Исследование и разработка ресурсосберегающих технологий строительства скважин с целью извлечения остаточных запасов углеводородов

Федоров, Валерий Александрович

Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему
Исследование и разработка ресурсосберегающих технологий строительства скважин с целью извлечения остаточных запасов углеводородов
ВАК РФ 25.00.15, Технология бурения и освоения скважин

Автореферат диссертации по теме "Исследование и разработка ресурсосберегающих технологий строительства скважин с целью извлечения остаточных запасов углеводородов"

На правах рукописи

ФЕДОРОВ ВАЛЕРИЙ АЛЕКСАНДРОВИЧ

Исследование и разработка ресурсосберегающих технологий строительства скважин с целью извлечения остаточных запасов углеводородов

Специальность: 25.00.15 - Технология бурения и освоения скважин

Автореферат диссертации на соискание учёной степени кандидата технических наук

Тюмень - 2003

Работа выполнена в обществе с ограниченной ответственностью «Татнефть» Азнакаевскбурнефть»

Научный руководитель - доктор технических наук, профессор

Кулябин Геннадий Андреевич

Официальные оппоненты - доктор технических наук, профессор

Овчинников Василий Павлович

- кандидат технических наук Кузнецов Роман Юрьевич

Ведущая организация - Тюменский филиал Сургутского научно-

исследовательского и проектного института нефти (ТФ «СургутНИПИнефть»)

Защита диссертации состоится 6 декабря 2003 г., в 14-00 часов на заседании диссертационного совета Д 212.273.01 при ТюмГНГУ по адресу. 625039, г. Тюмень, ул.50 лет Октября, 38.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ТюмГНГУ по адресу: 625000, г. Тюмень, ул. Володарского, 38.

Автореферат разослан 6 ноября 2003 г.

Ученый секретарь

диссертационного совета, д.т.н. профессор ^ В.П. ОВЧИННИКОВ

172 8о

-3-

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность темы исследований

Основной особенностью нефтегазодобывающей отрасли России является переход многих месторождений в позднюю и завершающую стадию разработки, характеризующуюся проблемами извлечения остаточных запасов, сосредоточенных, в основном, в низкопроницаемых заблокированных коллекторах. Для их извлечения требуются новейшие ресурсосберегающие технологии и, в частности, строительство специальных (горизонтальных, разветвленных, с увеличенной поверхностью фильтрации в зоне против продуктивных пластов и др.) скважин. Важнейшее значение в этих условиях приобретает герметизация заколонного пространства.

Рассматривая основную причину и факторы, снижающие качество строительства скважин, в части первичного вскрытия продуктивных отложений и разобщения пластов при цементировании эксплуатационных колонн, следует отметить, что причиной большинства осложнений и снижения качества работ при заканчивали и эксплуатации скважин является активная гидравлическая связь вскрытых бурением флюидонасыщенных пластов со стволом скважины. Большинство применяемых в отечественной и зарубежной практике буровых растворов не обеспечивают эффективной гидроизоляции проницаемых пластов от ствола скважины.

Из геологофизических факторов на гидравлические условия и технологию бурения наибольшее влияние оказывают глубина залегания, фильтрационные и прочностные характеристики пород-коллекторов, свойства пластовых флюццов и особенности баротермодинамического состояния залежей углеводородов на различных стадиях их разработки. Из-за разности плотностей промывочного раствора и насыщающих коллекторы флюидов, гидростатическое давление жидкости в стволе скважины, с глубиной, повышается быстрее, чем пластовое. Это предопределяет рост репрессий на забой и стенки скважины тем больший, чем выше пластовое давление и разность плотностей бурового раствора и пластовых флюидов. Этот же фактор приводит к росту гидродинамических давлений при проведении в скважине основных производственных операций - СПО, восстановление циркуляции и промывки, бурения, цементирования обсадных колонн и тд. Достижение высокого уровня репрессий на призабойную зону пластов интенсифицирует нестационарные процессы гидродинамического взаимодействия в скважине.

Не меньшее отрицательное влияние на технологию и качество заканчивания скважин оказывает дифференциация пластовых давлений по разрезу и площади интенсивно разрабатываемых месторождений нефти и газа. Следствием изменения гидродинамического состояния и поведения разрабатываемых залежей углеводородов являются: ухудшение коллекторов« свойств продуктивных пластов и снижение потенциальной продуктивности скважин, ранняя обводненность добываемой продукции, межпластовые и заколонные перетоки пластовых флюидов.

Основными факторами снижения качества долговременного разобщения пластов при цементировании эксплуатационных колонн являются свойства цементного раствора^ камня, режимы подъема раствора на расчетную высоту, фильтрационные и прочностные характеристики ствола в интервале продуктивных отложений.

Интенсивное обезвоживание цементного раствора под воздействием высоких репрессий в периоды цементирования колонн и ОЗЦ существенно изменяет его исходные свойства (плотность, вязкость, предельное напряжение сдвига, сроки схватывания и твердения), активность физико-химических процессов формирования цементного камня за эксплуатационной колонной, величину гидростатического давления цементного раствора в скважине в период ОЗЦ. В неоднородном по плотности цементном растворе при формировании цементного камня образуются различные дефекты, связанные с процессами коагуляционного и кристаллизационного структурообразования, контракции и тд. Следствием этих процессов становится отсутствие напряженных контактов между элементами крепи (стенкой скважины и цементным кольцом, цементным кольцом и поверхностью обсадных труб), наличие контракционных каналов в цементном камне, неоднородная прочность цементного камня по высоте. Наличие градиента давпе-

ния между разнонапорными пластами в этих условиях вызывает, еще до ввода скважин в эксплуатацию, межпластовые, заколонные перетоки и флюидопроявления.

На нефтяных площадях Ромашкинского месторождения технология заканчивания скважин осложнена в основном факторами, характерными для поздней стадии разработки. За 50 лет эксплуатации месторождения с широким применением методов интенсификации разработки и повышения нефтеотдачи (различные виды заводнения пластов с поэтапным его повышением с 6,(>8,0 МПа до 20-25 МПа при одновременном снижении пластового давления в продуктивных горизонтах с 17,5 до 8,5 МПа, тепловое воздействие на пласты, закачивание газа) извлечение остаточных запасов углеводородов возможно строительством скважины с применением ресурсосберегающих технологий, обеспечивающих высокое качество первичного вскрытия и герметизацию заколонного пространства.

Основной цепью работы является обеспечение качества строительства скважины для извлечения остаточных запасов углеводородов путем формирования основного ствола при бурении, подготовке к цементированию и герметизации ее заколонного пространства.

Для выполнения поставленной цепи необходимо решить следующие основные задачи:

1. Проведение анализа методик проектирования параметров режима бурения скважин, методов расчета параметров осевых зубцовых вибраций долота и совершенствование методов их расчета применительно к роторно-шпиндельному способу бурения скважин.

2. Усовершенствование конструкции устройства для роторно-шпиндельного способа бурения и применение его в условиях Татарстана.

3. Исследование характера проникновения твердой фазы и фильтрата разных по свойствам промывочных жидкостей из скважины в проницаемые пласты (коллекторы).

4. Изучение влияния копьматации на проницаемость призабойной зоны пластов с применением фактора группирования кольматирующих частиц в волновом поле.

5. Рассмотрение проблем, связанных с заколонными перетоками и предложение технологии, обеспечивающей герметизацию заколонного пространства.

Научная новизна

1. На основе имеющейся информации и промысловых исследований разработаны и усовершенствованы методы расчета параметров осевых зубцовых вибраций долота и проектирования режима бурения роторно-шпиндельным способом с усовершенствованием конструкции устройства и технологии проводки скважин в условиях Татарстана.

2. Даны выражения для определения скорости фильтрации жидкости в пласты и глубины проникновения фильтрата в период интенсивности этого процесса, определены время и область применения водополимерных буровых растворов, а также асбестогелиевого, торфяного и шлам-лигнинового буровых растворов..

3. Предложено применять управляемую кольматацию пород с учетом теории группирования твердых частиц в кольматационном потоке жидкости. Разработаны выражения для определения скорости частиц и распределения их по массе в таком потоке.

Практическая ценность

1. С применением усовершенствованной конструкции устройства технологии углубления скважин и инструкции для реализации роторно-шпиндельного способа бурения скважин в условиях Татарстана получено кратное увеличение механической скорости проходки в сравнении с роторным способом.

2. Комплексные исследования по влиянию: свойств промывочных жидкостей на уровень их фильтрации в породы призабойной части скважин, на качество и скорость образования фильтрационной корки, виброкольматации, качества тампонажного материала и цементного камня, прочности контакта его с окружающими поверхностями, а также разработанные требования к качеству отмеченных материалов, технологии их приготовления и применение разработки по управляемой кольматации с применением теории волнового поля, позволили значительно повысить эффективность вскрытия продуктивных пластов и цементирования скважин.

-А»

Апробация

Результаты диссертационной работы и основные положения докладывались и обсуждались на научно-практических конференциях: «Опыт разведки и разработки Ромашкинского и других крупных нефтяных месторождений Волго-Камского региона» (г. Лениногорск, 1998г.); «Приоритетные методы увеличения нефтеотдачи пластов и роль супертехнологий» (г. Бугульма, 1998г.); научно-технических конференциях по бурению скважин УдмуртНИПИнефть ОАО «Удмуртнефть» (г. Ижевск, 1998-2002 гг.), Международной науч. - техн. конференции, посвященной 40-летию ТюмГНГУ «Проблемы развития ТЭК Западной Сибири на современном этапе» (г.Тюмень, 25-27 сентября 2002 г.) и на технических советах предприятий ООО «Татнефть» - Азнакаевскбурнефть» (1998-2003 гг.).

Структура и объем работы

Диссертационная работа состоит из введения, 3 разделов, основных выводов и рекомендаций: изложена на 184 страницах машинописного текста и содержит 22 рисунка, 17 таблиц, список литературы из 165 наименований.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении обоснована актуальность темы, определены цепь и задачи исследований.

Первый раздел посвящен анализу особенностей процесса углубления скважин при различных способах бурения с учётом геологических особенностей месторождения углеводородов.

В процессе углубления скважины можно изменять определенные параметры, которые принято называть параметрами режима бурения: осевая нагрузка на долото - в, условно разделяемая на динамическую и статическую составляющие; расход промывочной жидкости - О и параметры, характеризующие ее свойства; частота вращения долота - п (или бурильной колонны - для роторного бурения). Без прекращения процесса углубления скважины можно изменять и давление на выкиде бурового насоса Рн = Ртах или в бурильной колонне, и вращательный момент для работы долота Мд или на валу забойного двигателя М„1. Но Рн, №> и Млне принято относить к параметрам режима бурения, хотя Рн является одним из главных и управляемых параметров, который определяет работу ГЗД и оказывает соответствующее влияние на темп углубления скважины. Следовательно Ртш как и режимные параметры должен проектироваться в оптимальных пределах.

Действительно, на указанный темп при бурении с ГЗД оказывают определяющее влияние два стержневых параметра: гидравлическая мощность на выкиде бурового насоса и мощность, переданная забою скважины. Следовательно, наряду с в, давление Рн = Рюх определяет величину коэффициента передачи мощности на забой скважины. По количеству технологических связей Рн равнозначно разгрузке инструмента на буровом крюке и, видимо, Рн следует относить к параметрам режима бурения.

Физико-механические свойства горных пород и осложнения в скважине в каждом районе буровых работ имеют свою специфику. Это является одной из основных причин того, что до сих пор не разработаны общие методы проектирования специальных режимов бурения. Поэтому часто применяют статистический метод проектирования специальных режимов бурения или эмпирические зависимости, часто пригодные только для отдельных районов бурения.

Несмотря на огромную работу исследователей и практиков, из анализа их работ следует необходимость дальнейшего решения задач проблемы совершенствования режимов бурения скважин с применением теории вибропроцессов и характера работы бурильного инструмента при конкретном приводе долота. Очевидно, что такие задачи должны решаться с совершенствованием методов проектирования, и обоснования компоновок бурильной колонны, а также более эффективных моделей забойных двигателей. Последнее связано и с проблемой совершенствования привода долота в целом.

Далее рассмотрены вопросы проектирования осевой нафузки на забой скважины и на долото, предложен способ и устройство для ее формирования.

Из анализа технологического процесса работы бурильного инструмента во время углубления скважины с ГЗД следует, что обеспечением необходимой величины осевой нагрузки на забой вз, по существу поддерживается нормальный автономный режим его работы. Учитывая то, что между подачами вытянутой части бурильной колонны (ВЧ БК) такой режим нарушается, становится очевидной необходимость в применении способов и устройств, поддерживающих автономный режим работы.

Физическое моделирование процессов работы низа бурильного инструмента, долота и разрушения породы на забое скважины, отвечающее всем критериям подобия, возможно только при выполнении натурной модели. Однако, результаты исследования процесса разрушения пород под штампом получены в основном в условиях приближенного моделирования при раздельном статическом и ударном воздействии на породу. А в скважине удары зубьев о породу эпизодичны, разрушение породы происходит от последовательного действия на нее статической (Сет) и динамической (вд) составляющих при виброударном (вд) характере воздействия.

При анализе результатов исследований процесса разрушения горных пород на стендах и в условиях скважин с применением известных способов бурения установлено:

- в процессе бурения скважин возможна реализация подводимой к забою энергии с осуществлением четырех скачков разрушения породы при виброударах зубьев шарошечного долота по породе.

- имеются возможности создания нового привода долота, при котором значительно повысятся механическая и рейсовая скорости бурения при той же величине подводимой энергии. Одновременно при этом имеется возможность снижения веса бурильной колонны применением меньшей длины УБТ и более легких бурильных труб.

С учетом сказанного проведены исследования и разработаны предпосылки для повышения эффективности бурения скважин вибровращательным приводом долота (РШ).

Анализ работ по разрушению пород показал, что исследования этого процесса на стенде достаточно полно и корректно проведены исследователями на кафедре бурения Уфимского нефтяного института по разработанной ими методике. Результаты исследований оценивались в основном по энергоемкости процесса разрушения породы - Аэ.

В других работах приведены результаты огромной работы по исследованию процесса разрушения пород под штампом на стендах при ударном воздействии на породу. Считаем, что в скважине чисто ударные явления эпизодичны, в основном вст прикладывается, как внезапно приложенное усилие (нагрузка), под действием которой под зубом долота происходит первый скачок разрушения породы, с последующим виброударным воздействием на нее и чаше совместным, а не раздельным, как это производилось, осуществлением второго и третьего скачков разрушения.

При такой интерпретации процесса разрушения породы результаты стендовых исследований увязываются с техническими и технологическими задачами познания и совершенствования процесса углубления скважин и способов бурения.

Таким образом, величина бет и ее способ реализации играют существенную роль в процессе углубления забоя и повышении показателей бурения, что эффективней реализуется с применением РШ - способа. Например, с увеличением Сет на 25% механическая скорость проходки возросла вдвое.

Картина разрушения пород индентором на стенде в связи с различным характером действия усилий Ост и вд, а также с определенным отношением СстЛЗд, может существенно отличаться в условиях забоя (рисунок 1).

В работах Филимонова Н.М., Мавлютова М.Р. и Вдовина К.И. описана определенная последовательность трех и более форм (скачков) разрушения горных пород индентором. При этом

не показаны отличия в реализации энергии - Ар (и сил) воздействия на породу на стенде и в условиях скважины.

Считается, что первая форма разрушения породы на забое скважины обусловлена действием йст во время (при ее переходе с одного зуба на другой. Причем (Зет действует как внезапно приложенная нагрузка. В это время под зубом долота образуется определенная форма лунки в зависимости от величин бет, времени I, конструкции вершины зуба, свойств породы и др. факторов. Также частично снижается боковое давление на вершину зуба для последующей реализации 6ст+(3д, что создает предпосылки для эффективного осуществления 2го и 3го скачков разрушения породы, причем 2°" скачок в той или иной степени реализуется при всех способах бурения, в зависимости от величины усилия Сд и динамичности привода.

При турбинном бурении третья форма разрушения породы с характерной лункой по ряду причин не осуществляется, в первую очередь из - за недостатка мощности на непосредственное разрушение породы (№р). Но при низкооборотном бурении энергии, как правило, достаточно для третьего скачка разрушения породы и образования микротрещин вокруг лунок 2го и 3го скачков разрушения с клино- или конусообразными ядрами напряжения, в которых порода находится во псев-досжиженном состоянии.

Рисунок 1 - Схема разрушения породы под зубом долота при роторно-шпиндельном способе бурения

I,III - лунки скола породы при первом и втором скачках ее разрушения;

II,IV - ядра напряжений при втором и третьем скачках;

V - порода, скалываемая после всех скачков разрушения и воздействия на нее двух или трех последовательных ударов зубьев шарошки;

5з1 - величина погружения вершины зуба в породу;

Ия2,11яз - высоты ядер напряжения второго и третьего скачков разрушения породы зубом

Ащтах - максимальная толщина шлама;

Аст - глубина разрушения породы под действием вст.

После виброудара по забою 2га зуба (от одного или смежного венцов) порода может скапываться кусками длиной около величины шага зубьев долота - Ь и толщиной - Дц^Дя т.е. до 1,3 ширины (или диаметра) единичной площадки силового контакта зуба с породой - Рк. Величина Дш может быть больше или равна общей осевой деформации породы при 3х, 4х скачках разрушения, и достигать 5 мм, или больше, когда порода между соседними лунками от ударов 1га и 2го зубьев раскалывается третьим (или 4") зубом шарошки на 2,3 куска.

долота;

Если мощности № недостаточно для такого разрушения породы, то - есть, по существу для образования соответствующих длин микротрещин (до 0,5^), то после 3го виброудара зуба по породе между первыми двумя ударами произойдет выкол породы, но с меньшими кусками, чем при первых двух ударах. Описанный характер образования шлама подтвердился при его обмерах в процессе бурения скважин РШ - способом в доломитах, известняках и глинистых породах. При этом с увеличением Ост на 25%, механическая скорость проходки возросла вдвое.

Таким образом, величина вст и способ ее реализации играют существенную роль в процессе углубления забоя и повышении показателей бурения. Причем образование клиновидной формы псевдосжиженного состояния породы в ядре напряжения объясняет вывод Жлобинского Б А. о целесообразности применения зубьев долота с прямоугольной формой породоразрушаю-щей вершины: на создание такого ядра при всех скачках разрушения породы расходуется меньше энергии, чем, например, при сферической форме вершины зуба, а эффективность расклинивающего действия ядра - выше. При этом определенное значение имеет угол наклона зуба долота к вертикали - ав при его начальном контакте с породой. Когда ав<90°, а породоразрушающая вершина зуба отличается по форме от сферической, на забое скважины происходит предварительный скол породы при малой нагрузке на зуб долота.

Так как скорость распространения продольной волны напряжения больше скорости движения поперечной волны (до 1,6 раза), а время осуществления всех скачков составляет сотые доли секунды, то ядра напряжений образуют своеобразный клин, через который энергия от зуба долота с незначительными потерями передается пород, как при микрогидроразрыве пород, по линиям наименьшего сопротивления с образованием небольших по размеру трещин чаще вдоль пласта. Такой характер передачи и реализации энергии при разных скачках приводит к снижению (до 3...5 раз) энергоемкости - Аэ пород, по мере перехода от к последующим скачкам разрушения пород.

В условиях скважины процесс образования общей лунки углубления забоя (глубиной до 5 мм по Мавлютову М.Р.) при существующих способах бурения составляет 12...20 мс.

Общая деформация горной породы под зубом долота 5о, как правило больше, чем величина погружения вершины зуба в породу - 5ц. Такое превышение может составить Кпр=5о/(11о...2М, т.е. реально Кпр=3. Образование трещин на уровне вершины "клина" образованного из ядер напряжения, и взаимное влияние вибровоздействий зубьев на забой при современном их расположении на шарошках долот может приводить к увеличению Ум до 3* и более раз. Такую задачу можно решать двумя способами: при высокооборотном бурении с Кпр=1 ,3 путем применения многовершинных зубьев или с профильным расположением их вершин; при низкооборотном с увеличением Ум до 3...5 раз с обеспечением соответствующего Кст.

Отметим следующий существенный фактор снижения Аэ с увеличением порядкового номера скачка, не объясненный в результате исследований процесса разрушения пород при реализации скачков. Сначала было мнение о равенстве А» при разных скачках, а затем показано снижение Аэ| по мере увеличения деформации породы, что кажется должно происходить в обратном порядке. В действительности нарушения физической сути отмеченного явления снижения Аэ1 нет, если учесть превращение породы под зубом долота в псевдосжиженное состояние, и как отметил Жпо-бинский Б.И., в определенном объеме ядро породы приобретает свойства идеальной жидкости. Это значит, что, в момент окончания предыдущего скачка в сформировавшемся ядре проскакивает волна напряжения ("гидроимпульс"), как при гидроударе в жидкости. Но поскольку движение вершины зуба долота вдоль его оси продолжается в ходе последующего скачка, разрядки напряжения в волне гидроудара не наступает, т.е. первичное напряжение в ядре удваивается, в результате последующий скачок разрушения может совершаться с вдвое меньшей величиной Аэ.

Естественно, при разных породах, приводах долота и условиях бурения приведенные соотношения в Аз, будут отличаться, но такая тенденция должна сохраняться в связи с отмеченной основной причиной снижения Аэ и с изменением времени тк. Уровень соотношений Аэ, в значитель-

ной степени зависит от привода долота, но при этом очевидно значение организации процесса по реализации N3, так как на А« влияют величины трения зуба о края нижней части лугнки выкола породы и последущая деформация породы в ходе предыдущего скачка ее разрушения. Как известно, на преодоление сил трения индентора о породу и на ее дробление может расходоваться значительно больше энергии, чем на отрыв шлама от породы.

Разработка способа и конструкции для роторно-шпиндельного бурения скважин. В современной технологии бурения глубоких скважин отсутствует классификация привода долота, т что явилось одной из причин бессистемного проектирования двигателей для бурения, неполного

использования результатов исследований по разрушению горных пород и ряда других следствий.

За последние 40 лет принципиальных изменений в совершенствовании привода долота, за исключением применения турбовинтовых двигателей, практически не было, разработки и исследования велись в основном согласно ранее предложенным идеям. Причем роторный способ считался окончательно сформировавшимся, а совершенствовался в основном турбинный способ (десятки известных моделей) и способ с несколькими моделями ВЗД, что не меняло сути ранее предложенных идей и способов бурения глубоких скважин. При этом соответствие предложенных решений не сравнивалось по совокупности существенных признаков, определяющих способ бурения в связи с отсутствием рекомендаций для сравнения. Считаем, что основные отличительные признаки вибровращательного способа бурения глубоких скважин можно представлять в следующем объеме:

1. Вид привода.

2. Способ (метод) разрушения горных пород.

3. Методы формирования энергии на устье скважины и передачи ее на забой.

4. Методы формирования осевых усилий в БИ и потоке промывочной жидкости - ППЖ, обеспечение уровней частоты вращения долота, его осевых перемещений и количества поражений забоя вооружением шарошек.

5. Характер работы и взаимодействия системы элементов БИ и ППЖ в динамике; уровень автономности работы системы.

6. Способ очистки скважины и ее забоя от выбуренной породы.

7. Метод оптимизации режима бурения и способ управления работой элементов БИ и ППЖ; особенности передаточного звена.

8. Уровень выходных параметров (VM; НД; VP; износ элементов долота и др.).

9. Наличие положительных и отрицательных признаков в сравнении с другими способами.

По совокупности признаков (кроме п.6) предлагаемый способ бурения и устройство для его реализации можно считать новыми, что подтверждено патентом на изобретение.

Отличительные признаки РШ - способа и устройства заключаются в следующем (рис. 2):

- жестко присоединенном к БК (к УБТ) корпусе массой ш.0 и с жесткостью я™

- с центрично расположенным в нем валом массой Швр,

- причем вал и корпус соединены осевой опорой с жесткостью ап;

- включением узла передачи Мвр от корпуса к валу через торсион Т, одновременно выполняю-• щим функцию демпфера крутильных колебаний колонны;

- установкой упругого элемента (например, пружины с апр) с возможностью передачи усилия Gnp и гидравлического усилия от верхней растянутой части БК массой т«р на вал и долото.

Осевые усилия на долото от нижней части БК определяются весом сжатых труб длиной 0,5-А. ОЗВД, причем с эффективным весом УБТ равным Gfl.

Таким образом, нагрузка G формируется весом G,p (от m«p), Ge* и Gy с их перераспределением во времени усилиями Gnp, Grp и Gr (на участке с жесткостью aR и длиной от нижнего торца УБТ до вала устройства), то есть Gct, Gfl и Grp формируются как при турбинном бурении, но с наличием упругого элемента, через который передается усилие Gy на вал устройства (параметры пружины рассчитываются по разработанным методам).

по-

следовательно, известные элементы в устройстве расположены так, что выполняется их целевое назначение, но собственную частоту колебаний пружины необходимо проектировать без возможного явления резонанса в ней при совпадении ее собственной частоты с вынужденной при вибрациях нижней части БК. Последнее трудно реализовать с применением амортизаторов, пружин в устройстве типа ШИП (шпиндель пружинный), амортизированной осевой опоры турбобуров, так как в этих трех случаях демпфирующие элементы нагружаются почти всей величиной Э и сами быстро выходят из строя. Так несколько видов пружин при испытании ШИПа оказались не работоспособными, а большинство моделей амортизаторов оказались не эффективными.

Рисунок 2 - Схема связи элементов бурильного инструмента и потока

промывочной жидкости при роторно - шпиндельном способе бурения

а» - жесткости корпуса устройства торсиона на (Т) кручение.

Из сказанного выше следует, что при РШ-способе передачи осевых усилий, формирующих в, осуществляется через элементы с последовательным расположением жесткостей ау и ад, параллельно которым действуют жесткости а^+аж+а,а+ап, снижающие отрицательные эффекты от действия % и ап

Жесткости % и а„ действуют последовательно, поэтому осевая опора при РШ-способе работает в облегченных условиях, особенно по сравнению с условиями бурения с ВЗД. Такое расположение элементов БИ и ППЖ рационально для работы бурильного инструмента, особенно осевой опоры. При роторном бурении формирование в жесткое и связано в основном с компоновкой УБТ и уровнем ау. Но так как при роторном бурении (в сравнении с турбинным) низкие п, и кп, а твд больше, то проходка на долото обычно больше, чем при других способах.

Устройство роторно-шпиндельного способа бурения. Роторно-шпиндельный способ бурения осуществляется вращением с дневной поверхности бурильного инструмента (БИ) ротором с применением промывки скважин обычным способом. Устройство при этом способе включает (рисунок 3) следующие элементы и механизмы (снизу вверх):

долото,

осевую опору (шпиндель),

механизм передачи вращающего момента от бурильной колонны валу шпинделя,

упругий элемент, например, витую цилиндрическую стальную пружину для менее жесткой передачи части осевого усилия от БК на вал шпинделя и соответственно на долото, а также для разгрузки осевой опоры от осевого усилия.

Снижение уровня жесткости при передаче вращающего момента - Мв? от БК к валу шпинделя достигается применением в узле передачи МФ гибкого элемента - торсиона (аналогично, как в ВЗД). Наличие в устройстве осевой опоры позволяет перераспределять основные нагружающие осевые усилия в бурильном инструменте. Такая возможность обусловлена тем, что гидравлическое усилие вг, действующее, как и при ГЗД, на вал осевой опоры, снижает длину и вес сжатой части БИ путем восприятия усилия вг растянутой частью БК. В связи с этим можно снизить сжатую часть БК (в сравнении с роторным способом) и технологически необходимую длину УБТ, общий вес БК (возможно до 2 и более раз) и мощность на ее вращение, то есть появляется возможность увеличивать частоту вращения БК в сравнении с роторным способом, сохраняя ее работоспособность. При этом уровень подачи промывочной жидкости - 0 в скважину обусловлен необходимостью очистки скважины (как при роторном способе) и частично - регулирования рационального уровня вг, что может незначительно превышать известную величину ООп*. Упругий элемент передает только часть осевого усилия (впр) от БК на вал шпинделя, то есть, нет его жесткой связи с общей нагрузкой, передаваемой от БК долоту и обратно, как это предусмотрено в скважинных амортизаторах или в устройстве типа ШИП, следовательно, нет недостатков, связанных с работой таких устройств, но одновременно упругий элемент позволяет регулировать динамическую нагрузку на долото.

Центрирующие элементы на валу шпинделя, над ним и между УБТ улучшают условия работы осевой опоры и равномерность работы долота на забое.

Таким образом, в способе бурения РШ объединены основные положительные качества роторного бурения и способов бурения скважин с ГЗД: облегчены условия работы БИ, и в первую очередь долота, с резким повышением возможности увепичения проходки на долото и механической скорости проходки путем увеличения и количества поражений забоя вооружением долота; снижена стоимость компоновки БК и энергия на ее вращение при сохранении или незначительном повышении гидравлической мощности насосов при углублении скважин.

В предложенном способе отрицательные признаки устранены или снижен уровень их влияния. На основе расчетов и результатов опытного бурения скважин, установлена возможность повышения КПД способа бурения по сравнению с другими способами. Естественно область применения РШ - способа имеет свои границы. Причем проблема снижения вредного влияния резонанса смещений остается общей для всех способов.

Проектирование режима бурения. Очевидно, что проектировать режим можно разными методами после накопления информации по результатам применения предложенного способа. В настоящее время предложен аналитический метод.

Осевая нагрузка на долото проектируется из условия характера формирования вз при РШ - способе.

Расход О проектируется в технологически необходимых пределах при Оть £ О <Отш:

где Отш- верхняя граница технологически необходимого О для РШ способа, м3/с;

Ршпах - Ртах для РШ-способа, т.е. величина максимального технологически необходимого давления на выкиде бурового насоса, Па;

ЕР, - сумма перепадов давления, расходуемых на очистку забоя от шлама и на дораз-рушение породы струей промывочной жидкости, Па;

беж, Спр, Тп - осевые усилия от веса сжатой части БК, от пружины и на осевую опору; Э - гидравлическое усилие на вал устройства и осевая нагрузка на долото.

(1)

Рисунок 3 - Схема устройства для бурения скважин новым (РШ) способом

/™т«=*,50Ыа„„ -вв±тп- впр)+ 2Р/, (2)

Рвш - площадь сечения вала устройства в месте расположения уплотнений, м2; Стах - максимальная осевая нагрузка на долото, Н; вв - вес вала устройства, Н;

Тп - осевая нагрузка на осевую опору привода долота, Н;

ле:

впр - усилие на вал устройства от упругого элемента, Н; В - учитывает гидросопротивления в гидравлическом тракте скважины, Н е2/**8. Рабочую частоту прш можно определять также, как и при роторном бурении или по формула =4,8 10'

Ягк (3)

Поскольку резонанс смещений проявляется также как и при других способах, то рекомендуется определить эффективный (рациональный) диапазон прш и периодически менять п в заданных пределах, снижая отрицательное влияние такого явления, также, как это делается при роторном бурении.

Осевые усилия в устройстве и характер его работы в значительной степени зависят от величины технологически - необходимого перепада давления - Рдш в промывочном узле долота:

Рдш=0,66 (Ртах " £Р|), (4)

Промывку скважины можно осуществлять промывочной жидкостью с такими же свойствами, как при роторном бурении.

Технология бурения РШ-способом в сравнении с роторным отличается в основном большей целенаправленностью в поддержании оптимальных проектных параметров режима бурения, так как только их соответствие характеру формирования осевых усилий в нижней части БИ позволяет в полной мере реализовать лучшие свойства роторного и турбинного способов бурения с одновременным повышением Ум и Нд.

Согласно классификации по Дин, опытным данным бурения скважин РШ-способом и экспертным оценкам, учитывающих положительные и отрицательные качества основных видов привода долота, роторно-шпиндельный привод является самостоятельным, включающим и роторный, и занимает первое место в их ряду, с возможным 50% объемом бурения скважин на нефть и газ. С учетом применения комбинированного и специального привода долота уровень использования РШ - способа в течение предстоящих 5 лет составит 30% (таблица 1). однако опыт бурения скважин роторным способом в США свидетельствует о возможности значительного превышения отмеченного уровня.

Для разработки общей классификации привода долота полезно необходимые частоты вращения долота разделить на более узкие диапазоны, по сравнению с принятыми в настоящее время.

Таблица 1- Предполагаемый объем применения видов привода долота в Тюменской области

Вид (тип) привода ТСШ, А (А7ПЗ-ТЛ и др.) РШ взд Роторный Специальный и комбинированный

Объем применения, % Относительно основных видов Относительно общего объема приводов 30 20 45 30 20 10 5 10 30

Примечание: К последнему приводу отнесены ТРМ, типа ТПС, с решетками ГТ, ТВДМ, ТО, ДОТ и др.

Для выбора способа бурения имеется ориентировочная рекомендация ВНИИБТ по разделению частот вращения долота на три диапазона, в которой не полностью отражены возможности

современного привода по повышению показателей бурения при углублении скважины на нефть и газ. Учитывая возможности комбинированных ГЗД, особенно типа ТВДМ и РШ - способа, предложено разделение л применительно к бурению долотами диаметром 190...295 мм (таблица 2).

Таблица 2 - Предлагаемый вариант разделения частот вращения долота

Тип привода Роторный, ВЗД, ТВДМ, ТРМ, ТСШ1, А7ПЗ (А7ПЗ ТСШ1, А7ПЗ,

долота РШ АГТШ, типа ТПС - ТЛ), типа ТПС Т12М-3

Диапазон п, об/мин 45...150 150... 330 330...450 Более 450

Условное название Низкие Средние Повышенные (п) Высокие

диапазона л (н) (с) (в)

Условная твер- Т...К С...Т С...МС МС...М

дость пород

В таблице 2 приведены наиболее конкурентоспособные ГЗД, так как другие представляют собой, в основном, комбинации базовых, в качестве которых можно оставить типы ТСШ1, А7ПЗ -ТЛ и ВЗД. Но в расширенной классификации видов при вода долота, диапазоны п могут измениться с указанием эффективных комбинированных ГЗД и критических п, при которых эксплуатация привода может быть опасной или нерентабельной.

Эффективность использования мощности при бурении принято оценивать коэффициентом передачи мощности - Км, причем несколько по разному. Но подведенная мощность при каждом способе бурения расходуется в разной мере. В этой связи нами предложено такую оценку давать по коэффициенту энергоемкости):

А N V

„ _ _ "РГМ2 /СЧ

N V ( )

£2 р2 р\

где индексы 1,2 - означают номер способов бурения, при которых сравниваются параметры, причем - определяется расчетным путем, Уи - рассчитываются или вводятся их фактические величины.

При всех применяемых способах бурения их КПД меньше коэффициента Км и редко превышает 0,15. Применение роторно-шпиндельного способа позволяет повысить КПД на 10...50% по сравнению с КПД при других способах (исключая электробурение) в аналогичных условиях.

Совершенствование методов расчетов параметров вынужденных осевых зубцовых вибраций долота.

Для расчета амплитуды вынужденных осевых зубовых вибраций ОЗВД имеется несколько выражений, причем результаты часто неоднозначны, очевидно, что исследователи рассматривали разные условия работы долота и не учитывали отличие кинематических возможностей долот от их динамической работы при влиянии различных факторов и последствий взаимодействия вооружения долота с породами на забое скважины. При этом не были известны некоторые существенные особенности скачкообразного разрушения породы под зубом долота. Например, не учитывалось, что, если порода в ядре ее разрушения под зубом долота превращается в псевдосжиженное состояние, то при этом имеются и последствия, например, изменяются:

- характер передачи энергии и вид разрушения;

- свойства породы в лунке (ядре);

- объем деформируемой породы.

Для расчета параметров ОЗВД предложено несколько выражений.

Частоту 5 = Ут (Т - период ОЗВД) рассчитывают как

п -г

■^Нтг- <7>

г-тг-Я-п

где - ^, г - шаг зубьев долота по периферийному венцу шарошки П и ее радиус по этому

венцу;

п, Я - частота вращения долота и его радиус.

По данным замеров ^ = в скважине и анализа формулы для расчета Тд считаем, что

более точные результаты расчета Тд и Ь можно получать согласно формуле, пригодной при роторном и РШ способах:

б13р9,2.р.сг^+_0_ч| д п ^Е-п-Я-втР 1П -ап)

где р, с, Е - плотность материала динамически активного участка низа бурильного инструмента (БИ), скорость звука в этом участке и его модуль упругости; Э - скорость ОЗВД;

р - угол между осями шарошки и долота; в - средняя величина осевой нагрузки на долото; ап - жесткость породы под зубом долота. Очевидно, необходимо исходное общее выражение для расчета 11,(1) (ниже обозначим как Ь5) в разных условиях.

В общем случае такое выражение имеет вид

Ь3=|Ь01-ДЬу-кс-6>1-8жз+Ьр±ДП|,

Ь01- отражает начальную амплитуду ОЗВД, т.е. кинематические возможности конкретного долота при опоре зуба на два зуба (И^) и на один зуб (И^);

АЬу - высота ухаба (по отношению к ровной поверхности забоя) в точке контакта зуба с забоем; в пределе ДЬу равна высоте ухаба, т.е.

ДЬу-^у:

кс - номер скачка разрушения породы;

531 - величина осевой деформации породы под зубом долота при соответствующих скачках разрушения породы под зубом долота (под действием вст или общей в на долото);

8Ю - глубина псевдосжиженного ядра в породе под зубом долота после Зго скачка ее разрушения;

Ь - высота выступа забойной рейки на забое;

ДП - высота неровностей на поверхности забоя по отношению к начальной (условно) его плоскости.

Проведен специальный опыт и установлено, что увеличение Сет приводит к резкому повышению Ум. Здесь возможны различные варианты проектирования и оперативного изменения соотношения Сет и вд, поэтому в этом направлении необходимы специальные исследования для нескольких характерных условий углубления скважины.

В 2001 году пробурено еще три скважины РШ-способом, в результате получен значительный экономический эффект.

Предложенный усовершенствованный способ вибровращательного бурения и устройство для его реализации позволяют повысить КПД способа бурения, следовательно, и показатели бурения при снижении стоимости бурового оборудования и расширяют возможности по совершенствованию вибровращательного бурения глубоких скважин.

В результате испытаний роторно-шпиндельного способа бурения и устройства для его реализации предложены ресурсосберегающие технологии строительства скважин, позволяющие формировать устойчивый ствол бурящейся скважины и тем самым комплексно решать основную задачу - герметизацию заколоного пространства.

Второй раздел посвящен исследованию фильтрационных процессов в системе «скважина - проницаемые пласты» с целью решения задачи создания герметичного заколонного пространства.

Процесс вскрытия продуктивных пластов бурением является одной из основных технологических операций, от которой зависит качество испытания и продуктивность горизонтов. Получение потенциально возможных притоков нефти и газа, достоверной информации о характере насыщенности и коллекторских свойствах пластов на стадии поисково-разведочного и эксплуатационного бурения во многом определяется соответствием типов и свойств буровых растворов условиям первичного вскрытия пластов, надежностью их разобщения. Несмотря на достаточно высокий уровень современной технологии заканчивания нефтяных скважин, вопрос снижения их продуктивности в результате отрицательного воздействия буровых растворов является актуальным. В особенности это касается месторождений с низкими пластовыми давлениями и низкими коллекторскими свойствами, к которым можно отнести ряд месторождений Татарстана. Качественное вскрытие нефтяных пластов сопряжено с рядом проблем, обусловленных различиями условий залегания продуктивных горизонтов и ограниченностью технологических решений эффективного заканчивания скважин в данных условиях.

Одним из перспективных направлений снижения отрицательного влияния буровою раствора на проницаемость призабойной зоны пласта (ПЗП) считается применение полимерных буровых растворов с высокой кольматирующей (экранирующей) способностью. Высокая эффективность таких систем определяется возможностью формировать в процессе фильтрации неглубокую (снимаемую перфорацией ) зону кольматации и тонкую, прочную фильтрационную корку, которые должны быть слабопроницаемы для фильтрата. Формируемый в приствольной зоне защитный слой способствует предотвращению глубокого проникновения в пласты фильтратов буровых и тампонажных растворов и, тем самым, повышению качества их разобщения.

Проблема предотвращения загрязнения пластов на этапе цементирования должна быть решена в процессе бурения путем применения оптимальных составов буровых растворов с высокой кольматирующей и коркообразующей способностью. В сочетании с мероприятиями по ограничению фильтрации тампонажных растворов это позволит улучшить разобщение продуктивных пластов.

В этой связи актуальным является исследования влияния фильтрационных процессов на формирование экрана, противодействующего проникновению дисперсной фазы и дисперсионной

среды в поровую структуру проницаемых пластов, что позволяет обосновать создание на этой основе принципов разработки специальных рецептур буровых растворов.

С этой целью рассмотрено влияние буровых растворов на коллекторские свойства продуктивных пластов. В процессе вскрытия нефтяных пластов бурением, их разобщение и испытания происходит изменение естественной проницаемости пород в результате контакта их с буровыми и тампонажными растворами, жидкостями для освоения и глушения скважин.

Достижение полного сохранения естественной проницаемости пласта в процессе его вскрытия в настоящее время практически неосуществимо. Можно лишь стремиться к обеспечению минимальных изменений призабойной зоны в продуктивном интервале, но это выполнимо только в том случае, если будут известны причины, вызывающие изменения состояния горных пород, слагающих пласт, и определена степень их влияния на снижение естественной проницаемости пород.

Главными факторами, обуславливающими ухудшение проницаемости при воздействии жидкостей на проницаемые пласты, обычно считают внедрение в них жидкости и твердых частиц. Отмечено, что эффективная проницаемость пласта вблизи скважины (в призабойной зоне) не соответствует естественной проницаемости самого пласта и определяет его продуктивность.

Ухудшение проницаемости призабойной зоны обычно оценивают "скин"- эффектом. Его происхождение объясняется наличием зоны пониженной проницаемости вокруг ствола скважины, возникшей в результате загрязнения частицами бурового раствора или его фильтратом, а также отрицательного влияния других технологических жидкостей, применяемых при заканчивании и освоении скважин. Развитию "скин" - эффекта способствует неправильная технология их заканчива-ния, например, малая плотность отверстий при перфорации или недостаточное по глубине вскрытие продуктивного пласта. Несмотря на то, что зона "загрязнения" имеют небольшие размеры (от десятков сантиметров до нескольких метров), она может быть причиной значительного снижения продуктивности скважин.

Уменьшение приведенного радиуса скважины приводит к возрастанию гидродинамического сопротивления потоку, то есть к непроизводительным потерям пластовой энергии в приствольной части пласта. Некачественное вскрытие пласта приводит к тому, что вместо эксплуатационной скважины радиусом 0,1 м фактически создается скважина с меньшим диаметром.

Поскольку продуктивный разрез, как правило, неоднороден по проницаемости и по толщине пласта, то в еще большей степени он становится неоднородным в процессе техногенного воздействия на него.

Закупоривание околоскважинного пространства приводит к снижению фильтрационных и емкостных параметров незначительных по размерам прискважинных зон. Однако именно эти зоны оказывают существенное влияние на величину гидродинамического сопротивления потоку нефти или газа при движении этих флюидов из пласта в скважину. При этом для преодоления гидродинамических сопротивлений необходимо создание соответствующих градиентов давлений при освоении, что не всегда возможно из-за ограниченных энергетических возможностей пласта и типа пластового флюида.

Анализ результатов вскрьлия пластов бурением с промывкой глинистыми растворами на месторождениях Татарстана, Ставрополья, Западной Сибири показывает, что применение данных систем увеличивает сроки освоения скважин в среднем на 30-35 % и снижает начальные дебиты на 1540 %. Проникновение воды в призабойную зону приводит к значительному снижению проницаемости пласта. В данном случае средняя проницаемость пласта от стенки скважины до контура питания после обработки водой снизилась от 0,58 мкм2 до 0,25 мкмг, то есть более чем в 2 раза.

Отрицательное влияние тампонажных растворов на коллекторские свойства продуктивных пластов, вскрытых с промывкой буровыми растворами на водной основе заключается в том,

что фильтрат цементного раствора может ухудшить проницаемость вследствие гидратации цемента (до перенасыщения извести) с последующей рекристаллизацией продуктов в поровом пространстве; реакции извести в фильтрате с кремнесодержащими компонентами пласта и образованием кальций-силикатного гидрата, входящего в состав цемента. Исследователями установлено, что тампонажные растворы значительно закупоривают продуктивные горизонты. Так, проницаемость образцов керна по керосину после насыщения их фильтратами цементных растворов, составила 34-53% по отношению к исходной. Однако зона закупоривания не превышает 1,5 см для тампонажных растворов, затворенных на воде, а для ТРУО, после укорачивания образца на 2 см, проницаемость восстанавливается на 95-100%.

Проблема предотвращения значительного повреждения пласта при цементировании скважины во многом может быть решена уже при бурении за счет применения оптимальных составов буровых растворов, способных создавать низкопроницаемый или непроницаемый для фильтратов экран.

Далее приводится анализ влияния различных факторов на процессы фильтратоот-дачи и проникновения твердой фазы суспензий в проницаемые породы-коллектора. Изменение фильтрационных характеристик коллектора в призабойной зоне продуктивного пласта при проникновении бурового раствора является следствием совокупного действия следующих факторов:

- закупоривание поровых каналов дисперсной фазой промывочной жидкости и шламом выбуренной породы (кольматация);

- набухания глинистых минералов, содержащихся в коллекторе;

- сужение поровых каналов вследствие образования адсорбционно-гидратных слоев;

- образования в коллекторе устойчивых эмульсий или газовых дисперсий;

- образования твердых нерастворимых осадков в результате химического взаимодействия фильтрата бурового раствора с пластовой водой и ее компонентами;

-миграции твердых частиц, отрывающихся от поверхности поровых каналов под воздействием фильтрата раствора, по каналам пласта и сужения проходного сечения при осаждении частиц.

Степень воздействия указанных процессов на состояние призабойной зоны при вскрытии пласта различна и зависит от физико-химических свойств бурового раствора и пластовой жидкости, перепада давления в системе «скважина-пласт», коллекторских свойств продуктивного пласта, а также от степени неоднородности (литологического строения) пород пласта.

При фильтрации бурового раствора на поверхности и внутри проницаемого пласта, можно выделить четыре зоны: внешняя фильтрационная корка на стенке ствола скважины; внутренняя фильтрационная корка (зона образования сводовой перемычки), протяженность которой составляет приблизительно два диаметра проникших частиц; зона проникновения твердой фазы при мгао-венной фильтрации, протяженность которой зависит от соотношения каналов проницаемой породы и размеров частиц твердой фазы раствора; зона проникновения водной фазы бурового раствора.

В то же время водная фаза представляет собой лишь компонент сложной системы - «бурового раствора», а фильтрат - составляющая сложных процессов фильтрации дисперсионной среды в проницаемом пласте. В результате такие факторы влияния на коллекторские свойства ПЗП, как количество фильтрата (глубина проникновения в пласт) и его состав определяются свойствами формируемого фильтрующего экрана «зона кольматации - фильтрационная корка». Следовательно, задача сохранения коллекторских свойств, в процессе бурения во многом сводится к управлению процессами фильтрации с целью регулирования кольматирующих и коркообразующих свойств бурового раствора и придания ему способности формировать низкопроницаемый экран на границе системы «скважина-пласт».

Исследования фильтрационных свойств буровых растворов и влияния их фильтратов на коллекторские свойства продуктивных пластов.

Обзор известных методик позволяет говорить о существенных их недостатках, следствием которых могут быть значительные погрешности получаемых значений параметров.

Изучение влияния буровых растворов на проницаемость песчаников путем непосредственного воздействия на образцы керна и последующей обратной фильтрацией пластового флюида дает заниженные значения коэффициента восстановления проницаемости р, так как в этом случае не полностью учитывается действие зоны кольматации и фильтрационной корки на получаемые результаты, а также возможность их преодоления при перфорации или кислотных обработках.

Кроме того, в данном случае невозможно определить, что является основной причиной снижения проницаемости при обратной фильтрации нефти: физико-химическое воздействие водной фазы с поверхностью пор и насыщающем его флюидом или закупоривание коллектора твердыми частицами. Способ последовательного удаления кольматационного слоя путем разрезания образца песчаника на тонкие пластины и определения проницаемости остающейся части позволяет в целом реально оценивать влияние каждого фактора, однако также имеет ряд значительных погрешностей. Это обусловлено как периодическими изменениями термобарических условий воздействия на образец керна (пластовые - атмосферные - пластовые и т.д.), так и влиянием «концевых» эффектов при изменении длины образца, а также необходимостью корректировки перепадов давления для получения сопоставимых градиентов давления град Р = АР/С.

Можно утверждать, что окончательный выбор типа бурового раствора для качественного вскрытия продуктивных пластов должен осуществляться как с учетом коллекторских свойств пластов, так и времени воздействия раствора, от которого зависит глубина проникновения фильтрата. При сопоставимом времени воздействия наиболее эффективными будут торфяной и шлам-лигниновый растворы, применение которых возможно для вскрытия нефтенасыщенных песчаников с проницаемостью 0,05-3,0 мкм2. Полимерный асбестогелевый раствор может быть использован для вскрытия коллекторов средней и высокой проницаемости (Кпр> 0,1 мкм2) наряду с указанными двумя растворами. Хотя глинистый и полимерный алюмосиликатный растворы обладают наихудшими кольматирующими и коркообразующими свойствами, тем не менее они также могут применяться для вскрытия продуктивных пластов с высокой проницаемостью (КпР> 0,5 мкм2), если время воздействия растворов будет сведено к минимуму (не более 10 сут.).

Естественная кольматация поровых каналов частицами дисперсной среды приводит к снижению проницаемости пластов. Для продуктивных пластов это нежелательно, однако в процессе строительства скважин снижение проницаемости пластов имеет и положительные аспекты. Частицы дисперсной фазы могут проникать в пласт на глубину порядка нескольких сантиметров. В процессе перфорации такой кольматационный слой может быть успешно преодолен.

Если кольматацией не удается обеспечить абсолютную герметичность стенок, то условия бурения скважины существенно облегчаются. При проводке скважины в неустойчивых породах, в том числе малопроницаемых (глинах, аргиллитах, сланцеватых глинах), уменьшается проникновение в породу фильтрата промывочных жидкостей, что способствует сохранению природной устойчивости пород. Кольматация проницаемых пластов позволяет расширить область бурения «на равновесии» и с отрицательным дифференциальным давлением, поскольку ограничивается поток жидкости из пласта в скважину и из скважины в пласт при принятых перепадах давления.

Создание технологии проводки скважины с управляемой кольматацией проницаемых пластов и скважинной техники для обеспечения таких технологий является новым научным направлением в бурении и имеет в большинстве нефтегазодобывающих районов страны серьезные перспективы. В некоторых геологических условиях (залегание проницаемых пластов большой толщи-

.го-

ны) этот метод является принципиально новым подходом к вскрытию и освоению подобных залежей.

Таким образом, устраняя основную причину, приводящую к возникновению перетоков пластовых флюидов по негерметичному заколонному пространству, решается проблема герметизации скважины и создаются предпосылки к долговременной эксплуатации этого уникального природного сооружения.

В третьем разделе рассмотрены проблемы обеспечения герметичности заколонного пространства.

Ранее нами было рассмотрено влияние фильтрационной корки на возможность флюидо-проявления в процессе крепления скважин. Было отмечено, что удаление глинистой корки со стенок скважины может привести к ухудшению качества цементирования обсадных колонн за счет обезвоживания цементного раствора напротив проницаемых пластов. Поэтому оптимальным вариантом при подготовке ствола скважины к цементированию является удаление глинистой корки, как с колонны, так и с породы при одновременной или последующей кольматации проницаемого участка пласта.

Большинство традиционных методов удаления глинистой корки перед спуском и цементированием обсадных колонн не решают основной задачи по обеспечению надежного контакта на границе цементный камень - горная порода и не предотвращают возможность флюидопрорыва по контактной зоне.

Наиболее перспективный путь избавления от этого недостатки - немедленное кольмати-рование проницаемого участка пласта после удаления глинистой корки. Для реализации удаления корки и последующей кольматации пласта можно воспользоваться таким технологическим приемом, как вибровоздействие.

Рассмотрен механизм воздействия гидравлических импульсов на кольматацию пластов и на свойства фильтрационной корки, а также теорию управления процессом кольматации путем использования явления группирования частиц в волновом поле.

Отдельно рассмотрены вопросы формирования структуры цементного камня.

До начала схватывания тампонажный раствор в скважине представляет собой дисперсную систему, в которой дисперсной фазой служат исходные зерна цемента и образующиеся кристаллогидраты. Давление столба цементного раствора на пласт обусловлено его высотой и плотностью. По мере растворения исходной фазы и образования кристаллогидратов коллоидной степени дисперсности создаются условия для формирования коагуляционной структуры, формируется кристаллизационный каркас, а камень приобретает начальную прочность и жесткость. При этом за счет адгезионных сил образуются связи камня как с породой, так и колонной. Чем больше образуется связей, тем в меньшей степени передается давление столба цементного раствора на плзст. Так как в результате затвердевания цемента происходит разделение твердой и жидкой фазы и одновременное образование пор, заполненных водой, то, начиная с определенного момента времени, на пласт будет передаваться только давление водяного столба. На этапе твердения пластовое давление компенсируется только гидростатическим давлением столба воды, заполняющего сообщающиеся между собой поры.

Известно, что на любой стадии химического взаимодействия цемента с водой тампонажный раствор состоит из продуктов гидратации, непрогидратированной части цемента и воды, не вступившей в химическую реакцию. Продукты гидратации, являясь субминокристаллическими новообразованиями высокой степени дисперсности, образуют пространственный высокопрочный каркас.

Внутренние пустоты, имеющиеся в продуктах гидратации, получили название гелевых пор. Их объем составляет около 30% объема, занимаемого гидратированной твердой фазой. Размер пор геля не превышает 15-20 А. Поэтому вода, находящаяся в этих порах, прочно связана адсорбционными силами поверхности твердой фазы и не участвует в дальнейшей химической ре-

акции. Необходимо отметить, что процент содержания гелевых пор в продуктах твердения не зависит ни от степени гидратации, ни от водоцементного отношения, в то время, как капиллярная пористость твердеющего тампонажного камня (размер пор более Ю-5 см) зависит и от первоначального водоцементного отношения и от степени гидратации. Под степенью гидратации понимается отношение количества прореагировавшей части цемента с водой ко всей массе цемента.

При превышении пластового давления над гидростатическим по сообщающимся порам и капиллярам флюид (например, газ) мигрирует по цементному камню до выхода на дневную поверхность. Если процесс твердения цементного камня протекает достаточно медленно, то газо" прорыв может носить спонтанный характер, привести к суффозии мелкодисперсных частиц твердой фазы и последующему фонтанированию.

Так как в процессе взаимодействия тампонажного цемента с водой объем продуктов гидратации становится больше объема, занимаемого исходным вяжущим, то со временем уменьшается число капиллярных пор, их средний эффективный радиус. Кроме того, в местах первоначальных сужений пор образуются пережимы из гелеобразных продуктов гидратации, в результате чего формируется замкнутая пористость и, соответственно, снижается проницаемость образующегося камня. При медленном твердении тампонажного раствора, проникающий вглубь камня флюид способен разрушать малопрочные перегородки из продуктов гидратации, образуя таким образом, сквозные каналы по камню как между пластами с различными давлениями, так и между пластами и дневной поверхностью. Со временем за счет суффозионных процессов часть твердой фазы в виде гелевых частиц будет выноситься, а радиус канала увеличиваться.

Таким образом, наиболее опасным временным интервалом возникновения флюидопроры-ва непосредственно по цементному камню является период от момента, когда давление на пласт снижается ниже пластового, до начала формирования структуры порового пространства с замкнутой капиллярной пористостью. Этот период может составлять от нескольких часов до нескольких суток, и зависит от вида тампонажного материала, водоцементного отношения, температуры твердения раствора и др. факторов.

В результате проведенных исследований сделаны научно-обоснованные выводы о том,

что:

- каналообразование по контактным зонам цементного камня происходит за счет усадочных деформаций замкнутой пористости, когда контракционные эффекты приводят к вакуумированию пор в твердеющем цементном камне. Для предотвращения каналообразования на контактах цементного камня с породой и колонной необходимо применять тампонажные композиции, обладающие эффектом расширения в процессе затвердевания;

- седиментационные процессы, происходящие в тампонажном растворе до начала его структурообразования, являются причиной образования сквозных капиллярных пор в затвердевшем камне. В результате осаждения дисперсной фазы и выдавливания жидкости затворения в структуре камня возникают каналы, которые могут сохраняться даже при полной гидратации вяжущего;

- интенсивная седиментация тампонажного раствора вызывает образование по стволу скважины зон с пониженным и повышенным водосодержанием. В зоне с повышенным (В/Ц >0,6) исключается возможность образования замкнутых пор, в то время как в зонах с низким В/Ц имеют место интенсивные контракционные явления, вызывающие усадку камня и образование микро- и макрозазоров на его границе с колонной и породой.

< Применение седиментационноустойчивых и суффозионноустойчивых тампонажных рас-

творов для крепления скважин является обязательным условием;

- для уменьшения вероятности флюидопрорыва на границе цементного камня с горной породой необходимо перед цементированием проводить подготовку ствола скважин, включающую удаление фильтрационной корки со стенок скважины и последующую кольматацию проницаемых пластов;

- технологические операции в зацементированных скважинах необходимо проводить в периоды, исключающие нарушение герметичности затрубного пространства, используя для этого специальные приборы и технологию.

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

1. На основании детального анализа методик проектирования параметров режима бурения, методов расчета параметров осевых зубцовых вибраций долота существенно усовершенствованы методы их расчета применительно к роторно-шпиндельному способу бурения скважин.

2. С учетом конкретных геолого-технических условий Татарстана усовершенствована конструкция устройства для реализации роторно-шпиндельного способа бурения, разработана технология его применения, позволившая получить кратное увеличение механической скорости проходки в сравнении с роторным способом.

3. Разработана концепция герметизации заколонного пространства скважин, включающая комплекс мероприятий по: сохранению устойчивости ствола при бурении роторно-шпиндельным способом; управлению процессами фильтрации и кольматации с учетом фактора группирования кольматирующих частиц в волновом поле; учету физико-химических и гидродинамических процессов, происходящих в тампонажном растворе (камне) в период его закачивания, продавпивания и ОЗЦ.

4. С учетом характера проникновения твердой фазы и фильтрата из разных по свойствам промывочных жидкостей даны выражения для определения скорости фильтрации и глубины проникновения фильтрата для водополимерных, асбестогелевых, торфяных и шлам-лигниновых буровых растворов.

5. Предложены технологии управляемой кольматации с учетом теории группирования твердых частиц в кольматационном потоке жидкости. Разработаны выражения для определения скорости частиц и распределения их по массе в таком потоке.

6. Разработаны требования к тампонажным системам и вмещающей среде, выполнение которых обеспечит создание герметичного заколонного пространства на весь срок службы скважины. Предложены технологические мероприятия для этих целей (стандарт предприятия СТП 00156251-001-2002).

СПИСОК ПУБЛИКАЦИЙ

1.Кулябин Г.А., Федоров В.А., Кузнецов Ю.С., Семененко А.Ф. Перспективы углубления скважин роторно-шпиндельным способом //НТЖ. Известия вузов. Нефть и газ - Тюмень: ТюмГНГУ, 2003.-№4,-С. 25-27.

2. Билялов Н.Г., Сидоров Л.С., Шакиров А.Н., Федоров В.А. Использование компаундированных растворов на нефтяных месторождениях Республики Татарстан / НТЖ. Нефтяное х-во -Москва: ВНИИОЭНГ, 2001.- № 1,- С. 78-80.

3.Кулябин Г.А., Федоров В.А., Кузнецов Ю.С., Кулябин А.Г., Акарачкин C.B. Совершенствование методов расчета амплитуды вынужденных осевых зубцовых вибраций долота II Сб. трудов Международной науч. - техн. конференции, посвященной 40-летию ТюмГНГУ (25-27 сентября 2002 г.) «Проблемы развития ТЭК Зап. Сибири на современном этапе» / Тюмень: изд-во ТюмГНГУ. -2002.-Т.1.-С.43.

4. Курочкин Б.М., Ханнанов С.Н., Федоров В.А., Кашапов С.А., Хафизов Н.К.., Шигапов Ф.Ш., Сагидуллин И.А. Ремонтно-изоляционные работы в скважинах, законченных бурением // НТЖ. Нефтянник. Москва: ВНИИОЭНГ, 1998. - № 5. - С. 30-34.

5. Патент РФ № 2161694 Тампонажный материал / Гноевых А Н., Вяхирев В.И., Гилязетди-нов З.Ф., Ахметов A.A., Федоров В.А., Потапов А.Г., Кпюсов В.А., Кашапов С.А. II Заявка №

98102987, от 18.02.98. Опубл.-2001. - Бюп. № 1.

6. Патент РФ № 2148150 Муфта для ступенчатого цементирования обсадной колонны / Са-фин В.А., Федоров В А., Ермаков О.Н., Кашапов С.А., Новиков ГВ. II Заявка № 98110038, от 26.05.98. - Опубл. - 2000. - Бюл. № 12.

7. Патент РФ № 2132449 Муфта для ступенчатого цементирования обсадных колонн / Са-фин В.А., Федоров В.А., Ермаков О.Н., Саитгареев Р.З., Кашапов С.А., Сагидуллин И.А. II Заявка № 97105482, от 09.04.97. - Опубл. -1999. - Бюл. № 18.

8. Патент РФ № 2159839 Центратор-турбулизатор для обсадной колонны / Галеев Р.Г., Хан-нанов С.Н., Федоров В А., Кашапов С.А., Катеев И.С., Катеев Т.Р. II Заявка № 98120576, от 16.11.98. - Опубл. - 2000. - Бюл. № 33.

9. Патент РФ № 2146690 Способ бурения скважины / Галеев Р.Г., Федоров В.А, Катеев И.С., Катеев Р.И., Шакиров А.Н. II Заявка № 98109529, от 13.05.98. - Опубл. - 2000. - Бюл. № 8.

10. Свидетельство на полезную модель № 9880 Калибратор скважинный / Федоров В.А., Студенский М.Н., Катеев И.С., Катеев Р.И., Габбасов Т.М. II Заявка № 97114929, от 04.09.97 -Опубл. -1999,- Бюл. N8 5.

11. РД 39-0147585. Временная инструкция по использованию жестких центраторов при креплении скважин» II под. редакцией И.Г. Юсупова, И.С. Катеева.

12. СТП 00156251-001-2002. Технология цементирования скважин, обеспечивающая герметичность цементного кольца в заколонном пространстве» - Азнакаево: ООО «Азнакаевскбурнеф-тегаз-Татнефть», 2002.- 27 с.

Соискатель

В.А. ФЕДОРОВ

Отпечатано в секторе оперативной полиграфии Подписано в печать 01.11.2003 Заказ № 26/315 Тираж 100 экз.

(

\J2ZC>

,<17 2 80

Содержание диссертации, кандидата технических наук, Федоров, Валерий Александрович

ВВЕДЕНИЕ

1 АНАЛИЗ ОСОБЕННОСТЕЙ ПРОЦЕССА УГЛУБЛЕНИЯ СКВАЖИН

ПРИ РАЗЛИЧНЫХ СПОСОБАХ БУРЕНИЯ С УЧЁТОМ ГЕОЛОГИЧЕСКИХ ОСОБЕННОСТЕЙ МЕСТОРОЖДЕНИЯ УГЛЕВОДОРОДОВ

1.1. Проектирование осевых нагрузок на забой скважины и на долото

1.2. Разработка способа и устройства формирования осевой нагрузки на долото

1.2.1. Исследование и разработка предпосылок для повышения 26 эффективности бурения скважин вибровращательным приводом долота

1.2.2. Разработка роторно-шпиндельного способа бурения сква- 41 жин и конструкции для него

1.2.3. Устройство роторно-шпиндельного способа бурения

1.2.4. Проектирование режима бурения

2. ИССЛЕДОВАНИЕ ФИЛЬТРАЦИОННЫХ ПРОЦЕССОВ В СИСТЕМЕ

СКВАЖИНА - ПРОНИЦАЕМЫЕ ПЛАСТЫ»

2.1. Влияние буровых растворов на коллекторские свойства продуктивных пластов

2.2. Анализ влияния различных факторов на процессы фильтратоотдачи и проникновения твердой фазы суспензий в проницаемые породы-коллектора

2.3. Исследования фильтрационных свойств буровых растворов и влияния их фильтратов на коллекторские свойства продуктивных пластов

2.4. Возможность регулирования свойств буровых растворов на стадии их приготовления

2.5. Возможность кольматации проницаемых пород при бурении скважин

3. ПРОБЛЕМЫ ОБЕСПЕЧЕНИЯ ГЕРМЕТИЧНОСТИ ЗАКОЛОННОГО

ПРОСТРАНСТВА

3.1. Удаление глинистой корки и кольматация проницаемых пла- 116 стов

3.2. Формирование структуры цементного камня

3.3. Повышение седиментационной устойчивости тампонажных 150 растворов

3.4. Механизм образования трещин по контактным зонам цемент- 157 ного камня

3.5. Повышение прочности контакта цементного камня с ограничи-162 вающей поверхностью

3.6. Требования к технологии и тампонажным материалам при 164 цементировании скважин

Выводы по 3 разделу

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Исследование и разработка ресурсосберегающих технологий строительства скважин с целью извлечения остаточных запасов углеводородов"

Важнейшее значение в этих условиях приобретает герметизация зако-лонного пространства.

Большой вклад в развитие, разработку и совершенствование методов заканчивания скважин внесли работы институтов Азиннефтехим им. М.М.Азизбекова, БашНИПИнефть, ВНИИБТ, ВНИИнефть, ВНИИКрнефть, ВолгоградНИПИнефть, ИФИНГ, ГАНГ им. И.М. Губкина, СибНИИНП, Тат-НИПИнефть, УГНТУ, ТГНТУ и др., а также производственные объединения «Башнефть», «Беларуснефть», «Главтюменнефтегаз», «Нижневолжскнефть», «Пермнефть», «Татнефть» и др., зарубежных институтов и фирм.

Рассматривая основную причину и факторы, снижающие качество строительства скважин в части первичного вскрытия продуктивных отложений и разобщения пластов при цементировании эксплуатационных колонн следует отметить, что причиной большинства осложнений и снижения качества работ при заканчивали! и эксплуатации скважин является активная гидравлическая связь вскрытых бурением флюидонасыщенных пластов со стволом скважины. Большинство применяемых в отечественной и зарубежной практике буровых растворов не обеспечивают эффективной гидроизоляции проницаемых пластов от ствола скважины [1-3]. Неуправляемые и пассивные по характеру процессы формирования кольматационной зоны в приствольной области и глинистой корки на стенах скважины не приводят к созданию технологически необходимых гидроизолируюхцих характеристик (низкой проницаемости, повышенного градиента давления фильтрации жидкости и гидроразрыва горных пород) этой системы. Поэтому, действие геолого-технических факторов приводит к взаимодействию скважины и проницаемых пластов, то есть к нестационарным гидродинамическим процессам, определяющим техническое состояние (герметичность и прочность стенок) ствола и гидравлическое поведение скважины (поглощения, газонефтеводо-проявления и т.д.).

Из геолого-физических факторов на гидравлические условия и технологию бурения наибольшее влияние оказывают глубина залегания, фильтрационные и прочностные характеристики пород-коллекторов, свойства пластовых флюидов и особенности баротермодинамического состояния залежей углеводородов на различных стадиях их разработки [5-7]. Из-за разности плотностей промывочного раствора и насыщающих коллекторы флюидов, гидростатическое давление жидкости в стволе скважины, с глубиной, повышается быстрее, чем пластовое. Это предопределяет рост репрессий на забой и стенки скважины тем больший, чем выше пластовое давление и разность плотностей бурового раствора и пластовых флюидов [8, 9]. Этот же фактор приводит к росту гидродинамических давлений при проведении в скважине основных производственных операций - СПО, восстановление циркуляции и промывки, бурения, цементирования обсадных колонн и т.д. [10-12]. Достижение высокого уровня репрессий на призабойную зону пластов интенсифицирует нестационарные процессы гидродинамического взаимодействия в скважине. И здесь существенно влияние факторов, связанных с фильтрационными и механическими свойствами проницаемых пород [10,11,13,14]. Высокие знакопеременные гидродинамические давления в условиях активного взаимодействия буровых растворов с проницаемыми средами приводят к поглощениям в процессе бурения и крепления скважин, гидроразрыву горных пород, газонефтеводопроявлениям и выбросам, загрязнению призабойной зоны продуктивных горизонтов.

Не меньшее отрицательное влияние на технологию и качество заканчива-ния скважин оказывает дифференциация пластовых давлений по разрезу и площади интенсивно разрабатываемых месторождений нефти и газа. Следствием изменения гидродинамического состояния и поведения разрабатываемых залежей углеводородов являются: ухудшение коллекторских свойств продуктивных пластов и снижение потенциальной продуктивности скважин, ранняя обводненность добываемой продукции, межпластовые и заколонные перетоки пластовых флюидов.

К основным техническим факторам относятся операции, проведение которых связано с изменением гидростатического давления в скважине, зависящие от параметров промывочной жидкости и цементного раствора, режимов циркуляции жидкости в скважине и СПО [3, 10, 12, 14]. Повышая на 30-70% против гидростатических общую репрессию на продуктивные пласты эти факторы интенсифицируют нестационарные процессы гидромеханического взаимодействия системы "скважина - п пластов" в интервале продуктивных отложений, нанося значительный ущерб технологии и качеству работ при заканчивании скважин.

Основными факторами снижения качества долговременного разобщения пластов при цементировании эксплуатационных колонн являются свойства цементного раствора - камня, режимы подъема раствора на расчетную высоту, фильтрационные и прочностные характеристики ствола в интервале продуктивных отложений.

Интенсивное обезвоживание цементного раствора под воздействием высоких репрессий в периоды цементирования колонн и ОЗЦ существенно изменяет его исходные свойства (плотность, вязкость, предельное напряжение сдвига, сроки схватывания и твердения), активность физико-химических процессов формирования цементного камня за эксплуатационной колонной, величину гидростатического давления цементного раствора в скважине в период ОЗЦ. В неоднородном по плотности цементном растворе при формировании цементного камня образуются различные дефекты, связанные с процессами коагуляционного и кристаллизационного структурообразования, контракции, стяжения и т.д. Следствием этих процессов становится отсутствие напряженных контактов между элементами крепи (стенкой скважины и цементным кольцом, цементным кольцом и поверхностью обсадных труб), наличие контракционных каналов в цементном камне, неоднородная прочность цементного камня на сжатие по высоте. Наличие градиента давления между разнонапорными пластами в этих условиях вызывает, еще до ввода скважин в эксплуатацию, межпластовые, заколонные перетоки и флюидопроявления [15,16].

На нефтяных площадях Ромашкинского месторождения технология закан-чивания скважин осложнена в основном факторами, характерными для поздней стадии разработки [17, 18]. За 50 лет эксплуатации месторождения с широким применением методов интенсификации разработки и повышения нефтеотдачи (различные виды заводнения пластов с поэтапным его повышением с 6,0-8,0 МПа до 20-25 МПа при одновременном снижении пластового давления в продуктивных горизонтах с 17,5 до 8,5 МПа, тепловое воздействие на пласты, закачивание газа) извлечение остаточных запасов углеводородов возможно строительством скважины с применением ресурсосберегающих технологий обеспечивающих высокое качество первичного вскрытия и герметизацию заколонного пространства.

Основной целью работы является обеспечение качества строительства скважины для извлечения остаточных запасов углеводородов путем формирования основного ствола при бурении, подготовке к цементированию и герметизации ее заколонного пространства.

Для выполнения поставленной цели необходимо решить следующие основные задачи:

4. Изучение влияния кольматации на проницаемость призабойной зоны пластов с применением фактора группирования кольматирующих частиц в волновом поле.

Научная новизна

1. На основе имеющейся информации и промысловых исследований разработаны и усовершенствованы методы расчета параметров осевых зуб-цовых вибраций долота и проектирования режима бурения роторно-шпиндельным способом с усовершенствованием конструкции устройства и технологии проводки скважин в условиях Татарстана.

Практическая ценность

Заключение Диссертация по теме "Технология бурения и освоения скважин", Федоров, Валерий Александрович

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

1. На основании детального анализа методик проектирования параметров режима бурения, методов расчета параметров осевых зубцовых вибраций долота существенно усовершенствованы методы их расчета применительно к ро-торно-шпиндельному способу бурения скважин.

4. С учетом характера проникновения твердой фазы и фильтрата из разных по свойствам промывочных жидкостей даны выражения для определения скорости фильтрации и глубины проникновения фильтрата для водополимер-ных, асбестогелевых, торфяных и шлам-лигниновых буровых растворов.

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Федоров, Валерий Александрович, Тюмень

1. Ишкаев Р.К., Габдуллин Р.Г. Новые способы вторичного вскрытия пластов и конструкций забоев скважин. Тюмень: Изд-во «Вектор Бук», 1998.212 с.

2. Зильберман В.И., Дегтев Н.И., Ульянов М.Г. О регламентировании репрессий на пласты при бурении скважин //НТЖ. Нефтяное хоз-во. М.: ВНИИОЭНГ, 1988.-№ 12.-С. 16-20.

3. Поляков В.Н., Колокольцев В.А. Определение гидродинамических давлений в процессе спуска инструмента при наличии в скважине проницаемого пласта //НТЖ. Нефтяное хоз-во. М.: ВНИИОЭНГ, 1972.- № 4.- С. 21-24.

4. Дерягин Б. В., Чураев Н. В., Муллер В. М. Поверхностные силы. М.: Наука, 1987.-398 с.

5. Гетлин К. Бурение и заканчивание скважин. — М.: Гостоптехиздат, 1963. 517 с.

6. Палий П. А. К вопросу о повышении качества вскрытия пластов. Бурение: Реф. науч.-техн. сб. / ВНИИОЭНГ, 1977, № 9. - С. 44-46.

7. Предупреждение и ликвидация газонефтепроявлений при бурении скважин / Озеренко А.Ф., Куксов А.К., Булатов А.И. и др. М.: Недра, 1977.279 с.

8. Лозин Е.В., Ованесов М.Г., Брагин Ю.И. и др. Интенсификация выработки запасов нефти на поздней стадии разработки скважин // Обз. инф. Сер. Нефтепромысловое дело. М.: ВНИИОЭНГ, 1982.- Вып. 25 (49).- 28 с.

9. Семенякин B.C., Балабешко В.В., Поляков Г.Г. Определение гидростатического давления в глубоких скважинах //НТЖ. Нефтяное хоз-во. М.:

10. ВНИИОЭНГ, 1984.- № 6.- С. 5-7.

11. Предупреждение выбросов (фонтанов) при подземном ремонте скважин / Расторгуев М.А., Поляков В.Н., Ситдыков Г.А., Пономарев В.Ф. // РНТС. Нефтепромысловое дело. М.: ВНИИОЭНГ, 1972.- № 8.- С.11-14.

12. Афанасьев A.B., Горбунов А.Г. Шустер И.Н. Заводнение нефтяных месторождений при высоких давлениях нагнетания. — М.: Недра, 1975.- 215 с.

13. Дон Н.С., Титков Н.И., Гайворонский A.A. Разобщение пластов в нефтяных и газовых скважинах. — М.: Недра, 1974.- 272 с.

14. Гошовский С.В., Абдуладзе А.М., Клибанец Б.А. Совершенствование способов вскрытия нефтегазовых пластов // Обз. инф. Сер. Нефтепромысловое дело. М.: ВНИИОЭНГ, 1983.- Вып. 13 (52).- 24 с.

15. Повышение эффективности разобщения и изоляции продуктивных пластов при их разбуривании / Поляков В. Н., Лукманов Р. Р., Шарипов А. У. и др. Бурение: Реф. науч.-техн. сб. / ВНИИОЭНГ. 1979, № 9. С. 8-12.

16. Поляков В.Н. Требования, предъявляемые к герметичности и прочности ствола при заканчивании скважин месторождений Башкирии // НТЖ. Нефтяное хоз-во. М.: ВНИИОЭНГ, 1983.- № 5.- С. 27-28.

17. Вершинин Ю.Н., Возмитель В.М.,Кошелев А.Т. и др.Состояние и пути совершенствования водоизоляционных работ на месторождениях Западной Сибири // Обз. информ., Сер. Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. М.: ВНИИОЭНГ, 1992,- 68 с.

18. Лебедев O.A., Саркисов М.М., Александров В.Б., Желтухин Ю.Л. Влияние конструкции забоя на добывные характеристики скважин в трещинном коллекторе // НТЖ. Нефтяное хоз-во. М.: ВНИИОЭНГ, 1984.- № 12.- С. 42-44.

19. Александров М.М. Современные представления о проектировании режимов бурения. Учебн. Пособие.- Грозный: Грозн. Нефт.Инт-т,1974.- 71 с.

20. Потапов Ю.Ф., Матвеева А.М., Маханько В.Д. и др. Проектирование режимов турбинного бурения. М.: Недра, 1974. - 240 с.

21. Бревдо Г.Д. Проектирование режимов бурения.- М.: Недра, 1988.-20ÖC.

22. Word Howell. Fisbeck Marvin. О параметрах режима бурения шарошечными долотами. Drilling parameters and the journal bearing carbide bit. Drilling, 1980. -№3.-C. 92-93.

23. Кулябин Г.А., Уросов С.А., Спасибов B.M. Динамическое осевое усилие на долото и гидроимпульсное давление в потоке промывочной жидкости // Изв. Вузов. Нефть и газ.- Тюмень, 2000.- № 5.- С. 81-84.

24. Кулябин Г.А. Технология углубления скважин на нефть и газ. -Тюмень: ВЕКТОР БУК, 2001.-155 с.

25. Кулябин Г.А., Копылов В.Е. Из опыта работы с легкосплавными бурильными трубами. // НТС. Нефть и газ Тюмени.- Тюмень, 1969.- № 1.M-C. 29-33.

26. Федоров B.C. Проектирование режимов бурения. М.: Гостоптехиз-дат.-1958.-248 с.

27. Спивак А.И., Попов А.Н. Разрушение горных пород при бурении скважин. // 3-е изд., перераб. и доп. М.: Недра, 1979.- 239 с.

28. Владиславлев B.C. Разрушение пород при бурении скважин. М.: Недра, 1968.

29. Абрамсон М.Г., Байдюк В.В., Зарецкий B.C. и др. Справочник по механическим свойствам горных пород нефтяных и газовых месторождений. -М.: Недра, 1984.-207 с.

30. Воздвиженский Б.И., Мельничук И.П., Пешалов Ю.А. Физико-механические свойства горных пород и влияние их на эффективность бурения. -М.: Недра, 1973. -240 с.

31. Алексеев Ю.Ф. Использование данных по механическим и абразивным свойствам горных пород при бурении скважин. М.: Недра, 1968.

32. Балицкий В.П., Дранкер Г.И. Коэффициент динамичности разрушения забоя при турбинном бурении вертикальных скважин. Машины и нефт. оборуд.

33. Реф. науч.-техн. сб., 1976. -№ 12. -С. 15-18.

34. Плющ Б.М., Бреслав Б.М. О динамических нагрузках на забой при регулировании скорости вращения электробуров: Нефть и газ. Изв. 1343, 1973. №9. -С. 84-88.

35. Способ формирования осевой нагрузки на долото и устройство для его осуществления. // Патент РФ № 1726722 от 14.04.1993 / Кулябин Г.А., Кузнецов Ю.С.

36. Кулябин Г.А. Совершенствование методов проектирования и определения некоторых параметров режима турбинного бурения. Сб. науч.тр. Научно-технич. прогресс в бурении скважин в Западной Сибири.- Тюмень: СибНИ-ИНП,1987.-С. 14-24.

37. Кулябин Г.А. Расчет технологически оптимальных диаметров насадок долот для бурения с забойными двигателями. // Сб. науч. тр. Методы освоения Западно Сибирского нефтегазового комплекса.- Тюмень: ЗапСиб-НИГНИ, 1985-Вып.65.-С. 17-19.

38. И.Б.Малкин, Б.И.Мительман, А.В.Резчиков, В.Ф. Сабаев. Экспериментальное определение технологически необходимого расхода промывочной жидкости. Труды ВНИИБТ.- Вып. 24.- 1970.- С. 22-31.

39. Кулябин Г.А., Юдин А.Ф. Проектирование технологически необходимого расхода бурового раствора при турбинном бурении. Сб. Н.Т. Проблемы развития Зап.-Сиб. топливно-энергетич. комплекса. Тюмень, 1984.-Вып. 64.- С. 27-30.

40. Кулябин Г.А. Определение количества промывочной жидкости при турбинном бурении. // НТС. Проблемы нефти и газа Тюмени.- Тюмень, 1980.-Вып. 46.-С. 15-17.

41. Булах Г.И. Теория процесса турбинного бурения. М.: Гостоптехиздат, 1958.-128с.

42. Кулябин Г.А.,Салихов Р.Г., Булашов Д.М. Метод расчета технологически необходимого давления на выкиде бурового насоса. Сб. науч.тр. Теория и практика бурения, добычи и трансп. нефти и газа в усл. Западной Сибири.

43. Тюмень: ТюмИИ,1990.- С. 41-46.

44. Кулябин Г.А., Шенбергер В.М. О повышенных перепадах давления на долоте. // Межвуз. науч. тематич. сб. трудов. Свердловский горн, ин-т.-Свердловск, 1979.- Вып. 2.- С. 45-51.

45. Robinson Leon. Правильный выбор насадок долота повышает производительность бурения. On-site nozzle selection increases drilling per-fomance. "Petrol. Eng. Int.", 1981.- 53.-№ 15, 72, 74, 78, 80, 82 (англ.).

46. Железняков Ф.И., Орлов A.B. Опыт бурения гидромониторными долотами в карбонатных породах. // Нефт. х-во.- 1976.- № 2.-С. 20-23.

47. Feenstra R., Pols A.C., Steveninck. Перспективность гидромониторного бурения. Van Tests show jet drilling has promise. "Oil and gas J.", 1974.-72.-№26.-C. 45-52, 57 (англ.)

48. Кореняко A.B., Струговец Е.Т., Биишев А.Г. Исследование процессов бурения высоконапорными струями на месторождениях Западной Сибири. // Проблемы нефти и газа Тюмени: Научно-технич. сборник.- Тюмень, 1976.- Вып. 29.-С. 22-94.

49. Кулябин Т.А., Шенбергер В.М. Об эффективной частоте вращения вала забойных двигателей при бурении скважин в Среднем Приобье. // Сб. науч. тр. Технология бурения нефтяных и газовых скважин. Уфа, 1985. -С. 130-135.

50. Коваленко Ю.И., Литвинов А.И. Совершенствование гидравлических характеристик промывочной системы гидроманиторных шарошечных долот. // Нефт. х-во.- 1984.- № 10.- С. 19-20. ISSN 0028-2448 СССР (рус.).

51. Бреслав Б.М., Гутман И.Б. Определение сверхкритических частот вращения шарошечных долот. // Нефтяное хозяйство., 1983.- № 10.- С. 16-18.

52. Копылов В.Е., Кулябин Г.А. Оценка скорости вращения вала турбобура автономными вибрографами и торсиографами // НТЖ. Известия вузов. Нефть и газ.- Баку, 1971.- № 12.- С. 22-24.

53. Ферштер A.B., Муха Ю.П., Даев Т.П. Корреляционный метод определения скорости вращения вала турбобура. Вопр. технологии бурения скважин в условиях аномальных пластовых давлений и сероводородной агрессии.1. M.: 1980. -С. 65-68.

54. Плющ Б.И. Динамическое давление на забой и критическая скорость вращения шарошечных долот. // Азербайджанское нефтяное хозяйство, Баку, 1948.-№ 1.-С. 9-12.

55. Шенбергер В.М., Кулябин Г.А. Эффективность применения компоновок с центрирующими элементами на валу турбобура. Межвузов, сб. науч. тр. Проблемы освоения нефтегазовых ресурсов Западной Сибири.- Тюмень: Тю-МИИД990.-С. 87.

56. Кулябин Г.А. Метод оптимизации компоновок низа бурильного инструмента. // НТС. Проблемы нефти и газа Тюмени.- Тюмень, 1984.- Вып. 60.-С. 2526.

57. Dareing D.W-Длинна УБТ как фактор в большей степени характеризующий вибрации колонны бурильных труб. Drill collar length is major factor in vibration control. "J. Petrol. Technol.", 1984.- 36.- №4.-C. 637-644. ISSN 0149-2136 US (англ.)

58. Кулябин Г.А., Бочарников В.Ф. Определение длинны секции сжатой части бурильной колонны при турбинном бурении // Изв. вузов. Нефть и га- Баку, 1979.-№8.-С. 15-18.

59. Шумилов П.П. Турбинное бурение нефтяных скважин. М.: Недра, 1968.352 с.

60. Гусман М.Т. ,Любимов В.Г., Никитин Г.М. и др. Расчет, и конструирование и эксплуатация турбобуров. -М.: Недра, 1976.- 368 с.

61. Султанов Б.З., Шаммасов Н.Х. Забойные буровые машины и инструмент.- М.: Недра, 1976 239 с.

62. Григорян H.A., Багиров P.E. Анализ процессов турбинного бурения.-М.:Недра, 1982.-207 с.

63. Касьянов В.М. Гидромашины и компрессоры. Учебник для вузов.-2-e изд.- М.:Недра, 1981.- 295 с.

64. Кулябин Г.А. Дисс. на соискание ученой степени д-ра техн. наук. -Тюмень-.ТюмГНГУ, 2002.- 205 с.

65. Балицкий П.В. Взаимодействие бурильной колонны с забоем скважины. М.: Недра, 1975.- С. 293.

66. Бойко В.Г., Копылов В.Е. Об измерении продольных колебаний колонны бурильных труб. Материалы II научно-технической конференции молодых ученых и специалистов Тюмени. Тюмень, 1968.

67. Некрасов A.M., Симонянц JI.E., Бронников В.И. Забойное регистрирующее устройство для записи осевой нагрузки на долото при бурении скважин. // Бурение: 1970,- № 5.- С. 22-25.

68. Кулябин Г.А., Копылов В.Е Измерения в скважине крутильных колебаний бурильного инструмента. // Известия вузов. Нефть и газ: 1970.- №6.-C.33-36.

69. Симонянц JI.E. Разрушение горных пород и рациональная характеристика двигателей для бурения.М: Недра, 1966.

70. Дейли, Дейринг, Пафф. Измерение сил, действующих на колонну бурильных труб, и ее элементов движения в процессе бурения. // Конструирование и технология машиностроения: 1968.- № 2.- С.24-34.

71. Каннингхэм P.A. Анализ результатов измерений усилий и элементов движения колонны бурильных труб // Конструирование и технология машиностроения. Тр. ASME. -1968, -№ 2. С. 14-23.

72. Вибрации в технике. Спр. В 6-ти т. /Ред. Совет: В.Н. Челомбей (пред.).- М.: Машиностроение, 1978.- Т.1. Колебания линейных систем /Под ред. В.В. Болотина. 1978.-352 с.

73. Султанов Б.З. Крутильные автоколебания бурильной колонны. /ЛГр. Уфимский нефтяной институт: 1972.- вып. 13.-С. 15-24.

74. Васильев Ю.С. и др. Оценка влияния волновых процессов в бурильной колонне на показатели бурения P.C. Бурение газовых и газоконден-сатных скважин. -М.: ВНИИГазпром. 1974 - Вып. 2.

75. Стрелков С.П. Введение в теорию колебаний. М.: 1964.- 440 с.

76. Кулябин Г.А., Копылов В.Е., Гуреев И.Л. О некоторых резервах по-шения производительности бурения. Сб. научных тр. Технология бурения нефт. и газ. Скважин.- Тюмень: ТюмИИ, 1972.- Вып. 13.- С. 35-38.

77. Мавлютов М.Р. Разрушение горных пород при бурении скважин.-№:Недра,1978.-215с.

78. Спивак А.И., Трушкин Б.Н., Самоходов Ю.И. Влияние последовательности поражения породы на показатели работы элементов вооружения шарошечных долот. // Технол. Бурения н. и г. скважин.,1977.- № 4.- С. 9-12.

79. Эйгелес P.M. Разрушение горных пород при бурении.-У Недра^970.

80. Байдюк Б.В., Павлова Н.М. Механизмы деформации и разрушения горных пород при вдавливании штампа.- В кн.: Механические свойства горных пород при вдавливании и их практическое использование.- М.: 1966. -: 15-31.

81. Жлобинский Б.А. Динамическое разрушение горных пород при выдавливании.- М.: Недра, 1970.

82. Курепин В.И. Об энергоемкости разрушения пород при вращательном бурении. //Нефтяное хозяйство.,1972.- № 10.-С. 11-17.

83. Филимонов Н.М., Вдовин К.И., Мавлютов М.Р. Механизм разрушения и псевдопластичные свойства горных пород при статическом вдавливании штампа. // Нефть и газ.,1965.- № 5.- С. 25-27.

84. Черепанов Г.П. Механика разрушения горных пород в процессе бурения. М.: Недра, 1987.- 308 с.

85. Фоменко Ф.М. Бурение скважин электробуром.- М.: Недра, 1974.-272 с.

86. Никитин Ю.Ю., Гордеев Ю.П. Опыт использования турбобуров с механизмом свободного хода. // Тр. ВНИИ буровой техники.-1981.- №52. -С.71-19.

87. Вольгемут Э.А., Исаченко В.Х., Котляр О.М. и др. Устройство подачи долота для бурения нефтяных и газовых скважин. -М.: Недра, 1969. -234с.

88. Григорьев П.Н., Гильманов А.А., Штоль В.Ф. Результаты разработки и стендовых испытаний нового забойного двигателя. // Тр. Сиб. ВНИИ нефт. пром-ти., 1978.-№10.- С. 56-58.

89. Некрасов A.M., Симонянц JI.E. Исследование динамики работы шарошечных долот в забойных условиях. Н.Т.С. // Бурение, 1969. № 6.

90. Астафьев Г.К., Каримов В.Х., Жжонов В.Г.,Вакула Я.В., Маханько В.Д. Опыт обработки долот в режиме нарастающей мощности забойного двигателя. //

91. Нефтяное хозяйство.,1979.- № 5.- С. 9-15.

92. Фаин Г.М., Штамбург В.Ф., Данелянц С.М. Нефтяные трубы из легких сплавов.- М.: Недра ,1990.-222 с.

93. Кулябин Г.А., Федоров В.А., Кузнецов Ю.С., Семененко А.Ф. Перспективы углубления скважин роторно-шпиндельным способом //НТЖ. Известия вузов. Нефть и газ Тюмень: ТюмГНГУ, 2003.- № 4.- С. 25-27.

94. Погарский А.А.,Чефранов К.А., Шишкин О.П. Оптимизация процессов глубокого бурения.- М.: Недра, 1981.- 296 с.

95. Kruger R.F. An overviene of formation demage and well prouctivity in oilfield operations.//Journal of Petroleum Technology.- 1986, V.38,№ 2, p. 131-152.

96. Ameren N.H., Hashemi Resa, Jewell J.E. Completion fluids a generic over-viev. Part 1.// Drilling.- 1983, V.8, p. 55-67.

97. King G.E., Anderson A.R., Bingham M.D. A Field stady of anderbalance pressures nessary to obtain clean peforations using tubing-conveyed perforating.// Journal of Petroleum Technology.- 1986, V.38, № 7, p.662-664.

98. Жиденко Г.Г., Савченко B.B. и др. Влияние качества сооружения, состояния и числа эксплуатационных скважин на газоотдачу продуктивных горизонтов. ОИ, сер. Бурение газовых и газоконденсатных скважин.-М.: ВНИИ-Эгазпром, 1989,вып. 10, 36 с.

99. Фридлендер Л.Я. Простролечно-взрывная аппаратура и ее применение в скважинах.-М.: Недра, 1985, 199 с.

100. Евгеньев А.Е., Турниер В.Н. Фильтрация пены и газа в насыщенной пеной пористой среде. В кн. Гидродинамика и фильтрация однофазных и многофазных потоков.-М.: Недра, 1972, 79-82 с.

101. Касьянов Н.М., Штырлин В.Т. Вопросы повышения качества вскрытия продуктивных пластов. ТНТО сер. Бурение.- ВНИИОЭНГ, 1969,87 с.

102. Касьянов Н.М., Рахматуллин Р.К., Штырлин В.Ф. Прогнозирование качества вскрытия пластов по результатам лабораторных исследований. РНТС сер. Бурение.- ВНИИОЭНГЮ 1980, № 6, 11-14 с.

103. Мовсунов A.A., Чинакина И.Т., Рыжова Т.М. и др. Вскрытие продуктивных пластов на месторождениях Бакинского архипелага.- ЕНПТЖ Нефтяное хозяйство, 1989, № 4, 22-23 с.

104. Крезуб А.П., Яковенко В.И. Изменение проницаемости коллекторов в призабойной зоне пласта при заканчивании скважин.- ЕНПТЖ Нефтяное хозяйство, 1989, № 11,44-47 с.

105. Антонов К.В., Кошляк В.А. Оценка качества вскрытия пластов полимерными растворами без твердой фазы.- ЕНПТЖ Нефтяное хозяйство, 1986, № 1, 64-70 с.

106. Шарипов А.У., Кабиров Б.З., Антонов К.В. и др. Вскрытие продуктивных отложений с промывкой их полимерными растворами.- ЕНПТЖ Нефтяное хозяйство, 1982, № 8, 14-16 с.

107. Глебов В.А., Анопин А.Г., Калинин В.Ф., Муравьева Н.Б. Выбор типа бурового раствора для вскрытия продуктивных пластов.- ЕНПТЖ Нефтяное хозяйство, 1986, № 1, 29-31 с.

108. Мамаджанов Э.У. Вскрытие продуктивных горизонтов водополимер-ными растворами.- Азербайджанское нефтяное хозяйство, 1990, № 10, 23-27 с.

109. Казанский В.В., Брагина O.A., Низовцев В.П. и др. Влияние безглинистого соленасыщенного раствора КМЦ на качество вскрытия продуктивных пластов. ЕНПТЖ Нефтяное хозяйство, 1988, № 1, 21- 25 с.

110. Михеев B.JI. Технологические свойства буровых растворов.- М.: Недра, 1979, 239 с.

111. Паус К.Ф. Буровые промывочные жидкости.- М.: Недра, 1967, 280 с.

112. Грей Дж.Р., Дарли Г.С. Состав и свойства буровых агентов (промывочных жидкостей): Пер.с англ.- М.: Недра, 1985.

113. Cuiec L. Effect of drilling fluids on rock surface properties.// SPE Formation.- 1989, V4, № l, p. 38-44.

114. Семенов Ю.В., Войтенко B.C. Испытание нефтегазоразведочных скважин в колонне.-М.: Недра, 1983, 284 с.

115. Амиян В.А., Амиян A.B. Повышение производительности скважин.-М.: Недра, 1986, 160 с.

116. Подгорнов В.М., Стрельченко В.В., Беляков М.А. Влияние состава и качества промывочных жидкостей на эффективность геофизических исследований скважин. ОИ сер. Бурение газовых и газоконденсатных скважин.- М.: ВНИИЭгазпром., 1987, вып. 7,35 с.

117. Ковалева Л.А., Галян H.H. Снижение фильтруемости рабочей жидкости в призабойную зону пласта при глушении скважин. ЭИ сер. Геология, бурение и разработка газовых и морских нефтяных месторождений.- М.: ВНИИЭгазпром, 1985, вып. 5, 9-13 с.

118. Артомонов В.Ю., Коновалов Е.А., Афонин В.Р. Влияние буровых растворов на фильтрационные свойства газонасыщенных коллекторов.- ЕПТЖ Газовая промышленность, 1984, № 7, 18-23 с.

119. Мавлютов М.Р., Кузнецов Ю.С., Поляков В.Н. Управляемая кольмата-ция призабойной зоны пластов при бурении и заканчивании скважин // ВНИИОЭНГ, РНТС, Нефтяное хозяйство.- 1984. № 6, С. 7-10.г

120. Туезова H.A. Физические свойства горных пород Западно-Сибирской низменности.-М.: Недра, 1964.- 127 с.

121. Ибатуллин Р.Х., Хабибуллин P.A., Рылов Н.И. Технология заканчива-ния скважин в терригенных отложениях.- ЕНПТЖ Нефтяное хозяйство, 1986, №2, 21-24 с.

122. Морозов O.A., Чернов М.К. Исследование процессов взаимодействия фильтратов буровых растворов с пористой средой. PC сер. Бурение газовых и морских нефтяных скважин.- М.: ВНИИЭгазпром, 1982, вып.З, 18-19 с.

123. A.c. Кл. Е 21В 33/14 Способ цементирования скважин при поглощении жидкости / Н.А.Кулигин, В.Н.Кулигин, В.И. Крылов (СССР).- № 631648; заявлено 11.03.75; опубл. 17.11.78, № 2113345.

124. Василевский B.J1. Повышение эффективности испытания скважин.-ЕНПТЖ Нефтяное хозяйство, 1984, № 7, 27-30 с.

125. Казаринов В.П. Геология и нефтегазоносность Западно-Сибирской низменности: Сб.науч. тр. ВСЕГЕЦ. М., вып.114.

126. Ясашин A.M. Вскрытие, опробование и испытание пластов.- М.: Недра, 1979.- 344 с.

127. Lauson R.V. Chemical balance stops formation damage.// Oil and Gas J.-1982, V 80, №36, p. 124-126.

128. Номикосов Ю.П. Влияние скорости потока глинистого раствора на водопроницаемость и толщину глинистой корки.- ЕНПТЖ Нефтяное хозяйство, 1962, №9, 10-16 с.

129. Ангелопуло O.K., Подгорнов В.М., Аваков В.Э. Буровые растворы для осложненных уеловий.-М.: Недра, 1988.

130. Hassen B.R. Solving filtrate invasion with clay-water base mud system.// World Oil.- 1982, V.195, № 6, p. 115-116.

131. Рябченко В.И. Управление свойствами буровых растворов.- М.: Недра, 1990.- 230 с.

132. Коновалов Е.А., Артамонов В.Ю., Белей И.И., Афонин В.Н. Применение асбогелевых буровых растворов. ЕН ТПЖ Нефтяное хозяйство, 1987, № 3, с. 25-28.

133. Ивачев JI.M. Промывочные жидкости и тампонажные смеси.-Учебник для вузов. М.: Недра, 1987.

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

135. Булатов А.И., Аветисов А.Г. Справочник инженера по бурению: В 4 кн.-2-е изд., перераб. и доп.-М.: Недра 1995.

136. Алекперов В.Т., Никитин В.А. Кольматация проницаемых пластов в процессе бурения и ее последствия. // Нефтяное хозяйство.-М.: Недра, 1972.-№ 8. С. 21-34.

137. Ахметшин Э.А. Исследование влияния геологических и технологических факторов на результаты вибровоздействия в нефтяных и газовых скважинах: Дис. . канд. техн. наук.-Уфа, 1971.

138. Агзамов Ф.А. исследование путей повышения эффективности вибровоздействия при креплении скважин: Автореф. дисс. канд. техн. наук. —1. УНИ, 1974 .-20 с.

139. Белов В.П. Коркоудаляющие реагенты и эффективность их применения // НТЖ. Нефтяное х-во. -М.: Недра, 1974. № 12. - С. 9-12.

140. Булатов А.Н., Измайлов Л.Б., Крылов В.И. и др. Справочник по креплению нефтяных и газовых скважин . М.: Недра, 1977. - 253 с.

141. Справочник инженера по бурению / под. ред. Мищевича. М.: Недра, 1973. Т. 1.2.-159 с.

142. Александров М.М. и др. Оценка возможности расхаживания обсадных колонн при цементировании скважин // Тр. ин-та ГНИ, 1971. Вып. 3.

143. Ашрафьян М.О., Булатов А.И. Эффективность вытеснения буровых растворов и разрушения глинистых корок при цементировании скважин // Тематические научно-технические обзоры. Сер. Бурение . М.: ВНИИОЭНГ, 1969.-75 с.

144. Детков В.П., Макаров JI.B. Пути упрочнения контакта цементного камня с глинистыми породами, слагающими стенки скважин // НТС. Сер. бурение.-М.: ВНИИОЭНГ, 1968.-Вып.12.-С. 15-17.

145. Номикосов Ю.П. Влияние скорости потока глинистого раствора на водопроницаемость и толщину глинистой корки // НТЖ. Нефтяное х-во. — М.: Недра, 1962,-№7.-С. 10-16.

146. Бутт K.M., Колбасов В.М. Влияние состава цемента и условий твердения на формирование структуры цементного камня // VI Междунар. конгресс по химии цемента . М.: Стройиздат, 1976.

147. Гудармо А. Прочность цементного камня в зависимости от его структуры // У1 Междунар. конгресс по химии цемента . М.: Стройиздат, 1976.- С. 302-306.

148. Беряал Д. // III Междунар. конгресс по химии цемента . — М.: Гос-стройиздат, 1958.

149. Бутт Ю.М., Рашкович JI.H. Твердение вяжущих при повышенных температурах. М.: Стройиздат, 1965. - 231 с.

150. Грачев В.В., Леонов Е.Г. Исследование порового и скелетного давления столба цементного раствора в период схватывания. М.: Бурение, 1969. -№8.-С. 17-21.

151. Калаузек Д.А. // III Междунар. конгресс по химии цемента . — М.: Гос-стройиздат, 1958.

152. Невиль A.M. Свойства бетона. М.: Стройиздат, 1972. - 345 с.

153. Видовский A.JL, Булатов А.И. Напряжения в цементном камне глубоких скважин. М.: Недра, 1977. - 175 с.

154. Булатов А.И., Рябченко В.И., Сибирко И.А. и др. Газопроявления в скважинах и борьба с ними . М.: Недра, 1969. - С. 278.

155. Зейналов Н.Э., Сулейманов Э.М. Опыт цементирования обсадных колонн при опасности газопроявлений // Бурение, 1982. № 7. - С. 27 — 29.

156. Грачев В.В. Исследование и разработка методов повышения герметичности заколонного пространства: Автореферат, дисс. канд. техн. наук, Москва: 1981.-С. 19.

157. Самойлов О.Я. Структура водных растворов электролитов и гидратация ионов. Физико-химический анализ // ДАН СССР, 1959.

158. Кадыров Ю.Т. Исследование факторов, влияющих на разобщение пластов нефтяных и газовых скважин в различных геолого-технических условиях: Автореферат дисс.канд. техн. наук. Уфа: УНИ, 1981. — 24 с.

159. Кадыров Ю.Т., Юнусова M ., Рахимов М. Изучение сцепления тампонажного камня с металлом. // Сб. науч. тр. ТашНИ.- Ташкент, 1975. Вып. 161. С.85-86

160. Шадрин JI.H. Регулирование свойств тампонажных растворов при цементировании скважин. — М.: Недра, 1969. — 239 с.

161. Патент РФ № 2161694 Тампонажный материал / Гноевых А.Н., Вяхирев В.И., Гилязетдинов З.Ф., Ахметов A.A., Федоров В.А., Потапов А.Г., Клю-сов В.А., Кашапов С.А. // Заявка № 98102987, от 18.02.98. Опубл. 2001. -Бюл. № 1.

162. Патент РФ № 2148150 Муфта для ступенчатого цементирования обсадной колонны / Сафин В.А., Федоров В.А., Ермаков О.Н., Кашапов С.А., Новиков ГВ. // Заявка № 98110038, от 26.05.98. Опубл. - 2000. - Бюл. № 12.

163. СТП 00156251-001-2002. Технология цементирования скважин, обеспечивающая герметичность цементного кольца в заколонном пространстве» -Азнакаево: ООО «Азнакаевскбурнефтегаз-Татнефть», 2002.- 27 с.

Информация о работе

Федоров, Валерий Александрович
кандидата технических наук
Тюмень, 2003
ВАК 25.00.15

Диссертация

Исследование и разработка ресурсосберегающих технологий строительства скважин с целью извлечения остаточных запасов углеводородов - тема диссертации по наукам о земле, скачайте бесплатно

Автореферат

Похожие работы