Научно-прикладные основы совершенствования технологии бурения скважин на суше и континентальном шельфе

Урманчеев, Вячеслав Исмагилович

Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему
Научно-прикладные основы совершенствования технологии бурения скважин на суше и континентальном шельфе
ВАК РФ 25.00.15, Технология бурения и освоения скважин

Автореферат диссертации по теме "Научно-прикладные основы совершенствования технологии бурения скважин на суше и континентальном шельфе"

□□3 165Э15

На правах рукописи

УРМАНЧЕЕВ ВЯЧЕСЛАВ ИСМАГИЛОВИЧ

НАУЧНО-ПРИКЛАДНЫЕ ОСНОВЫ СОВЕРШЕНСТВОВАНИЯ ТЕХНОЛОГИИ БУРЕНИЯ СКВАЖИН НА СУШЕ И КОНТИНЕНТАЛЬНОМ ШЕЛЬФЕ

Специальность 25 00 15 - Технология бурения и освоения скважин

Автореферат диссертации на соискание ученой степени доктора технических наук

,, # г-1 **

Тюмень - 2008

003165915

Работа выполнена в Научно-исследовательском и проектном институте Работа выполнена в научно-исследовательском и проектном институте технологий строительства скважин (НИПИ ТСС) при Государственном образовательном учреждении высшего профессионального образования «Тюменский государственный нефтегазовый университет» (ТюмГНГУ)

Научный консультант - доктор технических наук, профессор

Поляков Владимир Николаевич

Официальные оппоненты: - доктор технических наук, профессор

Ведущая организация - Открытое акционерное общество «Сибирский научно-

Защита состоится 19 апреля 2008 г в 9 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 библиотечно-информационном центре ТюмГНГУ по адресу 625039, г Тюмень, ул Мельникайте, 72 а, каб 32

Автореферат разослан 19 марта 2008 г

Ученый секретарь

диссертационного совета,

Лукманов Рауф Рахимович

- доктор технических наук Аверьянов Алексей Петрович

- доктор технических наук, профессор Матвеев Юрий Геннадьевич

исследовательский институт нефтяной промышленности» (ОАО «СибНИИНП»)

доктор технических наук, профессор

Г П Зозуля

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ Актуальность темы

Успешное развитие нефтегазодобывающей отрасли в стране зависит от опережающего, в сравнении с добычей, прироста запасов углеводородного сырья, что тесно связано с темпами геолого-разведочных работ на нефть и газ в регионах Западной и Восточной Сибири, а также на континентальном шельфе Вместе с тем тенденция роста глубин и объемов разведочного и эксплуатационного бурения в регионах со сложными горно-геологическими и природно-климатическими условиями, слабо развитой инфраструктурой, отдаленность баз материально-технического обеспечения обусловливают увеличение сроков строительства скважин и связанных с ними затрат

Сокращение сроков строительства скважин и освоения новых месторождений нефти и газа во многом зависит от эффективности применяемых технологий бурения и заканчивания скважин

Однако промысловая практика последних 10-15 лет показывает, что эффективность процессов строительства скважин, основанных на репрессионной технологии бурения, снижается, а область их применения сокращается Это связано с ростом аномальности горно-геологических условий бурения глубокозалегающих продуктивных горизонтов, разбуриванием нефтегазовых месторождений, перешедших на позднюю и завершающую стадии разработки, и началом буровых работ на континентальном шельфе Приобретает особую народно-хозяйственную значимость и актуальность успешное решение проблем по сокращению сроков строительства скважин, повышению эффективности и качества буровых работ, обеспечению экологической безопасности окружающей среды

Важнейшими задачами совершенствования технологии строительства нефтяных и газовых скважин являются исследования по оптимизации гидравлических процессов бурения, по повышению надежности и долговременности крепи, по улучшению эксплуатационных характеристик скважин

В комплексе промысловых задач первостепенная роль принадлежит совершенствованию функциональных свойств буровых растворов как основы для по-

вышения качества первичного вскрытия продуктивных пластов и улучшения свойств тампонажных растворов, обеспечивающих герметичность крепи

Реализация научно-технических разработок в производстве обеспечит сокращение затрат на поиски, разведку и разработку новых месторождений углеводородного сырья, необходимых для наращивания топливно-энергетического потенциала страны

Цель работы

Повышение качества и эффективности строительства скважин в аномальных геолого-технических и сложных природно-климатических условиях разработкой и внедрением в производство системных подходов и технологических решений при бурении и креплении скважин

Основные задачи исследований и разработок

1 Научное обобщение и аналитическая оценка современного уровня развития технологий строительства нефтяных и газовых скважин

2 Обоснование научно-технических направлений совершенствования процессов организации технологии буровых работ и управления ею

3 Развитие теоретических и прикладных основ регулируемого гидромеханического и физико-химического воздействия на массив горных пород в процессе бурения скважин

4 Разработка, экспериментальные исследования и промысловая апробация усовершенствованных рецептур буровых и тампонажных растворов для бурения и крепления скважин

5 Разработка комплекса системных решений по совершенствованию технологии бурения и заканчивания скважин

6 Обобщение и оценка результатов научно-прикладных исследований и внедрения законченных разработок при строительстве скважин

Научная новизна выполненной работы

1 Получены результаты научных обобщений и дана аналитическая оценка современного уровня развития технологий строительства скважин в различных геолого-технических и природно-климатических условиях Установлена низкая

эффективность исследований и разработок по решению технологических проблем бурения, направленных на устранение негативных последствий, а не их причины

2 Развита современная идеология научно-технических подходов и технологических решений в области строительства скважин на принципах системного совершенствования производственных процессов, расширения информационной базы промысловых данных, оптимизации методов контроля технического состояния необсаженного ствола и гидравлического поведения скважины, управления нестационарными гидромеханическими процессами бурения и заканчивания скважин

3 Установлен виброволновой характер турбулентного движения жидкости в скважине и ее превалирующее влияние на нестационарность технологических процессов бурения Показано, что амплитудно-частотные характеристики и пульсирующее течение жидкости в гидравлически связанной системе «скважина -массив горных пород» обусловливают нестабильность гидромеханического состояния ствола и нестационарность гидродинамического поведения скважины при бурении, промывке, цементировании, спускоподъемных операциях и изоляционных работах, а также негативное влияние на показатели эффективности и качества буровых работ

4 Теоретически обоснована и экспериментально подтверждена целесообразность и перспективность разработки безгипсовых портландцементов для цементирования обсадных колонн в интервалах низких положительных и отрицательных температур Разработан состав вяжущего и рецептура тампонажного раствора с пониженным водосодержанием для низкотемпературных скважин (А с № 1555465, 07 04 90) Исследован процесс гидратации и дано объяснение механизма твердения безгипсового тампонажного портландцемента

став продуктов твердения представлен гидросиликатами, гидроалюминатами и гидрокарбоалюминатами кальция, причем фазовых переходов гидроалюминатов кальция типа С4АН19 в гидроалюминат кальция типа С4АНЙ не обнаружено

Установлено, что твердение безгипсового тампонажного раствора сопровождается объемным расширением до 0,23 %, т е он относится к категории безусадочных

5 Разработаны научно-методические и технологические решения комплекса проблем охраны окружающей среды и недр при строительстве скважин, основанные на реализации ресурсосберегающих, малоотходных и безотходных технологий

6 Показано, что долговременная изоляция вскрываемых бурением флюидо-насыщенных и низкой прочности пород методами «малых» (струйные технологии) и «глубоких» (технологии согласованных режимов нагнетания тампонажных смесей) проникновений обеспечивает успешное решение проблем газонефтеводо-проявлений, выбросов и фонтанов, гидроразрыва горных пород, межпластовых перетоков

7 Впервые дана аналитическая оценка влияния идеологии (устойчивая система взглядов, представлений, идей и требований) на освоение и эффективную реализацию инновационных разработок в производстве

Практическая ценность и реализация

1 Произведена промысловая оценка влияния виброволнового движения жидкости в скважине на техническое состояние необсаженного ствола и нестационарность технологических процессов бурения Обосновано научно-техническое направление исследований и разработок по совершенствованию информационного обеспечения, стабилизации технического состояния ствола, оперативному контролю и регулированию технологических операций Предложено преобразовать гидравлически неопределенную, неупорядоченную и хаотичную систему «скважина - п пластов», характерную для условий подземной гидромеханики, в гидравлически менее сложную и контролируемую (после восстановления природной гидроизоляции массива горных пород от ствола) систему, характерную

для условий трубной гидравлики

2 Разработаны научно-методические подходы и системные решения по комплексному совершенствованию технологических процессов строительства скважин гидравлические условия бурения, регулирование технического состояния и гидродинамического поведения скважины, сохранение коллекгорских свойств продуктивных пластов, долговременное разобщение массива горных пород и природных гидродинамических систем, экологическая защита окружающей среды и охрана недр

3 Разработан и внедрен в промысловую практику комплекс системных технологий, повышающих качество и эффективность буровых работ, улучшающих эксплуатационные характеристики скважин в различных геолого-технических условиях, который включает

- методы оперативного формирования базы промысловой информации по текущему техническому состоянию и гидродинамическому поведению скважин в процессе бурения,

- технологии гидромеханического и физико-химического регулирования фильтрационных и прочностных характеристик ствола скважины методами «малых» и «глубоких» проникновений,

- методы оптимизации гидравлических условий бурения и заканчивания скважины по текущей промысловой информации о техническом состоянии и гидродинамическом поведении скважины,

- технологию комбинированного разобщения пластов с градиентами межпластовых давлений до 5-7 МПа/м

4 Разработаны и внедрены рецептуры буровых растворов для бурения в неустойчивых глинистых отложениях и вскрытия продуктивной толщи

5 Разработаны и внедрены тампонажные материалы на основе безгипсового портландцемента с пониженным водосодержанием, седиментационноустой-чивого, коррозионностойкого, с низкой проницаемостью камня, твердеющего при низких положительных и отрицательных температурах

6 Результаты промышленного внедрения комплекса технологий в различ-

ных нефтегазодобывающих регионах России (Башкортостан, Татарстан, Оренбургская, Калининградская и Тюменская области, Красноярский край, Удмуртия и т д) и Вьетнама способствовали повышению продуктивности скважин, сокращению сроков ввода их в эксплуатацию, уменьшению обводненности добываемой продукции, улучшению экологии в районе работ

7 При непосредственном участии автора разработаны

1) Инструкция по креплению скважин с плавучих буровых установок на площадях треста «Арктикморнефтегазразведка» -Мурманск, 1984

2) Инструкция по предупреждению аварий при бурении скважин на площадях треста «Арктикморнефтегазразведка» -Мурманск, 1984

3) Рекомендации по технологии бурения, крепления и освоению морских скважин на нефть и газ и технологические решения по улучшению показателей буровых работ - Мурманск, 1985

4) Рекомендации по применению тампонажного безгипсового портландцемента для низких температур при креплении скважин на площадях ПО «Арктикморнефтегазразведка» -Мурманск, 1987

5) Рекомендации по совершенствованию конструкций скважин и технологии цементирования колонн в условиях mhoi олетнемерзлых пород Песчаноозер-ского месторождения - Мурманск, 1986

6) Инструкция по определению давления начала поглощения пород при бурении поисковых, параметрических и разведочных скважин на площадях ПО «Арктикморнефтегазразведка» - Мурманск, 1987

7) Анализ упругонапряженного состояния пород (давлений горных, пластовых, начала поглощений и гидроразрыва) на площадях ПО «Арктикморнефтегазразведка» -Мурманск, 1988

8) Методика исследования мерзлого разреза на льдистость с использованием термометрии по результатам геофизических исследований РД 39-010-90 -М, 1990

9) Методика исследования и расчета теплового взаимодействия скважин с многолетнемерзлыми породами - М , 1990

10) РД 39-3-90 Регламент технологии строительства скважин в условиях многолетнемерзлых пород с контролем качества в процессе бурения и крепления -М, 1990

11) РД СП 84—06 Технология регулирования состава и свойств буровых растворов при бурении скважин на южном шельфе Вьетнама - Вунг Tay, 2006

Апробация результатов исследований

Основные научные и прикладные результаты диссертационной работы докладывались и обсуждались на научно-практической конференции «Проблемы освоения шельфа Арктических морей» (Мурманск, 1984 г ), I Всесоюзной конференции «Комплексное освоение нефтегазовых ресурсов континентального шельфа СССР» (Москва, 1986 г), II Всесоюзной научно-технической конференции «Вскрытие нефтегазовых пластов и освоение скважин» (Москва, 1988 г), Всесоюзной научно-практической конференции «Методы прогнозирования АВПД при поисках и разведке месторождений нефти и газа» (Мурманск, 1988 г), научно-практической конференции молодых ученых и специалистов по проблемам освоения шельфа (Мурманск, 1988 г), II Всесоюзной научно-технической конференции «Нефть и газ Западной Сибири» (Тюмень, 1989 г), II научно-практической конференции «Комплексное освоение нефтегазовых ресурсов континентального шельфа СССР» (Мурманск, 1989 г), II Всесоюзной конференции «Комплексное освоение нефтегазовых ресурсов континентального шельфа СССР» (Москва, 1990 г), I Всесоюзной научно-практической конференции «Аномально высокие пластовые давления и нефтегазоносность недр» (Ленинград, 1990 г ), V Международной конференции «Освоение шельфа Арктических морей России» (Санкт-Петербург, 2001 г ), Международной конференции «Нефть и газ Арктического шельфа» (Мурманск, 2002 г), Всероссийской научно-технической конференции «Наукоемкие технологии XXI века» (Владимир, 2006 г), 8-й Международной конференции «Освоение ресурсов нефти и газа Российской Арктики и континентального шельфа стран СНГ» (Санкт-Петербург, 2007 г )

Публикации

Материалы исследований и разработок содержатся в 60 научно-технических

работах 1 монографии, 2 тематических обзорных информациях, 52 статьях и тезисах докладов, 5 патентах и авторских свидетельствах 11 из них опубликованы в изданиях, рекомендованных ВАК Объем и структура работы

Диссертационная работа состоит из введения, 5 разделов, основных выводов и рекомендаций, списка литературных источников из 176 наименований Содержит 230 страниц машинописного текста, 37 таблиц и 38 рисунков

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении приведено краткое обоснование актуальности темы, сформулирована цель диссертационной работы, обозначены основные задачи исследований и разработок, показана научная новизна и практическая значимость полученных результатов

В первом разделе диссертации приводится анализ геолого-технических условий строительства скважин на суше и морском шельфе, оценивается уровень развития современных буровых технологий с позиций системного подхода, отмечаются существенные отличия геолого-технических условий бурения скважин в интервалах до кровли продуктивного горизонта и в процессе его вскрытия

Основной задачей бурения верхнего интервала скважины является создание надежного и долговременного канала связи с нефтегазовой залежью в минимальные сроки и при минимальных затратах Вскрытие продуктивной толщи должно обеспечивать достижение высоких эксплуатационных показателей скважин (начальный дебит, период безводной эксплуатации, коэффициент продуктивности), а также сохранение природных коллекторских свойств нефтегазонасыщенных пластов, долговременную изоляцию их от флюидонасыщенных пластов и формирование конструкции забоя и фильтра с оптимальными эксплуатационными характеристиками (гидравлически совершенные по характеру и степени вскрытия)

Основные технологические проблемы бурения связаны с нарушением технического состояния ствола (герметичности и прочности стенок) и нестационарным гидродинамическим поведением скважины (поглощения, газонефтеводопро-

явления, межпластовые перетоки, выбросы и фонтаны) после вскрытия интервалов проницаемых пород с АНПД и АВПД, а также неустойчивых и малопрочных горных пород (образование каверн и обвалов, гидроразрыв) Причиной всех вышеуказанных осложнений является применение репрессионной технологии бурения Лежащая в ее основе идеология стабилизации технологических процессов, которая должна обеспечивать в стволе скважины различные виды равновесия гидравлическое, механическое, физико-химическое и т. д, до настоящег о времени остается господствующей в сознании специалистов Несмотря на бурный рост технических достижений, совершенствование буровых установок, конструкций долот, забойных двигателей, тампонажных материалов, химических реагентов и т д, традиционная система взглядов на технологию репрессионного способа бурения и представлений о ней не претерпела изменений С увеличением глубин бурения, возрастанием трудностей строительства скважин в связи с устойчивым повышением природной и техногенной аномальности возможная область эффективного применения репрессионной технологии бурения неуклонно сокращается

Сложились условия, при которых дальнейшее совершенствование технологий и переход методов строительства и эксплуатации скважин на более высокий качественный уровень технологического развития оказались невозможными Наиболее значимо на создавшиеся обстоятельства повлияли бессистемность научно-технических подходов и разработок по решению технологических проблем бурения и заканчивания скважин, отсутствие достоверной информации о техническом состоянии, гидравлическом поведении скважины на различных этапах бурения, нестационарность технологических процессов и, как следствие, низкий уровень их организации и управления

Очевидно, что при современном уровне развития буровых технологий достижение нелинейного роста показателей качества и эффективности строительства скважин (проявление синергизма) невозможно Для решения этой ключевой проблемы строительства скважин нами привлечены научные принципы системного развития материальных объектов информатизация, организация технологических процессов бурения и заканчивания скважин в нестационарных термодинамических условиях и управление ими

Второй раздел посвящен исследованиям гидродинамики нестационарных буровых процессов, анализу причин и факторов, их вызывающих, а также негативным последствиям, к которым они приводят

Из аналитического обзора публикаций в этой области и результатов наших исследований установлены характерные особенности гидравлических условий бурения и гидродинамического поведения скважин в различных нефтегазодобывающих регионах России Показано, что нестационарные гидравлические условия бурения связаны с виброволновой природой и импульсным характером турбулентного течения жидкости в скважине, неконтролируемым изменением амплитудно-частотных характеристик знакопеременных давлений (репрессия, депрессия), представленных на рисунках 1 и 2, величины которых непредсказуемо изменяются в широких пределах (таблица 1) Основными факторами нарушения стационарного режима течения жидкости в скважине являются источники возбуждения виброволновых и пульсирующих режимов течения жидкости (таблица 2), а также технологические параметры проводимых операций (режимы циркуляции, спускоподъемные операции, изоляционные работы, свойства буровых и тампо-нажных растворов и т д )

Рисунок 1 - Изменение забойного дифференциального давления при восстановлении циркуляции жидкости 1 - гидростатическое давление, 2 - гидродинамическое давление восстановления циркуляции, 3 - гидродинамическое давление циркуляции жидкости

и*шмшщЩ||1/|Щ|| \

____\

- - \мттш,ттммрШ>§ШШ111Ш1 >

\ \

____\____

Время

Рисунок 2 Характер пульсации давлений в кольцевом пространстве при бурении: 1 - гидростатическое давление; 2 - давление восстановления циркуляции; 3 - давление при циркуляции жидкости; 4 гидростатическое давление; 5 - давление при подъеме инструмента

Таблица 1 - Оценка пульсации давлений при циркуляции жидкости в скважине

Регистрируемые давления на глубине Опытные скважины

22 Ладуш-кино (Калининград) 42 Малиновская (Калининград) 13 Дейма (Калининград) С9-2/85 Калининградская 33 Южно-Соленин-ская (Таймыр) 103 Кара-чаганак (Сев. Казахстан)

1 2 3 4 5 6 7

Гидростатическая репрессия (депрессия), МПа 2,8 5,5 2,8 4,7 -3,6 5,5

Продолжение таблицы 1

1 2 3 4 5 6 7

Амплитуда колебания динамического давления, МПа

- в трубах 7.2* 5,8 15 2,5 4,5 1,0 16 2,2 М 1,0 1А 1,0

- в кольцевом пространстве 4^0 3,0 и 1,3 12 1,0 2*5 1,5 10 2,6 16 2,4

Гидродинамическое забойное дифференциальное давление, МПа М 5,8 ТА 4,2 М 1,8 1А 3,2 2^6 1,6 й! 3,1

Глубина замеров, м 2760 2470 2153 2849 2580 3782

Примечание * - в числителе амплитуды давления - максимальные, в знаменателе - минимальные

Таблица 2 - Амплитудно-частотные характеристики источников виброволновых процессов в скважине

Источники возбуждения виброволновых колебаний давления Амплитуда, МПа Частота, Гц

Буровой насос 3,2-5,3 1,2-14,0

Бурильные трубы 1-2 300-500

Долото 0,6-2,5 мм 2,5-9,0

Турбинное бурение 5-7 10-40

Роторное бурение 3-6 3-20

Буровой раствор 3-6 1-2

Гидромониторная струя 3-8 20-200

Спускоподьемная операция 5-11 150-200

Влияние виброволнового поля давлений в скважине интенсифицирует гидромеханические и физико-химические процессы взаимодействия технологических жидкостей и приствольной и призабойной зон проницаемых, неустойчивых и малопрочных горных пород В результате этого возникают поглощения, газонефте-водопроявления, гидроразрывы и другие нарушения технологического процесса производства буровых работ

Таким образом, установлена ранее недостаточно изученная особенность нестационарных гидравлических условий строительства скважин - виброволновой турбулентный режим течения технологических жидкостей в стволе при производстве буровых операций, обусловливающий неопределенность гидромеханического поведения сложной горно-технической системы (скважины)

Обобщение результатов гидравлических исследований позволило раскрыть природу и характер нестационарных технологических условий строительства скважин, которые обусловлены анизотропией физических свойств горных пород, нестационарностью гидравлических условий бурения (виброволновая природа и импульсный характер движения жидкости в скважине), а также процессами гидромеханического и физико-химического взаимодействия массива горных пород и технологических жидкостей

Установлено, что при всем многообразии геолого-технических условий строительства скважин доминирующее влияние на гидравлическое состояние оказывают глубина бурения, техническое состояние необсаженного ствола (герметичность, прочность и устойчивость стенок), свойства технологических жидкостей (плотность, вязкость, напряжение сдвига) и режимные параметры технологических процессов Выявлены характерные и недостаточно изученные особенности изменения гидродинамических давлений в скважинах, некоторые из которых приведены на рисунках 2-4 По данным глубинных измерений в скважинах глубиной 2500 4000 м установлены пределы изменения забойных гидродинамических давлений -4,0-12,0 МПа Показан виброволновой характер изменения давлений в стволе под воздействием геолого-физических и технических факторов и его влияние на технологические процессы Основными характеристиками гидравлического волнового поля являются частота и амплитуда колебания давлений В условиях скважины возникновение волнового поля приводит к изменению состояния и поведения технологических жидкостей и приствольной зоны массива горных пород В результате нарушается стационарность технологических процессов и снижается эффективность методов их контроля и регулирования По материалам анализа промысловых исследований установлено, что основными источниками возбуждения

Спуск инструмента

Подъем

« а

Увеличенный фрагмент операции спуска

9 11

12 14

10" 13

Увеличенный фрагмент операции подъема

Н= 1500-2000 м

Н=2000-4000 м

Время

Рисунок 3 - Гидродинамические особенности пульсации давлений при СПО с глубиной: 1,9- гидростатическое давление; 2 - изменение статического давления при спуске бурильных труб в скважину; 3 - импульс гидродинамического давления (репрессия); 4 - инерционная составляющая импульса динамического давления; 5, 6 - знакопеременная составляющая импульса динамического давления (репрессия); 7 импульс гидродинамического давления (репрессия), вызывающий фильтрацию жидкости в проницаемые породы; 8 - знакопеременный импульс давления (депрессия), вызывающий приток флюидов в скважину; 10, 13 - снижение гидростатического давления жидкости при подъеме бурильной свечи длиной 35 м; 11, 14 - гидродинамическая составляющая импульса давления; 12 - гидростатическая составляющая общего давления

виброволновых полей в скважине являются режимы работы бурового насоса, забойного двигателя, породоразрушающего инструмента, спускоподъемные операции, автоколебания колонны бурильных труб, истечение жидкостей из гидромониторных насадок. Амплитуда и частота колебания пульсирующих и циклично изменяющихся давлений в зависимости от источника возбуждений изменяются в широких пределах - от 1-2 до 5-11 МПа и от 1 до 500 Гц соответственно (таблица 2).

'Йгтлччи^-

5 6 7

1-1-1-1-1-1-1-►

9 10 И 12 13 14 15

Время, ч

Рисунок 4 - Данные глубинных измерений давлений на забое и в интервалах спуска инструмента в скважине № 103 Каранаганакская 1-5 — интервалы глубин исследования влияния технологических параметров на изменение гидродинамических давлений

Характер проявления виброволновых процессов в скважине связан с герметичностью и прочностью ствола, реологическими свойствами технологических жидкостей и режимами проводимых технологических операций

По результатам исследований установлено, что превалирующее влияние на гидравлику буровых процессов оказывают амплитудные колебания давлений волнового поля, величины которых в кольцевом пространстве превышают гидростатические репрессии на 35-140 %, а регламентируемые ПБНГП (Москва, 2003 г ) — в 1,3-3,6 раза

Турбулентный режим и виброволновой, пульсирующий характер движения жидкости в элементах циркуляционной системы и в скважине, а также непрогнозируемое изменение гидравлических условий производства технологических операций являются основным препятствием по разработке математических и физиче-

ских моделей, адекватно их отражающих Это обстоятельство привело к существенному разрыву между теорией, экспериментом и практикой в технологии буровых работ

В работе по результатам аналитических обобщений дана оценка уровня развития теории в области буровых технологий и ее прикладного значения

Основным назначением теоретических исследований технологических процессов в бурении является оценка гидравлических характеристик движения жидкостей в скважине (гидравлика), гидродинамического взаимодействия технологических жидкостей и массива горных пород (гидромеханика) и разработка расчетных моделей (теоретических, физических) по определению параметров технологических процессов Все эти направления исследований и разработок связаны с классической теорией механики сплошных сред (раздел «гидромеханика»)

Аналитическая оценка результатов теоретических исследований и экспериментальных разработок в области гидравлики буровых работ показала, что их научно-прикладной уровень не отвечает требованиям производства Подтверждается это рядом общеизвестных фактов, связанных с существенным расхождением расчетных и реальных показателей в технологических процессах Это, прежде всего, гидравлические расчеты режимов бурения, циркуляции жидкости, цементирования обсадных колон, гидродинамики спускоподъемных операций, изоляционных работ, забойных дифференциальных давлений Пределы расхождений в зависимости от конкретно решаемых задач могут составлять от 50-300 % и более

Принципиальные положения, которые препятствуют развитию буровой гидромеханики, как в научном, так и прикладном отношении сводятся к следующему

1 Отсутствуют удовлетворительные математические и физические модели, адекватно описывающие гидравлику нестационарного состояния жидкости, так как большинство технологических процессов бурения представляют собой волновую картину неустановившегося гидравлического движения Причем возникновение и развитие неупорядоченного (хаотичного) движения жидкости носит случайный характер и не поддается корректному теоретическому анализу

2 Расчеты с целью оценки режима течения жидкости (ламинарный, структурный, турбулентный) и определение гидравлических сопротивлений в элементах циркуляционной системы, при котором не учитывается механизм взаимодействия промывочной жидкости с массивом горных пород, становятся непригодными для решения большинства практических задач

3 Для идентификации режимов течения жидкостей в скважине экспериментально установленный параметр Рейнольдса некорректен, т к получен по результатам экспериментальных, а не натурных исследований, а представление о возможности ламинарного движения жидкости в скважине при производстве технологических операций ошибочно

Все отмеченное обусловлено следующими факторами

- наличие в скважине нескольких источников виброволновых колебаний давления, связанных с техникой и технологией буровых работ, существенно отличающихся своими амплитудно-частотными характеристиками (таблица 2),

- анизотропия физических свойств приствольной зоны массива горных пород, не поддающаяся учету,

- нестационарность движения жидкости в скважине при производстве технологических операций

Такая же ситуация сложилась в теории гидромеханики сплошных сред, связанной с гидродинамическими исследованиями скважин и пластов, методами борьбы с осложнениями (поглощения, газонефтеводопроявления, гидроразрыв, межпластовые перетоки и т д) Виртуальность применяемых на практике расчетных моделей сопряжена с недостаточно развитыми представлениями о физической сущности фильтрационных процессов и связанных с ними механизмов гидромеханического и физико-химического взаимодействия технологических жидкостей и проницаемых сред

В результате анализа состояния теории в технологии буровых работ сделан вывод о том, что уровень развития математического и физического моделирования до настоящего времени имеет большой разрыв между экспериментальными исследованиями и практикой буровых работ Попытки создания математических,

физических моделей и на их основе расчетных методов, адекватно отражающих геолого-физические и технологические условия бурения скважин на данном этапе развития, следует признать безнадежными

В диссертации представлена концепция развития буровых технологий нового поколения, в ее основу легли следующие принципиальные положения

1 Восстановление природной изоляции вскрываемого бурением массива горных пород от ствола скважины

2 Обеспечение технологических процессов информацией о техническом состоянии необсаженного ствола и гидравлическом поведении при бурении и за-канчивании скважин

3 Реализация методов изоляции проницаемых горных пород на основе регулирования гидромеханических процессов взаимодействия системы «проницаемая среда - тампонажный раствор» в соответствии с геолого-физическими характеристиками

Обоснованием совершенствования технологии буровых работ служат научно-методические принципы системного подхода к развитию объектов материального мира

1 Изучение объекта исследований как органически целостной системы

2 Рассмотрение системы «скважина - массив горных пород» в реальном масштабе времени

3 Концентрация финансовых и материальных ресурсов на решении ключевых проблем исследуемого объекта, поскольку экономия их - главная цель любого управления

В третьем разделе представлены научно-методические обоснования и системные принципы совершенствования методов организации технологических процессов строительства скважин и управления ими

Тенденции увеличения глубин бурения в осваиваемых регионах Крайнего Севера и континентального шельфа, массовый переход на строительство скважин с пологой и горизонтальной конструкцией забоя привели к снижению эффективности технологических процессов и ухудшению технико-экономических показателей буровых работ

Ограниченные возможности репрессионной технологии бурения по стабилизации нестационарных гидравлических процессов и регулированию дифференциальных давлений в скважине приводят к их неуправляемости Это относится ко всей технологической цепочке - бурению, заканчиванию и эксплуатации скважин Скважина как горно-техническое сооружение характеризуется высокой степенью изменчивости технического состояния и гидравлического поведения в процессе ее строительства Это обусловлено структурной неоднородностью и анизотропией свойств массива горных пород (плотность, механическая прочность, проницаемость и т д), а также нестационарными термодинамическими и физико-химическими процессами взаимодействия различных по свойствам жидкостей с горными породами При отсутствии надежного контроля за хаотично протекающими процессами взаимодействия и механизма их регулирования с целью совершенствования технологии буровых работ, улучшение качества и технико-экономических показателей строительства скважин практически невозможно

Для повышения эффективности и качества строительства скважин обоснованы и сформулированы научно-технические принципы системного совершенствования технологических процессов бурения и заканчивания поисковых, разведочных и эксплуатационных скважин нефтегазовых месторождений на различных стадиях разработки в нестационарных термодинамических условиях

Первый принцип организации и управления технологией бурения скважин - контроль и регулирование фильтрационных и прочностных характеристик ствола в процессе бурения. Практическая реализация этого принципа создает условия для формирования информационной базы промысловых данных, сведет к минимуму влияние процессов гидромеханического и физико-химического взаимодействия буровых растворов и вскрываемых проницаемых пород на техническое состояние скважины, а также связанные с ними негативные последствия осложнения и аварии, ухудшение коллекторских свойств продуктивных пластов, межпластовые перетоки и заколонные флюидопроявления и т д

Второй принцип тесно связан с первым и заключается в системной организации технологических процессов снижения проницаемости горных пород.

Предлагаемые физико-химические механизмы гидроизоляции должны быть адекватны фильтрационным характеристикам горных пород Выполнение этого принципа приведет к нелинейному росту (синергизм) показателей эффективности и качества изоляционных работ в различных по сложности геолого-технических условиях борьбы с осложнениями

Третий принцип - управление технологическими процессами при оптимальных режимных параметрах, которые обеспечивают эффективную реализацию механизмов воздействия на гидравлические условия бурения скважин, вскрытия продуктивной толщи, изоляции флюидонасыщенных пластов, цементирования обсадных колонн Причем все оптимизационные мероприятия и решения проводятся с учетом технического состояния необсаженного ствола и гидравлического состояния скважины

Таким образом, сформулированные научно-методические принципы организации технологических процессов бурения и управления ими позволяют обосновать перспективные научно-технические направления дальнейшего развития и совершенствования технологии буровых работ в значительно осложнившихся природно-климатических и горно-технических условиях строительства нефтяных и газовых скважин

Четвертый раздел посвящен результатам экспериментальных и промысловых испытаний разработанных рецептур бурового и тампонажного растворов для наиболее сложных геолого-технических условий строительства глубоких скважин на суше и континентальном шельфе

Для бурения неустойчивых глинистых отложений и вскрытия продуктивных пластов при строительстве вертикальных, наклонно-направленных и с горизонтальным забоем скважин разработан (патент 2298575 РФ) гидрофобизирую-щий буровой раствор «СИЛИК», состоящий из реагентов, выпускаемых отечественной промышленностью (таблица 3)

Специально подобранный компонентный состав бурового раствора «СИ-ЛИК» обеспечивает устойчивость стенок скважины, предупреждение прихватов инструмента, снижение наработок раствора и сохранение естественной

Таблица 3 - Компонентный состав бурового раствора «СИЛИК»

Наименование компонента Назначение компонента

Бентонит Структурообразователь

Комплексный реагент КР-03 Ингибитор, гидрофобизатор, регулятор дисперсионного состава глины

Полисахаридный стабилизатор Стабилизатор, понижение фильтрации

СКП (Суперконцентрат полиэфирный) Сохранение естественных коллекторских свойств пластов

Смазочная добавка «ГЛИТАЛ» Улучшение смазывающих свойств, снижение межфазного натяжения

Бактерицид «БД-2» Предупреждение микробиологического заражения бурового раствора, ингибитор сероводородной агрессии

Фосфоновый комплексон НТФ Повышение солестойкости, регулирование реологических параметров

Утяжелитель При необходимости увеличение плотности раствора

проницаемости продуктивных пластов Фильтрат, модифицированный реагентами КР-03, СКП и добавкой «ГЛИТАЛ», обладает сильным ингибирующим действием, исключающим гидратацию и диспергирование глинистых пород, обеспечивает хорошую олеофильность пород коллектора, имеет низкое межфазное натяжение на границе с углеводородной фазой

Для оценки блокирующих свойств бурового раствора были проведены исследования на двух типах керновых материалов однородных кварцевых мелкозернистых песчаниках и слоисто-неоднородных тонко-мелкозернистых песчаниках Исследования проводились на лабораторной установке УИПК-1М Значения коэффициентов восстановления проницаемости после воздействия бурового раствора и его фильтрата (Р6р. $фбР, %) определялись при АР « 0,2 МПа, что соответствует реальному градиенту давления в зоне проникновения фильтрата при освоении скважин Кроме того, замерялась скорость движения фильтрата (уф, м/с) Тер мобарические условия проведения испытаний соответствовали пластовым

Параметры исследуемых растворов различной плотности приведены в таблице 4, а результаты испытаний и прогнозная оценка условий притока нефти из пласта в скважину по показателю относительной продуктивности (ОП) - в таблице 5

Экспериментальная часть исследования выполнена в ОАО «НПО «Бурение» при участии В И Яковенко

Таблица 4 - Технологические свойства раствора «СИЛИК» различной плотности

№ растра Параметры буровых растворов

Р. г/см3 УВ, с СНС|/ю дПа мПа с То, дПа рн Ф, см3 п„, см/ч Д % о, мН/м 9, градус СП*, % ц

1 1,06 24 9/18 8 18 8,5 4,0 1,1 27 2,8 125 100 0,08

2 1,13 27 12/21 9 23 8,6 3,5 0,9 26 1,5 130 100 0,06

3 1,41 32 12/27 И 26 8,6 4,0 0,9 25 1,6 130 100 0,10

Примечание * - степень подавления микробиологического заражения

Таблица 5 — Результаты экспериментальной оценки блокирующих свойств бурового раствора «СИЛИК» и условий притока нефти из пласта в скважину

Номер бурового раствора Номер образца керна Проницаемость керна, мкм2 Пористость ю6 м/с Рбр, % Рфбр, % Яф, м, через суток( ОП, через суток

1 3 5 10 1 3 5 10

1 1 0,056 0,15 1,5 95 81 0,43 0,73 0,93 1,32 0,96 0,94 0,93 0,92

2 2 0,071 0,15 1,8 92 78 0,47 0,80 1,02 1,44 0,94 0,92 0,91 0,90

3 3 0,069 0,15 1,6 94 77 0,44 0,75 0,97 1,36 0,95 0,92 0,91 0,90

1 4 0,071 0,20 1,8 92 74 0,41 0,69 0,89 1,25 0,94 0,91 0,90 0,89

2 5 0,072 0,20 1,8 91 75 0,41 0,69 0,89 1,25 0,94 0,92 0,91 0,89

3 6 0,075 0,25 2,0 93 71 0,39 0,65 0,84 1,18 0,93 0,91 0,89 0,88

Примечание Ь^ определяется расчетным путем

Результаты тестирования бурового раствора на водочувствительных глинистых песчаниках (образцы №№ 4—6) показали, что модифицированный фильтрат данного раствора при проникновении в глинизированную породу не вызывает дополнительной гидратации глинистых минералов образца

Высокие значения рбр для всех образцов раствора и пределы изменения Уф - (1,5-2,0) 10~6 м/с свидетельствовали об отсутствии кольматации, а рассчитанные величины ОП - о благоприятных условиях для притока нефти из пласта в скважину

Результаты испытаний гидрофобизирующего бурового раствора «СИЛИК» на месторождениях Тюменской (ОАО «ТНК-Нягань») и Калининград-

ской (ОАО «ЛУКойл - Калининград - Морнефтегаз») областей, в Республике Коми (ЗАО «Нобель-Ойл»), а также во Вьетнаме показали, что при его использовании обеспечивается максимальное сохранение коллекторских свойств продуктивного пласта и восстановление его проницаемости по нефти и газу до потенциально возможных значений (таблица 5)

Одной из наиболее сложных проблем строительства скважин в нефтегазоносных районах Сибири, Крайнего Севера и шельфа морей Арктики является обеспечение надежности разобщения вскрываемых бурением пластов Это обусловлено наличием многолетнемерзлых пород (ММП) и субмариной криолитозо-ны Строительство скважин в зонах многолетнемерзлых пород осложнено растеплением толщи ММП, интенсивным кавернообразованием, недоподъемом тампо-нажного раствора до устья, низким качеством цементного камня, смятием обсадных колонн и т д Ряд указанных осложнений вызваны применением тампонаж-ных материалов малой гидравлической активности в условиях низких положительных и отрицательных температур Требуются быстротвердеющие, расширяющиеся, седиментационноустойчивые, способные формировать достаточно прочный малопроницаемый камень цементы Традиционные портландцементы, даже модифицированные специальными добавками, не отвечают этим требованиям в связи с резким снижением скорости гидратации и структурообразования при низких температурах Специальные цементы на апюминатной основе также не эффективны из-за большого тепловыделения и деструкционных процессов Цементы на гипсовой основе не водостойки Поэтому задача обеспечения качества цементирования скважин при низких положительных и отрицательных температурах остается и на сегодня актуальной

В работе обосновывается необходимость и возможность разработки безгипсового вяжущего и тампонажного раствора на его основе с пониженным водосо-держанием В соответствии с теоретическими предпосылками проведены экспериментальные исследования по обоснованию состава вяжущего и промысловые испытания разработанного безгипсового тампонажного материала и раствора на его основе Основное внимание в исследованиях уделялось физико-механическим

и технологическим свойствам тампонажного раствора-камня безгипсового вяжущего Определены фазовый состав продуктов твердения, структура порового пространства, термокинетические и теплофизические свойства, объемные деформации и долговечность тампонажного раствора и камня

По результатам комплексных исследований установлено (таблица 6), что раствор на основе разработанного вяжущего в сравнении со стандартным раствором портландцемента характеризуется оптимальным временем загустевания и более короткими (на 26 %) сроками схватывания при положительных и отрицательных температурах, низкой водопотребностью и водоотдачей, высокой седимента-ционной устойчивостью, ускоренным набором прочности и повышенной прочностью контакта цементного камня с колонной и породой

Таблица 6 - Физико-механические и технологические свойства раствора и камня на основе безгипсового тампонажного портландцемента опытных партий Здолбуновского цементно-шиферного комбината

Содержание добавок В/Ц Растека-емость пс конусу АзНИИ, см Плотность, кг/м3 Время загустевания, ч-мин Сроки схватывания, ч-мин Прочность при изгибе через 2 сут, МПа

НТФ Ыа2С03 Вермикулит начало конец при +20 °С при минус 4 5 °С

- - - 0,5 24 1850 4-20 4-50 9-00 2,81 0

0,05 2,5 - 0,4 20 1930 2-40 2-50 4—15 3,47 0,64

0,05 3,5 - 0,4 21 1930 2-15 2-30 3-10 4,67 1,14

0,10 2,5 - 0,4 20 1930 3-20 3-45 5-50 2,95 0,48

0,10 3,5 - 0,4 22 1930 2-45 3-15 5-20 4,54 0,96

0,05 3,5 2,5 0,4 19 1840 2-05 2-15 2-55 4,24 1,05

0,10 2,5 2,5 0,4 18 1840 3-05 3-30 4-А5 2,68 0,45

0,10 3,5 2,5 0,4 19 1840 2-30 2-50 4-30 4,06 0,89

Промысловые испытания тампонажного раствора на основе безгипсового портландцемента при цементировании направлений, кондукторов и обсадных колонн на шельфе Баренцева и Карского морей обеспечили рост качественных показателей крепления скважин (однородность исходных тампонажно-технических свойств раствора-камня, увеличение интервалов цементирования обсадных колонн с повышенной прочностью контактных зон) в условиях низких положительных (1-5 °С) и отрицательных ( минус (2—4) °С) температур

Пятый раздел содержит материалы по обобщению и аналитической оценке результатов реализации системного подхода к совершенствованию и развитию комплекса технологий бурения и заканчивания скважин в сложных природно-климатических и термодинамических условиях разведки и разработки нефтегазовых месторождений

Большое внимание уделено идеологии научного подхода к развитию и совершенствованию технологии буровых работ на системных принципах Проанализированы основные различия между идеологией применяемых в производстве традиционных технологий строительства скважин (технология репрессионного бурения) и идеологией системных разработок по совершенствованию технологических процессов бурения скважин за счет повышения уровня информатизации, организации производственных процессов и управления ими Раскрыта роль и значение идеологии как научно-прикладной основы по конкретной реализации инновационных разработок в области строительства скважин Отмечено, что идеология репрессионной технологии бурения предопределяет низкий уровень организации технологических процессов и управления ими, а также конечных показателей буровых работ и отличается бессистемностью развития научно-технических разработок Все это приводит к заключению об углубляющемся разрыве между теорией, экспериментом и практикой в области строительства скважин - главных составляющих эволюционного развития материальных систем Представлено описание комплекса системных разработок, их функциональное назначение, технологические особенности и способы реализации внутрисистемных эффектов (управление механизмами взаимодействия) при решении как частных

промысловых задач, так и в целом проблемы повышения качества и эффективности строительства разведочных и эксплуатационных нефтегазовых скважин

В диссертации большое внимание уделено проблеме регулирования показателей герметичности и прочности ствола в процессе бурения скважины Необходимость развития этого научного направления исследований и разработок обусловлена единством и взаимосвязью основных частей системы «скважина - массив горных пород» и процессов разрушения горных пород, формирования ствола, нестационарного гидравлического состояния и поведения скважины

В работе подробно рассмотрены различные механизмы гидроизоляции флюидонасыщенных коллекторов (поровых, трещинных и смешанных) с фильтрационными характеристиками, встречаемыми в промысловой практике Показано, что одним из эффективных механизмов изоляции различных типов коллекторов с проницаемостью от 0,05 до 3,0-5,0 мкм2 является расклинивающее давление (теория ДДФО) Реализуется этот эффект через кинетическую энергию гидромониторной струи, основными параметрами которой являются скорость истечения и сила динамического удара струи в преграду На этом принципе основана технология бурения скважин с обработкой ствола гидромониторными струями буровых растворов Область эффективного применения данного способа связана с предупреждением различного рода осложнений в процессе бурения и заканчивания скважин Это поглощения (интенсивностью до 20-30 м3/ч), газонефтеводопрояв-ления, загрязнение призабойной зоны продуктивных пластов, межпластовые перетоки и заколонные проявления, гидроразрывы В таблице 7 представлены гидромеханические характеристики приствольного гидроизолирующего экрана

Для борьбы с интенсивными поглощениями (более 30 м3/ч) буровых и там-понажных растворов используется несколько способов изоляции в зависимости от геолого-технических условий производства работ и фильтрационных характеристик высокопроницаемых пород (коэффициент приемистости, индикаторная зависимость)

Наибольшее распространение в промысловой практике борьбы с поглощениями получил способ замещения в призабойной зоне на радиусе 1,0-1,7 м

Таблица 7 - Сравнительные гидромеханические характеристики приствольных зон, закольматированных направленным воздействием и без него

Показатели гидроизоляции В процессе бурения После гидромониторной колъматации

Толщина кольматационного экрана, мм 8-12 20-35

Давление разрушения закольмати-рованной зоны, МПа

- при репрессии 2,0-5,0 15-30

- при депрессии 0,8-1,2 5-7

Время формирования гидроизолирующего экрана, мин 15-30 и более (1-3) 10 3 с

Толщина глинистой корки, мм 5-25 2-5

Снижение коэффициента приемистости проницаемых пород, 10 2 м3/(с МПа) Ограничено давлением I идропрорыва экрана при 2-5 МПа 0,070-1,001

пластовых флюидов тампонажными высокоструктурированными нетвердеющими пастами и пастами-пробками на основе глин и полимеров (эффективная вязкость таких гетерогенных систем достигает (20-25) 10 3 Пас, а пластическая прочность - 1,7-2,5 кПа), а также твердеющими цементными, гельцементными и полимер-цементными тампонажными растворами с регулируемыми плотностью и сроками начала схватывания и твердения Установка призабойного водоизоляционного экрана по этой технологии в вертикальных, субвертикальных и наклонных трещинах тектонического происхождения производится в переходном режиме нагнетания вязкопластичных жидкостей (ВПЖ) - от «донного» в начале операции до «бокового» в конце (в случае соответствия объема и свойств ВПЖ фильтрационным характеристикам поглощающих пород) Обязательным условием является сохранение баланса давлений в системе «скважина — поглощающий пласт» в конце операции продавливания ВПЖ в изолируемую зону

Как свидетельствует многолетняя практика, это наименее эффективный и наиболее затратный метод изоляции поглощающих пластов с узкой областью применения, что связано с отсутствием надежного контроля процесса снижения проницаемости поглощающих пород и ограниченными возможностями его регу-

лирования Поэтому технологическая эффективность методов, основанных на использовании высоких структурно-механических показателей изолирующих смесей и механизмов «донного» и «переходного» режимов их нагнетания в призабой-ную зону поглощений, составляет от 0,2 до 0,5 при интенсивности 20-30 м3/ч Анализ технологических основ метода изоляции замещением пластовых флюидов гампонажными системами показал, что он не имеет строгих научно-технических обоснований, а тампонирование возникает спонтанно и является, по существу, неуправляемым

Для борьбы с поглощениями интенсивностью до 80 м3/ч, характерной для 8587 % встречаемых на практике случаев, наиболее эффективен метод нагнетания при гидравлических режимах, согласованных с фильтрационными характеристиками изолируемого объекта, который основан на обезвоживании твердеющих растворов на глубине их внедрения в призабойную зону проницаемых коллекторов Практика применения технологии формирования призабойного гидроизолирующего экрана показала, что эффективность работ составляет 0,8-0,9 Затраты времени сокращаются в 2 раза, финансовые затраты снижаются на 30-50 % (таблица 8)

Таблица 8 - Сравнительные технико-экономические показатели борьбы с поглощениями с применением технологии согласованных режимов нагнетания ВПЖ на Арланском месторождении

Технология изоляции Анализируемый объем Коэффициент успешности Затраты времени на одно по-глощ, ч Расход тампонажных материалов и реагентов на одно поглощение

скважин изоляц операций Цемент, т Глинистый раствор, м3 Наполнители, т Хлористый кальций, т

Серийная 74 156 0,47 28,53 24,4 11,6 6,5 0,3

Согласов режимы нагнетания 87 104 0,84 15,42 16,4 10,3 1,0 0,1

Показатели технологической эффективности 1,79 1,85 1,5 1,1 6,5 3,0

Фактором интенсивного повышения структурно-механических свойств тампонажных растворов является высокая водоотдача цементных растворов Установлено, что при перепаде давления 2,0 МПа из цементного раствора в течение

2-3 мин отфильтровывается до 55 % несвязанной воды затворения Вследствие этого при движении цементного раствора по трещинам поглощающих пород повышаются его реологические и структурно-механические свойства (вязкость, пластическая прочность, напряжение сдвига, адгезия, плотность) Одновременно сокращаются сроки схватывания и твердения вяжущего и повышается прочность цементного камня Все отмеченные факторы интенсифицируют гидромеханический процесс снижения проницаемости поглощающих пород и повышают эффективность и качество изоляционных работ

При интенсивности поглощений, превышающих 80 м3/ч, применяются методы, в основе которых лежит комбинация механизмов (структурообразования, водоотделения, расклинивающего давления) Вначале закачивают в призабойную зону высокопроницаемых пород высокоструктурированные пасты-пробки (Рт = 2,5-8,0 кПа), что снижает начальную приемистость поглощения и повышает гидравлические сопротивления на радиусе внедрения твердеющей смеси, затем, без разрыва во времени, нагнетают цементный раствор

Результаты обобщения и анализа большого объема промысловых работ при строительстве поисково-разведочных и эксплуатационных скважин показали, что реализация рассмотренных методов изоляции проницаемых, неустойчивых, склонных к гидроразрыву пород приводит к выравниванию фильтрационных и прочностных характеристик массива горных пород и стабилизирует техническое состояние и гидравлическое поведение скважины

Комплекс разработанных изоляционных технологий включает

- гидродинамические экспресс-исследования скважин и пластов,

- технологию формирования приствольного кольматационного экрана и адгезионного покрытия на стенках скважины,

- метод изоляции поглощающих пластов в режимах «бокового» нагнетания тампонажных смесей

В разделе подробно описаны техника и технология применения комплекса разработанных методов при производстве буровых работ

В таблицах 9, 10 приведены сводные показатели результатов внедрения разработок в производство и области их эффективного применения

Таблица 9 - Показатели технологии струйной кольматации призабойной зоны в процессе вскрытия продуктивных

отложений терригенного и карбонатного типов

Месторождение, номер скважины Геолого-физические характеристики продуктивных отложений Изменение дифференциальных давлений на кровлю проницаемых пластов при вскрытии бурением, МПа

Продуктивные отложения Пласты Глубина кровли, м Эффективная толщина, м Текущее пластовое дав-ле-ние, МПА Перепад давления между пластами, Па Расстояние между пластами, м при нормированной ГТН плотности бурового раствора при снижении плотности бурового раствора в процессе струйной кольматации пластов

гидростатическое гидродинамическое гидростатическое гидродинамическое

Арланское нефтяное, Сю 5861 Угленосный горизонт Нефтяной водоносный 1233 1250 2,6 4,0 10,0 16,0 6,0 10,4 2,5 6,5 4,3 10,8 -1,0 5,3 0,8 7,1

Скв 5705 1212 1222 5,8 7,8 14,0 16,0 2,0 4,3 1.6 3,1 3,4 4,9 -1,5 0,5 0,3 2,3

Скв 5715 н 1230 1240 2,8 6,6 14,0 16,0 2,0 7,0 2,4 4,4 4,2 6,2 -1,1 0,9 0,7 2,7

Оренбургское газоконден-сатное (ОПСМ), Скв 2030 Артинский, сакмаро-ассельский Филилповск газопроявл горизонт 1625 10,0 19,6 4,8 10,0 1,2 3,0 -4,4 -2,6

Верхне-среднекамен-ноутшьный Продуктивный газоносный 1635 500,0 14,8 10,0 5,6 7,4 1,2 3,0

Скв 8022 и Филипповск газопроявл горизонт 1350 40,0 19,6 2,6 10,0 3,4 5,2 -1,7 0,1

Продуктивный газоносный 1400 400,0 17,0 4,3 6,1 0,9 2,7

Примечание Промысловая оценка величин забойных дифференциальных давлений проведена с учетом гидравлических сопротивлений в кольцевом пространстве на глубинах 1200-1650 м Средняя величина сопротивлений, по данным глубинных измерений в аналогичных геолого-технических условиях Арланского месторождения и ОГКМ при плотности бурового раствора 1250-1450 кг/м3, составила 1,8 МПа

Таблица 10 - Качественные и технико-экономические показатели заканчивания скважин комплексом системных технологий на нефтяных залежах Ромашкинского месторождения в НГДУ «Лзнакасвскнефть»

Площадь, номер скважины Толщина пласта (перфорированная), м Средние показатели эксплуатации Градиент давления динам между в/н и н/н пластами, МПа/м Коэфф продуктивности удельн, ^/(сугМПам)

Дебит нефти, т/сут Обводненность, % Депрессия, МПа

Павлов 701В, 19542, 1133В, 8281Д Воет-Ленин 28967,28974,28989 Зеленог 29334,29345 Азнак 24547 Карам 28669 Итого 11 скважин До 1,0-2,0 8,49 37,7 3,7 5,4 1,79

Павлов 28787,28789,19457, 19482,28975 Воет -Ленин 28950,28975,29022, 29040,18600,28951,29016,28982, 28983,29021 Зеленог 8676Д, 29340 Азнак 24548 Карам 28666 Итого 19 скважин От 2,1 до 4,0 9,6 30,0 4,3 5,6 1,13

Павлов 19481,28769 Воет-Ленин 28949,7396В Азнак 24549 Итого 5 скважин Более 4,0 15,3 35,4 2,7 4,2 0,68

Средние знатения по опытным скважинам (выборка скважин, пробуренных по комплексной технологии) 11,1 34,4 3,6 5,07 1,20

Средние показатели по базовым скважинам (экспл скважины НГДУ за 1998-2001 гт по анализируемым площадям) 4,3 88,0 5,7 0,33

Отношение средних показателей по опытным и базовым скважинам 2,6 2,6 1,6 3,64

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

1 Широко применяемые в теории и практике бурения скважин традиционные научно-технические подходы и технологические решения отличает низкий уровень их развития, не отвечающий современным требованиям производства Отсутствие системности в научных исследованиях, слабая теоретическая база в области гидравлики и гидродинамики нестационарных буровых процессов и несовершенность методов их организации являются основными факторами, препятствующими дальнейшему развитию технологии буровых работ, повышению качества, эффективности и экологической безопасности строительства нефтяных и газовых скважин

2 Установлена виброволновая природа турбулентного движения жидкости в скважине и ее превалирующее влияние на нестационарность технологических процессов бурения Показано, что амплитудно-частотные характеристики и пульсирующее течение жидкости в гидравлически связанной системе «скважина -массив горных пород» предопределяют нестационарность гидромеханического состояния ствола и гидродинамического поведения скважины при бурении, промывке, цементировании, СПО, изоляционных работах, отмечено их негативное влияние на показатели эффективности и качество буровых работ

3 На основе системных принципов и решений получили дальнейшее развитие современная идеология и научно-технические подходы к технологии бурения с регулируемыми дифференциальными давлениями на ствол и забой скважин Показано, что переход от традиционных технологий бурения к идеологии системной организации процессов бурения (ее основные составляющие - информатизация, организация и управление) обеспечивает переход на более высокий уровень развития технологий, а значит, достижение нелинейного роста промежуточных и конечных показателей качества и эффективности строительства скважин

4 Аналитическая оценка состояния теории в технологии буровых работ показывает, что уровень развития математического аппарата и моделирования отличает большой разрыв между экспериментом и промысловой практикой Показано, что попытки по созданию математических, физических моделей и на их основе расчетных методов, адекватно отражающих геолого-физические условия неста-

ционарных технологических процессов бурения скважин на современном этапе, следует признать безнадежными, поскольку основаны они на использовании линейных математических и физических стационарных моделей, характерных для установившихся состояний различных систем

5 Разработаны и опробованы рецептуры гидрофобизированных растворов для бурения неустойчивых, склонных к набуханию и обвалообразованию горных пород, а также для вскрытия продуктивных горизонтов, обеспечивающие защиту их коллекторских свойств

6 Для повышения качества разобщения пластов при креплении скважин с низкими положительными и отрицательными температурами (от минус 5 °С до +20 °С) эффективны тампонажные растворы на основе безгипсового вяжущего По результатам экспериментальных исследований разработана рецептура низкотемпературного, седиментационноустойчивого, безусадочного тампонажного раствора Предложено объяснение механизма твердения

7 Разработаны научно-методические подходы и технологические решения по комплексу проблем бурения, охраны недр и окружающей среды при строительстве скважин, основанные на реализации ресурсосберегающих, безотходных и малоотходных технологий по защите продуктивных пластов, повышению технической надежности долговременной крепи и эксплуатационных характеристик скважин, предупреждению поглощений, газонефтеводопроявлений, выбросов и фонтанов, гидроразрывов, межпластовых и заколонных перетоков

8 Основанный на системных принципах комплекс буровых технологий включает следующие методы гидроизоляция флюидонасыщенных и поглощающих пластов, совмещаемая с процессом бурения, экспресс-оценка технического состояния необсаженного ствола и гидравлического поведения скважины, оптимизация технологических процессов при бурении и заканчивании скважин, комбинированное разобщение пластов, формирование открытой и комбинированной конструкций фильтра, совершенствование конструкций глубоких скважин, а также целевая модификация фукционапьных свойств буровых и тампонажных растворов с учетом технического состояния необсаженного ствола в процессе бурения и заканчивания скважин

Основное содержание диссертации содержится в 60 научных работах

а) монографии и научно-технические информационные обзоры

1 Овчинников П В Специальные тампонажные материалы для низкотемпературных скважин Монография / ПВ Овчинников, В Г Кузнецов, В И Ур-манчеев - М Недра, 2002 — 116 с

2 Овчинников В П Безгипсовые тампонажные материалы для низкотемпературных скважин / В П Овчинников, В И Урманчеев, А А Клюсов // Обзорная информ Сер бурение газовых и газоконденсатных скважин - М, 1990 - 40 с

3 Полозков А В Оборудование и методы контроля для строительства скважин Севера / А В Полозков, А С Гуменюк, В И Урманчеев // Обзорная информ Сер бурение газовых и газоконденсатных скважин -М, 1989 -32 с

б) научные статьи и тезисы докладов

4 Галабурда В К Перспективы и проблемы развития буровых работ на Арктическом шельфе / В К Галабурда, В Я Коростин, В В Штрассер, В И Урманчеев // Проблемы освоения шельфа Арктических морей Тез докл Всесоюз науч -практ конф - Мурманск, 1984 - С 54—56

5 Разработка рекомендаций по технологии бурения, крепления и освоения морских скважин на нефть и газ и технологических решений по улучшению показателей буровых работ Отчет о НИР (заключительный) / Фонды ПО «Арктикмор-нефтегазразведка», В К Галабурда, Р П Прокопчук, В И Урманчеев, № ГР 1/8230/3 КШ - Мурманск, 1985 ~С 99-145, 176-181, 193-196

6 Страшкевич Д С Прогрессивные способы бурения и отработка породо-разрушающего инструмента / Д С Страшкевич, В В Штрассер, В И Урманчеев // Сб науч тр ВНИИморгео -Рига, 1985 -С 15-17

7 Совершенствование конструкций технических средств, разработка технологии подготовки стволов скважин к спуску обсадных колонн при производстве буровых работ с буровых судов на разведочных площадях треста АМНГР Отчет о НИР (заключительный) / Уфимский нефтяной институт (УНИ), Руководитель

М Р Мавлютов, М Р Мавлютов, Ю С Кузнецов, В И Урманчеев, № ГР 01840010304 - Уфа, 1985 -91 с

8 Иогансен KB Состояние и пути повышения качества крепления морских скважин на площадях треста «Арктикморнефгегазразведка» / К В Иогансен, В И Урманчеев // Комплексное освоение нефтегазовых ресурсов континентального шельфа СССР Тез докл Первой всесоюз конф - М, 1986 - С 5-6

9 Погиев В Е Проблемы крепления глубоких разведочных скважин в условиях северных морей / В Е Погиев, В К Галабурда, В И Урманчеев // Организация и экономика работ по разведке и освоению морских месторождений Сб науч тр ВНИИморгео - Рига, 1987 -С 49-52

10 Урманчеев В И Литологическое расчленение пород разрезов скважин по данным технологического каротажа / В И Урманчеев, И А Негода, О А За-ливчий // Изучение геологического разреза и прогнозирование АВПД Сб науч тр - Л ВНИГРИ, 1987 - С 113-120

11 Урманчеев В И Определение градиента поглощения пород под башмаком обсадной колонны / В И Урманчеев, И А Негода, К В Иогансен // Бурение морских инженерно-геологических и глубоких разведочных и эксплуатационных скважин на нефть и газ Сб науч тр - Рига ВНИИморгео, 1987 -С 81-84

12 Урманчеев В И Опыт применения специального стыковочного узла для обеспечения герметичности обсадной колонны после отрезания ее незацемен-тированной верхней части / В И Урманчеев, В В Штрассер // Новые технические средства поиска и освоения нефтегазовых ресурсов континентального шельфа СССР Сб науч тр МИНГим И М Губкина -М, 1987 -С 123-128

13 Урманчеев В И Проблемы крепления скважин и вскрытия продуктивных горизонтов в районах залегания многолетнемерзлых пород / В И Урманчеев, О Л Островский, В П Овчинников // Вскрытие нефтегазовых пластов и освоение скважин Тез докл Второй Всесоюз науч -техн конф -М,1988 -С 124-125

14 Урманчеев В И Применение цементно-вермикулитового тампонажно-го раствора на площадях ПО «Арктикморнефтегазразведка» / В И Урманчеев, В Е Погиев // Вермикулит (производство и применение) Сб науч тр

НИИстромпроект - Челябинск, 1988 -С 137-141

15 Островский О Л Гидратация и структурообразование тампонажного безгипсового портландцемента / О Л Островский, В И Урманчеев, Я М Захарко //Тр ВНИИцемент - 1988 -Вып 95 - С 59

16 Аронсон В Е Результаты оценки АВПД при бурении скважин на Мурманской разведочной площади / В Е Аронсон, В И Славин, В И Урманчеев // Методы прогнозирования АВПД при поисках и разведке месторождений нефти и газа Тез докл Всесоюз науч-праю- конф - Мурманск, 1988 - С 28

17 Бурное В Д Оценка пластовых давлений и давлений начала поглощения пород по данным геолого-технологических и геофизических исследований скважин на Песчаноозерском месторождении / В Д Бурное, С Ю Островерхое, В И Урманчеев, И А Негода // Там же - С 30

18 Урманчеев В И Опыт определения давлений начала поглощения и гидроразрыва пород на Песчаноозерском месторождении / В И Урманчеев, С Ю Островерхое // Тез докл науч -практ конф молодых ученых и специалистов по проблемам освоения шельфа -Мурманск, 1988 -С 13

19 Урманчеев В И Регламент на первичную постановку, снятие и возвращение СПБУ на точку бурения для продолжения работ при строительстве скважин на площадях ПО «Арктикморнефтегазразведка» / В И Урманчеев, Р П Про-копчук, А Е Сарафанов, Ш Н Абдуллин - 25 с Деп - М, 1988 — № 9 -С 114

20 Овчинников В П Облегченный седиментационноустойчивый тампо-нажный материал для относительно низких положительных и отрицательных температур / В П Овчинников, В М Шенбергер, В И Урманчеев // Нефть и газ Западной Сибири Тез докл II Всесоюз науч конф - Тюмень, 1989 — Т 1 - С 142-143

21 Овчинников В П Тампонажный материал для цементирования скважин с низкими положительными и отрицательными температурами / В П Овчинников, В К Смыслов, В И Урманчеев//Там же -С 146-147

22 Агзамов ФА Исследование коррозионной стойкости тампонажных

материалов в условиях сероводородной агрессии /ФА Агзамов, В И Урманчеев, ТВ Чезлова, ФА Ибрагимов // Комплексное освоение нефтегазовых ресурсов континентального шельфа СССР (Итоги гсолого-разведочных работ на нефть и газ в Баренцевом и Карском морях за 1979-1989 гг) Сб тез докл II Всесоюз на-уч-практ конф -Мурманск, 1989 - С 155-156

23 Овчинников В П Обеспечение качества крепления кондукторов и промежуточных колонн на скважинах ПО «Арктикморнефтегазразведка» / В П Овчинников, В И Урманчеев, В Г Кузнецов, В Н Попов // Комплексное освоение нефтегазовых ресурсов континентального шельфа СССР (Итоги геологоразведочных работ на нефть и газ в Баренцевом и Карском морях за 1979-1989 гг) Сб тез докл IIВсесоюз науч -практ конф -Мурманск, 1989 -165-167

24 Овчинников В П Тампонажные материалы, применяемые при креплении скважин в многолетнемерзлых породах на площадях ПО «Арктикморнефтегазразведка» / В П Овчинников, О Л Островский, В И Урманчеев, В Е Погиев // Там же — С 172-173

25 Туманов В Л Оперативная оценка пластового давления в процессе бурения по фактической и равновесной <1-экспоненте в условиях шельфа Баренцева моря / В Л Туманов, Е А Серебрянская, И А Негода, В И Урманчеев // Там же -С 197

26 Кпюсов А А Суперпластификаторы тампонажных растворов / А А Клюсов, А В Мнацаканов, Ю Т Ивченко, В И Урманчеев // Газовая промышленность - 1989 - № 8 - С 50-52

27 Овчинников В П Тампонажный материал для цементирования обсадных колонн в интервалах низких положительных и отрицательных температур / В П Овчинников, В И Урманчеев, Ю С Кузнецов, О Л Островский // Проблемы освоения и развития Западно-Сибирского нефтегазодобывающего комплекса Сб науч тр ТюменьНИИГипрогаз -Тюмень, 1989 - С 50-54

28 Урманчеев В И Совершенствование технологии крепления и разработка безгипсового тампонажного портландцемента для цементирования обсадных колонн в интервалах низких положительных и отрицательных температур

Дис канд техн наук - Тюмень Тюменский индустриальный ин-т, 1989 - 225 с

29 Урманчеев В И Совершенствование технологии крепления и разработка безгипсового тампонажного портландцемента для цементирования обсадных колонн в интервалах низких положительных и отрицательных температур Авто-реф дис канд техн наук -Тюмень Тюменский индустриальный ин-т, 1989 -24 с

30 РД 39-010-90 Методика исследования мерзлого разреза на льдистость с использованием термометрии по результатам геофизических исследований / А В Полозков, В В Спиридонов, В И Урманчеев - М , 1990 - 48 с

31 Негода И А Опыт и результаты определения барических условий геологического разреза скважин по данным ПМ ВСП и АК на примере Песчаноозер-ского месторождения / И А Негода, В Д Бурное, В И Урманчеев // Комплексное освоение нефтегазовых ресурсов континентального шельфа СССР Тез докл II Всесоюз конф -М,1990 -Ч 1 -С 94-95

32 Урманчеев В И Состояние и пути совершенствования прогноза зон АВПД на шельфе Северных морей / В И Урманчеев, В Д Бурное, И А Негода // Там же - Ч 1 -С 163-164

33 Урманчеев В И Крепление обсадных колонн в условиях субмаринной криолитозоны на шельфе Арктики / В И Урманчеев, В Е Погиев, В П Овчинников//Там же -Ч 2 -С 18-19

34 Клюсов А А Модифицированные тампонажные растворы пониженной плотности / А А Клюсов, Ю Т Ивченко, А А Рябоконь, В И Урманчеев // Научно-технические достижения и передовой опыт, рекомендуемые для внедрения в нефтяной промышленности Информац сб - М ВНИИОЭНГ, 1990 - № 11 - С 22-24

35 Туманов В Л Разработка и опыт применения методики «Дельта с1-экспоненты» для оперативной оценки пластовых давлений / В Л Туманов, Е А Серебрянская, И А Негода, В И Урманчеев // Аномально высокие пластовые давления и нефтегазоносность недр Тез докл Первой Всесоюз науч -практ конф - Л ВНИИГРИ, 1990 -С 64

36 Урманчеев В И Опыт, результаты и совершенствование прогноза зон АВПД/ВИ Урманчеев, В Д Бурное, И А Негода // Там же -С 65-66

37 Урманчеев В И Опыт бурения разведочных скважин на Арктическом шельфе России / В И Урманчеев, О С Мнацаканян // Освоение шельфа Арктических морей России 5-яМеждунар конф Сб тр -СПб,2001 -С 95-100

38 Агзамов ФА Применение дезинтеграторной технологии в буровых процессах при строительстве скважин /ФА Агзамов, Н X Каримов, О С Мнацаканян, В И Урманчеев // Там же - С 138-142

39 Мнацаканян О С Проблемы крепления скважин, пробуренных с ПБУ ФГУП АМИГР на месторождениях Арктики /ОС Мнацаканян, Ф А Агзамов, В И Урманчеев // Нефть и газ Арктического шельфа - 2002 Тез докл 6-й Меж-дунар конф - Мурманск, 2002

40 Овчинников В П Применение биополимерных промывочных жидкостей для вскрытия продуктивных горизонтов / В П Овчинников, Н В Овчинникова, В И Урманчеев // Там же

41 Мулюков РА Разработка промывочных жидкостей для проводки скважин в осложненных условиях на месторождениях Арктики /РА Мулюков, О С Мнацаканян, В И Урманчеев // Там же

42 Акчурин ХИ Применение гелеобразующих композиций при капитальном ремонте скважин / X И Акчурин, Ф А Агзамов, В И Урманчеев // Там же

43 Мнацаканян О С , Каримов Н X, Урманчеев В И Дезинтеграторная технология восстановления свойств тампонажных материалов и промывочных жидкостей /ОС Мнацаканян, Н X Каримов, В И Урманчеев // Там же

44 Мнацаканян О С Применение безгипсовых тампонажных материалов для крепления скважин при низких положительных и отрицательных температурах /ОС Мнацаканян, Н X Каримов, В И Урманчеев // Там же

45 Урманчеев В И Применение струйных насосов в малодебитных скважинах Центрального участка месторождения Дракон / В И Урманчеев, Н Т Кханг, КС Керимов, ММ Велиев//Нефтяное хозяйство. - 2005 -№9 -С 193195

46 Серебренникова Э В Технологические свойства кремнийорганичес-ких реагентов для буровых растворов / Э В Серебренникова, В И Урманчеев, Н А Ченикова // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море -2006 -№10 - С 26-29

47 Миненко В М Гидрофобизирующий раствор «СИЛИК» для бурения скважин и вскрытия продуктивных пластов / В М Миненков, В Н Кошелев, В И Урманчеев // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море -2006 - №11 -С 28-32

48 Серебренникова Э В Экологические аспекты при выборе технологии химической обработки буровых растворов / Э В Серебренникова, В Л Заворот-ный, В И Урманчеев // Наукоемкие технологии XXI века Тез докл Всерос науч -техн конф - Владимир, 2006

49 РД СП 84—06 Технология регулирования состава и свойств буровых растворов при бурении скважин на южном шельфе Вьетнама / Ю Ю Воронов, В М Миненков, В И Урманчеев - Вунг Tay, 2006 - 112 с

50 Урманчеев В И Некоторые аспекты диагностики и классификации во-допроявлений для планирования технологий их ограничений при бурении скважин//Нефтяное хозяйство -2006 -№8 -С 122-124

51 Урманчеев В И Идеология и научно-прикладные основы традиционных технологий строительства скважин (в порядке обсуждения) // Нефтяное хозяйство - 2007 - № 3 - С 32-33

52 Поляков ВН Промысловая оценка гидравлических условий бурения скважин / В Н Поляков, В И Урманчеев // Нефтяное хозяйство - 2007 - № 4 -С 112-114

53 Коротаев Ю А Опытно-промысловые испытания винтовых забойных двигателей диаметром 240 мм на шельфе Вьетнама / Ю А Коротаев, В В Ветош-кин, В И Урманчеев // Нефтяное хозяйство - 2007 - № 8 - С 29-31

54 Оганов Г С Новые принципы проектирования профилей наклонно-направленных скважин /ГС Оганов, В А Пинскер, С А Ширин-Заде, В И Урманчеев//Нефтяное хозяйство -2007 -№12 - С 22-25

55 Урманчеев В И Проблемы освоения континентального шельфа России и предложения по их решению // Освоение ресурсов нефти и газа Российской Арктики и континентального шельфа СНГ 8-я Междунар конф Сб тр - СПб, 2007 -С 213

в) авторские свидетельства и патенты

56 Ас 1555465 СССР Тампонажный раствор для низкотемпературных скважин / В И Урманчеев, О Л Островский, В П. Овчинников (СССР) - Заявлено 12 10 87, Опубл 08 12 89, Бюл № 13

57 Ас 1507954 СССР Облегченная тампонажная смесь / А А Клюсов, Ивченко ЮТ, Урманчеев В И (СССР) - Заявлено 14 09 87, Опубл 15 09 89, Бюл № 34

58 Пат 1670097 РФ Пластификатор тампонажных растворов / А А Клюсов, Ю Т Ивченко, В И Урманчеев (Россия) - Заявлено 17 03 89, Опубл 15 08 91, Бюл № 30

59 Пат 2270907 РФ Способ проводки направленной скважины по плавной траектории / Барский И Л, Оганов Г С , Повалихин А С , Урманчеев В И -Заявлено260704,Опубл 27 02 06 -Бюл №6

60 Пат 2298575 РФ Буровой раствор (варианты) / В М Миненков, Э В Серебренникова, В И Урманчеев (Россия) - Заявлено 31 10 05, Опубл 10 05 07, Бюл № 13

Соискатель

В И Урманчеев

УРМАНЧЕЕВ ВЯЧЕСЛАВ ИСМАГИЛОВИЧ

НАУЧНО-ПРИКЛАДНЫЕ ОСНОВЫ СОВЕРШЕНСТВОВАНИЯ ТЕХНОЛОГИИ БУРЕНИЯ СКВАЖИН НА СУШЕ И КОНТИНЕНТАЛЬНОМ ШЕЛЬФЕ

Специальность 25 00 15 - Технология бурения и освоения скважин

Автореферат диссертации на соискание ученой степени доктора технических наук

Подписано в печать 11 03 2008г Формат 60x84/16 Уел печл 2,75 Бумага Ballet Печать RISO Тираж 100 Заказ 123

Отпечатано в типографии в ООО «Вектор Бук» 625004, г Тюмень, ул Володарского, 45 Тел 46-54-04,46-90-03

Содержание диссертации, доктора технических наук, Урманчеев, Вячеслав Исмагилович

ВВЕДЕНИЕ

1. АНАЛИТИЧЕСКАЯ ОЦЕНКА ЭФФЕКТИВНОСТИ ТРАДИЦИОННЫХ ТЕХНОЛОГИЙ СТРОИТЕЛЬСТВА СКВАЖИН В РАЗЛИЧНЫХ ПРИРОДНЫХ

И ГЕОЛОГО-ТЕХНИЧЕСКИХ УСЛОВИЯХ

1.1. Природные и геолого-технические условия строительства скважин на суше и континентальном шельфе (краткий обзор)

1.2. Технологические проблемы строительства скважин и современные методы их решения (критический анализ).

1.3. Идеология и научно-прикладные основы традиционных технологий строительства скважин.

1.4. Постановка цели, задач исследований и разработок

2. ГИДРОДИНАМИКА НЕСТАЦИОНАРНЫХ БУРОВЫХ ПРОЦЕССОВ, ИХ ВИБРОВОЛНОВАЯ ПРИРОДА

И ТЕХНОЛОГИЧЕСКОЕ ЗНАЧЕНИЕ

2.1. Постановка задачи

2.2. Гидравлика и гидродинамика нестационарных процессов бурения скважин.

2.2.1. Гидравлические условия бурения и промывки скважины.

2.2.2. Гидродинамическое состояние скважин при производстве

2.3. Теоретические основы буровой подземной гидравлики (критический анализ).

2.4. Влияние нестационарных гидравлических процессов на технологию буровых работ

2.5. Выводы по разделу.

3. НАУЧНО-МЕТОДИЧЕСКИЕ ПРИНЦИПЫ ОРГАНИЗАЦИИ И УПРАВЛЕНИЯ ТЕХНОЛОГИЕЙ БУРОВЫХ РАБОТ

3.1. Постановка задачи

3.2. Основные научно-методические принципы и системные решения по организации и управлению технологическими процессами в скважине.

3.3. Обоснования перспективных научно-технических направлений совершенствования технологических процессов бурения скважин.

3.4. Выводы

4. МОДИФИКАЦИЯ ГИДРОИЗОЛИРУЮЩИХ свойств БУРОВЫХ И ТАМПОНАЖНЫХ РАСТВОРОВ

4.1. Постановка задачи

4.2. Методика экспериментальных исследований влияния буровых растворов и их фильтратов на восстановление проницаемости кернов.

4.2.1. Методика оценки ингибирующих свойств буровых растворов

4.2.2. Методика определения динамической фильтрации буровых растворов.

4.2.3. Методика экспериментальной оценки закупоривающего действия фильтрата бурового раствора.

4.2.4. Методика экспериментальной оценки кальматирующего действия бурового раствора.

4.3. Анализ применяемых и разработка оптимальных рецептур бурового раствора для бурения скважин в интервалах неустойчивых горных пород

4.4. Аналитическая и экспериментальная оценки влияния буровых растворов на эффективность первичного вскрытия продуктивной толщи.

4.5. Теоретические предпосылки, экспериментальные обоснования и разработка тампонажного материала для цементирования обсадных колонн в условиях низких положительных и отрицательных температур

4.5.1. Теоретические предпосылки по созданию тампонажного материала повышенной гидравлической активности при низких положительных и отрицательных температурах

4.5.2. Методика и методы проведения исследований

4.5.3. Методика обработки результатов экспериментов.

4.6. Разработка тампонажного материала для цементирования скважин с низкими положительными и отрицательными температурами.

4.6.1. Состав и краткая характеристика сырьевых компонентов вяжущего.

4.6.2. Оптимизация исходного состава безгипсового вяжущего

4.6.3. Оптимизация состава тампонажного раствора на основе безгипсового вяжущего

4.6.4. Исследование свойств тампонажного раствора-камня на основе безгипсового тампонажного материала

4.6.5. Долговечность цементного камня на основе портландцемента тампонажного безгипсового в агрессивных средах.

4.6.6. Результаты опытно-промышленных испытаний цемента низкотемпературного, седиментационно-устойчивого, безусадочного

4.7. Выводы

5. КОМПЛЕКС РАЗРАБОТОК

ПО РАЗВИТИЮ НАУЧНО-ПРИКЛАДЫНХ ОСНОВ СОВЕРШЕНСТВОВАНИЯ ТЕХНОЛОГИИ СТРОИТЕЛЬСТВА СКВАЖИН НА СУШЕ И КОНТИНЕНТАЛЬНОМ ШЕЛЬФЕ

5.1. Идеология системного развития буровых технологий

5.2. Комплекс методических и технологических разработок по решению ключевых проблем качества и эффективности строительства нефтяных и газовых скважин

5.2.1. Технология и техника совмещения гидромеханических процессов разрушения горных пород и изоляции проницаемых стенок ствола в процессе бурения скважин.

5.2.2. Методика оперативного контроля технического состояния ствола и гидравлического поведения скважин при бурении

5.2.3. Технологические разработки по решению ключевых проблем качества и эффективности строительства скважин

5.3. Обобщенные сравнительные показатели традиционной и системной технологий строительства скважин

5.4. Выводы -.

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Научно-прикладные основы совершенствования технологии бурения скважин на суше и континентальном шельфе"

Актуальность работы. Успешное развитие нефтегазодобывающей отрасли в стране зависит от эффективности проведения геологоразведочных работ на нефть и газ которые обеспечивают прирост запасов углеводородного сырья в Западной и Восточной Сибири, а также на континентальном шельфе России. Вместе с тем рост глубин и объемов разведочного и эксплуатационного бурения в регионах со сложными горно-геологическими и природно-климатическими условиями, слабо развитой инфраструктурой, отдаленность баз материально-технического обеспечения обусловливают увеличение сроков строительства скважин и связанных с ними затрат.

Промысловая практика последних 10-15 лет показывает, что эффективность процессов строительства скважин, основанных на репрессион-ной технологии бурения, снижается, а область их применения сокращается. Это связано с ростом аномальности горно-геологических условий бурения глубокозалегающих продуктивных горизонтов, разбуриваниям нефтегазовых месторождений, перешедших на позднюю и завершающую стадии разработки, и началом буровых работ на континентальном шельфе России. Приобретает особую народно-хозяйственную значимость и актуальность успешное решение проблем по сокращению сроков строительства скважин, повышение эффективности и качества буровых работ, обеспечение экологической безопасности окружающей среды.

Важнейшими задачами совершенствования технологии строительства нефтяных и газовых скважин являются исследования по оптимизации гидравлических процессов бурения, по повышению надежности и долговременное™ крепи, по улучшению эксплуатационных характеристик скважин.

В комплексе промысловых задач первостепенная роль принадлежит совершенствованию функциональных свойств буровых растворов как основы для повышения качества первичного вскрытия продуктивных пластов и улучшения свойств тампонажных растворов, обеспечивающих герметичность крепи.

Цель работы. Повышение качества и эффективности строительства скважин в аномальных геолого-технических и сложных природно-климатических условиях разработкой и внедрением в производство системных подходов и технологических решений при бурении и креплении скважин.

Основные задачи исследований и разработок.

1. Научное обобщение и аналитическая оценка современного уровня развития технологий строительства нефтяных и газовых скважин.

2. Обоснование научно-технических направлений совершенствования процессов организации технологий буровых работ и управления ими.

3. Развитие теоретических и прикладных основ регулируемого гидромеханического и физико-химического воздействия на массив горных пород в процессе бурения скважин.

4. Разработка, экспериментальные исследования и промысловая апробация усовершенствованных рецептур буровых и тампонажных растворов для бурения и крепления скважин.

5. Разработка комплекса системных решений по совершенствованию технологии бурения и заканчивания скважин.

6. Обобщение и оценка результатов научно-прикладных исследований и внедрения законченных разработок при строительстве скважин.

Методы исследований. При решении научно-прикладных задач использованы методы аналитических обобщений и классическая теория механики сплошных сред (разделе «гидромеханика»), принципы системных научно-методических подходов и технологических решений, методы гидродинамических и геофизических исследований разреза скважин и проницаемых пород, экспериментальных исследований модифицированных буровых и тампонажных растворов.

Научная новизна выполненной работы

1. Получены результаты научных обобщений и дана аналитическая оценка современного уровня развития технологий строительства скважин в различных геолого-технических и природно-климатических условиях. Установлена низкая эффективность исследований и разработок по решению технологических проблем бурения, направленных на устранение негативных последствий, а не их причины.

2. Развита современная идеология научно-технических подходов и технологических решений в области строительства скважин на принципах системного совершенствования производственных процессов, расширения информационной базы промысловых данных, оптимизации методов контроля технического состояния необсаженного ствола и гидравлического поведения скважины, управления нестационарными гидромеханическими процессами бурения и заканчивания скважин.

3. Установлен виброволновой характер турбулентного движения жидкости в скважине и ее превалирующее влияние на нестационарность технологических процессов бурения. Показано, что амплитудно-частотные характеристики и пульсирующее течение жидкости в гидравлически связанной системе «скважина - массив горных пород» обусловливают нестабильность гидромеханического состояния ствола и нестационарность гидродинамического поведения скважины при бурении, промывке, цементировании, спускоподъемных операциях и изоляционных работах, а также негативное влияние на показатели эффективности и качества буровых работ.

4. Теоретически обоснована и экспериментально подтверждена целесообразность и перспективность разработки безгипсовых портландце-ментов для цементирования обсадных колонн в интервалах низких положительных и отрицательных температур. Разработан состав вяжущего и рецептура тампонажного раствора с пониженным водосодержанием для низкотемпературных скважин (А. с. № 1555465, 07.04.90). Исследован процесс гидратации и дано объяснение механизма твердения безгипсового тампонажного портландцемента.

Рентгенографические и термографические исследования фазового состава продуктов твердения безгипсового тампонажного раствора с пониженным водосодержанием показали, что в отсутствие гипсового компонента процессы твердения при низких положительных и отрицательных температурах протекают более интенсивно. Формирование камня идет в начальный период гидратации по гидроалюминатному и гидро-карбоалюминатному механизму твердения. Фазовый состав продуктов твердения представлен гидросиликатами, гидроалюминатами и гидро-карбоалюминатами кальция, причем, фазовых переходов гидроалюминатов кальция типа С4АН19 в гидроалюминат кальция типа С4АН6 не обнаружено.

Установлено, что твердение безгипсового тампонажного раствора сопровождается объемным расширением до 0,23% и он относится к категории безусадочных.

5. Разработаны научно-методические и технологические решения комплекса проблем охраны окружающей среды и недр при строительстве скважин, основанные на реализации ресурсосберегающих, малоотходных и безотходных технологий.

6. Показано, что долговременная изоляция вскрываемых бурением флюидонасыщенных и низкой прочности пород методами «малых» (струйные технологии) и «глубоких» (технологии согласованных режимов нагнетания тампонажных смесей) проникновений обеспечивает успешное решение проблем газонефтеводопроявлений, выбросов и успешное решение проблем газонефтеводопроявлений, выбросов и фонтанов, гидроразрыва горных пород, межпластовых перетоков.

7. Впервые дана аналитическая оценка влияния идеологии (устойчивая система взглядов, представлений, идей и требований) на освоение и эффективную реализацию инновационных разработок в производстве.

Практическая ценность работы.

1. Произведена промысловая оценка влияния виброволнового движения жидкости в скважине на техническое состояние необсаженного ствола и нестационарность технологических процессов бурения. Обосновано научно-техническое направление исследований и разработок по совершенствованию информационного обеспечения, стабилизации технического состояния ствола, оперативному контролю и регулированию технологических операций. Предложено преобразовать гидравлически неопределенную, неупорядоченную и хаотичную систему «скважина - п пластов», характерную для условий подземной гидромеханики, в гидравлически менее сложную и контролируемую (после восстановления природной гидроизоляции массива горных пород от ствола) систему, характерную для условий трубной гидравлики.

2. Разработаны научно-методические подходы и системные решения по комплексному совершенствованию технологических процессов строительства скважин: гидравлические условия бурения, регулирование технического состояния и гидродинамического поведения скважины, сохранение коллекторских свойств продуктивных пластов, долговременное разобщение массива горных пород и природных гидродинамических систем, экологическая защита окружающей среды и охрана недр.

3. Разработан и внедрен в промысловую практику комплекс системных технологий, повышающих качество и эффективность буровых работ, улучшающих эксплуатационные характеристики скважин в различных геолого-технических условиях, который включает:

- методы оперативного формирования базы промысловой информации по текущему техническому состоянию и гидродинамическому поведению скважин в процессе бурения;

- методы оптимизации гидравлических условий бурения и заканчи-вания скважины по текущей промысловой информации о техническом состоянии и гидродинамическом поведении скважины;

- технологию комбинированного разобщения пластов с градиентами межпластовых давлений до 5-7 МПа/м.

4. Разработаны и внедрены рецептуры буровых растворов для бурения в неустойчивых глинистых отложениях и вскрытия продуктивной толщи.

5. Разработаны и внедрены тампонажные материалы на основе безгипсового портландцемента с пониженным водосодержанием, седимен-тационноустойчивого, коррозионностойкого, с низкой проницаемостью камня, твердеющего при низких положительных и отрицательных температурах.

6. Результаты промышленного внедрения комплекса технологий в различных нефтегазодобывающих регионах России (Башкортостан, Татарстан, Оренбургская, Калининградская и Тюменская области, Красноярский край, Удмуртия и т. д.) и Вьетнама способствовали повышению продуктивности скважин, сокращению сроков ввода их в эксплуатацию, уменьшению обводненности добываемой продукции, улучшению экологии в районе работ.

7. При непосредственном участии автора разработаны:

1) Инструкция по креплению скважин с плавучих буровых установок на площадях треста «Арктикморнефтегазразведка». - Мурманск, 1984.

2) Инструкция по предупреждению аварий при бурении скважин на площадях треста «Арктикморнефтегазразведка». - Мурманск, 1984.

3) Рекомендации по технологии бурения, крепления и освоению морских скважин на нефть и газ и технологические решения по улучшению показателей буровых работ. - Мурманск, 1985.

4) Рекомендации по применению тампонажного безгипсового портландцемента для низких температур при креплении скважин на площадях ПО «Арктикморнефтегазразведка». - Мурманск, 1987.

5) Рекомендации по совершенствованию конструкций скважин и технологии цементирования колонн в условиях многолетнемерзлых пород Песчаноозерского месторождения. - Мурманск, 1986.

6) Инструкция по определению давления начала поглощения пород при бурении поисковых, параметрических и разведочных скважин на площадях ПО «Арктикморнефтегазразведка». - Мурманск, 1987.

7) Анализ упругонапряженного состояния пород (давлений горных, пластовых, начала поглощений и гидроразрыва) на площадях ПО «Арктикморнефтегазразведка». - Мурманск, 1988.

8) Методика исследования мерзлого разреза на льдистость с использованием термометрии по результатам геофизических исследований: РД 39-010-90. - М., 1990.

9) Методика исследования и расчета теплового взаимодействия скважин с многолетнемерзлыми породами. - М., 1990.

10) Регламент технологии строительства скважин в условиях многолетнемерзлых пород с контролем качества в процессе бурения и крепления: РД 39-3-90. - М., 1990.

11) Технология регулирования состава и свойств буровых растворов при бурении скважин на южном шельфе Вьетнама: РД СП 84-06. - Вунг Тау, 2006.

По результатам аналитических обобщений, теоретических, экспериментальных исследований, разработки и внедрения технических и технологических решений на защиту выносятся следующие основные научно-прикладные положения, составляющие новизну, приоритет и практическую ценность диссертации.

1. Развитие современных представлений о причинно-следственных связях в технологических процессах бурения, научно-технических подходах и системных решениях в области строительства и эксплуатации скважин.

2. Результаты промысловых исследований и оценки виброволновых характеристик турбулентных режимов течения жидкости в скважине при производстве различных технологических операций.

3. Разработка научно-методических и технологических подходов по эффективному решению проблем охраны окружающей среды и недр совмещением процессов бурения и гидроизоляции флюидонасыщенных пластов во время пересечения их стволом скважины.

4. Впервые в области строительства скважин сделана оценка влияния различных научных идеологий на развитие и совершенствование буровых технологий.

5. Разработка и внедрение в производство комплекса системных технологий, нелинейно повышающих, в сравнении с традиционными, качество и эффективность буровых работ, а также эксплуатационные характеристики скважин.

6. Результаты промышленного внедрения комплекса разработанных технологий в различных нефтегазодобывающих регионах России (Башкортостан, Татарстан, Оренбургская и Тюменская области, Удмуртия и др.).

Диссертационная работа является научным обобщением в области теории и практики строительства нефтяных и газовых скважин в аномальных геолого-промысловых и сложных природных условиях, содержит результаты широких аналитических исследований, системных методических и технологических разработок по совершенствованию гидравлических процессов, повышению показателей качества, эффективности

Заключение Диссертация по теме "Технология бурения и освоения скважин", Урманчеев, Вячеслав Исмагилович

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

1. Широко применяемые в теории и практике бурения скважин традиционные научно-технические подходы и технологические решения отличает низкий уровень их развития, не отвечающий современным требованиям производства. Отсутствие системности в научных исследованиях, слабая теоретическая база в области гидравлики и гидродинамики нестационарных буровых процессов и несовершенность методов их организации являются основными факторами, препятствующими дальнейшему развитию технологии буровых работ, повышению качества, эффективности и экологической безопасности строительства нефтяных и газовых скважин.

2. Установлена виброволновая природа турбулентного движения жидкости в скважине и ее превалирующее влияние на нестационарность технологических процессов бурения. Показано, что амплитудно-частотные характеристики и пульсирующее течение жидкости в гидравлически связанной системе «скважина - массив горных пород» предопределяют нестационарность гидромеханического состояния ствола и гидродинамического поведения скважины при бурении, промывке, цементировании, СПО, изоляционных работах, отмечено их негативное влияние на показатели эффективности и качество буровых работ.

3. На основе системных принципов и решений получили дальнейшее развитие современная идеология и научно-технические подходы к технологии бурения с регулируемыми дифференциальными давлениями на ствол и забой скважин. Показано, что переход от традиционных технологий бурения к идеологии системной организации процессов бурения (ее основные составляющие - информатизация, организация и управление) обеспечивает переход на более высокий уровень развития технологий, а значит, достижение нелинейного роста промежуточных и конечных показателей качества и эффективности строительства скважин.

4. Аналитическая оценка состояния теории в технологии буровых работ показывает, что уровень развития математического аппарата и моделирования отличает большой разрыв между экспериментом и промысловой практикой. Показано, что попытки по созданию математических, физических моделей и на их основе расчетных методов, адекватно отражающих геолого-физические условия нестационарных технологических процессов бурения скважин на современном этапе, следует признать безнадежными, поскольку основаны они на использовании линейных математических и физических стационарных моделей, характерных для установившихся состояний различных систем.

5. Разработаны и опробованы рецептуры гидрофобизированных растворов для бурения неустойчивых, склонных к набуханию и обвало-образованию горных пород, а также для вскрытия продуктивных горизонтов, обеспечивающие защиту их коллекторских свойств.

6. Для повышения качества разобщения пластов при креплении скважин с низкими положительными и отрицательными температурами (от -5 до +20 9С) эффективны тампонажные растворы на основе безгипсового вяжущего. По результатам экспериментальных исследований разработана рецептура низкотемпературного, седиментационноустой-чивого, безусадочного тампонажного раствора. Предложено объяснение механизма твердения.

7. Разработаны научно-методические подходы и технологические решения по комплексу проблем бурения, охраны недр и окружающей среды при строительстве скважин, основанные на реализации ресурсосберегающих, безотходных и малоотходных технологий по защите продуктивных пластов, повышению технической надежности долговременной крепи и эксплуатационных характеристик скважин, предупреждению поглощений, газонефтеводопроявлений, выбросов и фонтанов, гидроразрывов, межпластовых и заколонных перетоков.

212

8. Основанный на системных принципах комплекс буровых технологий включает следующие методы: гидроизоляция флюидонасыщенных и поглощающих пластов, совмещаемая с процессом бурения, экспресс-оценка технического состояния необсаженного ствола и гидравлического поведения скважины, оптимизация технологических процессов при бурении и заканчивании скважин, комбинированное разобщение пластов, формирование открытой и комбинированной конструкций фильтра, совершенствование конструкций глубоких скважин, а также целевая модификация фукциональных свойств буровых и тампонажных растворов с учетом технического состояния необсаженного ствола в процессе бурения и заканчивания скважин.

Библиография Диссертация по наукам о земле, доктора технических наук, Урманчеев, Вячеслав Исмагилович, Тюмень

1. Ишбаев Г. Г., Загидуллин В. Развитие инженерного сервиса ООО НПП «Буринтех». Специализированный журнал «Бурение и нефть». М.: 2006. - № 5. - С. 30-33.

2. Ишбаев Г. Г., Талипов А. Р. ООО НПП «Буринтех» итоги 2006 года //Журнал «Нефтегазовая вертикаль». - М.: 2007. - № 10-11. - С. 18-19.

3. Крылов В. И. Изоляция поглощающих пластов в глубоких скважинах. М.: Недра, 1980. - 304 с.

4. Бурение нефтяных и газовых скважин в США / И. А. Серенко, Н. А. Сидоров, О. А. Сурикова и др. (Обзор, информ. Сер. Бурение). - М.: ВНИКОЭНГ, 1963. - Вып. 16. - 104 с.

5. Предупреждение и ликвидация газонефтепроявлений при бурении скважин / А. Ф. Озеренко, А. К. Куксов, А. И. Булатов и др. М.: Недра, 1977.-279 с.

6. Немировский А. В. Открытые фонтаны на континентальном шельфе: Анализ причин. ПТЖ Газовая промышленность. М.: Недра, 1986. № 8. С. 43-44.

7. Игревский В. И., Леангушев К. И. Предупреждение и ликвидация нефтяных и газовых фонтанов. М.: Недра, 1974. 192 с.

8. Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности: РД 08-200-92. М., 1998. 160 с.

9. Шевцов В. Д. Предупреждение газопроявлений и выбросов при бурении глубоких скважин. М.: Недра, 1988. 200 с.

10. Гоинс У. К., Шеффилд Р. Предотвращение выбросов / Пер. с англ. М.: Недра, 1987. 288 с.

11. Роджерс В. Ф. Промывочные жидкости для бурения нефтяных скважин. М.: Гостоптехиздат, 1960. 396 с.

12. Булатов А. И., Данюшевский В. С. Тампонажные материалы: Учебное пособие для вузов. М.: Недра, 1987. 280 с.

13. Поляков В. Н., Вяхирев В. И., Ипполитов В. В. Системные решения технологических проблем строительства скважин / Под общей редакцией В. Н. Полякова. М.: ООО «Недра - Бизнесцентр», 2003. - 240 с.

14. Токунов В. И., Саушин А. 3. Технологические жидкости и составы для повышения продуктивности нефтяных и газовых скважин. М.: ООО «Недра - Бизнесцентр», 2004. - 711 с.

15. Рязанов Я. А. Энциклопедия по буровым растворам. Оренбург: Издательство «Летопись», 2005. - 664 с.

16. Гзльфман Г. Н., Клявин Р. М. Влияние водоотдачи на процесс формирования цементного камня и на качество цементирования // Крепление и разобщение пластов. М.: Недра, 1964. С. 64-72.

17. Поляков В. Н., Ишкаев Р. К., Лукманов Р. Р. Технология заканчи-вания нефтяных и газовых скважин. Уфа: Тау, 1999. 408 с.

18. Влияние геолого-технических факторов на качество цементирования скважин / Булатов А. И., Дулаев В. X., Ильясов Е. Б. и др. (Обзор, информ. Сер. Бурение). - М.: ВНИИОЭНГ, 1982. Вып. 21. - 44 с.

19. Поляков В. Н., Урманчеев В. И. Промысловая оценка гидравлических условий бурения скважин // НТ и ПЖ. Нефтяное хозяйство, 2007. -№ 4.-С. 122-124.

20. Шерстнев М. И., Расизаде Я. М., Ширинзаде С. А. Предупреждение и ликвидация осложнений в бурении. М.: Недра, 1979. 304 с.

21. Основы научных исследований: Учебник для техн. вузов / В. И. Крутое, И. М. Гоушко, В. В. Попов и др.; Под ред. В. И. Крутова и В. В. Попова. М.: Высш. шк., 1989.-400 с.

22. Оценка подготовленности ствола к креплению скважин / И. С. Катеев, Г. С. Абдрахманов, И. Г. Юсупов и др. // Новые методы повышения качества разобщения пластов при бурении нефтяных скважин. Бугульма: ТатНИПИнефть, 1975. С. 26-43.

23. Инструкция по исследованию и изоляции пластов, поглощающих промывочную жидкость, при бурении скважин на нефтяных месторождениях Татарской АССР / Г. С. Абдрахманов, Р. Т. Хабибуллин, К. В. Мелинг и др. Бугульма: ОНТИ ТатНИПИнефть, 1978. 78 с.

24. Гидромеханические процессы на забое бурящихся скважин /А. И. Булатов, Г. Г. Габузов, В. Г. Гераськин и др. М.: ВНИИОЭНГ, 1989. С. 54 -(Обзор, информ. Сер. «Строительство скважин»).

25. Штур В. Б., Мавлютов М. Р., Филимонов И. М., Абдуллин Р. А. Регулирование перепада давления в зоне разрушения породы при бурении нефтяных и газовых скважин. Обзор, информ. ВНИИОЭНГ, сер. «Бурение», 1982. С. 42.

26. Разработка газоконденсатных месторождений с большим этажом газоносности / Рассохин Г. В., Рейтенбах Г. Р., Трегуб Н. Н. и др. М.: Недра, 1984.-208 с.

27. Голф-Рахт Т. Д. Основы нефтепромысловой геологии и разработки трещиноватых коллекторов: Пер. с англ. Н. А. Бардиной, П. К. Голованова, В. В. Власенко, В. В. Покроского / Под ред. А. Г. Кова-лова. М.: Недра, 1986. - 608 с.

28. Галлеев Р. Г. Повышение выработки трудно извлекаемых запасов углеводородного сырья. / Монография. М.: КУБК-а, 1997. - 325 с.

29. Христанович С. А. Механика сплошной среды. М.: Наука, 1981. 482 с.

30. Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений. Муравьев И. М. и др. Изд. 3-е, переработанное и дополненное. М.: Недра, 1970.-448 с.

31. Мирзаджанзаде А. X., Карев А. К., Ширинзаде С. А. Гидравлика в бурении и цементировании нефтяных и газовых скважинах. М.: Недра, 1977.-230 с.

32. Капица П. А. Эксперимент. Теория. Практика: Сатьи и выступления. 4-е изд., испр. и доп. - М.: Наука. Гл. ред. физ.-мат. лит., 1987. - 496 с.

33. Емцов Б. Т. Техническая гидромеханика: Учебник для вузов по специальности «Гидравлические машины и средства автоматики». 2-е изд., перераб. и доп. - М.: Машиностроение, 1987. - 440 с.

34. Рабинович Н. Р. Инженерные задачи механики сплошной среды в бурении. М.: Недра, 1989. - 270 с.

35. Есьман Б. И., Габузов Г. Г. Термогидравлические процессы при бурении скважин. М.: Недра, 1991. - 216 с.

36. Технология бурения нефтяных и газовых скважин: Учебник для вузов / А. Н. Попов, А. И. Спивак, Т. О. Акбулатов и др.; под общей ред. А. И. Спивака. 2-е изд., испр. и доп. - М.: ООО «Недра - Бизнесцентр», 2004. - 509 с.

37. Альштуль А. Д. Гидравлические сопротивления. М.: Недра, 1970. -С. 216.

38. Мирзаджанзаде А. X., Ширинзаде С. А. Повышение эффективности и качества бурения глубоких скважин. М.: Недра, 1986. - 278 с.

39. Урманчеев В. И. Идеология и научно-прикладные основы традиционных технологий строительства скважин (в порядке обсуждения) // НТ и ПЖ. Нефтяное хозяйство. 2007. - № 3. - С. 32-33.

40. Чарный И. А. Неустановившееся движение реальной жидкости в трубках. М.: Недра, 1975. - 296 с.

41. Рабка X. Технология бурения нефтяных скважин: Пер. с англ. / Пер. В. Г. Григулецкого, Ю. М. Кисельмана; Под ред. В. Г. Григулецкого. -М.: Недра, 1929.-413 с.

42. Маккрей А. У., Коле Ф. У. Технология бурения нефтяных скважин. -М.: Гостоптехиздат, 1963. 418 с.

43. Гетлин К. Бурение и заканчивание скважин (перевод с английского). М.: Гостоптехиздат, 1963. - 518 с.

44. Гидродинамические давления, возникающие в процессе проводки скважин и их влияние на устойчивость приствольной зоны / В. С. Колий, М. А. Танкибаев, Б. Д. Альсеитов и др. М., 1980. - 32 с. (Техн. и технол. геол.-развед. работ. ВИЭМС).

45. Давление, инициируемое ускорением движения колонны труб в скважинах / В. В. Гоачев, В. Д. Малеванский, В. 3. Дигалев, Е. Г. Леонов // Нефтяное хозяйство. 1980. - № 11. - С. 19-22.

46. Козодой А. К. К вопросу определения гидродинамических давлений в скважине. Тр. / ВНИИНГП. Волгоград, 1969. - Вып. 16. С. 15-19.

47. Леонов Е. Г., Исаев В. И. Расчет гидродинамических давлений при спуско-подъемных операциях колонны при бурении скважин. М.: МИНХ и ГП им. Губкина, 1982. - С. 59.

48. Сукуренко Е. И., Бондарев В. И., Сидоров Н. А. Определение величины гидродинамического давления возникающего при спуске колонны труб в скважину. Бурение: Реф. научн.-техн. сб. / ВНИИОЭНГ, 1968. -№ 3. - С. 53-56.

49. Поляков В. И., Колокольцев В. А. Определение гидродинамических давлений в процессе спуска инструмента при наличии в скважине проницаемого пласта // Нефтяное хозяйство. 1972. - № 4. - С. 42-44.

50. Поляков В. И., Колокольцев В. А., Расторгуев М. А. Исследование нестационарных гидродинамических процессов при спуске инструмента в ствол скважины, сообщающийся с проницаемым пластом. Бурение: Реф. науч.-техн. сб. / ВНИИОЭНГ. - 1972. - № 10. - С. 8-13.

51. Поляков В. Н., Колокольцев В. А. Сравнительный анализ расчетных зависимостей по определению величин гидродинамических давлений в скважине при спуске инструмента. Тр. / БашНИПИнефть, Уфа, 1974.-Вып. 39.-С. 85-93.

52. Поляков В. И. Промысловые и теоретические исследования нестационарных гидродинамических процессов в системе «скважина -пласт» при спуске инструмента. Тр. / БашНИПИнефть, Уфа, 1975. -Вып. 45. - С. 44—50.

53. Турчанинов И. А., Иофис М. А., Каспарьян Э. В. Основы механики горных пород. П.: Недра, 1977. - 504 с.

54. Хокинг Стивен. Краткая история времени: От большого взрыва до черных дыр / Пер. с англ. Н. Смородинской СПб.: Амфога, 2003. -268 с.

55. Кларк Е. К. Повышение забойного давления при спуске труб. М., ЦНИИТЭнефтегаз, 1956. 3 с. Пер. № 21/(56Б).

56. Тронов В. П. Фильтрационные процессы и разработка нефтяных месторождений. Казань: Изд-во «Фэн», 2004. - 584 с.

57. Пыхачев Г. Б., Исаев Р. Г. Подземная гидравлика. Учебное пособие. М.: Недра, 1972. - 360 с.

58. Майдебор В. Н. особенности разработки нефтяных месторождений, с трещиноватыми коллекторами. М.: Недра, 1980. - 288 с.

59. Рабинович Е. 3. Основы технической гидромеханики. М.: Недра, 1966.-84 с.

60. Поляков В. Н., Кузнецов Ю. С., Сагидуллин И. А. и др. Решение проблем заканчивания и эксплуатации скважин в аномальных термодинамических условиях. НТ и ПЖ. Нефтяное хозяйство. - 2005. - № 5. -С. 104-108.

61. Панов Г. Е., Петряшин Л. Ф., Лысяный Г. И. Охрана окружающей среды на предприятиях нефтяной и газовой промышленности. М.: Недра, 1986, 244 с.

62. Кулиев С. М., Есьман Б. И., Габузов Г. Г. Температурный режим бурящихся скважин. М.: Недра, 1968. - 182 с.

63. Поляков В. Н., Мавлютов М. Р., Алексеев Л. А., Колодкин В. А. Технология и техника борьбы с поглощениями при строительстве скважин. Уфа: Китап, 1998. - 192 с.

64. Ивачев Л. М. Борьба с поглощениями промывочной жидкости при бурении геолого-разведочных скважин. М., Недра, 1982. 293 с.

65. Тян П. М. Предупреждение и ликвидация поглощений при геолого-разведочном бурении. М., Недра, 1980,167 с.

66. Шарушин А. С., Есьман Б. И. Бурение скважин при проходе поглощающих горизонтов. М., Недра, 1964, 214 с.

67. Паэрс Т. К. Физические свойства цементного теста и камня // Тр. IV Междунар. конгресса по химии цемента. М.: Стройиздат, 1964.-С. 402-439.

68. Powers Т. С., Broyngard Т. Stadies of the Physical Properties of Haz-denet Portland Cement Past. J. A. C. Oct.-Dec., 1946, Jan.-Apr. 1947.

69. Миронов С. А. Теория и методы зимнего бетонирования. М.: Стройиздат, 1975. - 264 с.

70. Мчедлов-Петросян О. П., Чернявский В. А. Структурообразова-ние и твердение цементных паст и бетонов при пониженных температурах. Киев, Будивельник, 1974, - 112 с.

71. Мчедлов-Петросян О. П., Чернявский В. Л. О свойствах цементных растворов подвергающихся охлаждению в период твердения // Второй Международный симпозиум по зимнему бетонированию: Тез. докл. -М„ 1975.

72. Лагойда А. В., Бутт Ю. М., Колбасова В. М. Гидратация трех-кальциевого силиката в присутствии поташа при различных температурах. 1977, - Т. 45. - № 10. - С. 1918-1920.

73. Ларионова 3. М., Никитина А. В., Гарашин В. Р. Фазовый состав, микроструктура и прочность цементного камня и бетона. М.: Стройиздат, 1977.-262 с.

74. Ларионова 3. М., Кокетнина А. И. Влияние раннего замораживания на структуру бетона // Второй Международный симпозиум по зимнему бетонированию. М.: Стройиздат, 1975. - Т. 1. - С. 108-114.

75. Физико-химические основы формирования структуры цементного камня / Под ред. Л. Г. Шпыновой. Львов: Вища школа, 1981. - 160 с.

76. Особенности составов цемента для использования при отрицательных температурах / Л. Г. Шпынева, М. А. Саницкий, О. Л. Островский и др. II Цемент. М., 1980. - № 9. - С. 13-14.

77. Мельхвори Д., Чирилли В. Феритная фаза //III Международный конгресс по химии цемента: Тез. докл. М.: Госстройиздат, 1958. - С. 82-94.

78. Бутт Ю. М., Колбасов В. М., Топильский Г. В. Образование и свойства гидроалюмината кальция С4АН13 // Неорганические материалы. 1968. - Т. 4. - № 4. - С. 568-572.

79. Бутт Ю. М., Колбасов В. М., Топильский Г. В. Гидратация и твердение двухкальциевого силиката при пониженных температурах // Изв. вузов. Строительство и архитектура. 1969. - № 7. - С. 90-93.

80. Исследование гидратации двухкальциевого силиката при пониженных температурах / А. А. Клюсов, Э. Н. Лепнев, В. Н. Никитин и др. II Неорганические материалы. 1977. - Т. 13. - № 10. - С. 1876-1879.

81. Исследование гидратации четырехкальциевого алюмоферита при пониженных температурах / А. А. Клюсов, Э. Н. Лепнев, В. С. Бакшутов и др. II Неорганические материалы. 1977. - Т. 13. - № 11. - С. 2070-2074.

82. К вопросу о гидратации и твердении портландцемента при отрицательных температурах / А. В. Лагойда, Ю. М. Бутт, Г. В. Топильский, В. Н.- 1976. Т. 49. - № 11. - С. 2373-2379.

83. Короткое С. И. Влияние отрицательных температур на деформации компонентов // Второй международный симпозиум по зимнему бетонированию: Тез. докл. М., 1975. - Т. 1. - С. 96-108.

84. Тарасов В. К. Изучение миграции воды в пористых материалах при отрицательных температурах // Структурообразование бетона и физико-химические методы его исследования. М.: НИИЖБ Госстроя СССР, 1980.-С. 48-52.

85. Миронов С. Д. Бетоны, твердеющие на морозе. М.: Стройиздат, 1974.-265 с.

86. Тихонова В. А., Шпынова Л. Г. Модифицирование структуры продуктов гидратации трехкальциевого алюмината и четырехкальциевого алюмоферита // Исследование вяжущих веществ и изделий на их основе. -Львов: Изд-во Львов, ун-та, 1962. Вып. 84. - С. 27-54.

87. Булатов А. И., Данбшевский В. С. Тампонажные материалы: Учебн. пособие для вузов. M.: Недра, 1987. - 280 с.

88. Булатов А. И. Тампонажные материалы и технология цементирования скважин. М.: Недра, 1982. - 248 с.

89. Современные методы исследования строительных материалов / Под ред. В. С. Фадеевой. М.: Госстройиздат, 1962. - 239 с.

90. Тейлор X. Ф. Химия цементов. М.: Стройиздат, 1969. - 501 с.

91. Рамачандран В. С. Применение дифференциального термического анализа в химии цементов. М.: Стройиздат, 1977. - 408 с.

92. Данюшевский В. С., Алиев Р. М., Толстых И. Ф. Справочное руководство по тампонажным материалам. 2-е изд. - М.: Недра, 1987. -373 с.

93. Горшков В. С., Тимашев В. В., Соловьев В. Г. Методы физико-химического анализа вяжущих веществ. М.: Высшая школа, 1981. - 333 с.

94. Жигарев Л. А. Инженерно-геологическая характеристика шельфа юго-восточной части моря Лаптевых // Исследования прибрежных равнин и шельфа арктических морей. М.: МГУ, 1979. - С. 91-96.

95. Овечкин А. И., Пиняев Н. В. Промывочные жидкости с тампонирующими свойствами на цементной основе // Тр. конф. по вопросам технологии цементирования скважин. М.: ВНИИОЭНГ, 1970. - 198 с.

96. Стрельцов Е. В., Казакевич Э. В., Пономаренко Д. И. Крепление горных выработок угольных шахт набрызгбетоном. М.: Наука, 1987. 398 с.

97. Данюшевский В. С. Проектирование оптимальных составов там-понажных цементов. М.: Недра, 1978. - 293 с.

98. Шпынова Л. Г., Синенькая В. И., Чих В. И. Электронная стерео-микроскопия цементного камня автоклавного твердения. Львов: Вища школа, 1978. - 123 с.

99. Шпынова Л. Г., Белова Н. В., Чих В. И. О метамиктности гидросиликатов кальция камня 0-С23 //АН СССР М., 1979. - Т. 244. - № 6. -С. 1115-1117.

100. Зевин Л. С., Хейкер Д. М. Рентгеновские методы исследования строительных материалов. М.: Стройиздат, 1965. - 365 с.

101. Демидович Б. П., Марон И. А. Основы вычислительной математики. М.: Физматгиз, 1963. - 372 с.

102. Драйнер И., Смит Г. Прикладной регрессионный анализ: Пер. с англ. М.: Статистика, 1973. - 390 с.

103. Физико-химические основы разработки портландцементных композиций для зимнего бетонирования / Л. Г. Шпынова, Н. В. Белова, М. А. Саницкий и др. // Доклад АН СССР. 1982. Т. 262. - № 4. - С. 938-942.

104. Тарнауцкий Г. М. и др. Улучшение пластифицирующего эффекта технических личносульфанатов // Состояние и перспективы использования сульфитных щелоков. Пермь: Знание, 1977. - С. 48-50.

105. Абдеев Р. Ф. Философия информационной цивилизации. М.: ВЛАДОС, 1994.-336 с.

106. Ишкаев Р. К., Габдуллин Р. Г. Новые способы вторичного вскрытия пластов и конструкций забоев скважин. Тюмень: Изд. «Вектор Бук», 1998.-212 с.

107. А. с. 819306 СССР, М. Кл.3 Е 21 В 33/138. Способ снижения проницаемости пластов / В. Н. Поляков, Р. Р. Лукманов, М. Р. Мавлютов и др.; Приоритет от 4 мая 1979 г. Опубликовано 07.04.81. Бюллетень № 13.

108. Дерягин Б. В., Чураев Н. В., Муллер В. М. Поверхностные силы. -М.: Наука, 1985.-398 с.

109. Абрамович Г. Н. Теория турбулентных струй. М.: Физматгиз, 1960.-715 с.

110. Воздействие на твердые частицы бурового раствора при коль-матации стенок скважин / М. Р. Мавлютов, X. И. Акчурин, С. В. Соломенников и др. М.: Недра, 1997. - 123 с.

111. Шишов Е. Л. Тампонаж горных пород способом глинизации.-Москва Харьков: Углетехиздат, 1951. - 89 с.

112. Муфазалов Р. Ш., Муслимое Р. X., Муфазалов Рин. Ш. и др. Гидроакустическая техника и технология для бурения и вскрытия продуктивного горизонта. Казань: Изд-во «Дом печати», 2005. - 184 с.

113. Поляков В. И., Ситдыков Г. А., Валямов Р. Г., Шеина Э. М. Применение экспресс-методов для исследования скважин // Бурение. 1969. -№11.-С. 29-32.

114. Поляков В. И., Лукманов Р. Р., Шарипов А. У. и др. Повышение эффективности разобщения и изоляции продуктивных пластов при их разбуривании. // Бурение. 1979. - № 9. - С. 8-12.

115. Поляков В. Н. Требования, предъявляемые к герметичности и прочности ствола при заканчивании скважин месторождений Башкирии. -Нефтяное хозяйство. 1983 - № 5. - С. 27-28.

116. Яремейчук Р. С., Семак Г. Г. Обеспечение надежности и качества стволов глубоких скважин. М.: Недра, 1982. - 254 с.

117. Константинов С. В., Гусев В. И. Техника и технология проведения гидравлического разрыва за рубежом. М.: ВНИИОЭНГ. Обзор, информ. Сер. Нефтепромысловое дело, 1985. - 58 с.

118. Кэрролл Ли. Крайон. Книга III. Алхимия человеческого духа. Руководство по переходу человека в Новую Эру / Перев. с англ. Д. Танеев -М.: Издательство «София», 2006. 352 с.

119. Урманчеев В. И., Галабурда В. К., Коростин В. Я., Штрассер В. В. Перспективы и проблемы развития буровых работ на Арктическом шельфе // Проблемы освоения Арктических морей: Тез. докл. науч.-практ. конф. Мурманск, 1984. - С. 54-56. - ДСП.

120. Урманчеев В. И., Островский О. П., Овчинников В. П. Проблемы крепления скважин в условиях залегания многолетнемерзлых пород // Вскрытие нефтегазовых пластов и освоение скважин: Тез. докл. Второй Всесоюзной науч.-техн. конф. М., 1988. - С. 124-125.

121. Бурное В. Д., Островерхое С. Ю., Урманчеев В. И., Негода И. А. Оценка пластовых давлений и давления начала поглощения пород по данным геолого-технологических и геофизических исследований скважин на Песчаноозерском месторождении // Там же. С. 30.

122. Овчинников В. П., Смыслов В. К., Урманчеев В. И. Тампонажный материал для цементирования скважин с низкими положительными и отрицательными температурами // Там же. С. 146-147.

123. Овчинников В. П., Урманчеев В. И., Кузнецов В. А., Попов В. Н. Обеспечение качества крепления кондукторов и промежуточных колонн на скважинах ПО «Арктикморнефтегазразведка» // Там же. С. 165-167.

124. Овчинников В. П., Островский О. А., Урманчеев В. И., Погиев В. Е. Тампонажные материалы, применяемые при креплении скважин в мно-голетнемерзлых породах на площадях ПО «Арктикморнефтегазразведка» //Там же.-С. 172-173.

125. Туманов В. П., Серебрянская Е. А., Негода И. А., Урманчеев В. И. Оперативная оценка пластового давления в процессе бурения по фактической и равновесной с1-экспоненте в условиях шельфа Баренцева моря //Там же. С. 197.

126. Урманчеев В. И., Бурное В. Д., Негода И. А. Состояние и пути совершенствования прогноза зон АВПД на шельфе Северных морей // Там же. Ч. 1. С. 163-164.

127. Урманчеев В. И., Погиев В. Е., Овчинников В. П., Кузнецова Т. В., Островский О. Л. Крепление обсадных колонн в условиях субмариной криолитозоны на шельфе Арктики // Там же. Ч. 2. С. 18-19.

128. Овчинникова В. П., Урманчеев В. И., Клюсов А. А., Кузнецова Т. В., Кузнецов Ю. С., Мавлютов М. Р. Безгипсовые тампонажные материалы для низкотемпературных скважин // Обз. инф. сер. Бурение газовых и га-зоконденсатных скважин. М.: 1990. - 39 с.

129. Урманчеев В. И., Бурное В. Д., Негода И. А. Опыт, результаты и совершенствование прогноза зон АВПД // Там же. С. 65-66.

130. Урманчеев В. И., Мнацаканян О. С. Опыт бурения разведочных скважин на Арктическом шельфе России // Освоение шельфа Арктических морей России. 5-я Международная конф. Труды. Санкт-Петербург, 2001.-С. 95-100.

131. Агзамов Ф. А., Каримов А. X., Мнацаканян О. СУрманчеев В. И. Применение дезинтеграторной технологии в буровых процессах при строительстве скважин // Там же. С. 138-142.

132. Мнацаканян О. С., Агзамов Ф. А., Урманчеев В. И. Проблемы крепления скважин, пробуренных с ПБУ ФГУП АМИГР на месторождениях Арктики // Нефть и газ Арктического шельфа 2002. 6-я Международная конф. Мурманск, 2002.

133. Овчинников В. П., Овчинникова Н. В., Урманчеев В. И. Применение биополимерных промывочных жидкостей для вскрытия продуктов горизонтов // Там же.

134. Мулюков Р. А., Мнацаканян О. С., Урманчеев В. И. Разработка промывочных жидкостей для проводки скважин в осложненных условиях на месторождениях Арктики // Там же.

135. Мнацаканян О. С., Каримов Н. X., Урманчеев В. И. Дезинтегра-торная технология восстановления свойств тампонажных материалов и промывочных жидкостей // Там же.

136. Мнацаканян О. С., Каримов Н. Х., Урманчеев В. И. Применение безгипсовых тампонажных материалов для крепления скважин при низких положительных и отрицательных температурах// Там же.

137. Урманчеев В. И., Кханг Н. Т., Керимов К. С., Велиев М. М. Применение струйных насосов в малодебитных скважинах Центрального участка месторождения Дракон // НТ и ПЖ Нефтяное хозяйство. М.: 2005. -№ 9.-С. 193-195.

138. Овчинников П. В., Кузнецов В. Г., Фролов Л. А., Овчинников В. П., Шатов А. А., Урманчеев В. И. Специальные тампонажные материалы для низкотемпературных скважин. М.: Недра, 2002. - 115 с.

139. Э. В. Серебренникова, В. Л. Заворотный, В. М. Миненков,

140. B. И. Урманчеев, Г. И. Аникеенко. Экологические аспекты при выборе технологии химической обработки буровых растворов // Тез. докл. Всероссийской науч.-техн. конф. «Наукоемкие технологии XXI века» / Владимир, 2006.

141. Воронов Ю. Ю., Миненков В. М., Кошелев В. Н., Урманчеев В. И., Расстегаев Б. А. РД СП 84-06. Технология регулирования состава и свойств буровых растворов при бурении скважин на южном шельфе Вьетнама. Вьетнам, Вунг Тау, 2006. - 113 с.

142. Урманчеев В. И. Некоторые аспекты диагностики и классификации водопроявлений для планирования технологий их ограничений при бурении скважин // НТ и ПЖ. Нефтяное хозяйство. 2006. - № 8.1. C. 122-124.

143. Урманчеев В. И. Идеология и научно-прикладные основы традиционных технологий строительства скважин (в порядке обсуждения) // ИТ и ПЖ. Нефтяное хозяйство. 2007. - № 3. - С. 32-33.

144. Поляков В. Н., Урманчеев В. И. Промысловая оценка гидравлических условий бурения скважин // НТ и ПЖ. Нефтяное хозяйство -2007.-№ 4.-С. 112-114.

145. Урманчеев В. И., Островский О. Л., Овчинников В. П., Клюсов А. А., Саницкий М. А. Тампонажный раствор для низкотемпературных скважин. А. С. № 1555465 заявлено 12.10.1987. Зарегистрировано в государственном реестре изобретений СССР 08.12.1989.

146. Клюсов А. А., Ивченко Ю. Т., Урманчеев В. И., Герасимов В. П., Добрянский В. Г., Батурин В. И. Облегченная тампонажная смесь. А. С. № 1507954 заявлено 14.09.1987. Зарегистрировано в государственном реестре изобретений СССР 15.05.1989.

147. Барский И. Л., Оганов Г. С., Повалихин А. С., Урманчеев В. И. Способ проводки направленной скважины по плавной траектории. Пат. 2270907 РФ. 27.02.2006.

148. Миненков В. М., Серебренникова Э. В., Урманчеев В. И., Коше-лев В. И., Ченикова И. А., Расстегаев Б. А., Ярыш Е. А., Бурыкин А. И., Пенькова Н. А. Буровой раствор (варианты) //Пат. 2298575 С1 РФ. Буровой раствор (варианты) /. Заявлено 31.10.05.

149. ВА.Глебов, А.ГАнопин, Н.Б.Муравьева и др. Применение поли-мерглинистых растворов в Западной Сибири //Нефтегазовая геология, геофизика и бурение. 1984. - № 12. - С.28-30.

150. Э.В.Серебренникова, Л.П.Вахрушев, П.В.Касирум и др. Опыт внедрения кремнийорганического реагента Петросил -2М при бурении скважин в Западной Сибири / /Дез.докл. Всесоюз. науч. конф. 1988 г. -Черкассы, 1988. С. 75.

151. Э.В.Серебренникова, Г.В.Шишкова, Р.Б.Малхасьян и др Буровой раствор на основе морской воды для бурения на шельфе //Нефтяное хозяйство. 1991.-№ 10. - С. 23 -24.

152. В.М.Миненков, Э.В.Серебренникова, Ван Ты и др. Опыт использования гидрофобизирующего бурового раствора при строительстве скважин на шельфе юга Вьетнама // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. 2001. - № 4. - С. 23-26.

153. Э.А.Лагздинь, Р.Б.Крейле, Э.В.Серебренникова и др. Поверхностная активность и стабильность растворов, содержащих метил- и диме-тилсиликонат натрия и алюминий / //Изв. Академии наук Латвийской ССР. Серия химическая. 1988. - № 4. - С. 429-432.

154. Дятлова Н.М., Темкина В.Я. Попов К.И. Комплексоны и комплек-сонаты. М.: Химия, 1989.

155. Дятлова Н.М., Рудомина М.В. Применение комплексонов в нефтедобывающей промышленности. М., 1983. - (Обзор, информ. / НИИ-ТЭхим. Сер. «Элементоорганические соединения и их применение»).

156. Методика контроля параметров буровых растворов: РД 3900147001-773-2004: Утв. ОАО «НПО «Бурение». Краснодар, 2004. - 137 с.

157. Brien O.D., Chenever М.Е. Stabilizing sensitive shales with inhibited potassium based drilling fluids //Journal of Petroleum Technology. 1973. -№ 19.-P. 1089-1100.

158. Кошелев B.H. Общие принципы ингибирования глинистых пород и заглинизированных пластов // НТЖ. Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», 2004. -№1,-С 13-15.

Информация о работе

Урманчеев, Вячеслав Исмагилович
доктора технических наук
Тюмень, 2008
ВАК 25.00.15

Диссертация

Научно-прикладные основы совершенствования технологии бурения скважин на суше и континентальном шельфе - тема диссертации по наукам о земле, скачайте бесплатно

Автореферат

Похожие работы