максимальный момент на валу двигателя Д1-195 (при требуемой частоте вращения п для объёмного разрушения породы и расходе жидкости (3=0,032 м3/с) до его восстановления составлял 1,4 кН-м, показатель максимального тормозного момента (до полной остановки ВЗД), при п = 0) варьировался от 2,7 до 3,0 кН-м. После восстановления: момент на валу увеличился до 2,9 - 3,5 кН-м (в рабочем - оптимальном режиме работы двигателя с сохранением показателя частоты вращения 1,82 с"1 и С?=0,032 м/с); максимальный тормозной момент (экстремальный режим работы ВЗД) увеличился до 4,0 - 4,5 кН-м.
(5)
Параметры используемой на стенде жидкости соответствовали параметрам промывочной жидкости, применяемой в процессе бурения в интервале 1200 - 2400 м.
Восстановленные ВЗД были использованы при бурении скважин на Ямбургском, Харвутинском, Заполярном месторождениях. Показатели их работы соответствовали прежним, а в некоторых случаях были лучше, о чем свидетельствовало увеличение момента и приемистости двигателей создаваемой нагрузки (до 180 кН). При этом увеличение механической скорости составило порядка 19%, общее время работы двигателя было доведено до 230 - 250 часов (на уровне зарубежных).
При внедрении метода контроля и управления нагрузкой на долото на семи скважинах Уренгойского и Урненского месторождений с зенитными углами более 80° было установлено, что недогрузка работы двигателя и породоразрушающего инструмента составила 26% или, в кН, от 21 до 27. При ее корректировке путем увеличения оборотов механическая скорость бурения увеличилась на 18-33 % (с 17 до 28 м/ч), что способствовало снижению сроков строительства скважин до 3 суток.
Немаловажное влияние на снижение фильтрационно-емкостных свойств коллектора оказывают и фильтрационные свойства применяемых технологических жидкостей. Поэтому именно им в дальнейшем было уделено пристальное внимание.
Третий раздел диссертационной работы посвящен решению задачи разработки рецептур промывочных жидкостей, оказывающих незначительное воздействие на фильтрационно-емкостные свойства продуктивных пластов, представленных терригенными проницаемыми породами.
Исследованиями Мавлютова М.Р., Конесева Г.В., Крысина Н.И., Ангелопуло O.K., Овчинникова В.П., Нагарева О.В., Яковлева И.Г. и многих других было показано, что основными причинами снижения продуктивности коллекторов нефти и газа на стадии бурения является проникновение в структуру порового пространства пласта самого бурового раствора, его фильтрата или дисперсной фазы. Причины - присутствие несвязанной дисперсионной среды, капиллярные силы, осмотическое давление, репрессия на
пласт. На наш взгляд, определяющим фактором из всех перечисленных является первый, поскольку при отсутствии свободной дисперсионной среды другие факторы либо малозначимы, либо не проявляются.
Изложенное, а также анализ опубликованных по указанной проблеме работ, позволили обосновать перспективность использования биополимерсолевых буровых растворов. Была определена следующая программа исследований: изучение свойств биополимерного раствора; обоснование вида электролита; изучение свойств биополимерсолевого раствора; разработка технологии приготовления растворов и проведение промысловых испытаний, анализ полученных результатов.
В качестве биополимера рассмотрена возможность применения полисахаридов, поскольку:
— использование гуаровой смолы повышает реологические показатели раствора. Попытки их снижения до приемлемых значений за счет увеличения водосодержания приводят к увеличению значений фильтратоотдачи раствора; они устойчивы только в пресных системах;
- декстрины не обеспечивают регулирование физико-химических свойств ни в пресных, ни в минерализованных системах. Их можно использовать только дополнительно в качестве реагентов для регулирования реологических и структурно-механических свойств.
Из ряда рассмотренных полисахаридов предъявляемым требованиям отвечают крахмалы как отечественного, так и зарубежного производства. Крахмал является самым доступным полисахаридом, устойчивым к высокоминерализованным средам, экологически безопасен, легко поддается биологической и химической деструкции. Крахмалы используются как в чистом виде (без обработки), так и экструзионные (ЭКР).
Результатами исследований (таблица 4) установлено, что при равных условиях наиболее технологичным и экономичным является ячменный крахмал, так как при его содержании в растворе в количестве 1,0 % показатель фильтрации находится в пределах регламентируемых значений (Ф до 7,2 см3/30 мин).
Таблица 4 - Свойства растворов на основе крахмалов
Модификация крахмала Состав раствора, % масс. Показатели свойств
крахмал №ОН ГТВ ТВ р, кг/м3 УВ, с Ф, см3/ 30 мин. г), мПа-с То,дПа
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10
крахмалы ООО «Спецбуртехнология»
18 МК-К, насыпная масса 300 5,0 - Ост. 1120 30,0 6,5 Не замерялось
5.0 0,50 Ост. 1120 74,6 5,4 Не заме нлось
2,0 0,20 60 Ост. 1123 23,0 7,5 11,0 6,0
18 МК-К, насыпная масса 150 5.0 - Ост. 1120 23,7 8,0 Не замерялось
5,0 0,50 Ост. 1120 70,5 5,0 Не замерялось
5,0 0,60 Ост. 1120 Не теч. 5,0 Не заме ялось
2,0 0,24 60 Ост. 1124 25,7 4,5 13,5 10,0
1,0 0,12 80 Ост. 1138 20,1 12,0 7,05 4,0
Кукурузный, щелочной метод 5,0 - Ост. 1125 16,2 10,0 Не замерялось
5,0 0,50 Ост. 1124 39,1 8,0 Не замерялось
5,0 0,60 Ост. 1125 Не теч. 4,0 Не замерялось
2,0 0,24 60 Ост. 1125 27,13 6,0 11,0 | 10,5
Кукурузный, кислотный метод 5,0 - Ост. 1125 15,6 9,6 Не замерялось
5,0 0,50 Ост. 1126 21,8 6,4 Не замерялось
5.0 0.60 Ост. 1126 563 6,8 Не замерялось
2,0 0,24 60 Ост. 1125 24,6 5,5 6,5 7,5
1,0 0,12 80 Ост. 1139 19,9 12,0 3,5 6,0
Кукурузный, нулевая кислотность 5,0 - Ост. 1125 16.7 7,2 Не замерялось
5,0 0,50 Ост. 1124 20,9 3,8 Не замерялось
5,0 0,60 Ост. 1126 Не теч. 3,8 Не замерялось
2,0 0,20 60 Ост. 1126 27,0 3,5 16,5 7,5
1,0 0,10 80 Ост. 1139 19,9 10,7 7,5 5,0
крахмалы фи эмы «Полицел» (экструзионные)
ПС (полисахарид + сульфацелл) 3,0 - - Ост. 1100 971 8,0 Не замерялось
3,0 0,2 - Ост. 1100 567 8,2 Не замерялось
2,0 - - Ост. 1160 185 9,0 Не замерялось
2,0 - ост. - 1180 87,2 4,0 27,0 66,0
1,0 - 50 Ост. 1100 29,4 14,0 13,5 10,5
РС («реабур»+ сульфацелл) 2.0 - - Ост. 1180 40,63 12.0 Не замерялось
2,0 0,1 - Ост. 1110 41,7 11,0 Не замерялось
2,0 - ост. - 1180 56,8 9,0 16,5 60,0
1.0 - 50 Ост. 1100 23.0 12.0 17,5 45.0
крахмалы чистые
Кукурузный 1.0 0,1 80 Ост. 1135 15,0 18,5 1,5 | 0,5
1,0 0,12 60 Ост. 1153 18,8 8,0 4,5 10,5
1,0 0,15 80 Ост. 1156 21,0 8,0 3,5 7,5
2,0 0,2 60 Ост. 1121 15,0 9,2 2,75 0,8
2,0 0,24 60 Ост. 1132 29,0 6,0 17,0 12,0
2,0 0,3 60 Ост. 1131 30,0 3.5 17,0 13,5
5,0 0,5 Ост. 1140 31,4 4,6 Не замерялось
5,0 0,6 - Ост. 1146 Кап. 4,0 Не замерялось
5,0 0,75 - Ост. 1148 Не теч. 3,8 Не замерялось
Ржаной 5.0 0,5 - Ост. 1124 305 Не замерялось
2,0 0,2 60 Ост. 1123 24,1 7,0 11,0 9,0
1,5 0,15 70 Ост. 1128 19,9 9,0 7,5 4,5
1,0 0.1 80 Ост. 1136 17.5 15,0 5,0 1,5
Продолжение таблицы 4
1 2 3 4 5 6 7 8 | 9 | 10
Пшеничный 5,0 0,5 - Ост. 1120 453 Не замерялось
2,0 0.2 60 Ост. 1122 22,1 6.0 9,0 6.0
1.5 0,15 70 Ост. ИЗО 20.4 8,5 4,5 3.0
1,0 0,1 80 Ост. 1138 18,2 12,0 4.05 3,0
Ячменный 5,0 0.5 Ост Ост. 1128 582 Не замерялось
2,0 0.2 60 Ост. 1125 23,6 4,6 11,5 3,0
1.0 0,1 80 Ост. 1137 20,0 7,2 5,0 2,8
0,75 0.075 85 Ост. 1145 18.5 8,0 1.5 1,0
Картофельный 5,0 0.5 - Ост. 1134 Не теч 4.0 Не замерялось
2.0 0.2 60 Ост. ИЗО 27,7 2.0 11,0 10,5
1,0 0,1 80 Ост. 1152 20,0 6.0 3,5 6,0
Примечание: ПВ - пластовая вода; ТВ - техническая вода; р - плотность раствора; УВ - условная вязкость раствора; Ф - показатель фильтратоотдачи; Л - пластическая вязкость; То - статическое напряжение сдвига
Для других, в частности, экструзионных крахмалов при той же концентрации реагента показатель фильтрации в 1,6-2,5 раза выше. По эффективности применения исследованные экструзионные крахмалы располагаются в следующей последовательности: ячменный —> пшеничный —> ржаной —> кукурузный.
Модифицированные крахмальные реагенты фирм «Спецбуртехнология» и «Полицелл» полностью в воде не растворяются. Для более полной их гидратации и гелеобразования требуется дополнительная обработка щелочью, хотя и в меньшей концентрации (в соотношении 15:1). Кроме того, высокая стоимость модифицированных крахмалов по сравнению с экструзионными (в 4-8 раз) при отсутствии других преимуществ, не позволяет рекомендовать их для приготовления безглинистых буровых растворов.
Сравнительные испытания чистых крахмалов (картофельного и кукурузного) показывают, что по сравнению с ЭКР эти крахмалы при равной концентрации в растворе имеют меньший показатель фильтрации и более высокие реологические свойства (Ф = 2 см3/30 мин., г| =11,0 мПа-с, т0 = 10,5 дПа). Тем не менее, следует считать, что из рассмотренных реагентов наиболее эффективным является картофельный, так как для его получения требуется меньшее содержание каустической соды (для картофельного крахмала
соотношение крахмал : щелочь = 10:1, для кукурузного = 6,6-8,8:1), при этом он более устойчив к полисолевой агрессии хлоркальциевого типа.
Снижение фильтрационно-емкостных свойств терригенных коллекторов нефти и газа обычно связывают с изменением размеров поровых каналов вследствие набухания глинистых включений в горной породе. Для предупреждения этого используют ингибиторы набухания, представленные электролитами.
Для оценки эффективности реагентов-ингибиторов набухания и диспергирования глинистых минералов предложено использовать параметр ингибирующей способности, который равен отношению разницы коэффициентов набухания образца минерала в дистиллированной воде и в растворе реагента к значению этого коэффициента
Кв-Кр Кв
VI/ = —2-2- = —(6)
кр кр
2 2
где К' — коэффициент набухания в воде, д.е.; К? — коэффициент набухания в растворе реагента, д.е.;
В таблице 5 представлены сведения о набухании глин в исследуемых средах.
Сделан вывод, что по степени ингибирования набухаемости катионы металлов располагаются в следующий ряд: — К+ > Са2+ > Ыа+, что согласуется с результатами исследований других авторов, по мнению которых влияние анионов, располагающихся в ряд НСОО' > СН3СОО" > СГ, оказывает не столь однозначное действие как в случае с катионами.
С повышением концентрации соли (примерно до 10 % вес.), степень влияния анионов муравьиной и уксусной кислот уравнивается. При дальнейшем повышении концентрации анион уксусной кислоты начинает оказывать большее влияние на ингибирование набухания глинистых минералов. По всей видимости, это связано со способностью анионов гидрофобизировать поверхность, т.к. в их составе содержится углеводородный радикал.
Наиболее подходящей средой, с точки зрения ингибирования глинистых минералов, является раствор ацетата калия.
В таблице 6 представлены результаты исследований свойств биополимерного раствора с использованием картофельного крахмального реагента на основе пластовой воды различной плотности, а в таблице 7 -биополимерсолевого раствора с использованием в качестве электролита формиата натрия.
Их анализ показывает, что:
- увеличение содержания крахмального реагента понижает подвижность раствора, условная вязкость повышается до 27 у.е.; при дальнейшем увеличении (более 2%) намечается ее стабилизация;
- содержание пластовой воды с малой величиной минерализации практически не влияет на изменение вязкостных свойств раствора (р = 1080 кг/м3); показатель фильтратоодачи снижается с увеличением содержания крахмального реагента. При его содержании около 2% показатель фильтрации близок к нулю, эффективная вязкость увеличивается;
- повышение содержания пластовой воды повышает фильтратоотдачу раствора, снижает эффективную вязкость. Изменение статического напряжения сдвига аналогично изменению эффективной вязкости;
- оптимальные концентрации крахмального реагента в растворе составляют: для минерализованных систем - 1,0-2,0 %, для пресных составов -от 0,75% до 2%;
- при содержании крахмального реагента в растворе в количестве 2 % фильтрационная корка формируется в первую минуту, причем максимальная скорость фильтрации отмечается в начальный момент, далее темп ее роста снижается с последующим затуханием через 3 минуты. При содержании в растворе крахмального реагента менее 0,75 % происходит более медленное формирование фильтрационной корки, при этом начальная скорость фильтрации в 5—7 раз выше;
Таблица 5 - Результаты исследований кинетики набухания глинистого вещества пласта Ач3_4 в различных средах
Раствор Концентрация, % вес. Время набухания, мин. Показания индикатора, мм Коэффициенты, д.е. Ингибирующая способность, Х|(
ho ДЬ к, к2
Дистиллированная вода - 300 5,2 6,19 2,27 1,27 0
4,760 300 6,15 2,22 1,38 0,38 2,33
Формиат натрия 9,090 300 5,66 1,92 1,37 0,36 2,53
16,67 300 5,26 1,62 1,33 0,33 2,87
23,08 180 5,37 1,41 1,28 0,28 3,54
4,760 480 5,56 2,68 1,51 0,51 1,48
Ацетат натрия 9,090 360 5,63 2,11 1,40 0,40 2,19
16,67 300 5,60 1,77 1,34 0,34 2,78
23,08 60,0 5,49 1,40 1,27 0,27 3,68
Формиат кальция 4,760 120 5,24 2,22 1,45 0,45 1,81
9,090 120 5,36 2,12 1,42 0,42 2,02
4,760 450 5,07 2,31 1,49 0,49 1,61
Ацетат кальция 9,090 450 5,46 2,19 1,43 0,43 1,98
16,67 450 4,87 1,73 1,38 0,38 2,34
4,760 120 5,83 1,42 1,26 0,26 3,92
9,090 120 5,85 1,22 1,22 0,22 4,75
Ацетат калия 16,67 60,0 5,50 0,99 1,19 0,19 5,64
23,08 120 5,74 0,84 1,16 0,16 7,18
41,18 15,0 5,20 0,64 1,13 0,13 8,67
Хлорид калия 4,760 9,090 16,67 23,08 120 120 120 60,0 5,29 5,64 5,43 5,25 1,87 1,32 1,15 0,98 1,38 1,25 1,23 1,20 0,38 0,25 0,23 0,20 2.37 4,11 4,64 5.38
Таблица 6 - Результаты исследований влияния картофельного крахмального
реагента на свойства промывочной жидкости
№ Крахмал Состав раствора, % мае. Показатели свойств
NaOH ТВ пв р, кг/м3 УВ, с Ф, см3/30 мин. г|, мПа-с То, дПа
1 2 0,20 100 - 1021 27,1 3,0 12,0 7,5
2 1 0,10 100 - 1020 23,0 4,5 8,0 4,5
3 0,75 0,075 100 - 1017 20,4 6,0 4,5 4,5
4 0,5 0,05 100 - 1017 17,5 8,0 1,5 1,5
5* 2 0,20 40 60 1064 24,5 4,2 10,0 6,0
6* 1 0,10 20 80 1068 21,7 8,0 4,5 4,5
7* 0,75 0,075 15 85 1071 19,5 12,0 3,0 1,5
8" 2 0,20 15 85 1125 23,6 4,6 11,5 3,0
9" 1 0,10 20 80 1138 20,0 7Д 5,0 2,75
10" 0,75 0,075 15 85 1145 18,5 8,0 1,5 1,0
11" 2 0,20 40 60 1123 21,3 2,0 7,0 4,5
Примечание: *- пластовая вода плотностью 1084 кг/м3; ** - пластовая вода плотностью 1180 кг/м3
Таблица 7 - Результаты исследований физико-механических свойств
технологических жидкостей с формиатом натрия
№ п/п Содержание реагентов, % Плотность, кг/м3 Условная вязкость, с Пластическая вязкость, мПас дне, дПа Водоотдача, см3/ 30 мин.
фор-миат натрия полимер КМК вода пенога-ситель наполнитель МР
1 30,0 4,0 66,00 0,13 0 1220 67 - 5,0
2 37,0 3,0 59,87 0,13 0 1270 62 - 4,5
3 39,0 3,0 57,76 0,24 0 1280 62 . - 4,0
4 40,0 3,0 56,77 0,23 0 1295 63 39 134,1 4,0
5 42,0 3,0 54,77 0,23 0 1310 63 52 86,21 3,5
6 44,0 3,0 52,68 0,32 0 1330 63 53 91,00 за
7 44,0 3,0 46,68 0,32 6 1380 80 56 119,7 2,2
8 44,0 3,0 42,68 0,32 10 1400 100 62 - 4,6
9 43,0 3,2 41,46 0,32 12 1450 95 29 134 5,0
10 42,7 3,7 39,30 0,30 14 1450 100 . - 5,5
11 44,3 3,7 37,70 0,30 14 1450 115 - - 6,0
-для безглинистых буровых растворов с полисахаридами характерна противоположная растворам на глинистой основе зависимость процессов фильтрации в статических и динамических условиях. Фильтрация в статических условиях выше, чем в динамических;
- раствор обладает достаточно высокой ферментативной устойчивостью и термостабильностью; фильтрационные корки - высокой устойчивостью к минерализованным водам (практически непроницаемые для пластовых вод), а после деструкции (через 20-30 дней) происходит повышение их пропускной способности для керосина и сохраняется непроницаемость для высокоминерализованных и пресных вод;
- набухаемость глинистой фазы в фильтрате раствора с формиатом натрия практически такая же, что и в фильтратах, содержащих ионы калия;
- сочетание в рецептурах минерализованных растворов формиата натрия с карбонатом кальция разной степени дисперсности и полисахарида, в качестве регулятора реологических свойств с различными добавками, позволяет образовывать плотную, низкопроницаемую фильтрационную корку и не допускать проникновение фильтрата в пласт. Образование каркаса фильтрационной корки осуществляется, в основном, за счет карбоната кальция, размер фракции которого больше, чем размеры пор или трещин. Для заполнения каркаса более мелкими фракциями в качестве сщивателей подходят все предложенные полисахариды и их производные, в частности, КМК, сульфацел и ПС;
- предлагаемые сочетания химических реагентов позволяют без особых сложностей регулировать реологические и тиксотропные свойства буровых растворов. Последние имеют стабильные параметры в условиях высоких температур и давлений в течение времени, необходимого для вскрытия продуктивного горизонта;
- реагенты, используемые в составе предлагаемых растворов, имеют невысокую стоимость, простую технологию приготовления, сочетаются с большинством широко применяемых в бурении добавок.
Наиболее эффективно приготовление рекомендованных растворов по следующей технологической схеме: растворение феррохромлигносульфоната заданной концентрации, ввод расчетного количества мраморной крошки, приготовление полимерного реагента требуемого состава с последующим его разбавлением водным раствором солей уксуснокислого калия либо формиата натрия. В процессе бурения осуществляется оперативный контроль качества бурового раствора. Корректировка состава и физико-механических свойств производится согласно карте технологической обработки (таблица 8).
Таблица 8 - Карта технологической обработки биополимерсолевого бурового раствора
Отклонение показателен бурового раствора Метод определения Причина Методы предупреждения и устранения
Накопление твердой фазы 1) по росту плотности бур. раствора; 2) по увеличению осадка в пробе Плохая очистка в результате: 1) несвоевременного введения флокул; 2) несвоевременная чистка отстойников или их отсутствие; 3) соединение емкостей в нижней части или параллельная обвязка насосных емкостей 1) постоянная обработка флокулянтом; 2) очистка отстойника; 3) изменение схемы обвязки циркуляционной системы; 4) при нарушении стабильности раствора, после очистки дополнительная обработка крахмальным реагентом
Повышение водоотдачи По ВМ-6 или фильтрпрессу 1) плохая очистка бурового раствора; 2) низкое содержание крахмала (ниже регламентируемого); 3) нарушение стабильности раствора из-за попадания в него агрессивных флюидов; 4) разложение крахмала 1) указано выше; 2) дополнительная обработка крахмальным реагентом; 3) нейтрализация агрессивных флюидов вводом реагентов в зависимости от агрессивной среды (кальцинированная сода, двуокись марганца, ПГМ, обработка флокулянтом); 4)замена раствора
Вспенивание По изменению плотности 1) поступление газа из пласта, сероводорода; 2) ввод не полностью растворенного хлорида калия; 3) образование эмульсии с нефтью; 4) начавшееся брожение крахмала; 5) нарушение герметичности насосных приемов; 6) низкий уровень бурового раствора в насосных емкостях; 7) избыток ПАВ 1) повышение плотности бурового раствора; 2) ввод эмульгатора МЛ-51; 3) замена раствора; 4) дополшггелыюе приготовление бурового раствора; 5) ликвидация негерметичности; 6)ввод пеногасителя, исключить ввод ПАВ
К указанному виду промывочных жидкостей предъявляются те же требования экологической безопасности, что и при работе с глинистыми растворами и растворами солей натрия. К тому же данный тип раствора менее токсичен и химически агрессивен, чем растворы с KCl, NaCl, СаС12.
Опытно-промышленное внедрение разработанных технологий, материалов и технических средств подтвердило результаты теоретических и экспериментальных исследований. Таким образом, цель работы достигнута:
отмечается отсутствие загрязненных зон в приствольной части продуктивных пластов (отрицательный скин-эффект порядка 2,5-4,6), продуктивность скважин при испытании возросла в разведочных скважинах в 2,8-5,2 раза, в эксплуатационных: нефтяных - в 1,25-1,8 раз, в газовых в 1,7-1,9 раз по сравнению с базовыми. Это принесло предприятию доход в размере 250-275 рублей на метр проходки.
В четвертом разделе по результатам представленных выше исследований рассмотрена и изучена возможность и целесообразность использования при цементировании обсадных колонн высокомолекулярных соединений для регулирования (повышения) седиментационной устойчивости тампонажных растворов.
Исследованиями Булатова А.И., Бережного А.И., Обозина О.Н., Овчинникова В.П., Куксова А.К., Черненко A.B. и многих других отмечено, что седиментационная неустойчивость используемых рецептур тампонажных растворов приводит к осложнениям при проведении цементировочных работ и нарушениям герметичности заколонного пространства, в особенности, на участках с повышенными зенитными углами. Седиментационная устойчивость определяется количеством несвязанной жидкости затворения, ее реологическими свойствами и плотностью твердой фазы тампонажного раствора.
Изменение реологических свойств и снижение количества свободной воды затворения возможно за счет введения в состав раствора высокомолекулярных соединений (ВМС), из которых рекомендованы к использованию: полисахариды, акриловые полимеры, поливиниловые спирты, полиэтиленоксид, аллиламины, комплексные реагенты и другие. Другим перспективным направлением повышения седиментационной устойчивости тампонажных растворов является метод их гидроактивации в процессе цементирования, основанный на увеличении гидравлической активности тампонажного материала.
В работе обоснована целесообразность использования ВМС типа оксиэтилцеллюлозы (ОЭЦ). Они обладают хорошей растворимостью в воде (последняя наиболее широко используется как жидкость затворения),
устойчивы к воздействию солей и солям (хлоридам, нитратам, боратам, бихроматам и др.).
Рассмотрены ОЭЦ отечественного производства типа Сульфацел, а также ОЭЦ выпускаемые зарубежными изготовителями - фирмы Hoechst марки Tylose и фирмы Hercules марки Natrosol (таблица 9, 10).
Таблица 9 - Показатели реологических и фильтрационных свойств
1 %-ных водных растворов Tylose, Сульфацел, Natrosol
ОЭЦ Пластическая вязкость (г|), мПа-с Предел текучести (то), дПа Водоотдача (Фсм3/30 мин.) при ДР=0,1МПа
на техн. воде на р-ре 40%-ного CaCli на техн. воде на р-ре 40%-го СаСЬ на техн. воде на р-ре 40%-го СаС12
TYLOSE
ЕНМ 33,0 53,0 62,0 102,0 20,0 14,0
ЕНН 46,0 52,0. 183,0 84,0 6,5 6,0
EHL 21,0 43,0 14,0 24,0 мгнов. мгнов.
Н20Р 7,0 20,0 0 3.0 50 за 8 мин. 50 за 18мин.
СУЛЬФАЦЕЛ
6867 8,0 17,0 5,0 6,0 45,0 15,0
11047 9,0 15,0 1,0 5,0 36,0 14,0
11094 9,0 15,0 0 4,0 25,0 13,0
п.7994 5,0 11,5 0,5 3,5 11,5 31,5
п.В-56 9,0 22,0 2,5 8,0 14,5 12,0
п.6415 16,0 31,5 7,5 18,0 24,5 28?5
NATROSOL
MBR 32,0 37,0 70,0 70,0 22,0 27,0
GR 11,0 26,0 14,0 10,0 50 за 20 мин. 50 за 18 мин.
H4BR 31,0 37,0 105,0 123,0 37,0 18,0
HHBR 29,0 37,0 138,0 140,0 8,0 9,0
По результатам выполненных исследований сделаны следующие выводы. ОЭЦ Ту|р5е:
- все марки легко растворяются в цементном растворе. Поэтому добавку ТуЬве в цементный раствор можно вводить в растворенном или сухом виде, но
по влиянию на консистенцию лучшие результаты дает ввод ОЭЦ в виде кашицы;
- небольшая добавка Ту lose марки ЕНН (0,3%) совместно с ускорителем схватывания СаСЬ эффективно снижает показатель фильтратоотдачи. При этом 2-суточная прочность цементного камня соответствует прочности тампонажного состава без добавок; Tylose ЕНМ дает аналогичный эффект при содержании в количестве 0,3-0,5 % от массы цемента, прочность цементного камня в возрасте двух суток не снижается, а даже несколько увеличивается при добавках СаС12 свыше 2 %; Tylose марки EHL, не снижая прочностных характеристик цементного камня, эффективно снижает водоотдачу, а добавка СаС12 увеличивает 2-суточную прочность цементного камня (до 3,9 МПа); добавка Н20р в количестве 0,7% эффективно снижает фильтрацию цементного раствора, находящегося в динамике, но значительно увеличивает сроки схватывания при температуре +22°С;
- концентрация реагента ЕНМ в количестве 0,3-0,5 % исключает прорыв воды через столб цементного раствора, если в составе цемента не менее 3 % СаС12. Концентрация ЕНМ до 0,3 % без дополнительных добавок не исключает прорыва; добавка в состав тампонажного состава конденсата этилсиликата (ЭТСК) и ЛСТП позволяет дополнительно снизить проницаемость цементного теста, исключив при этом прорыв пластовых вод; NaCl, усиливая адгезионные свойства тампонажной смеси, в состав которой входит 0,5 % ЕНМ, позволяет полностью исключить гидропрорыв. При концентрации ЕНМ 0,3 % и наличии NaCl вероятность прорыва снижается на 40 %; ЭТСК обеспечивает кольматацию порового пространства за счет образования гидросиликатов. Кроме того, ЭТСК ускоряет сроки схватывания. Присутствие ЭТСК в цементном растворе с концентрацией ЕНМ 0,5 % и более исключает прорыв, при концентрации ЕНМ 0,3 % вероятность прорыва снижается на 80 %;
- необходимое время перемешивания при концентрации ЕНМ 0,5% составляет не менее 30 мин. Увеличение времени перемешивания до 2-х часов не оказывает существенного влияния на проницаемость. При концентрации
ЕНМ 0,3% для исключения прорыва воды через столб цементной массы требуется увеличение времени перемешивания до 2-х часов.
Таким образом, можно считать, что все испытанные марки Ту1оБе можно использовать при цементировании скважин со следующими концентрациями: ЕНН - 0,3 %; ЕНМ - 0,3-0,5 %; ЕНЬ - 0,5 %; Н20р - 0,7 %; время перемешивания цементного раствора с добавками Ту1ове должно быть не менее 1 часа, время прокачивания - не более 2,5 часов.
ОЭЦ ЫаЦ-ояо!:
-добавки Ыа^оБо! фирмы Геркулес типа Н4ВЯ, ННВК, МВЯ, йЯ растворяются в цементных растворах, при этом являются понизителем фильтрации цементного раствора;
-все реагенты Ыа1го5о1, кроме в Я, сильно загущают тампонажные составы даже при обработке ЛСТП и увеличивают 2-суточную прочность цементного камня при содержании ускорителя схватывания не менее 2%. Растворы, содержащие их, имеют очень малое время загустевания - около 50% от времени начала схватывания. В частности, загустевание тампонажных смесей с добавками Ыа1го5о1 марок ННВК, Н4В11 и МВЛ совместно с СаС12 происходит в течение 1-1,5 часов. Через 30 минут после приготовления растворы практически не прокачиваются. Загустевание тампонажной смеси с маркой вЯ происходит в течение 2 часов;
- реагенты Н4ВЯ, ННВЯ, МВЯ не влияют на сроки схватывания цемента, увеличивая прочностные показатели цементного камня;
- растекаемость тампонажной смеси с добавками Ыа1го5о1 типа Н4ВЯ, ННВК, МВЫ имеет низкие значения и не соответствует требованиям стандарта, обработка пластификаторами неэффективна;
- в качестве добавок, регулирующих сроки схватывания и прочность цементного камня, возможно использование реагентов СаСЬ и ЭТСК; в качестве пластификаторов - ЛСТП и НТФ. При их использовании следует учитывать, что:
Таблица 10 - Влияние ОЭЦ на свойства тампонажных составов
Цемент оэц,% СаС12, % лстп Водоотдача, см3/30 мин при ДР=0,7 Мпа Растекаемость, мм Плотность, кг/мЗ Сроки схватывания, ч-мин. Прочность на изгиб через 2 сут., Мпа Время загустевания, ч-мин.
начало конец
100 _ _ _ 98 за 33с 190 1810 4-00 7-30 3,5 3-40
Сульфацел
100 0,9 (6867) 2,0 _ 33,0 130 1840 8-15 24-00 4,38 6-20
100 1,0 (6867) 3,0 _ 12,0 150 1840 8-20 10-35 3,9 6-40
100 1,0(11047) 3,0 _ 15,0 180 1860 6-30 8-10 3,5 4-50
100 1,0(11094) 3,0 12,5 170 1850 6-05 7-45 3,7 4-50
100 0,8 (В-56) 2,0 _ 60,0 210 1840 >8-00 >10-00 3,4 8-45
100 1,0 (В-56) 2,0 _ 25,0 170 1840 >8-00 >10-00 2,3 10-00
КАПЮЗОЬ
100 0,7 (О*) 2,0 0,1 11,5 215 1800 5-00 6-50 4,5 2-30
100 0,4 (ННВЯ) 2,0 0,1 21,5 150 1860 2-35 3-50 4,98 1-15
100 0,5 (МВЮ 2,0 0,1 27,0 160 1810 5-50 8-00 4,75 1-30
100 0,4 (Н4ВЮ 2,0 0,1 24,5 160 1830 2-40 5-20 3,34 1-20
НОЕШТ ТУЪОЗЕ
100 0,5 (ЕНМ) 3,0 15,0 180 1840 6-50 8-50 2,9 2-30
100 0,3 (ЕНМ) 3,0 22,0 220 1850 4-40 6-30 4,8 3-30
100 0,5 (ЕНЬ) 2,0 21,0 180 1830 6-25 8-25 3,9 5-00
100 0,3 (ЕНН) 2,0 52,0 190 1840 7-00 9-00 2,9 4-50
100 0,7 (Н20р) 2,0 72,0 200 1830 >8-00 >10-00 2,6 8-40
Примечание: в скобках указан номер партии ВМС
• реагент ЭТСК в сочетании с добавками №1гозо1 повышает прочность цементного камня, но при этом водоудерживающая способность тампонажного раствора ухудшается, раствор получается неоднородным, комкообразным, сроки схватывания не соответствуют стандартным;
•добавки Ыа1гозо1 в сочетании с СаС12 и ЛСТП увеличивают водоудерживающую способность тампонажной смеси;
— №1го5о1 типа вЯ замедляет сроки схватывания и загущает тампонажную смесь, но добавка хлористого кальция позволяет регулировать сроки схватывания и растекаемость тампонажнои смеси до значений, соответствующих стандарту.
ОЭЦ Сульфацел:
-добавки Сульфацела в сухом виде снижают показатель водоотдачи только после 2-х часов перемешивания. При добавке Сульфацела в растворенном виде снижение показателя фильтрации тампонажного раствора достигается только после 1 часа перемешивания, что, по нашему мнению, связано с недостаточной его растворимостью в сравнении с ОЭЦ других торговых марок. Реагент Сульфацел 6867 при содержании более 0,9 % эффективно снижает водоотдачу, но имеет низкую растекаемость и чрезмерно высокие сроки твердения. Наиболее оптимальна концентрация Сульфацела от 0,8 до 1,2% (меньшее количество не обеспечивает снижения фильтрации, а большее, уменьшая растекаемость, снижает прокачиваемость тампонажного раствора);
— при достаточно низких показателях фильтрации сроки схватывания тампонажных материалов, обработанных Сульфацелом, удлиняются; снижается прочность цементного камня. В качестве ускорителя сроков схватывания рекомендуется использовать СаСЬ в количестве 2-3 %. Растекаемость тампонажных составов становится выше или не ухудшается при концентрации Сульфацела не более 1,0%, а при концентрации >1,0% существенно снижается;
— наиболее эффективные партии Сульфацела для снижения фильтрации — В-56, 6867. Время их перемешивания при вводе в растворенном виде должно
быть не менее 1 часа, но максимальное снижение водоотдачи достигается через 2 часа перемешивания. Время прокачивания - до 5 часов.
На основании проведенных исследований установлено, что наиболее эффективными по снижению показателя фильтратоотдачи тампонажных растворов и поддержанию высоких реологических, структурно-механических свойств тампонажных составов является ОЭЦ фирмы Hoechst - Tylose ЕНМ и EHL. Доступность ОЭЦ марки ЕНМ определяет его выбор как реагента для рекомендации к промышленному внедрению.
Для уточнения и объяснения механизма снижения водоотдачи цементного раствора при вводе ОЭЦ был проведен анализ вязкости фильтратов цементных растворов, обработанных ОЭЦ; водных растворов ОЭЦ и их фильтратов, а также изучена кинетика фильтратоотдачи цементных растворов, обработанных ОЭЦ.
Установлено, что:
- вязкость фильтрата ОЭЦ, приготовленного на 40 %-ном водном растворе СаСЬ, значительно меньше вязкости исходного раствора (Цф = 23,75 мПа-с; цр= 129,71 мПа-с);
— показатель фильтрации водного раствора ОЭЦ, приготовленного на 40 % растворе СаСЬ, равен 7,0 см3 за 30 минут при перепаде давления 0,1 МПа, а при добавлении в раствор Са(ОН)г снижается до 2,0 см3 за 30 минут.
Эти данные свидетельствуют о том, что при растворении Tylose ЕНМ в 40% растворе хлорида кальция происходит набухание и укрупнение макромолекул ОЭЦ до размеров, превышающих размеры пор фильтра (10 нм), в результате чего они задерживаются на его границе. Набухание ОЭЦ сопровождается связыванием свободной дисперсионной среды, на что указывает снижение показателя фильтрации.
Макромолекулы ОЭЦ в фильтрате тампонажного раствора не обнаружены. Плотность фильтрата через 5 минут предварительного перемешивания соответствует плотности жидкости затворения, а после 30 минут плотность фильтрата и его вязкость снижаются, причем вязкость фильтрата в дальнейшем остается на постоянном уровне. Таким образом, снижение фильтратоотдачи цементных растворов, обработанных ОЭЦ марки
Ту1озе ЕНМ, обусловлено связыванием свободной дисперсионной воды макромолекулами ОЭЦ и удержанием ее в системе портландцемент -дисперсионная среда при формировании цементного камня и возможном частичном осаждении макромолекул в порах фильтра.
На основании результатов экспериментальных и теоретических исследовании, определены наиболее оптимальные тампонажные составы и проведены их промысловые испытания. Технологическая схема цементировочных работ практически не отличалась от принятой на предприятии. Оценка качества работ проводилась с использованием акустической цементометрии и скважинного гамма дефектомера-толщиномера (СГДТ). Негерметичность цементного кольца оценивалась методом опрессовки. Исследования показали, что число скважин с наличием межколонных давлений резко (в 7-8 раз) сократилось, число скважин с негерметичным кольцом практически отсутствует.
Таким образом, промысловые испытания подтвердили перспективность и целесообразность использования высокомолекулярных соединений в составе тампонажных растворов.
В пятом разделе представлено обоснование использования методов гидравлической активации тампонажных растворов в процессе цементирования скважин, описаны разработанные в соавторстве технические средства и технологии их применения.
Известно, что процессы твердения тампонажных растворов в значительной степени определяются степенью гидратации основных компонентов вяжущего материала. Воздействие на структурообразование тампонажного раствора принято называть активацией. Последствия активационной обработки в композиционных материалах ощущаются в течение длительного времени их службы. Выбор того или иного вида активации, а иногда и их совмещения, обуславливается технологическими задачами, главными из которых являются реализация потенциальных возможностей вяжущего для уменьшения расхода цемента; создание более пластичной системы без применения органических пластификаторов, замедляющих гидратацию и понижающих прочность; необходимость обеспечения
ускоренного твердения на определенном этапе структурообразования, например, в период схватывания и т.д.
В работе проанализированы различные технологические приемы и методы активации тампонажных систем, такие как: активация при помоле в присутствии органических веществ; виброактивация цементных растворов, бетонов; активация устройствами роторного типа, аэродинамическими излучателями; использование магнито-механического, электрогидравлического и термоэлектрического воздействия; пароразогрев тампонажной смеси и др.
Учитывая специфику проведения цементировочных работ, предложено использование роторно-пульсационных аппаратов (РПА) в технологической схеме цементирования и гидроакустического активатора в оснастке обсадной колонны. Прежде всего, это было обусловлено эффективностью их работы при приготовлении суспензий высокой концентрации, диспергированием дисперсной фазы за счет механического взаимодействия друг с другом.
Устройство РПА изготовлено в виде отдельного агрегата и включается в циркуляционную обвязку перед подачей тампонажного раствора в усреднительную емкость. В таблице 11 представлены результаты экспериментальных исследований по изучению влияния гидро-пульсационного воздействия на физико-механические свойства тампонажных растворов различного состава. Их анализ показывает, что в этом случае водоотделение тампонажных растворов значительно снижается (в 3-5 раз). Снижение отмечено и для тампонажного раствора с повышенным водосодержанием (В/Ц=0,7); предел прочности цементного камня, в среднем, возрастает в 1,5 раза; ускоряется процесс формирования цементного камня (сроки начала схватывания сократились на 10-15%, конца схватывания на 7-10%, время загустевания на 6-10 %).
Учитывая важность и необходимость, в первую очередь, обеспечения качественного разобщения объекта, являющегося источником поступления пластового флюида в скважину (продуктивного горизонта), было принято решение совместить процесс гидравлической активации поставляемого тампонажного раствора непосредственно в скважине.
Таблица 11 - Влияние гидродинамической активации на физико-механические свойства тампонажных растворов
Состав тампонаж- ного раствора Во-до-твердое отношение Физико-механические свойства тампонажного раствора, камня
Плотность, кг/м5 Водо- отделение, % Расте-каемость, м Сроки схватывания Время загус-тевания, ч-мин Предел прочности при изгибе (МПа) в возрасте
начало конец 2 суток 7 суток
Портландцемент 0,5 1800 1870 м 2,5 0.215 0,220 6-15 6-35 9-20 9-40 7-00 7-25 3.90 2,75 6.80 6.20
0,7 1680 1700 L5 3,5 0.235 0,240 7-45 7-55 10-50 11-20 8-50 9-00 2.35 2,15 5.20 4,50
Портландцемент + 6% СаС1 0,5 1850 1845 М 0,4 0.195 0,190 6-00 5-40 9-00 8-10 7-00 6-15 3.95 4,1 5.10 7,15
0,6 1800 1810 М 0,5 0.215 0,210 6-30 6-05 9-40. 8-30 7-40 7-05 2.45 3,15 4.55 4,85
0,7 1680 1685 М 0,4 0.235 0,215 7-20 6-30 10-15 9-25 8-10 7-40 2.45 3,15 4,20 4,45
Портландцемент + 3% СаС1 + 0,5% ЛСТМ 0,5 1660 1650 М 0,3 0.210 0.205 8-15 7-20 10-35 8-30 9-15 8-40 2.40 2,85 5.80 6,40
0,6 1620 1625 0,5 0,3 0.2)0 0,205 8-45 7-20 11-00 9-15 9-25 8-40 2.20 2,45 3.15 4,80
Портлаце-мент + 5% раствор глины 0,5 1740 1730 0,2 0,2 0.140 0,140 4-15 3-35 6-25 5-15 4-50 3-10 3.49 3,40 5.86 6,40
0,6 1720 1730 М 0,4 0.165 0,165 4-55 3-40 7-20 5-50 6-00 7-50 3.15 3,50 5.40 6,60
0.75 1680 1680 М 0.5 0.190 0,180 6-45 5-15 10-20 9-10 7-50 6-10 2.70 3,05 5.40 6,80
0,8 1680 1685 М 0.5 0.195 0,180 6-55 5-15 10-40 9-10 8-00 6-50 2.55 2.60 5.30 6,40
1.0 1640 1640 М 0,5 0.219 0.205 8-15 7-10 11-35 9-40 9-15 7-50 2.20 2.60 5.38 5,52
Портландцемент + 10% активированного материала (АМ) 0,5 1800 1800 м 0,5 0.210 0,205 6-15 5-35 10-05 9-50 8-50 7-10 3.15 3,45 6.15 7,25
20 % ЛМ 0,5 1780 2,5 0,215 6-25 10-00 - 3,35 4,4
40% АМ 0,5 1760 2.5 0.210 6-30 9-45 - 3,5 3,9
60% АМ 0.5 1760 2.0 0.25 6,05 9-25 - 3,7 3,9
Примечание: в числителе указаны физико-механические свойства тампопажного раствора, не подвергнутого активации; в знаменателе - подвергнутого.
Для этого совместно с профессорами Кузнецовым Ю.С. и Овчинниковым В.П. разработаны два варианта генераторов импульсов давления, устанавливаемых над башмаком обсадной колонны. Обе конструкции основаны на принципе генерирования в потоке прокачиваемой жидкости кавитационных импульсов давления. В первом варианте образование парогазовой области осуществляется за счет закручивания потока жидкости в гидровихревой насадке, во втором - на принципе жидкостного свистка. Струя потока жидкости подается под давлением через сопло на острие пластинки, закрепленной в двух местах в корпусе башмака. Под ударом струи жидкости пластинка колеблется, излучая два пучка ультразвука, направленных перпендикулярно к ее поверхности. Частота колебаний, возбуждаемых излучателем, составляет около 30 кГц. Дополнительно над пластиной размещается металлический шар. Колебания шара, вызванные генерируемыми импульсами, способствуют дополнительному механическому воздействию на дисперсную фазу цементно-водной суспензии, повышению ее удельной поверхности).
Проведены стендовые испытания разработанных конструкций генераторов кавитационных импульсов давлений. Гидравлические сопротивления, обусловленные установкой этих устройств в оснастку обсадной колонны, создают дополнительный перепад давления, не превышающий 1,651,94 МПа.
Весь комплекс предлагаемых решений был апробирован на скважинах Северо-Уренгойского месторождения на кустах: 109 (6 скважин) и 106 (6 скважин). Результаты однозначно показали повышение качества работ по обеспечению разобщения продуктивного пласта. Доля интервалов с классификацией наличия цементного камня за колонной (СГДТ) и жесткого сцепления цементного камня породой достигла в интервале продуктивного пласта 95-97 %, - выше 48-53 % (остальное на долю частичного сцепления).
Герметичность кольцевого пространства при эксплуатации скважин в течение определенного времени, как правило, нарушается. Это, прежде всего, вызвано изменениями избыточных внутренних и наружных давлений, приводящих к нарушению герметичности контактной зоны цементный камень - обсадная колонна.
Проведенными в институте «ТатНИПИнефть» экспериментальными исследованиями было показано, что при внутреннем давлении, равном 15 МПа, в трубах диаметром 146 мм и толщиной стенки 10 мм группы прочности Д возможна радиальная деформация в 40 мкм. Кроме того, изменение температуры приводит к образованию зазоров между обсадной колонной и цементным камнем, которые, в зависимости от диаметра и толщины стенок обсадных труб, могут достигать 0,652 мкм. При этом происходит нарушение сплошности цементной оболочки, ее разрыв и ухудшение сцепления цементного камня с обсадной трубой. Результат - преждевременное обводнение скважин или прорыв газа.
Предупреждение радиальных деформаций обсадных труб возможно путем включения в оснастку обсадной колонны специального устройства, исключающего радиальную деформацию обсадной колонны - компенсатора изменения избыточного давления.
Компенсатор представляет собой устройство, работающее по принципу рессоры и состоящее из внутренней и внешней трубы. Во внешней трубе имеется клапан. Пространство между трубами заполняется воздухом или другим газом, например, азотом.
При цементировании давление столба цементного раствора, воздействуя на наружную трубу, вызывает в ней деформацию в направлении оси скважины. Труба, находясь в напряженном состоянии после ОЗЦ, в результате снижения затрубного давления прижимает цементный камень к стенке скважины, тем самым повышая герметичность в зоне контакта «цементный камень - обсадная колонна», «цементный камень - горная порода».
Изменения (при эксплуатации скважины) внутреннего давления, деформируют внутреннюю трубу. За счет вызванного этим перемещения уменьшается объем межтрубного пространства в устройстве и, следовательно, увеличивается давление воздуха в нем. Увеличение давления воздуха не приводит к деформации наружной трубы, при которой возможно разрушение цементного камня.
Таким образом, за счет изменения давления воздуха в межтрубном пространстве, на контакте наружная труба - цементный камень не возникают
напряжения, способные разрушить цементный камень, что сохраняет его целостность, следовательно, надежность разобщения пластов повышается.
Разработана методика расчета прочностных характеристик обсадных труб в зависимости от давлений в интервале их установки. Расчетами показано, что до глубины 2000 м могут быть использованы обсадные трубы 168x9 группы прочности О. Начальное давление газа в межтрубном пространстве должно составлять 12-14 МПа, сминающее давление составляет 25,2 МПа, цементная оболочка снижает боковое давление до 13 МПа.
В шестом разделе предложены конструкции низа эксплуатационных колонн, позволяющие устранить отрицательные последствия первичного вскрытия и цементирования скважин при вторичном вскрытии продуктивных пластов, с использованием безперфораторного способа и термовоздействия на пласт.
Предлагается комплексная технология разобщения и вскрытия пластов безперфораторного воздействия с использованием фильтров специальной конструкции.
Устройство низа обсадной колонны для разобщения и вскрытия пластов (рисунок 3) состоит из фильтра 1 с заглушками 2 и втулкой 3, компенсатора давления 4, состоящего из внутренней трубы 5, наружной трубы 6, соединенных муфтами 7, соединительного (башмачного) патрубка 8, башмака 9, жесткого центратора 10, пружинного центратора И, обсадных труб 12, соединительных муфт 13.
Фильтр представляет собой обсадную трубу диаметром 146 (168) мм с просверленными в ней отверстиями, спускаемую в скважину в составе эксплуатационной колонны. Заглушка изготавливается из магниевого сплава МЛ2 или МЛЗ, который в условиях скважины разрушается под воздействием технической соляной кислоты, вследствие чего в обсадной колонне создаются перфорационные каналы. При глинистости продуктивного пласта 2 % и более (по объему) вместо соляной кислоты может быть применена грязевая кислота (НС1+НР), или техническая соляная кислота с добавкой 4-5% (по весу) бифторид-флюида аммония (БФА).
а)
б)
\4
ш
Рисунок 3 - Оборудование низа обсадной колонны (а) и схема ее расположения в скважине (б)
Использование фильтра способствует ускорению строительства скважин, уменьшению стоимости вторичного вскрытия и его совмещению с процессом опробования пласта, сохранению герметичности цементного кольца за обсадной колонной.
Порядок выполнения работ по указанной выше технологии следующий:
- по данным комплекса геофизических исследований определяют интервалы залегания нефтеносного, газоносного и водоносного пластов, их толщину, наличие и толщину глинистого пропластка. Геологическая служба бурового предприятия оценивает возможность применения данной компоновки, а также дает рекомендации по ее размещению;
-устанавливают оборудование в выбранном интервале. Подгонка оборудования и его точная установка в назначенном интервале корректируется использованием локатора муфт. Подготовка ствола осуществляется шаблонированием, а цементирование эксплуатационной колонны проводится по приятной технологии;
- спускается колонна НКТ с пусковыми муфтами под освоение, скважина тщательно промывается от глинистого раствора до чистой воды;
- после обвязки устья скважинной арматурой закачивается кислотная жидкость из расчета 0,5 м3 на 1 погонный метр фильтра. Через 2,5 - 3,0 часа реакции соляной кислоты с магниевыми заглушками создается избыточное давление не более 8,0—10,0 МПа, вследствие чего образуются перфорационные отверстия в обсадной колонне. Кислоту продавливают в пласт, если коллектор терригенный, или оставляют на забое в качестве кислотной ванны, если продуктивный пласт представлен карбонатами, после чего скважина осваивается. Оценка качества вскрытия и разобщения пластов производится методами геофизических исследований, а также по результатам освоения и эксплуатации в первый и последующий годы.
Вместо описанной конструкции фильтра возможно использование специальных фильтров (рисунок 4).
Фильтры изготовлены из обсадных труб и состоят из корпуса 1 с фильтрационными отверстиями 2, заглушёнными магниевыми пробками 3. К корпусу присоединяются полумуфты 4, к которым приваривается кожух 5, изготовленный из обсадной трубы большего диаметра и имеющий вертикальные щели, расположенные в шахматном порядке и перекрывающие друг друга.
Рисунок 4 - Конструкция фильтра двухсторонней связи и противопесочного фильтра
Полость между корпусом 1 и кожухом 5 заполняется гранулированным магнием 6 крупной фракции (5-10 мм) марки МРШ-95. Отличительной особенностью второго фильтра является наличие клапанов 11.
Технология термокислотной обработки позволяет осуществлять вскрытие пластов без создания давления насосным агрегатом и обеспечивает полное разрушение цементного камня по всей толщине продуктивного пласта, так как толщина цементного камня против фильтра уменьшается почти в 2 раза по сравнению с базовым вариантом (безперфораторный способ ОРВ).
Подготовка ствола, спуск, шаблонирование и цементирование эксплуатационной колонны проводятся по обычной технологии.
Соляно-кислотная ванна устанавливается на 8-12 часов в скважине для растворения магниевых заглушек и реакции кислоты с гранулированным магнием:
Если Рпл < 0,9 Рг, то скважину осваивают (Рм - пластовое давление; Рг -гидростатическое давление столба жидкости в стволе перед вторичным вскрытием). В случае, когда Рпл > 0,9 Рг, то кислоту продавливают в пласт. Скважину осваивают через 2-3 часа.
Преимущества термокислотной обработки перед кислотной являются неоспоримыми, так как скорость реакции горячей кислоты с породами в 4-5 раз выше, чем холодной. Термокислотная обработка способствует восстановлению коллекторских свойств продуктивного пласта, ухудшенных в процессе вскрытия его бурением и цементированием, а также предотвращению отложений смолисто-парафиновых веществ в призабойной зоне пласта, возникающих в результате охлаждения забоя, особенно, в зимних условиях строительства скважин.
Известно также, что при термокислотной обработке выделяется большое количество водорода, часть которого растворяется в пластовой нефти, снижая ее вязкость, а при создании депрессий на пласт нерастворившийся водород способствует ее вытеснению к забою скважины.
В скважинах, оборудованных фильтрами указанной выше конструкции, можно проводить и водоизоляционные работы с применением пакерующих устройств, используя специальные отверстия, выполненные против водоносного пласта. При этом обеспечивается направленная изоляция источника обводнения. В качестве изолирующих реагентов можно применять полимерные материалы. Работы выполняются с последующим цементированием. Повторная перфорация нефтеносного пласта не производится.
Наличие клапанов 11 и использование в качестве фильтрующего материала нерастворяемых твердых веществ, например, чугунной дроби с уменьшением крупности по высоте снизу вверх позволяет рекомендовать установку фильтра против пластов, склонных к пескопроявлениям. В этом
случае по колонне НКТ закачивается техническая соляная кислота до интервала расположения фильтра из расчета 0,3 м3 на 1 погонный метр вскрываемой части фильтра. Кислотная ванна устанавливается на 18-24 часа. Вступая в реакцию с соляной кислотой, магниевые заглушки полностью растворяются. В результате этого образуются каналы сообщения между внутриколонным пространством и полостью, образованной кожухом. Скважина осваивается.
При необходимости, очистку фильтра проводят следующим образом. В скважину на НКТ спускается пакер, который устанавливается между внутренним фильтрационным отверстием фильтра и обратным клапаном. После закачивания во внутриколонное пространство воды с ПАВ создается избыточное давление, открывается шариковый клапан фильтра, в результате чего вода с ПАВ под давлением поступает в кольцевое пространство, образуемое корпусом и кожухом, поднимается вверх до фильтрационных отверстий, далее — во внутриколонное пространство, увлекая при этом за собой илистые отложения; часть воды с ПАВ, находящаяся под давлением, проникает через вертикальные щели кожуха в пласт, в результате чего происходит очистка щелей фильтра.
ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ
1. В результате научного обобщения сделан вывод о том, что несмотря на определенные достижения ООО «Газпром бурение» в области строительства скважин, сегодняшнее организационно-техническое и технологическое состояние буровых работ требует разработки и внедрения инновационных технико-технологических проектов по ускорению сроков строительства скважин, обеспечению сохранности естественных фильтрационно-емкостных свойств и надежности разобщения вскрываемых продуктивных пластов.
2. Обоснованы и оптимизированы рецептуры промывочных жидкостей. Для вскрытия продуктивных пластов с коэффициентами аномальности до 1,24 рекомендован состав: картофельный крахмал -2%, каустическая сода (N3011) -0,08 %, метасиликат натрия - 1,2 %, хлорид калия - 3 %, остальное - пластовая либо техническая вода. Для пластов с коэффициентом аномальности более 1,24
можно использовать: полимер (сульфацел до 3 %, либо картофельный крахмальный реагент - до 5 %, либо Xanthan gun - 0,1-10,15%) + электролит (формиат натрия 9-45 % или ацетат калия - 28 %) + утяжелитель (мраморная крошка - до 45 % или барит - 10-60 %). В случае применения инертных добавок (утяжелителей), последний предварительно обрабатывают ПАВ - ФХЛС (феррохромлигносульфонат) - до 3 %.
Для предупреждения возможного вспенивания раствора вводится пеногаситель MAC 200, растворенный в дизтопливе в соотношении 1 : 20 - до 0,4 %, остальное - техническая вода. Разработаны технологические схемы их приготовления. В зависимости от степени минерализации дисперсионной среды параметры раствора остаются стабильными при температурах 20-30°С в течение 20-30 суток, а при циклическом повышении и снижении температуры раствора в диапазоне 20-90 °С - в течение 15-20 суток. Растворы без метасиликата натрия ферментативно устойчивы в течение 7-10 дней.
При опытно-промышленном внедрении отмечено отсутствие загрязненных зон в приствольной части продуктивных пластов (отрицательный скин-эффект порядка 2,5-4,6), продуктивность скважин при испытании возросла: в разведочных скважинах в 2,8-5,2 раза, в эксплуатационных, нефтяных - в 1,25-1,8 раз, в газовых - в 1,7-1,9 раза по сравнению с базовыми. Чистый экономический доход предприятия составил 250-275 рублей на метр глубины скважины.
3. Модернизирована технология вскрытия продуктивных пластов за счет использования метода кольматации в щадящем режиме, с применением в качестве кольматационной среды биополимерсолевого раствора. Время «существования» кольматационного экрана управляется реагентами-деструкторами (метасипикат натрия, пероксид водорода и пергидрат мочевины). При введении в раствор порядка 0,1 % пергидрата мочевины проницаемость коллектора восстанавливается полностью. Пероксид водорода в сочетании с мочевиной нейтрализует активность ферментов, процесс ферментативного брожения прекращается. После дополнительной обработки крахмальным реагентом раствор восстанавливает свои свойства и может быть использован на следующей скважине.
4. Для решения проблемы обеспечения сохранности коллекторских свойств продуктивных пластов рекомендовано использование биополимерсолевых растворов. Биополимер адсорбируется на поверхности поровых каналов, сужает их, образует кольматационный экран на глинистых включениях, предотвращает их гидратацию и набухание. Связывая значительное количество дисперсионной среды, он способствует снижению процесса фильтратоотдачи бурового раствора. Электролиты (соли хлорида калия, ацетата калия либо формиата натрия) ингибируют процессы гидратации и диспергации глинистых включений, снижают поверхностное натяжение и капиллярное давление, защищают биополимерный реагент от воздействия бактерицидов и регулируют плотность раствора. Для повышения ферментативной устойчивости и термостабильности крахмального реагента предложен ввод в его состав метасиликата натрия.
5. Разработана и рекомендована к внедрению методика контроля и управления осевой нагрузкой на долото и частотой вращения породоразрушающего инструмента при бурении наклонно направленных и горизонтальных скважин для изменения величин момента и нагрузки до посадки долота на забой и непосредственно при нагружении долота. Методика успешно использована при бурении скважин на Уренгойском и Урненском месторожден и ях.
6. Теоретически обосновано и экспериментально доказано, что модульное разделение ротора винтового забойного двигателя по окончании шага винтовой линии, последующее их объединение и разворот осей на определенный угол снижает уровень поперечных колебаний двигателя, повышает энергетические характеристики и увеличивает сроки его работы. Для двигателей Д1-195В, ДГР-178.6/7.57 и ДГР-178.7/8.37 установлено увеличение механической скорости бурения в среднем на 18 %, моторесурса двигателя на 60-70 %.
7. Для повышения надежности разобщения продуктивных горизонтов рекомендовано использование методов гидроактивации тампонажного раствора: при его приготовлении включением в технологическую схему цементирования ротационно-пульсационного активатора (РПА). Гидродинамическая активация
РПА осуществляется воздействием на обрабатываемую среду гидравлических ударов, кавитации, больших напряжений сдвига, возникающих в узких радиальных зазорах между вращающимися и неподвижным цилиндрами. Изучено положительное их влияние на изменение физико-механических свойств тампонажных растворов.
Для осуществления гидровоздействия на свойства тампонажного раствора при его выходе из башмака обсадной колонны разработаны два варианта конструкции последнего. В первом варианте генерирование импульсов давления основано на принципе образования парогазовой воронки за счет закручивания потока, во втором - генератор сконструирован на принципе жидкостного свистка.
Разработана техническая документация на их изготовление и применение, РПА использован на 18 скважинах, забойные генераторы кавитационных импульсов давления на - 23 скважинах. В полном комплексе (РПА и забойные генераторы) использованы на 13 скважинах.
8. Доказано, что применение водорастворимых высокомолекулярных соединений в составе тампонажных растворов снижает их фильтратоотдачу, повышает седиментационную устойчивость и герметичность заколонного пространства. Обоснован выбор полимеров из группы оксиэтилцеллюлозы -Ту1озе марок ЕНМ в количестве 0,3-0,5 % и ЕНЬ - 0,5 %. Рекомендуется их введение в состав раствора виде кашицы, не исключается - в растворенном и сухом виде. Время перемешивания тампонажного раствора должно быть не менее одного часа. Для регулирования сроков схватывания и реологических свойств тампонажного раствора рекомендуемые полимеры успешно могут сочетаться с хлоридом кальция (2-3 %) и ЛСТП (0,1 %). Усадочные явления не оказывают воздействия на качество цементирования, поскольку они протекают в ранние сроки твердения. Объяснен механизм снижения фильтратоотдачи. Внедрено с положительным результатом на более чем 150 скважинах.
9. Разработана конструкция устройства, снижающего воздействия на цементный камень изменений внутренних и наружных давлений, температурных напряжений в процессе ожидания затвердевания тампонажного раствора и
эксплуатации скважин, что исключает формирование каналов в контактных участках «цементный камень - обсадная колонна», «цементный камень - горная порода». Расчетным методом, по известным и принятым математическим моделям, проведена оценка прочностных характеристик основных узлов устройства. Результаты показали его работоспособность и возможность использования в составе обвязки обсадной колонны.
10. Для предупреждения трещинообразования в цементном камне рекомендуется использование безперфораторного способа вторичного вскрытия с термофизическим воздействием на пласт, реализация которого обеспечивается установкой в компоновке низа обсадной колонны фильтров: односторонней связи, заколонного, противопесочного. Описаны технологии работ, области применения и варианты установок в зависимости от геологического расположения и строения залежей нефти и газа.
11. Теоретические и конструкторские разработки, результаты экспериментальных и промысловых исследований вошли в учебно-методические комплексы и используются при подготовке специалистов специальности «Бурение нефтяных и газовых скважин», бакалавров и магистров направления «Нефтегазовое дело», а также специалистами отраслевых институтов при разработке технологических регламентов и проектов на строительство скважин.
Содержание диссертационной работы опубликовано в 52 печатных работах, основные из которых следующие:
а) научные статьи, в изданиях по перечню ВАК РФ
1. Клюсов A.A. Гидродинамическая активация тампонажных растворов / A.A. Клюсов, А.Н. Гноевых, Ю.Р. Кривобородов, A.B. Рудницкий, A.A. Рябоконь, Е.А. Коновалов, A.B. Будько // Газовая промышленность. - 1997. -№ 1. - С. 36-37.
2. Татауров В.Г. Повышение качества разобщения проницаемых пластов полимерцементными составами / В.Г. Татауров, П.В. Овчинников, A.B. Будько // Известия вузов. Нефть и газ. - 1997. - № 6. - С. 58.
3. Овчинников В.П. Проблемы при строительстве газовых скважин на месторождениях севера Тюменской области и их решения / В.П. Овчинников, П.В. Овчинников, В.М. Шенбергер, A.B. Будько, Д.Ю. Скворцов // Бурение и нефть,-2000.-№ 1.-С. 16-18.
4. Будько A.B. Облегченные тампонажные растворы для цементирования газовых скважин месторождений Крайнего Севера / A.B. Будько, A.A. Фролов, В.П.Овчинников, П. В. Овчинников // Известия вузов. Нефть и газ. - 2000. - № 2. - С. 27-33.
5. Овчинников В.П. Буровые растворы для вскрытия продуктивных пластов / В.П. Овчинников, H.A. Аксенова, П.В. Овчинников, В.В. Салтыков,
B.Ф. Сорокин, A.B. Будько, О.В. Гаршина, A.M. Нацепинская, В.Г. Татауров // Известия вузов. Нефть и газ. - 2000. - № 4. - С. 21-26.
6. Будько A.B. Совершенствование технологий и технических средств для цементирования скважин месторождений Крайнего Севера / A.B. Будько, A.A. Фролов, П.В. Овчинников // Известия вузов. Нефть и газ. - 2000. - № 5. -
C. 38-43.
7. Будько A.B. Комплексная технология разобщения и вскрытия продуктивных пластов/ A.B. Будько, В.П. Овчинников, H.A. Аксенова, Ю.С. Кузнецов // Бурение. - 2001. - № 6. - С. 27-31.
8. Овчинников П. В. Крепление скважин в условиях аномально низких пластовых давлений/ П.В. Овчинников, М.В. Двойников, В.П.Овчинников, A.A. Фролов, A.B. Будько, C.B. Пролубщиков, Ш.К. Арыпов // Известия вузов. Нефть и газ. - 2005. - № 2. - С.28-34.
9. Овчинников В.П. Применение методов математической статистики к анализу промысловых данных / В.П. Овчинников, Е.Г. Гречин, С.Г. Атрасев, A.J1. Каменский, A.B. Будько//Бурение и нефть.-2006.-№7-8.-С. 14-15.
10. Будько A.B. Совершенствование технологии бурения скважин с горизонтальным окончанием на месторождениях севера Тюменской области / A.B. Будько, В.П. Овчинников, М.В. Двойников, C.B. Пролубщиков // Бурение и нефть. - 2006. - № 11. - С. 31-34.
11. Будько A.B. Технология вскрытия продуктивных отложений Оренбургского НГКМ с применением метода химической кольматации / A.B. Будько, В.П. Овчинников, М.В. Двойников, C.B. Пролубщиков // Известия вузов. Нефть и газ. - 2006. - № 3. - С. 25-31.
12. Овчинников В.П. Совершенствование узлов винтовых забойных двигателей для бурения скважин / В.П. Овчинников, М.В. Двойников, A.B. Будько, C.B. Пролубщиков//Бурение и нефть. - 2007. - № 1. - С. 51-52.
13. Двойников М.В. Совершенствование конструкции винтовых двигателей для бурения скважин / М.В. Двойников, В.П. Овчинников, A.B. Будько, C.B. Пролубщиков // Бурение и нефть. - 2007. - № 3. - С. 52-54.
14. Будько A.B. Определение осевой нагрузки на долото при бурении скважин с горизонтальным окончанием / A.B. Будько, М.В. Двойников, В.П. Овчинников, C.B. Пролубщиков // Бурение и нефть. - 2007. - № 5. - С. 18-20.
15. Овчинников В.П. Управление потоком бурового раствора в кольцевом пространстве скважины при вскрытии продуктивных пластов / В.П. Овчинников, М.В. Двойников, A.B. Будько, C.B. Пролубщиков // Бурение и нефть. - 2007. -№ 07-08. - С. 46-47.
16. Двойников М.В. К вопросу продления срока службы винтовых забойных двигателей / М.В. Двойников, В.П. Овчинников, A.B. Будько, C.B. Пролубщиков // Бурение и нефть. - 2007. -№ 10. - С. 40-46.
17. Двойников М.В. Результаты исследований в области разработки техники и технологии бурения наклонно направленных и горизонтальных скважин винтовыми забойными двигателями / М.В. Двойников, В.П. Овчинников, A.B. Будько, П.В. Овчинников, C.B. Пролубщиков // Научно-технический журнал «Наука и техника в газовой промышленности». - 2010. -№ 1. - С. 15-32.
18. Будько A.B. Технологические жидкости для вскрытия терригенных пород-коллекторов с аномальными пластовыми давлениями / A.B. Будько, П.В. Овчинников, В.В. Салтыков, И.Г. Яковлев // Бурение и нефть. - 2007. - № 1. -С. 34-35.
19. Егорова E.B. Эффективность применения новых ингибирующих реагентов на основе талового пека при бурении на Астраханском ГКМ / Е.В. Егорова, A.B. Будько, В.А. Мнацаканов и др. // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. - М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», 2010. -№ 1. -С. 29-35.
20. Двойников М.В. Исследование поперечных колебаний винтового забойного двигателя / М.В. Двойников, В.П. Овчинников, A.B. Будько, C.B. Пролубщиков // Бурение и нефть. -2010. — № 1. - С. 10-12.
б) монографии
21. Будько A.B. Управление и контроль параметров бурения скважин винтовыми забойными двигателями: Монография / A.B. Будько, М.В. Двойников, В.П. Овчинников, П.В.Овчинников. — М.: ЗАО«Белогородская областная типография», 2009. -136 с.
22. Будько A.B. Совершенствование конструкций винтовых забойных двигателей для бурения скважин: Монография / A.B. Будько, М.В. Двойников, В.П. Овчинников, П.В.Овчинников, А.И. Шиверских. - Тюмень: ООО «Печатник», 2010. - 141 с.
в) патенты РФ
23. Пат. 2277570 РФ, Cl С 09 К 8/04. Солестойкий буровой раствор для вскрытия продуктивных пластов / A.B. Будько, П.В. Овчинников, И.Г. Яковлев, A.A. Фролов, C.B. Пролубщиков (Россия). - № 2004134648/03; Заявлено 26.11.2004; Опубл. 10.06.2006, Бюл. № 16.
24. Пат. 2277569 РФ, Cl С 09 К 8/02. Буровой раствор / A.B. Будько, П.В. Овчинников, И.Г. Яковлев, A.A. Фролов, C.B. Пролубщиков (Россия). -№ 204134762/03; Заявлено 29.11.2004; Опубл. 10.06.2006, Бюл. № 16.
25. Пат. 2277571 РФ, Cl С 09 К 8/08. Безглинистый буровой раствор / П.В. Овчинников, И.Г. Яковлев, A.A. Фролов, A.B. Будько, C.B. Пролубщиков (Россия). - №2004135682/03; Заявлено 06.12.2004; Опубл. 10.06.2006, Бюл. № 16.
26. Пат. 2277572 РФ, С1 С 09 К 8/08. Высокоминерализованный безглинистый буровой раствор / A.B. Будько, П.В. Овчинников, И.Г. Яковлев, A.A. Фролов, С.В. Пролубщиков (Россия). - № 2004135683/03; Заявлено 06.12.2004; Опубл. 10.06.2006, Бюл. № 16.
27. Пат. 2303047 РФ. Высокоингибированный буровой раствор /
A.B. Будько, А.Я. Третьяк, В.А. Мнацаканов, B.C. Зарецкий (Россия); Заявлено 10.05.2006; Опубл. 20.07.2007, Бюл. № 20.
28. Пат. на полезную модель № 53721 РФ. Устройство для передачи информации с забоя скважины / A.A. Фролов, A.B. Будько, К.Е. Панов,
B.А. Мнацаканов и др. (Россия); Заявлено 20.12.2005; Опубл. 27.05.2006, Бюл. №5.
29. Пат. 2313648 RU, Е 21 В4/02. Устройство для бурения скважин / В.П. Овчинников, М.В. Двойников, A.B. Будько, A.JI. Каменский. -№ 2006116075/03; Заявлено 10.05.2006; Опубл. 27.12.2007, Бюл. № 36.
Подписано в печать 20.06.2011 г. Формат 60x84 1/16. Усл. печ. л. 2,0. Уч.-изд. л. 2,3. Гарнитура «Times New Roman». Печать плоская. Тираж 100 экз. Отпечатано в типографии ООО «Альфа-дизайн», 125008, Москва, ул. Михалковская улица, д.7, стр. 1
Соискатель
A.B. Будько
Содержание диссертации, доктора технических наук, Будько, Андрей Васильевич
СОДЕРЖАНИЕ.
ВВЕДЕНИЕ.
1. ПРОБЛЕМЫ ОБЕСПЕЧЕНИЯ КАЧЕСТВА ВСКРЫТИЯ И' РАЗОБЩЕНИЯ» ТЕРРИГЕННЫХ КОЛЛЕКТОРОВ' НЕФТИ И< ГАЗА (НА ПРИМЕРЕ РЯДА МЕСТОРОЖДЕНИЙ УРЕНГОЙСКОЙ'ГРУППЬ1)>.
1.1 Текущее состояние строительства газовых и нефтяных скважин в ООО «Газпром бурение».
1.2 Состояние работ по обеспечению сохранности фильтрационно-емкостных свойств коллекторов нефти и газа.
2. СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ СРЕДСТВ И, ТЕХНОЛОГИИ ПО УСКОРЕНИЮ/ СРОКОВ' БУРЕНИЯ СКВАЖИН.
2.1 Краткие сведения о выпускаемых забойных винтовьт двигателях. 60>
2.2 Анализ конструкторских и технических решений в области совершенствования объемных двигателей.
2.3 Теоретические предпосылки и пути совершенствования конструкции винтовых забойных двигателей реализация.
2.4 Причины возникновения аварий с ВЗД при бурении, наклоннонаправленных и горизонтальных скважин. 79'
2.5 Принципы* работы станций геолого-технических исследований-скважин.
2.6 Разработка методики определения «фактической» нагрузки на долото и частоты вращения бурильной колонны.
2.7 Рекомендации по корректировке режимов бурения в наклонно направленных и горизонтальных скважинах.
2.7.1 Регулирование нагрузки на долото.
2.7.2 Регулирование частоты вращения при бурении скважин наклонно направленных и горизонтальных скважин комбинированным способом.
2.8 Результаты опытно-промышленного внедрения двигателей модульного исполнения и методики оптимизации нагрузки и частоты вращения.
2.8.1 Результаты опытно-промышленного внедрения ВЗД модульного исполнения.
2.8.2. Результаты опытно-промышленного внедрения методики по контролю и управлению нагрузкой на долото и частотой вращения бурильной колонны.
ВЫВОДЫ ПО РАЗДЕЛУ 2.
3. РЕЗУЛЬТАТЫ ИССЛЕДОВАНИЙ И РЕКОМЕНДУЕМЫЕ РЕЦЕПТУРЫ ПРОМЫВОЧНЫХ ЖИДКОСТЕЙ ДЛЯ ВСКРЫТИЯ ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ.
3.1 Краткий анализ физико-механических свойств промывочных жидкостей, применяемых для вскрытия продуктивных пластов на месторождениях, разбуриваемых ООО «Газпром бурение».
3.2 Результаты исследований по изучению влияния полимеров на свойства раствора."
3.3 Результаты исследования влияния растворов электролитов на набухаемость образцов глинистых минералов. его основе.
3.8.2 Технология приготовления биополимерных промывочных жидкостей на основе ацетата калия.
3.8.3 Технология приготовления и применения минерализованных растворов с использованием формиатов натрия и полисахаридов.
3.9 Результаты опытно промышленного внедрения крахмального бурового раствора.
3.9.1 Результаты опытно-промышленного внедрения промывочной жидкости на основе крахмального реагента. 3.9.2 Результаты опытно промышленного внедрения промывочной жидкости на основе ацетата калия.
3.9.3 Результаты опытно промышленного внедрения промывочной жидкости на основе формиата натрия.
ВЫВОДЫ ПО РАЗДЕЛУ 3.
4. ТЕХНИЧЕСКИЕ СРЕДСТВА ПО ОБЕСПЕЧЕНИЮ ГЕРМЕТИЧНОСТИ В ЗАТРУБНОМ И МЕЖТРУБНОМ ПРОСТРАНСТВАХ.
4.1 Возможные причины каналообразований и перетоков пластовых флюидов.
4.2 Теоретические предпосылки повышения седиментационной устойчивости тампонажных растворов.
4.3 Требования к реагентам, методы и методики проведения исследований.
4.4 Обоснование выбора вида ВМС для снижения свободной воды затворения в тампонажном растворе на ранних стадиях его твердения.
4.5 Фильтрационные и структурно-реологические свойства водных растворов оксиэтилцеллюлозы.•.
4.6 Результаты исследований суффозионной устойчивости тампонажных растворов с добавками ОЭЦ.
4.7 Результаты исследований влияния ОЭЦ на технологические свойства тампонажных растворов и цементного камня.
4.8 Результаты исследований усадочных деформаций полимерцементных тампонажных составов.
4.9 Результаты исследований по изучению фильтратоотдачи тампонажных растворов с добавками высокомолекулярных соединений.
4.10 Результаты опытно-промышленного внедрения тампонажных растворов с добавками высокомолекулярных соединений.
ВЫВОДЫ ПО РАЗДЕЛУ 4.
5 РАЗРАБОТКА ТЕХНИЧЕСКИХ СРЕДСТВ, ТЕХНОЛОГИИ ДЛЯ ОБЕСПЕЧЕНИЯ ГЕРМЕТИЧНОСТИ КРЕПИ СКВАЖИНЫ ПРИ ЦЕМЕНТИРОВАНИИ И ВТОРИЧНОМ ВСКРЫТИИ.
5.1. Обоснование необходимости совершенствования технологии цементирования скважин и вскрытия продуктивных пластов.
5.2. Разработка технико-технологических решений по активации тампонажных растворов при цементировании скважин.
5.3 Результаты исследований устойчивости кольматационного экрана (фильтрационной корки) во времени.
5.4 Разработка конструкции устройства (компенсатора изменения избыточных наружных давлений) для обеспечения герметичности на контактах обсадная колонна - цементный камень - горная порода.
ВЫВОДЫ ПО РАЗДЕЛУ 5.
6. СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ ТЕХНОЛОГИИ ВТОРИЧНОГО ВСКРЫТЯ ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ (НА ПРИМЕРЕ МЕСТОРОЖДЕНИЙ ВОЛГО-УРАЛЬСКОЙ ПРОВИНЦИИ).
6.1 Технология разобщения и вскрытия пластов без перфорации.
6.2 Совершенствование конструкции фильтровой части обсадной колонны.
6.2.1 Конструкция фильтра односторонней связи (ФОС).
6.2.2 Конструкция фильтра двухсторонней связи.
6.2.3 Конструкция противопесочного фильтра.
Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Инновационные технологии и технические средства для строительства скважин: научное обобщение, результаты исследований и внедрения"
Актуальность
ООО «Газпром бурение» - основной буровой подрядчик ОАО «Газпром», созданный для обеспечения строительства эксплуатационных и разведочных скважин. В состав буровой компании входят филиалы: «Уренгой бурение», «Оренбург бурение», «Астрахань бурение», «Краснодар бурение», «Ухта бурение», «Центр горизонтального бурения», «Центр цементирования скважин», осуществляющие свою деятельность в разных регионах, с широким спектром горно-геологических условий и с различным уровнем технологической и технической организации. На базе филиалов, для реализации программы ОАО «Газпром» по освоению месторождений Ямала, Восточной Сибири и Дальнего Востока, организованы: Красноярская, Камчатская, Иркутская, Якутская экспедиции глубокого бурения и Ямальское управление буровых работ. Объекты работ - месторождения севера Тюменской области, полуостровов Ямал и Камчатка, Республики Коми, Оренбургской, Астраханской, Иркутской областей, Красноярского края. Динамика показателей объемов бурения представлена на рисунке 1.
600 ш ЙЙ и
0 со 1 с о и н то ас ч о X о о. [=
1997 1999 2001 2003 2005 2007 □ Проходка, тыс. м ■ Кол-во скв., законченных строительством, шт.
Рисунок 1 - Динамика показателей объемов бурения ООО «Газпром бурение»
Для ведения буровых работ компания имеет современный парк бурового оборудования (буровые установки грузоподъемностью от 125 до 500 т), комплекты противовыбросового оборудования, системы четырехступенчатой очистки промывочной жидкости, современные конструкции цементировочной техники, системы сопровождения (телеметрия) проводки горизонтальных стволов, системы верхнего привода и другое необходимое оборудование и инструменты. Около трети всего бурового оборудования иностранного производства, две трети - отечественного, в том числе буровые установки БУ-4200/250 ЭК-БМ (Ч) Екатерина, производства завода ООО «Уралмаш - буровое оборудование». Отличительная особенность последних - наличие современной системы очистки промывочной жидкости и автономного цементировочного комплекса, эшелонированная система исполнения. Установка оснащена верхним приводом, компьютеризированной системой контроля процесса бурения, воздухообогревом, привод буровых насосов - асинхронный двигатель с частотным управлением.
В1 технологическом обеспечении работ также произошли заметные изменения! Если в предыдущие годы все операции по строительству скважин выполнялись собственными силами предприятия, а возникающие технологические проблемы решались за счет опыта и профессионализма специалистов, применения результатов НИОКР и оперативной научной поддержки, то в настоящее время компания ориентирована на использование специализированного сервиса по проведению отдельных операций или видов работ: отбор керна, отработка долот, подбор и регулирование свойств промывочных и других технологических жидкостей, цементирование обсадных колонн, роторные управляемые системы направленного бурения. Используется внутренний сервис, представленный филиалами компании, и привлеченный.
Переход на сервисное обслуживание с одной стороны способствовал некоторому совершенствованию организации буровых работ, с другой — привел к снижению собственного интеллектуального потенциала компании, потере опыта и квалификации сотрудников. В результате этого не создаются и не внедряются новые инновационные технологии, не используются имеющиеся разработки и т.п.
Подтверждением изложенному служит спад некоторых результатов производственной деятельности компании за последние годы — увеличилось число скважин с заколонными давлениями; качество вскрытия продуктивных горизонтов, оцениваемое по показателю ОП, не превышает 0,6; не всегда при сопровождении бурения боковых горизонтальных стволов оправдано применение дорогостоящего телеметрического оборудования; сроки эксплуатации винтовых забойных двигателей не соответствуют технологическим возможностям современных матричных долот и т. д. Это только основная часть возникших проблем, требующих безотлагательного решения.
Цель работы
Обеспечение качества строительства скважин на месторождениях со сложными горно-геологическими условиями путем разработки и внедрения комплекса инновационных научно-технических решений, направленных на ускорение сроков строительства, обеспечение качества вскрытия и надежности разобщения продуктивных пластов с минимизацией затрат на их реализацию.
Для реализации поставленной цели необходимо решить следующие задачи.
1. Обобщить результаты деятельности компании по строительству скважин при переходе на сервисное обслуживание.
2. Провести анализ применяемых технологий и технических средств по* качеству вскрытия продуктивных пластов и их разобщению, условиям и эффективности работы забойных двигателей и породоразрушающего инструмента.
3. Разработать теоретические предпосылки и научные гипотезы, направленные на улучшение качества и ускорение сроков строительства* скважин.
4. Осуществить научно-исследовательские работы по созданию и изучению физико-механических свойств технологических жидкостей для вскрытия и разобщения продуктивных пластов^ с различными термобарическими условиями.
5. Разработать технические средства, направленные на увеличение сроков эксплуатации и повышение эффективности работы винтовых забойных двигателей.
6. Осуществить мониторинг внедрения разработанных технических средств; технологий. Разработать и ввести в действие необходимые нормативные руководящие документы (регламенты, инструкции, стандартыу предприятия).
Научная новизна предлагаемых разработок н> решений:
- научно обосновано, что основными, наиболее перспективными и эффективными направлениями решения проблемы обеспечения потенциальной производительности скважин являются: создание условий для максимально возможной сохранности естественных коллекторских свойств продуктивных пластов с различными горно-геологическими условиями залегания путем-ускорения процесса их вскрытия; разработка и применение технологических жидкостей с минимальными величинами фильтратоотдачи;
-теоретически обоснован и экспериментально подтвержден механизм формирования межтрубных и заколонных газонефтеводопроявлений, связанных с взаимодействием дисперсионной среды технологических жидкостей со структурой порового пространства продуктивного горизонта, временем взаимодействия, физико-химическими явлениями, протекающими в твердеющем цементном камне, изменениями избыточных внутренних и наружных давлений при строительстве и эксплуатации скважины; научно обоснована и разработана концепция снижения показателя фильтратоотдачи буровых и тампонажных растворов за счет включения в их состав высокомолекулярных соединений (полимеров) соответствующего типа и электролитов, объяснен механизм повышения производительности скважин при их применении;
- теоретически обоснована возможность увеличения энергетических показателей работы забойных винтовых двигателей путем изменения механизма взаимодействия их узлов (ротора и статора).
Практическая ценность результатов исследований
Результаты выполненных теоретических и экспериментальных исследований прошли широкую промышленную апробацию при строительстве скважин на многих месторождениях, разбуриваемых ООО «Газпром бурение», оформлены в виде руководящих документов на изготовление и применение. Их внедрение способствовало: ускорению сроков строительства скважин на 1823 %, повышению качества вскрытия продуктивных пластов (по показателю ОП) на 30—34% и их разобщения (по наличию интервалов с жестким сцеплением цементного камня с обсадной колонной) - на 36-39%.
Автор работы выражает искреннюю благодарность своим учителям докторам технических наук, профессорам Овчинникову В.П., Кузнецову Ю.С., Фролову A.A.; коллегам докторам технических наук, профессорам
Овчинникову П.В., Салтыкову В.В.; кандидатам технических наук, доцентам Двойникову М.В., Аксеновой H.A., Ногареву О.В., Яковлеву И.Г.; всем сотрудникам и специалистам ООО «Газпром бурение» за их ценные замечания и предложения, помощь и понимание при выполнении диссертационной работы.
Заключение Диссертация по теме "Технология бурения и освоения скважин", Будько, Андрей Васильевич
ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ
1. В результате научного обобщения сделан вывод о том, что несмотря на определенные достижения ООО «Газпром бурение» в области строительства скважин, сегодняшнее организационно-техническое и технологическое состояние буровых работ требует разработки и внедрения инновационных технико-технологических проектов по ускорению сроков строительства скважин, обеспечению сохранности естественных фильтрационно-емкостных свойств и надежности разобщения вскрываемых продуктивных пластов.
2. Обоснованы и оптимизированы рецептуры промывочных жидкостей. Для вскрытия продуктивных пластов с коэффициентами аномальности до 1,24 рекомендован состав: картофельный крахмал - 2 %, каустическая сода (NaOH) — 0,08 %, метасиликат натрия - 1,2 %, хлорид калия — 3 %, остальное — пластовая либо техническая вода. Для пластов с коэффициентом аномальности более 1,24 можно использовать: полимер (сульфацел до 3 %, либо картофельный крахмальный реагент - до 5%, либо Xanthan gun - 0,1-10,15%) + электролит (формиат натрия 9-45 % или ацетат калия - 28 %) + утяжелитель (мраморная крошка — до 45 % или барит - 10-60 %). В случае применения инертных добавок (утяжелителей), последний . предварительно обрабатывают ПАВ — ФХЛС (феррохромлигносульфонат) - до 3 %.
Для предупреждения возможного вспенивания раствора вводится пеногаситель MAC 200, растворенный в дизтопливе в соотношении 1 : 20 — до 0,4 %, остальное — техническая вода. Разработаны технологические схемы их приготовления. В зависимости от степени минерализации дисперсионной среды параметры раствора остаются стабильными при температурах 20-3 0°С в течение 20-30 суток, а при циклическом повышении и снижении температуры раствора в диапазоне 20-90 °С — в течение 15-20 суток. Растворы без метасиликата натрия ферментативно устойчивы в течение 7-10 дней.
При опытно-промышленном внедрении отмечено отсутствие загрязненных зон в приствольной части продуктивных пластов (отрицательный скин-эффект порядка 2,5-4,6), продуктивность скважин при испытании возросла: в разведочных скважинах в 2,8-5,2 раза, в эксплуатационных, нефтяных - в 1,25-1,8 раз, в газовых — в 1,7-1,9 раза по сравнению с базовыми. Чистый экономический доход предприятия составил 250-275 рублей на метр глубины скважины.
3. Модернизирована технология вскрытия продуктивных пластов за счет использования метода кольматации в щадящем режиме, с применением в качестве кольматационной среды биополимерсолевого раствора. Время «существования» кольматационного экрана управляется реагентами-деструкторами (метасиликат натрия, пероксид водорода и пергидрат мочевины). При введении в раствор порядка 0,1 % пергидрата мочевины проницаемость коллектора восстанавливается полностью. Пероксид водорода в сочетании с мочевиной нейтрализует активность ферментов, процесс ферментативного брожения прекращается. После дополнительной обработки крахмальным реагентом раствор восстанавливает свои свойства и может быть использован на следующей скважине.
4. Для решения проблемы обеспечения сохранности коллекторских свойств продуктивных пластов рекомендовано использование биополимерсолевых растворов. Биополимер адсорбируется на поверхности поровых каналов, сужает их, .образует кольматационный экран на глинистых включениях, предотвращает их гидратацию и набухание. Связывая значительное количество дисперсионной среды, он способствует снижению процесса фильтратоотдачи бурового раствора. Электролиты (соли хлорида калия, ацетата калия либо формиата натрия) ингибируют процессы гидратации и диспергации глинистых включений, снижают поверхностное натяжение и капиллярное давление, защищают биополимерный реагент от воздействия бактерицидов и регулируют плотность раствора. Для повышения ферментативной устойчивости и термостабильности крахмального реагента предложен ввод в его состав метасиликата натрия.
5. Разработана и рекомендована к внедрению методика контроля и управления- осевой нагрузкой на долото и частотой вращения породоразрушающего инструмента при бурении наклонно направленных и горизонтальных скважин для изменения величин момента и нагрузки до посадки долота на забой и непосредственно при нагружении долота. Методика успешно использована при бурении скважин на Уренгойском и Урненском месторождениях.
6. Теоретически обосновано и экспериментально доказано, что модульное разделение ротора винтового забойного двигателя по окончании шага винтовой линии, последующее их объединение и разворот осей на определенный угол снижает уровень поперечных колебаний двигателя, повышает энергетические характеристики и увеличивает сроки его работы. Для двигателей Д1-195В, ДГР-178.6/7.57 и ДГР-178.7/8.37 установлено увеличение механической скорости бурения в среднем на 18 %, моторесурса двигателя на 60-70 %.
7. Для повышения надежности разобщения продуктивных горизонтов рекомендовано использование методов гидроактивации тампонажного раствора: при его приготовлении включением в технологическую схему цементирования ротационно-пульсационного активатора (РПА). Гидродинамическая активация РПА осуществляется воздействием на обрабатываемую среду гидравлических ударов, кавитации, больших напряжений сдвига, возникающих в узких радиальных зазорах между вращающимися и неподвижным цилиндрами. Изучено положительное их влияние на изменение физико-механических свойств тампонажных растворов.
Для осуществления гидровоздействия на свойства тампонажного раствора при его выходе из башмака обсадной колонны разработаны два варианта конструкции последнего. В первом варианте генерирование импульсов давления основано на принципе образования парогазовой воронки за счет закручивания потока, во втором - генератор сконструирован на принципе жидкостного свистка.
Разработана техническая документация на их изготовление и применение, РПА использован на 18 скважинах, забойные генераторы кавитационных импульсов давления на - 23 скважинах. В полном комплексе (РПА и забойные генераторы) использованы на 13 скважинах.
8. Доказано, что применение водорастворимых высокомолекулярных соединений в- составе тампонажных растворов^ снижает их фильтратоотдачу, повышает седиментационную устойчивость и герметичность заколонного пространства. Обоснован выбор полимеров из группы оксиэтилцеллюлозы -Tylose марок ЕНМ в количестве 0,3-0,5 % и EHL — 0,5 %. Рекомендуется их введение в состав раствора виде кашицы, не исключается — в растворенном и сухом виде. Время перемешивания тампонажного раствора должно быть не менее одного часа. Для регулирования сроков схватывания и реологических свойств тампонажного раствора рекомендуемые полимеры успешно могут сочетаться с хлоридом кальция (2-3 %) и ЛСТП (0,1 %). Усадочные явления не оказывают воздействия на качество цементирования, поскольку они протекают в ранние сроки твердения. Объяснен механизм снижения фильтратоотдачи. Внедрено с положительным результатом на более чем 150 скважинах.
9. Разработана конструкция^ устройства, снижающего воздействия на цементный камень изменений внутренних и наружных давлений, температурных напряжений в процессе ожидания затвердевания тампонажного раствора и эксплуатации скважин, что исключает формирование каналов в контактных участках «цементный камень - обсадная колонна», «цементный камень — горная» порода». Расчетным методом, по известным и принятым математическим моделям, проведена оценка прочностных характеристик основных узлов устройства. Результаты показали его работоспособность и возможность использования в составе обвязки обсадной колонны.
10. Для предупреждения трещинообразования в цементном камне рекомендуется использование безперфораторного способа вторичного вскрытия с термофизическим воздействием на пласт, реализация которого обеспечивается установкой в компоновке низа обсадной колонны фильтров: односторонней связи, заколонного, противопесочного. Описаны технологии работ, области применения и варианты установок в зависимости от геологического расположения и строения залежей нефти и газа.
11. Теоретические и конструкторские разработки, результаты экспериментальных и промысловых исследований вошли в учебно-методические комплексы и используются при подготовке специалистов специальности «Бурение нефтяных и газовых скважин», бакалавров и магистров направления > «Нефтегазовое дело», а также специалистами отраслевых институтов при разработке технологических регламентов и проектов на строительство скважин.
Библиография Диссертация по наукам о земле, доктора технических наук, Будько, Андрей Васильевич, Москва
1. Наумов А'.Л: О литологических залежах углеводородов на севере Западной Сибири / А.Л. Наумов, Т.М. Онищук, Н.П. Дядюк // Геология нефти и» газа. 1979. № 8. С. 15-20.
2. Бородкин В.Н. Условия формирования и фации ачимовской толщи севера Западной Сибири / В.Н. Бородкин, А'.М: Брехунцов // Геология, геофизика^ и разработка нефтяных месторождений. 1999. № 5: С. 10-16.
3. Нагаревj О.В. Оценка качества- заканчивания скважин на месторождениях Западной Сибири / О.В. Нагарев, А.К. Ягафаров, В.К. Федорцов, В:П. Овчинников // Бурение и нефть. 2005. № 9. С. 22-24.
4. Ягафаров А.К. Обработка результатов гидродинамических исследований-непереливающих скважин / А.К. Ягафаров; О.В. Нагарев; Б.А. Ерка, И.А. Кудрявцев, В.К. Федорцов, В.И. Колесов // Нефтяное хозяйство. 2004. № 12. С. 5557.
5. Ягафаров А.К. Прогнозирование1 потенциальной продуктивности непереливающих нефтяных скважин / А.К. Ягафаров, Н.П. Кузнецов, И.А. Кудрявцев, Х.Н. Музипов, О .В. Нагарев, В.Л. Недочетов, В.К. Федорцов // Нефтяное хозяйство. 2005. № 12. С. 53-55.
6. Нагарев О.В. Методики оценки качества заканчивания* скважин / О.В. Нагарев, А.К. Ягафаров, В.К. 'Федорцов, В.П. Овчинников // Известия? вузов. Нефть и газ. 2005. № 6. С. 14-21.
7. Инструкция по комплексному исследованию газовых и газоконденсатных пластов и скважин / Под ред. Г.А. Зотова, З.С. Алиева. М.: Недра, 1980.301 с.
8. Рабинович Н.Р. Оценка качества вскрытия пластов и освоения скважин / Н.Р. Рабинович, Н.Т. Смирнова, Н.Р. Тевзаде. -М.: ВНИИОЭНГ, 1990.40 с.
9. Касьянов Н.М. Вопросы повышения качества вскрытия продуктивных отложений / Н.М. Касьянов. В.Ф. Штормин // Обзорная информ. Сер. Бурение. 1969. С. 89.
10. Масляков А. П. Буровые растворы для вскрытия продуктивных пластов. М.: ВНИИОЭНГ, 1985. 57 с.
11. Кузнецов В.Г. Техника и технология повышения долговечности крепи скважин в криолитозоне (проблемы и решения): Дис. д-ра техн. наук: 25.00.15. -Тюмень, 2004. 329 с.
12. Овчинников П.В. Исследование и разработка комплекса технических средств и технологий разобщения пластов газовых скважин: Дис. канд. техн. наук: 05.15.10. Тюмень, 1998. 200 с.
13. Клюсов A.A. Влияние состава тампонажных композиций на гидростатическое давление столба цементного раствора в период ОЗЦ / A.A. Клюсов, O.K. Ангелопуло, A.A. Рябоконь, Ю.Р. Кривобородов // Нефтяное хозяйство. 2002. № 9. С. 57-58.
14. Овчинников В.П. Разработка специальных тампонажных композиций и технологии подготовки ствола скважины для разобщения пластов в различных термобарических условиях: Дис. д-ра техн. наук 05.15.10. Уфа, 1992. 456 с.
15. Вяхирев В.И. Бурение и заканчивание газовых скважин в условиях Заполярья (проблемы, решения, оригинальные технологии): Дис. д-ра техн. наук: 05.15.10. Тюмень, 1999. 392 с.
16. Фролов A.A. Научное обоснование, разработка и внедрение современных технологий разобщения пластов, сложнопостроенных газовыхг , 'месторождений: Дис. д-ра техн. наук: 25.00.15. Тюмень, 2001. 398 с.
17. Уросов С.А. Разработка и внедрение технологии гидроударного -воздействия на твердеющий тампонажный раствор в заколонном пространстве газовых скважин: Дис. канд. техн. наук: 05.15.10. Тюмень, 1997.132 с.
18. ТУ 3664-044-0014707402002, ТУ 3664-005-14030039-2005: Технические условия на двигатели винтовые забойные для бурения» и капитального ремонта скважин.
19. ГОСТ26673-85 Государственный стандарт на производство гидравлических забойных двигателей.
20. ТУЗ9-1118-86 Технические условия на изготовление гидравлических забойных двигателей.
21. Д.Ф. Балденко, Ф.Д. Балденко, А.Н. Гноевых Одновинтовые гидравлические машины: В 2т. - М.: ООО «ИРЦ Газпром». 2007 Т2. Винтовые забойные двигатели. С.- 3-20.
22. Д.Ф. Балденко, Ф.Д. Балденко, А.Н. Гноевых Винтовые забойные двигатели. Справочное пособие — М.: Недра 1999 С. 5-9.
23. Ю.М. Подгорнов Эксплуатационное и разведочное бурение на нефть и газ: Учеб. Пособие для рабочих на производстве. М.: Недра, 1988. С. 188.
24. A.c. SU № 926208, М. Кл.3 Е 21 В 4/02. Винтовой забойный двигатель/Д.Ф. Балденко, М.Т. Гусман, Н.Ф. Мутовкин, В.И. Семенец/ -№2737351/22-03, опубл. 07.05.82, Бюл.№17.
25. A.c. SU № 943387, М. Кл.3 Е 21 В 4/02. Забойный двигатель/С.С. Никомаров, А.М. Кочнев и Ю.В. Захаров/ №2410787/22-03, опубл. 15.07.82, Бюл.№26.
26. A.c. SU № 943388, M: Кл.3 Е 21 В 4/02. Винтовой забойный двигатель/С.С. Никомаров, А.М.Кочнев, Ю.В. Захаров/ №2410787/22-03, опубл. 15.07.82, Бюл.№26;
27. A.c. SU № 1781403 SU, Е 21' В, 4/02. Забойный винтовой двигатель/Д.Ф. Балденко, A.B. Власов, М.Т. Гусман и Н.Ф. Мутовкин/ -№4769340/03. опубл. 15.12.92, Бюл.№46.
28. A.c. SU № 899819; М. Кл.3 Е 21, В 4/00. Винтовой, забойный, двигатель/Э.Н. Крутик, A.M. Кочнев, Н.Д. Деркач и- С.С. Никомаров/ -№2543577/22-03, опубл. 23.01.82 Бюл.№3:
29. A.c. SU № 1384702 AI, Е 21 В4/02, F 04 С 2/107. Героторная машина. /Д.Ф. Балденко, Ю.В1 Вадецкий, М.Т. Гусман, В.И. Семенец, В.А. Хабецкая/ №3646440/22-03', опубл. 30.03:88. Бюл. № 12.
30. A.c. SU № 945340,5 Е 21 В, 4/02 Винтовой забойный^ двигатель /А.М.Кочнев; С.С. Никомаров, М.Т. Гусман, Ю.В: Захаров и ВЛэ.Голдобин/ опубл. 23.07.1982. Бюл. №27.
31. A.c. SU № 1548395 Е 21 В 4/02 Винтовой героторный механизм/ Д.Ф.Балденко, М.Т. Гусман, JI.A. Кондратенко и Т.Н. Чернова/ опубл. 07.03.1990. Бюл. №9.
32. A.c. SU № 1756525 Е 21 В 4/02 Гидравлический забойный» двигатель/ B.C. Будянский, С.Ю. Брудный-Челядиков, И.Л. Константинов, М.В. Крекин и В.В. Свирина/№ опубл. 23.08.1992, Бюл. №31.
33. A.c. SU № 698336* Е 21 В 4/02 Винтовой* забойный двигатель/ С.С. Никомаров и A.M. Кочнев / опубл. 30.06.1993, Бюл. №24.
34. A.c. SU № 1385686 E 21 В 4/02 Винтовой забойный двигатель/ G.C. Никомаров, A.M. Кочнев и JI.B. Астафьева/№ опубл. 30.06.1993. Бюл. №24'.
35. A.c. SU № 1790656 Е 21 В 4/02 Забойный двигатель / В:А. Сехниашвили, А.П. Туршиев, М.И. Танеев и; A.M. Кириенко/ № опубл.23.01.1993; Бюл. №3v
36. A.c. SU № 1808951 Е 2Г В 4/02 Винтовой забойный двигатель / С.В. Величкович, В.М. Шопа, А.С Величкович и О.Ф. Яремак/ № опубл. 15.04.1993. Бюл.№14.
37. А.с: RU 2018619 Е 21 В 4/02 Винтовой забойный двигатель / В.А. Сехниашвили, М.И. Танеев, С.Б. Тихомиров и А.П. Туршиев/ № опубл. 30.08.1994 год. Бюл. №16.
38. Патент 2021463- RU, МПК5 Е 21 В 4/00: Устройство для? бурения, скважин» /Гусман, М.Т., Константинов Л.П., Полшков В.К., Эдельман Я.А./ №4951789/03, опубл. 15.10.94 Бюл.№19.
39. Патент RU 2011778 CI, Е 21 В 4/02: Винтовой забойный двигатель /Кочнев А.М./ №4739290/03, опубл. 30.04.94.
40. Патент RU № 2102575 CI, Е 21 В 4/02. Малогабаритный винтовой забойный двигатель /Вершинин A.B./№95120659/03; опубл. 20.01.98.
41. Патент RU'2162132 С2, Е 21 В, 4/02, Е 21 В 7/08. Гидравлический двигатель /Андошкин В.Н., Астафьев С.Р., Кобелев К. А., Тимофеев В.И./Заявка: 99108273/03, опубл. 20:01.2001.
42. Патент 2334072 RU № 2006140367/03 Устройство для бурения скважин. Двойников М.В., Овчинников В:П. Заявлено 15.11.2006; Опубл. 20.09.2008, Бюл. №26.
43. Двойников М.В., Овчинников В.П., Будько A.B., Пролубщиков С.В. Совершенствование узлов винтовых забойных двигателей для бурения скважин Бурение и нефть. 2007. № 1. С. 51 52*.
44. Патент 70292 RU №2007127200/22 Героторная машина. Двойников М.В. Заявлено 10.07.2007; опубл. 20.01.2008, Бюл. №-2.
45. Патент 2329368 RU № 2007100857/03 /Устройство для бурения* скважин. Двойников М.В., Овчинников В.П., Гребенщиков В.М. Заявлено 09.012007; опубл. 20Ю7.2008, Бюл. №20.
46. Патент Е21В4/02, US №870442, Заявка №93106241.8 Eppink, Jay Mi 16.04.93 (Техас, США) //Забойный двигатель имеющий- гибкую соединительную штангу.
47. Патент F04G11/00, F04C15/00, Е21В4/02, US №711322, Заявка №86630014.8 Eppink, Jay MiltonT3.03.85 //Винтовой забойный двигатель.
48. Патент Е21В 4/02, GB № 2 419619, Заявка № 0521808.6, Bruce Boyle, Geoff Downton. // Забойный^ двигатель, с гидравлическим* приводом, и с индуктивной связью.
49. Патент Е21В4/02; Е21В21/10; Е21В44/00В, CA №2082488, Заявка СА19922082488 Reinhardt Paul* A. (US), Опубл. 22.05.1993 Устройство- для контроля жидкости с механическим приводом для забойных двигателей- с гидравлическим приводом.
50. Патент Е21В4/02, US 4646856, Заявка №756817, Newton В. Dismukes, (Техас), опубл. 03.04.1987 // Сборка забойного двигателя.
51. Патент Е21В4/02, CA 1185859, Djekson Dj. С., Breymlet Kennet, Denis Djeyms Dj, (США), опубл. 06.04.1992 Быстроразъёмное соединение забойного двигателя.
52. Патент F04D3/02, CA 1121212, Riordan, Mathew В. (US), опубл. 03.06.1998 Улучшенный статор для гидравлического забойного двигателя и принцип его сборки.
53. Патент Е21В4/02 US 2008/0029304 Al Randy LeBlanc, Lafayette, Carl LeBlanc, Lafayette, LA (US), опубл. 07.02.2008 Сборка сердечника и втулки подшипника для забойного двигателя.
54. Патент Е21В 10/22, Е21В 4/02 CA 2518146 Al Cioceanu Nicu, Опубл. 02.03.2007//0пора для забойного двигателя.
55. Патент Е21В 47/00 // Е21В 47/14 GB2 400663А, Blake Thomas Hammond, Joel D Shaw, David W Teale, опубл. 20.10.2004 //Акустический мониторинг забойного двигателя/ Определение частоты вращения двигателя.
56. Патент Е21В 17/10, Е21В 4/00 СА2439331А1, WENZEL, WILLIAM RAY, опубл. 02.03.2005//Метод стабилизации забойного двигателя.
57. Патент Е21В 3/12, US 4011917, 671 Wladimir Tiraspoisky, Опубл. Mar. . 15, 1977/ PROCESS AND UNIVERSAL DOWNHOLE MOTOR FOR DRIVING A TOOL.
58. Кулябин Г.А. Технология углубления скважин на нефть и газ Тюмень, Изд-во «Вектор Бук», 2001. С. 30-44.
59. Овчинников В.П., Двойников М.В., Совершенствование конструкции винтовых двигателей для бурения скважин. Бурение и нефть. 2007. № 3. С. 52 —54.
60. Двойников М.В., Овчинников В.П., Будько A.B., Пролубщиков C.B. Совершенствование конструкции винтовых двигателей для бурения скважин Бурение и нефть. 2007. № 3. С. 52 54.
61. Патент 70292 RU №2007127200/22 /Героторная машина. Двойников М.В. Заявлено 10.07.2007; опубл. 20.01.2008, Бюл. № 2.
62. Двойников М.В., Овчинников В.П., Будько A.B., Пролубщиков С.В. К вопросу продления срока службы винтовых: забойных двигателей Бурение и нефть. 2007. № 10 С. 40-46.
63. Продление срока службы рабочих органов винтовых забойных двигателей. Известия вузов. Нефть и газ. 2008. № 4. С. 1Г 15.
64. М.В. Двойников; Исследования поперечных колебаний винтового забойного двигателя. Бурение и нефть. 2010. № 01 С. 10-12.
65. Овчинников В .П. Винтовые забойные двигатели для бурения скважин: Монография/ В .П. Овчинников, М.В. Двойников, Д.Р. Аминов; А.И. Шиверских. Тюмень: ООО «Печатник», 2009. — 204 с:
66. Двойников М.В. Совершенствование винтовых забойных двигателей для бурения скважин: Монография/ М.В. Двойников, В.П. Овчинников, A.B. Будько, П.В:Овчинников, А.И. Шиверских. Тюмень: ООО «Печатник», 2010. 141 с. .
67. Бебенин. Автореферат диссертации на-соискание ученой степени кандидата технических наук — М.: 2006. С.6. j
68. М.В. Двойников Работа бурильной колонны при комбинированном способе бурения скважин с. горизонтальным окончанием. Бурение й нефть.— 2008. № 5 С. 34-37.
69. Демпси П. Краткий обзор состояния измерений в процессе, бурения Нефть, газ и нефтехимия за рубежом. 1986; №2 5. С. 7-11.
70. Мальцев A.B., Дюков JI. М. Приборы и средства контроля процессов бурения: Справочное пособие. М.: Недра, 1989.
71. Мелик-Шахназаров А. М., Гробштейн А. С. Приборы для контроля веса бурового инструмента. М.: Недра, 1971.
72. Рукавицын В. Н. Контроль забойных параметров в процессе бурения скважин (Обзорная информ. Сер.: Автоматизация и телемеханизация в нефтяной промти). ВНИИОЭНГ 1987. 42 с.
73. Downhole Measurements While Drilling (материалы к семинару фирмы ANADRILL SCHLUMBERGER В Москве, март 1987 г.).
74. Measurement While Drilling (MWD). Gearhart Geodata Services, Aberdeen (проспект).
75. Лукьянов Э.Е., "Стрельченко B.B. Геолого-технологические исследования в процессе бурения. М.: Нефть и газ, 1997, С. 348-624.
76. Лукьянов Э.Е. Геолого-технологические исследования в процессе бурения: Дис. д-ра техн. наук. М., 1990.
77. Молчанов A.A. Измерение геофизических и технологических параметров в процессе бурения скважин. М.: Недра, 1983. 189 с.
78. A.C. 1392953 AI SU, Е21В44/00. Автоматический регулятор нагрузки на долото /H.H. Бородин. Заявка № 3973503/22 03 от 05.11.85.
79. A.C. 1127970 А SU, Е21В44/00. Регулятор подачи долота/ Я.Б Кадымов, Ю.М.Б. Кулиев, P.P. Ибрагимов и др. Заявка № 3488975/22 03 от 20.09.82, опубл. 07.12.84. Бюл. № 45.
80. A.C. 1416676 AI SU, Е21В44/00. Регулятор подачи долота/ Т.С. Атакишиев, A.A. Барьюдин, А.Г. Гусейнов и др. Заявка № 4097353/22 03 от-16.05.86, опубл. 15.08.88. Бюл. №30. ' '
81. A.C. 1479632 AI SU, Е21В44/00. Система автоматического управления процессом бурения/ Е.В. Калыгин,' Г.Н. Глухов, Г.А. Багаутинов и др. Заявка № 4316460/23 03 от 14.10.87, опубл. 15.05.89. Бюл. № 18.
82. Инструкция по бурению наклонно направленных скважин. М.: ВНИИБТ, 1966-С. 69.
83. A.C. №1128646 AI, Е 21 В 4/02, /Способ контроля режима работы винтового двигателя в забойных условиях/Д.Ф. Балденко, Т.Н. Бикчурин, Ю.В. Вадецкий, М.Т. Гусман, В.А. Каплун, A.M. Кочнев, С.С. Никомаров, В.И. Семенец, опубл. 30.09.1990
84. Опыт проводки скважин с применением винтовых забойных двигателей на Мангышлаке/Ф.И. Железняков, К.А. Шишин, H.JI. Аксененко и др. Бурение. 1978, №5, О. 3-6.
85. Двойников М.В., Овчинников В.П., Будько A.B., Пролубщиков C.B. Определение осевой нагрузки на долото при бурении скважин с горизонтальным окончанием Бурение и нефть. 2007. № 5 С. 18 — 20.
86. Двойников М.В., Овчинников В.П., Будько А.В, Овчинников П.В. Управление и контроль параметров бурения скважин винтовыми забойными двигателями: Монография. Москва. Газпром бурение: Изд-во ЗАО «Белогородская областная типография», 2010. 136 с.
87. Двойников М.В. Результаты опытно-промышленных испытаний винтового забойного двигателя модульного исполнения/ М.В. Двойников / / Известия вузов. Нефть и газ. 2010. № 4. С. 21-26.
88. Двойников М.В. Совершенствование конструкций винтовых забойных двигателей для бурения скважин Монография М.В. Двойников, В.П. Овчинников, A.B. Будько, П.В.Овчинников, А.И. Шиверских. Тюмень: ООО «Печатник», 2010.' 141 с.
89. Овчинников В.П., Двойников М.В., Герасимов Г.Т. и др. Технологии и технологические средства бурения искривленных скважин. Учебное пособие. Тюмень: Изд-во Экспресс, 2008. С. 112-116.
90. Крысин Н.И. Эффективность применения буровых растворов пониженной плотности / Н.И. Крысин, М.Р. Мавлютов, P.M. Минаева,// Обзор, информ. Сер. Бурение. 1981. № 10. С. 15-17.
91. Федосов Р.И. Новые системы безглинистых полимерно-гидрогелевых буровых растворов /. Федосов Р.И., Пеньков А.И., Никитин Б.А. // Нефтяное хозяйство. 1999. № 2 С. 20-22.
92. Штурн В.Б. Исследование некоторых вопросов отбора керна коронками керноотборников на каротажном кабеле: Автореф. дис. . канд. техн. наук. Уфа: УНИ, 1975.-22 с.
93. Литвишко В.Г. Опыт применения слабоструктурированного бурового раствора / В.Г. Литвишко, М.И. Липкес // Обзорная информ. Сер. Бурение. 1975. №8. С. 14-17.
94. Практика обработки глинистых растворов в США. М.: ГОСИТНТИ,1958.
95. Пат. 4255268 США, МКЙ3 С09 К7/00. Буровой раствор с вязкостным агентом. W.R. Yrace Co/Yacob Blocr/r Заявлено 1978.
96. Рябоконь С.А. Новая технологическая жидкость для заканчивания и ремонта скважин / С.А. Рябоконь, Б.А. Мартынов, А.А. Бояркин, И.Е. Александров, Я.Г. Дударов //Интервал. 2003. № 12. С. 62-67.
97. ПОГОСТ 7759-73. Магний хлористый технический (бишофит). Технические условия. М.: Изд-во стандартов, 1988. 11 с.
98. Зобнин И. Применение буровых растворов для качественного вскрытия продуктивного пласта // Бурение и нефть. 2005. № 4. С. 22-23.
99. Пат. 969708 РФ, С 09 К 7/02. Буровой раствор / И.Ю. Хариев, Н.И. Македонов, К.В. Иогансен, В.З. Ага-Алиева, С.А. Шелягова (Россия). № 293453723; заявлено 04.06.80; опубл. 30.10.82, Бюл. № 40.
100. Давыдов В.К. Техника и технология вскрытия продуктивных пластов.на месторождениях, находящихся на поздней стадии эксплуатации // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. 2005. № 6. С. 25-26.
101. Белей И.И. Полимерный алюмоакриловый промывочный раствор / И.И. Белей, Е.А. Коновалов //Газовая,промышленность. 198Г. № 1. С. 13-15.
102. A.c. 897833 СССР, МКИ3 С 09 К 7/02. Полимерный буровой раствор / В.И. Леонидов, Г.А. Пахмурин, Л.П. Проскурин, И.Г. Кирель, Г.Й. Исаева (СССР). №'2912875/23-03; заявлено 07.01.80; опубл. 15.01.82, Бюл. № 2.
103. Андрессон- Б.А. Эмульсионно-гелевый полисахаридный раствор для бурения скважин в сложных горно-геологических условиях / Б.А. Андрессон, Г.Г. Мурзагулов, А.Г. Сунагатуллин, P.A. Гайнуллин//Интервал. 2003. № 1. С. 60-63.
104. Пат. 2019552 РФ, С 09 К 7/02. Безглинистый буровой раствор для вскрытия продуктивных пластов / М.С. Окунев, Л.П. Сергиенко, А.У. Шарипов, В.А. Иванова (Россия). № 5051781/03; заявлено 10.07.1992; опубл. 15.09.1994, Бюл. № 17.
105. Пат. 2012584 РФ, С 09 К 7/02. Буровой раствор / А.Я. Третьяк (Россия). № 4933201/03; заявлено 11.03.1991; опубл. 15.05.1994, Бюл. № 9.
106. Пат. 2038362 РФ; С 09 К 7/02. Буровой раствор / А.Я.Третьяк (Россия). -№ 93014619/03; заявлено 22.03.1993; опубл. 27.06.1995, Бюл. № 18.
107. A.c. 1321740 СССР, МКИ С 09 К 7/02. Состав для вскрытия продуктивного пласта / И.Ю. Хариев (СССР). № 3913442/23-03; заявлено 14.06.1985; опубл. 07.07.1987, Бюл. № 25.
108. A.c. 969710 СССР, МКИ С 09 К 7/02. Промывочная жидкость для вскрытия пласта / A.A. Мартаков, О.П. Дианова, Г.П. Бранд Р.Ф. Баджурак, М:К. Сартбаев (СССР). № 3266985/23-03; заявлено 31.03.81; опубл. 30.10.82, Бюл. № 40.
109. A.c. 642352 СССР, МКИ2 С 09 К 7/00 Промывочная жидкость для вскрытия пласта // В.М.Беляков, Е.К. Коптелова, В.К. Роговой, Р.Ф. Баджурак, Н.Г. Сапожников (СССР). № 2165709/22-03; заявлено 22.07.75; опубл. 15.01.79, Бюл. №2.
110. Пат. 1556099 РФ, С 09 К 7/02. Безглинистый буровой раствор / Н.И. Крысин, А.М. Нацепинская, P.M. Мавлютов (Россия). № 4200085/03; заявлено 24.02.87.
111. Пат. 2061731 РФ, С 09 К 7/02. Безглинистый буровой раствор/ Крысин, А.М. Нацепинская, P.M. Минаева-(Россия). № 005205/03; заявлено 26.02.94; опубл. 10.06.96, Бюл. № 16.
112. Пат. 2277572 РФ, Cl- С 09 К 8/08. Высокоминерализованный безглинистый буровой раствор / П.В. Овчинников, И.Г. Яковлев, A.A. Фролов,
113. A.B. Будько, C.B. Пролубщиков (Россия). — № 2004135683/03; заявлено 06.12.2004; опубл. 10.06.2006, Бюл. № 16.
114. Пат. 2277569 РФ, Cl С 09 К 8/02. Буровой раствор / П.В. Овчинников, И.Г. Яковлев, A.A. Фролов, A.B. Будько, C.B. Пролубщиков (Россия). — № 2004134762/03; заявлено 29.11.2004; опубл. 10.06.2006, Бюл. № 16.
115. Пат. 2203919 РФ, С2 7 С 09 К 7/02, Е 21 В 43/12. Жидкость для глушения скважин / В.П. Овчинников, В.И. Вяхирев, В.Ф. Сорокин, A.A. Фролов; П.В. Овчинников, H.A. Аксенова, В.В. Салтыков, С.А. Уросов, В.В. Подшибякин,
116. B.Г. Татауров (Россия). № 2000133203/03; заявлено 29.12.2000; опубл. 10.05.2003, Бюл. № 13.
117. Пат. 2277570 РФ, Cl С 09 К 8/04. Солестойкий буровой раствор для вскрытия продуктивных пластов / П.В. Овчинников, И.Г. Яковлев, A.A. Фролов, A.B. Будько, C.B. Пролубщиков (Россия). № 2004134648/03; заявлено 26.11.2004; опубл. 10.06.2006, Бюл.№ 16.
118. Пат. 2277571 РФ, Cl С 09 К 8/08. Безглинистый буровой раствор / П.В. Овчинников, И.Г. Яковлев, A.A. Фролов, A.B. Будько, C.B. Пролубщиков (Россия). -№ 2004135682/03; заявлено 06.12.2004; опубл. 10.06.2006, Бюл. № 16.
119. Двойников М.В., Овчинников В.П., Будько A.B., Пролубщиков C.B. Совершенствование технологии бурения скважин с горизонтальным окончанием на месторождениях Тюменской области/ Бурение и нефть. 2006. № 11 С. 31-34.
120. Овчинников В.П., Двойников М.В., Будько A.B., Пролубщиков C.B. Технология вскрытия продуктивных отложений Оренбургского НГКМ с применением метода химической кольматации// Известия вузов. Нефть и газ. 2006. №3 С. 25-31
121. Овчинников В.П., Будько A.B., Пролубщиков C.B. Управление потоком бурового раствора в кольцевом пространстве скважины при вскрытии продуктивных пластов // Бурение и нефть. 2007. №' 07-08 С.-46 — 47.
122. Королев В.А. Связанная вода в горных породах: новые факты и проблемы// Соросовский Образовательный Журнал. 1996. № 9. С. 79-85.
123. Кошелев В.Н. Общие принципы ингибирования глинистых пород и заглинизированных пластов// Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. 2004. № 1. С. 13-15.
124. Пат. 4536297 США. Well drilling and completion fluid composition / Loftin R.E., Son A.I. -N 572103; заявлено 19.01.84; опубл. 24.04.85.
125. Нагарев O.B. К выбору технологических жидкостей для вскрытия пластов и капитального ремонта скважин // Проблемы геологии и разработки нефтегазовых месторождений: Сб. науч. тр. ЗАО «Тюменский нефтяной научный центр». Тюмень, 2006. С. 287-297.
126. Нацепинская А.М. Исследование и совершенствование буровых растворов для Пермского Прикамья: Дис. .канд. техн. наук. Пермь, 1982. 189 с.
127. Булатов А.И. К вопросу о седиментационной устойчивости тампонажных растворов / А. И: Булатов, О. Н. Обозин //В кн.: Крепление скважин, буровые растворы и предупреждение осложнений. Краснодар: ВНИИнефть, 1970. Вып. 23. С. 256-266.
128. Булатов А. И. Седиментация тампонажных растворов/ А.И. Булатов, О.Н Обозин, A.B. Черненко// В кн.: Буровые растворы и крепление скважин. Краснодар: Краснодарское кн. изд-во, 1971. С. 103 107.
129. Агаев М.Х. К вопросу исследования некоторых явлений, происходящих при твердении цементного раствора/ М.Х. Агаев, Я.А. Мустафаев, М.К. Сеид-Рза, Н.М. Щерстнев// Изв. вузов. Нефть и газ. 1969. № 6. С. 17-19.
130. Возникновение каналов в затрубном пространстве скважин после цементирования/ А.И. Булатов, А.К. Куксов, О.Н. Обозин// Бурение. 1971. № 2. С. 12-14.
131. О необходимости учета седиментационной" устойчивости тампонажных растворов/ А.'И., Булатов, А.К. Куксов, О.Н. Обозин// Бурение. 1971. №2. С. 9-11.
132. К вопросу зависания тампонажного раствора на обсадных трубах в период ОЗЦ / А.И. Булатов, А.К. Куксов, О.Н. Обозин, И.А. Сибирко // Азербайджанское нефтяное хозяйство. 1971. № 2. С. 21 24.
133. Kludl I., Tomisra I. Sedimentace ceinentovych suspenri, III Sedimentace cementovycb suspensi V nakionenych sloupach II Prace ustavu geologickeho inzenyrtvi Brno. 1974. Vol 31. P. 81-93.
134. Черненко A.B. О седиментационной устойчивости тампонажных растворов / A.B. Черненко, А.Е. Горлов // Нефтяное хозяйство. М.: ВНИИОЭНГ, 1977. № 7. С. 21-23.
135. Булатов А. И. Изменение давления при твердении цементного камня / А.И Булатов, А.Л. Видавский // РНТС, Бурение. М.: ВНИИОЭНГ, 1969. Вып. 10. С. 15-18.
136. Геранш М.П. Перетоки газа в скважинах через цементный раствор/ Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. М.: Недра, 1977. 52 с.
137. Хаиров Г. Б. Автореф. дис. канд. техн. наук. Уфа, 1977.24 с.
138. Невиль A.M. Свойства бетона / Пер. с англ. В.Д. Парфенова, Т.Ю. Якуб. М.: Стройиздат, 1972. 344 с.
139. Бабушкин В. И. Термодинамика силикатов / В.И. Бабушкин, Г.М.Матвеев, О.П. Мчедлов-Петросян // Под ред. О. П. Мчедлова-Петросяна. 4-е изд., перераб. и доп. М.: Стройиздат, 1986. 408 с.
140. Бутт Ю. М. Гидратация клинкерных минералов портландцемента и их смесей с гипсом и опокой / Ю.М. Бутт, Г.А. Батырбаев.// Труды Казахского филиала АСиА СССР, 1961. Том № 5. С. 71-74.
141. Волконский В. В. Технологические, физико-механические и физико-химические исследования цементных -материалов. / В.В. Волконский, С.Д. Макашев, И.П. Штейерт. Л.: Изд. лит. по строительству, 1972. - 304 с.
142. Ребиндер П. А. Успехи коллоидной химии. М.: Наука, 1976. 362 с.
143. Торопов H. М. Химия цемента. М.: Промстройиздат, 1956. 64 с.
144. Каримов Н.Х. Обоснование необходимого расширения тампонажных материалов // Реф. об. Бурение. М.: ВНИИОЭНГ, 1983. № 7. С. 35-36.
145. Каримое H. X. Разработка составов и технология применения расширяющихся тампонажных материалов для цементирования глубоких скважин в сложных геологических условиях: Автореф. дис. д-ра техн. наук. / Обзор, инф.: Уфа, ВИЭМС. 1986.
146. Каримов Я.Х. Разработка рецептур и применение расширяющихся тампонажных цементов. / Я.Х. Каримов, B.C. Данюшевский, Ш.М. Рахимбаев. М.: ВНИИОЭНГ, 1980. С. 50-52.
147. Каримов Я.Х. Тампонажные материалы с повышенной сероводородостойкостъю. / Я.Х. Каримов, JI.C. Запорожец // Техн. и технол. геол.-развед. работ, орг. пр-ва: Обзор, инф. М.: ВИЭМС, 1983. 32 с.
148. Каримов Н.Х. Исследование и разработка расширяющихся тампонажных смесей и влияние их на герметизацию заколонного пространства / Н.Х. Каримов, H.A. Губкин // РНТС. Сер. Бурение. М.: ВНИИОЭНГ, 1975. № 9. С. 21-25.
149. Ахунов C.Mi Исследование процессов технологии цементирования скважин. Автореф. дис. канд. техн. наук. Уфа, 1968. 32 с.
150. Голышкина Л.А. Экспериментальные исследования герметичности контактных зои системы порода — цементный камень — обсадная труба / Л.А. Голышкина, И.Г. Юсупов, И.С. Катеев // Тр. ТатНИПИнефть. Казань, 1975. Вып. 21. С. 106-111.
151. Дияк И.В. Исследование основных факторов, влияющих на качество цементирования нефтяных и газовых скважин: Автореф. дис. . канд. техн. наук. Ивано-Франковск, 1977. 26 с.
152. Номикосов Ю.П. Некоторые вопросы повышения качества цементирования буровых скважин: Автореф. дис. канд. техн. наук, 1972. С. 24.
153. Номикосов Ю.П. О влиянии толщины глинистой корки на цементировку скважин / Тр. Академии нефтяной промышленности. М.: Гостоптехиздат, 1955. Вып. П. С. 91-94.
154. Леонидова А. И. Влияние глинистой корки на фильтрационные свойства цементных растворов / А.И. Леонидова, Е.М. Соловьев // Тр. НИНХ и ГП, 1966. Вып. 60. С. 56-63.
155. Каримов Н.Х. Разработка рецептур и применение расширяющихся тампонажных цементов / Н.Х. Каримов, B.C. Данюшевский, Ш.М. Рахимбаев // Обз. информ. Серия Бурение. М:: ВНИИОЭНГ, 1980. 50 с.
156. Кузнецов Ю.С. Виброволновая технология, скважинная техника и тампонажные материалы для цементирования скважин в сложных геолого-технических условиях: Автореф. дис . д-ра техн. наук. Уфа: УНИ, 1987. 56 с.
157. Рябова Л.И. Теория и практика направленнию регулирования свойств тампонажных систем, обеспечивающих качественное крепление скважин в сложных геолого-технических условиях, в том числе и агрессивных средах. -Краснодар: ОАО НПО «Бурение», 2005.
158. Самойлов О.Я. О гидратации ионов в водных растворах // Известия АН СССР, отд. Хим. наук. 1953. № 2.
159. Каримов Н.Х. Вяжущие материалы, изготавливаемые из промышленных отходов и применяемые при креплении скважин / Н.Х. Каримов, Б.Я. Хахаев, B.C. Данюшевский // Обз. информ. Серия Бурение. -М.: ВНИИОЭНГ, 1982. Вып. 7. 50с. .
160. Данюшевский С. И. Расширяющийся тампонажный цемент для «холодных» и «горячих» скважин / С. И. Данюшевский, Р. И. Лиогонькая, Л.Г. Судаке // Нефтяное хозяйство. 1971. № 7. С. 70-78.
161. Бережной А.И. К анализу форм движения материи, в системе' цементный раствор вмещающая среда // Изв. ВУЗов. Нефть и газ. 1967. №12 -С. 40-42.
162. Бережной А.И. О факторах, влияющих на герметичность скважин, зацементированных тампонажным цементным раствором // Тр. Укр. Науч.-исслед. Ин-та газа. М.: Недра, 1969. вып. № 7. С. 33г40.
163. Булатов А.И. К вопросу о седиментационной устойчивости тампонажных растворов / А.И. Булатов, О.Н. Обозин // В сб.: Крепление скважин, буровые растворы и предупреждение осложнений. Краснодар: ВНИИнефть, 1970. вып. 23. С. 256-266.
164. Самойлов О.Я. Структура водных растворов электролитов и гидратации ионов. Физико-химический анализ. ДАН СССР, 1959. 179 с.
165. Эрдей Груз Т. Явления переноса в водных растворах. М.: Мир, 1976.956 с.182Миттел К.П. Мицеллообразование, солюбизация и микроэмульсии. М.: Мир, 1980. С. 597.
166. Маркина З.Н. О гидрофобных взаимодействиях в водных растворах поверхностно-активных веществ / В кн. Успехи коллоидной химии. М.: Наука;' 1973. С. 47-49.
167. Маркина З.Н. Исследования механизма сомобилизации гидрофобных соединений в связи со структурообразованием в системах ПАВ — вода / З.Н. Маркина, Т.С. Гракова // Труды VII Международного конгресса по ПАВ, 1978. Т. 2. С. 955-1007.
168. Бутт Ю.М. Твердение цементов при пониженных температурах и структообразующая роль водорастворимых добавок к бетону. / Ю.М. Бутт, В.М. Колбасов // В кн.: Международный симпозиум по зимнему бетонированию. М.: Стройиздат, 1975. T.I. С. 6-17.
169. Ратинов В.Б. Добавки в бетон. / В.Б. Ратинов, Т.И. Розенберг. М.: Стройиздат, 1973. С. 207.
170. Садыков Е.М. Физико-химические основы применения поверхностно-активных веществ. Ташкент: Фам, 1977. 315 с.
171. Фролов Ю.Г. Курс коллоидной химии. Поверхностные явления и дисперсные системы. Химия, 1982. с. 400.
172. Крых Б.В. Влияние добавок хлористого натрия на свойства цементных растворов / Б.В. Крых, В.И. Герц, А.Н. Переяслова, P.C. Яремийчук //Газовая промышленность. Киев, 1967. вып. 3. С. 14-17.
173. Langson W.B. The use ofsolt cement blends as an aid to better sementing in formations cantaining fresh water sensitive clays Y.Canad. Petrol. Technol., 1964. Fall, vol 3. p.95-100.
174. Miellers P.C. Use of surface active admitives in concrete Proc. Fifth inter. Sympon Chem of cements-Tokyo -1968. v. 4-p. 124-139.
175. Ахвердов И.Н. Структуро-образование цементного камня сIдобавками суперпластификаторов. Механ. и технолог, композиционные материалы / И.Н. Ахвердов, В.В. Бабицкий, B.JI. Мерцинкевич // Тез. докл. 3 Нац. конф. София, 1982. С. 485-488.
176. Баженов Ю.М. Применение суперпластификаторов в целях совершенствования технологии изготовления железобетона / Ю.М. Баженов, Г.С. Долгополов//Промышленное строительство, 1978. №5. С. 11-13.
177. Булатов А.Н. Управление физико-механическими свойствами тампонажных систем. М.: Недра, 1975. 218 с.
178. Булатов А.И. Тампонажные материалы / А.И. Булатов, B.C. Дашошевский // М.: Недра, 1987. 280 с.
179. Булатов А.И. Регулирование технологических показателей тампонажных растворов / А.И. Булатов, H.A. Мариампольский // М.: Недра, 1988. 224с.
180. Никитин В.М. Химия древесины и целлюлозы / В.М. Никитин, A.B. Оболенская, В.П. Щеголев М.: Лесная промышленность, 1978. 356с.
181. Битенский В.Я. Производство эфиров целлюлозы / В.Я. Битенский, Е.П. Кузнецова.: Химия, 1974.
182. Куксов А.К. Заколонные проявления при строительстве скважин / А.К. Куксов, A.B. Черненко // Техника и- технология бурения скважин; обзор, информ. сер. вып. 9. М.: ВНИИОЭНГ, 1988. 68с.
183. Рахимбаев Ш.М. Регулирование технологических свойств тампонажных растворов. Ташкент: ФАН, 1976. 160с.
184. Бережной А.И. Электрические и механические методы воздействия при цементировании скважин / А.И. Бережной, П.Я. Зельцер, А.Г. Муха. М.: Недра, 1976. 183 с.
185. Пат. 137 0143 (Великобритания). Способ повышения подвижности или механической прочности строительных растворов и бетонных смесей и применяемые в данном случае вяжущие. Изобрет. за рубежом, 1974. № 20.
186. Дрозд A.C. Магнитная обработка воды для повышения прочности бетона// Автомоб. дороги. 1971. № 1. С. 15.
187. Быхов В.Г. Влияние режимов магнитогидродинамической обработки воды на прочность цементного камня / В.Г. Быхов, Ю.А. Качалов, H.A.
188. Прихоченко, М.Ф. Скалозубов// Научн. тр. Новосеркас. политехи, ин та, 1970. 217. С. 85-88.
189. Десов А.Е. Вибрированный бетон. М.: Госстройиздат, 1956. 229 с.
190. Физико-химическая механика дисперсных структур в магнитных полях / H.H. Круглицкий, С.П. Ничипоренко, И.П. Гранковский, Г.А. Пасечкин. Киев: Наук, думка, 1976. 189 с.
191. A.c. 306086 (СССР). Способ обработки бетонной смеси / Г.Д. Альферов, А.И. Черков, Л.Б. Циммерманис. опуб. в Б.И. 1971 №19.
192. A.c. 310877 (СССР). Механическая активация цементных растворов / И.Г. Гранковский, H.H. Круглицкий. опуб. в Б.И. 1971 № 24.
193. Детков В.П. Гидравлический способ улучшения вяжущих свойств тампонажного цемента / В.П. Детков, В.В. Козодёров, А.К. Сабирзянов.// Бурение. 1974. вып.5. С. 20-23.
194. Мавлютов М.Р. Опыт применения вибровоздействия для повышения качества цементирования скважин / М.Р. Мавлютов, Ю.С. Кузнецов, К.А. Шишкин и др. // Технология бурения нефт. и газовых скважин. 1967. вып.З. С. 10-15.
195. Новиков Ю,М. Гидродинамический излучатель для обработки тампонажных растворов / Ю.М. Новиков, H.H. Фесенко// Бурение. 1974. вып.2. С. 30-34.
196. Пупков B.C. К вопросу о седиментационной устойчивости тампонажных растворов // Сб. науч. Трудов СахалинНИПИнефть. Геология и особенности разработки нефтяных месторождений Сахалина. М.: ВНИИОЭНГ, 1977. С. 82-85.
197. Вяхирев В.И. Специальные тампонажные материалы для разобщения пластов в различных термобарических условиях / В.И. Вяхирев, Ю.С. Кузнецов, В.П. Овчинников и др. Тюмень: Вектор Бук. 1977.-237с.
198. Вяхирев В.И. Облегченные тампонажные растворы для крепления газовых скважин. / В.И. Вяхирев, В.П. Овчинников, П.В. Овчинников. М.: ООО «Недра-Бизнесцентр». 2000. 134 с.
199. Овчинников В.П. Солевые и тампонажные композиции на основе вторичных материальных ресурсов производства соды. / В.П. Овчинников, A.A. Фролов, A.A. Шатов, В.И. Вяхирев, В.Ф. Сорокин, П.В. Овчинников. М.: ООО «Недра-Бизнесцентр». 2000. 214 с.
200. Вяхирев В. И. Специальные тампонажные материалы для разобщения пластов в различных термобарических условиях. / В. И. Вяхирев, Ю.С. Кузнецов, В.П. Овчинников, A.A. Шатов, Е.С. Кузнецов. Тюмень: «Вектор Бук». 1997. 240с.
201. Ребиндер П.А. Физико химическая механика дисперсных структур в химической технологии / П.А. Ребиндер, Н.Б. Урьев, Е.Д. Щукин // Теорет. основы хим. технологии. 1972. С. 872- 879.
202. Гидротация и твердение цемента. / Шестой Международный конгресс по химии цемента. // Труды: В Зт. под общ. ред. A.C. Болдырева. Т.2. Кн. I. М. Стройиздат. 1976. 300 с.
203. Гидратация и твердение цемента / Шестой международный конгресс по химии цемента // Труды: В 3 т. под общ. ред. A.C. Болдырева. Т. 2. кн. 2. М.: Стройиздат. 1976. 300 с.
204. Сегалова Е.А. Влияние добавок гидрофильного пластификатора на-кинетику структурообразования при твердении цементов / Е.А. Сегалова, P.P. Саркисян, П.А. Ребиндер. //Коллоид, журн. 1958. 20. № 1 С. 7-13.
205. Глекель Ф.Л. Физико — химические основы применения добавок к минеральным вяжущим. Ташкент: Фан, 1975. 90 с.
206. Сорочкин М.А. Изучение начальных стадий гидрации портландцемента методом рентгеновской дифрактометрии. //Физ.- хим. механика дисперс. систем / М.А. Сорочкин, И.Г. Гранковский, В.В. Авдеев, Г.А. Пасченик 1974. вып. 6. С. 195-200.
207. Урываева Г.Д. Влияние омагниченной воды на физико-механические свойства белитошламового цемента / Г.Д. Урываева, H.A. Приходченко // Изв. CA АН СССР. Сер. Хим. наук, 1969. вып.6. № 14. С. 105 108.
208. КЬролёв;К.М1Магнитнаяюбработка воды в технологии бетона / K.M. Королёв; В.М. Медведев//Бетон и железобетон. 1971. № 8. С. 44^5.
209. Is Азилецкая Р.Д. Влияние омагниченной воды на> физико-механические! процессы гидрации ш твердения»; цемента / Р.Д. Азилецкая;,. H.A. Прихоченко, М.Ф. Скалозубов // Тр. Новочеркас. политехи, ин та. 1969. 190: С. 121 - 126.
210. Алфёров Г.Д. Иследование кинетики структуруобразования теста после; вибрирования / Т.Д. Алфёров, 11.11., Погорелов, В.Н. Шмигальский. // Изв. вузов. Сер. Стр во;и;архитектура;1973:.№'З^С. 78;;—80^.
211. Сычев М.М. Образование межзерновых контактов при твердении вяжущих веществ / В кн.: Химия и технология вяжущих веществ. Л.: ЛТИ им. Лонсовета, 1975. С. 3-13. 1
212. Шестой международный?; конгресс по химии цемента. Труды* в 3 т., /Под общ. ред. A.C. Болдырева. Т. 3; Цементы,ших свойствам Mi: Стройиздат, 1976. 355 с. "
213. Ефремов И.Ф: Взаимодействие. коллоидных частиц и других микрообъектов; на? дальних расстояниях и образование периодических коллоидных структур/ И.Ф. Ефремов, O.T. Усьяров // Успехи химии, 1976. 45. вып. 5. С. 877-901.
214. Ефремов И.Ф. Периодические коллоидные структуры. Л.: Химия, 1971. 130 с.
215. Тимофеев Ю.Л. Электрокинетические характеристики бетонных сред. Изв. Вузов, сер. Строительство и архитектура, 1968. № 2, С. 130 — 136.
216. Ведь Е.П. Роль подвійного электричного шару при твердінні шлакопортлендцементу / Е.П. Ведь, Г.П. Бакланов, Е.Ф. Жаров—Буд. матеріали-І конструкції, 1970. № 1. С. 31 33.
217. Ефремов И.Ф. Закономерности взаимодействия коллоидных частиц; //В кн.: Успехи коллоидной химии. М.: Наука, 1973. С. 130 — 140.
218. Сычев М:М. Некоторые-вопросы теории твердения* вяжущих систем / М.М. Сычев, И.Ф. Ефремов// Комплексное использование сырья в технологии' вяжущих систем.Л.: ЛТИ им. Ленсовета; 1973. С. 67 — 80.
219. Сорочкин М.А. Изучение начальных стадий^ гидрации портландцемента методом рентгеновской' дифрактометрии. / М.А. Сорочкин; ИТ. Гранковский; ВІВ1. Авдеев, Г.А. Пасченик // Физ.- хим. механика дисперс. систем 1974. вып. 6. С. 195 200.
220. Исследование кинетики образования' гидросульфоалюмината и дисперсной структуры в суспензии СзА и двуводного гипса / Гранковский*И.Г., Сорочкин М.А., Авдеев В.В., Пасченик Г.А. // Укр. хим. журн. 1975. 41. вып.6. .С. 613 -618.
221. Пасечкин Г.А. Структурообразование дисперсий минеральных•вяжущих веществ при механических и электромагнитных воздействиях: Автореф. дис. канд. хим. наук. Киев. 1973. 25 с.
222. Щукин» Е.Д. Новые исследования физико химических явлений в проколлоидной химии. М.: Наука. 1973. С. 159 - 170.
223. Пащенко A.A. Вяжущие материалы / A.A. Пащенко, В.П. Сербии, Е.А. Старчевская. Киев: Вище школа, 1975. 443 с.
224. Пащенко A.A. Влияние ПАВ на кинетику помола шлака / A.A. Пащенко, Е.А. Старчевская, B.C. Бумен, Р.Ф. Рушелюк //Рефератив. Информ. о закончен, науч. ислед. работах в вузах УССР, 1974. вып. 15. С. 18 - 20.
225. Вагнер Г.Р. Исследование возможностей применения, цеолитизированных туфов Закарпатья в цементных тампонажных дисперсиях / Г.Р. Вагнер, H.H. Крутлицкий, Ф.Д. Овчаренко, Ю.И. Тарасевич. // Докл. АН УССР. Сер. Б., 1977. № 7. С. 621 625.
226. Куннос Г.Я. Вибрационная технология бетонов. JL: Стройиздат, 1967.163 с.
227. Гидрация и твердение вяжущих: тез. докл. и сообщений.(Уфа, 19-21 марта,1978г.). Уфа: НИИПРОМСТРОЙ, 1978. 383 с.
228. Remachandren V.S. Influence of triethanolamfne on the hydration characteriatlcs of trioalcium aillate// J.Appl. Chem. and Biotechnol., 1972,22, № 12. p. 1125- 1138.
229. Tenoutasse N.,Cremerska D.L. Action de triehenolamine sur 1 hydration du ciment Poitland. // Silicat. Ind., 1973. 38. № 11, p.233 238.
230. Tenoutasse N.,Cremerska D.L. Wplyw trojetanolaminy na hydratacje cementu portlandzkiego. // Cem. Wapne. 1974. 4. c. 96 102.
231. Рояк Г.С. Специальные цементы / Г.С. Рояк, С.М. Рояк. // Цемент, 1974. №9. С. 31 -33.
232. Классен В.И. О возможности измерения технологических свойств воды и водных систем воздействием магнитных полей. — Изв. вузов, сер. Цветная металлургия, 1967. № 5. С. 24 — 34.
233. Avram С., Volna V.,Mireu О. Compórtment a la revidration des componente mineralogiduas des cimente-Portland. Rev. mater. Constr. Et trav., publ., 1971, 666, p. 51-56.
234. Шестопёров C.B. Структура цементного камня после многократного повторного вибрирования бетонной смеси/ С.В. Шестопёров, А.Н. Измайлов // Тр. Моск. автомоб. дор. ин — та, 1972. вып. 38. С. 83 — 87.
235. Шмигальский В.Н. Роль фактора времени и при формировании бетонных смесей / В.Н. Шмигальский, А.А. Ананенко, И.А. Журавлёва. Новосибирск: НИИЖТ, 1967. 35 с.
236. Глеккель Ф.Л. Гидрация портландцемента на, ранних стадиях в присутствии, высокомолекулярных; ИВА / Ф.Л. Глеккель, Р.З. Копп, K.G. Ахмедов // В кн.: Твердение цемента. Уфа: НИИпромсгрой, 1974. G.320 323.
237. Цыбии A.A. Проблемы повышения эффективности крепления и ремонта скважин и методы их решения: Дис. д-ра техн. наук. М., 2000.
238. Паросоченко С.А. Разработка технологий ликвидации заколонных газоперетоков? bs. скважинах газовых месторождений:: Автореф: дис . канд. техн.наук. Ставрополь, 2005.
239. Будников В.Ф. Контроль, технического; состояния; скважин / В.Ф. Будников,А.Ж Булатов, А.Я: Петерсон, С.А. Шаманов; М.: Недра, 2001.
240. РД-2-803-82. Инструкция по раннему обнаружению газонефтепроявлений.и их предупреждению. Методика глушения скважин при газонефтеводопроявлениях. Mi,1996:
241. Гилязов P.M. Проблемы закачивания скважин с боковыми стволами / Р:МЕилязов;Р.1Ш Рахим?// Нефтяное хозяйство? 2001. №?2 С. 11.
242. Токман А.К. Конхроль технического состояния колонн в газовых скважинах Астраханского 1'КМ//Каротажник. 2003. Вып. 105.
243. А;' с. 22196221: РФг Способ? разобщения; полости? обсаженной? и необсаженной скважины / Ю.М. Басарыгин, В.Ф. Будников, А.И. Булатов, В.Г. Гераськии, A.Mi, Черненко; BiM; Стрельцов, В!А; Юрьев; ЛМ1 Царькова; A.A. Карелов (Россия), Бюл. № 1. ' .
244. Киселев А.И. Способы и материалы^ для! герметизации и восстановления герметичности соединительных узлов; обсадных колонн / А.И. Киселев, С.А. Рябоконь, В.А. Шумилов // Обзорная пнформ. Сер. Бурение. 1987. Вып. 13. 48 с.
245. Швецов В.Д. Предупреждение газопроявлений и выбросов при бурении глубоких скважин. М.: Недра, 1988: 200 с.
246. Кустышев A.B. Технология извлечения пакера с помощью инструмента расфиксации пакера / A.B. Кусышев, Т.И. Чижова, B.I'. Густилин
247. Обзорная информ. Сер. Геология, бурение, разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. 1990. Вып. 4-5. С. 5-7.
248. Дудкин М.С. Введение в химию углеводов. Киев: Вища школа, 1976.176 с.
249. Тагер A.A. Физико-химия полимеров. М.: Недра, 1968. 536 с.
250. Грим P.E. Минералогия глин. М.: Мир, 1959. 452 с.
251. Кистер Э.Г. Химическая обработка буровых растворов. М.: Недра, 1972. 392 с.3^3
-
Будько, Андрей Васильевич
-
доктора технических наук
-
Москва, 2011
-
ВАК 25.00.15
- Оптимизированная технология заканчивания скважин в осложненных геолого-технических условиях
- Методы проектирования строительства наклонно направленных, горизонтальных и многозабойных скважин с большим отклонением ствола от вертикали
- Разработка технологии геофизических исследований технического состояния скважин на месторождениях и подземных хранилищах газа Оренбуржья
- Совершенствование технологии крепления скважин в условиях многолетнемерзлых пород
- Повышение эффективности разобщения пластов при креплении нефтяных и газовых скважин
