Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Научное обоснование процесса вскрытия пластов и освоения скважин с применением гибкого регулирования забойного давления

ВАК РФ 25.00.15, Технология бурения и освоения скважин

Содержание диссертации, доктора технических наук, Нифантов, Виктор Иванович

ВВЕДЕНИЕ

1. АНАЛИЗ СОСТОЯНИЯ ИЗУЧЕННОСТИ ВОПРОСОВ ПО ВСКРЫТИЮ И ВОЗДЕЙСТВИЮ НА ПРОДУКТИВНЫЙ ПЛАСТ ПРИ СТРОИТЕЛЬСТВЕ И РЕМОНТЕ СКВАЖИН . 16 1 Л. Горно-геологические условия строительства и ремонта скважин при повышенных и пониженных пластовых давлениях. Основные факторы, влияющие на повышение продуктивности скважин.

1.2. Исследование интенсивности поглощений промывочных и специальных жидкостей при бурении и ремонте скважин.

1.3. Динамика изменения аномальности пластового давления при эксплуатации ПХГ и проблемы строительства и ремонта эксплуатационно-нагнетательных скважин.

1.4. Существующие методы временного блокирования продуктивных пластов в процессе бурения, крепления и ремонта скважин.

1.5. Методы повышения продуктивности скважин в процессе их заканчивания и ремонта.

2. РАЗРАБОТКА МЕТОДОВ БУРЕНИЯ, КРЕПЛЕНИЯ И РЕМОНТА СКВАЖИН В УСЛОВИЯХ ДЕПРЕССИИ НА

ПРОДУКТИВНЫЙ ПЛАСТ.

2.1. Прогнозирование величины давления начала поглощения

2.2. Обоснование величин депрессии и репрессии на продуктивный пласт.

2.3. Условия поддержания статической и динамической депрессии во вскрытом интервале продуктивного пласта

2.4. Прогнозирование притока газа из пласта при переменной депрессии.

2.5. Способы регулирования величин депрессии и репрессии на продуктивный пласт.

2.6. Проведение спускоподъемных операций в условиях равновесия и депрессии в системе «скважина-пласт».

2.7. Разработка технологии крепления скважин в условиях равновесия давлений в системе «скважина-пласт» и депрессии на пласт.

3. ИССЛЕДОВАНИЕ ВЗАИМОДЕЙСТВИЯ СПЕЦИАЛЬНЫХ ЖИДКОСТЕЙ И ПЕН С ГОРНЫМИ ПОРОДАМИ.

3.1. Выбор состава и рецептур специальных жидкостей и пенных систем.

3.1.1 .Полимерный состав для временной изоляции пласта.

3.1.2.Пенообразующий состав для проведения ремонтных работ в скважине.

3.1.3.Вязкоупругий состав.

3.1.4.Состав для изоляции поглощения.

3.1.5.Тампонажный раствор для изоляции проницаемых пластов

3.2. Исследование свойств полимерсолевых составов

3.3.Исследование свойств и параметров пенных систем в пористой среде.

3.3.1. Исследование фильтрации газа и воды в порист-ых средах, насыщенных трехфазной пеной.

3.3.2. Особенности фильтрации трехфазных пен.

3.4. Исследование набухания и устойчивости глинистых пород в пенной среде и ингибирующих жидкостях.

3.4.1.Выбор дисперсного коллоидообразующего материала.

3.4.2.Результаты лабораторных исследований набухания глинистых пород.

3.4.3.Обоснование механизма стабилизации глинистых пород ингибирующими жидкостями.

3.4.4.Разработка составов и рецептур бурового раствора и пенообразующей жидкости с использованием 183 кафтора.

4. ОБОСНОВАНИЕ ПАРАМЕТРОВ ВСКРЫТИЯ ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ.

4.1. Математическая модель и расчет параметров промывки скважины пеной и газожидкостной промывочной смесью.

4.1.1 .Определение технологически необходимой плотности промывочной системы.

4.1.2.Нестационарная модель процесса взаимодействия "скважина-пласт" при бурении на депрессии

4.2. Уточнение методики расчета гидравлических потерь давления при бурении горизонтальных скважин с промывкой пеной.

4.3. Обоснование длины условно горизонтального участка ствола скважины.

4.4. Зависимость дебита горизонтальной скважины от проницаемости в неоднородном пласте.

5. РАЗРАБОТКА ТЕХНОЛОГИИ ВСКРЫТИЯ ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ В УСЛОВИЯХ ГИБКОГО РЕГУЛИРОВАНИЯ ДАВЛЕНИЯ В СИСТЕМЕ "СКВАЖИНА-ПЛАСТ"

ДЕПРЕССИЯ-РАВНОВЕСИЕ-РЕПРЕССИЯ).

5.1. Область применения технологии бурения с промывкой скважины пеной и утяжеленной газированной жидкостью. 240 5.1.1 .Исследование фазового состояния газожидкостной системы в восходящем потоке.

5.1.2.Определение величины дебита газа и депрессии на пласт при условии максимального значения газосодержания промывочной жидкости.

5.1.3.Экспериментальные исследования динамических процессов при движении пены в скважине.

5.1.4.Обоснование условий статического равновесия пачки пены в скважине.

5.2. Технологические схемы промывки и техническая характеристика специального оборудования.

5.2.1 .Последовательность проведения технологических операций.

5.2.2. Герметизация устья скважины.

5.2.3.Приготовление, очистка и дегазация промывоч- 289 ных агентов в условиях герметизированной системы циркуляции.

5.2.4.Выбор состава пенообразующей жидкости, параметров режимов бурения и промывки скважины пеной.

5.2.5.Система контроля и регистрации параметров промывки скважин.

5.2.6.Контроль технического состояния обсадных колонн и проведение геофизических исследований в пенной среде.

5.3. Результаты внедрения разработанных методов и технологий вскрытия продуктивных пластов и ремонта скважин на газовых, газоконденсатных месторождениях и ПХГ в условиях аномальных пластовых давлений.

5.4. Оценка экономической эффективности разработанных методов и технологий.

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Научное обоснование процесса вскрытия пластов и освоения скважин с применением гибкого регулирования забойного давления"

Актуальность темы.

Одним из стратегических направлений развития газовой промышленности России является повышение эффективности геологоразведочных работ, освоение новых месторождений северных регионов страны, разбуривание и эксплуатация морских месторождений, наращивание мощностей подземных хранилищ газа (ПХГ).

Решать проблемы приростов запасов нефти, газа и конденсата, освоения новых залежей и повышения коэффициента извлечения углеводородов из истощенных месторождений и ПХГ невозможно без увеличения объемов разведочного и эксплуатационного бурения и сокращения фонда простаивающих скважин.

Однако за последние десять лет резко снизились объемы разведочного бурения. Из-за низкого качества вскрытия пластов продуктивность эксплуатационных скважин в среднем в два раза ниже проектной, строительство скважин с горизонтальными стволами не обеспечивает существенный прирост дебитов нефти и газа.

Проводка поисковых, разведочных и эксплуатационных скважин в сложных горно-геологических условиях часто сопровождается серьезными осложнениями и необратимым снижением проницаемости при-скважинной зоны продуктивного пласта (ПЗП), что резко увеличивает сроки освоения и приводит к дополнительным затратам. На месторождениях и ПХГ растет доля простаивающих скважин, требующих проведения сложных капитальных ремонтов, которые по затратам соизмеримы со строительством новых скважин.

Дальнейшее развитие буровых и ремонтных работ, требует наряду с дополнительными инвестициями, разработки и внедрения новых научно-технических решений, направленных на обеспечение стабильной добычи углеводородов и необходимых объемов закачки и отбора газа из ПХГ.

В последние годы предпринят ряд важнейших организационных мер, направленных на разработку, освоение производства и внедрения новых высокоэффективных технологий и оборудования для бурения и ремонта скважин. В качестве приоритетных определены следующие основные направления: дальнейшее совершенствование технико-технологического обес-печения процесса бурения, сокращение затрат на вспомогательные, ремонтные работы, осложнения, аварии и простои, а также научно-техническое сопровождение при бурении скважин на равновесии давлений и депрессии в системе «скважина-пласт»;

- создание и освоение серийного производства комплекса специального оборудования для бурения и крепления скважин, а также специальных материалов для обеспечения качественного вскрытия продуктивных пластов в условиях аномально высоких пластовых давлений (АВПД) и температур;

- внедрение технологии вскрытия продуктивных пластов и освоения скважин с применением аэрированных и пенных систем в условиях аномально низких пластовых давлений (АНПД).

Поэтому для повышения в целом эффективности буровых и ремонтных работ в осложненных горно-геологических условиях актуальными остаются, рассматриваемые в диссертационной работе, методы решения проблемы повышения качества вскрытия продуктивных пластов и освоения скважин с применением современных прогрессивных технологий.

Цель работы:

Разработать комплекс научно-обоснованных методов, технических и технологических решений, направленных на повышение качества вскрытия продуктивных пластов и освоения скважин с применением гибкого регулирования забойного давления.

Основные задачи исследования.

1.Изучить и научно обосновать условия эффективного применения технологий вскрытия пластов и освоения скважин в режиме гибкого регулирования забойного давления.

2. Разработать методы гибкого регулирования забойным давлением при вскрытии продуктивных пластов с аномальными давлениями. С этой целью:

2.1. Провести исследования изменения давления в кольцевом пространстве скважины, заполненной трехфазной пеной и утяжеленной газожидкостной системой (ГЖС), при проведении различных технологических операций.

2.2. Провести исследования закономерностей взаимодействия трехфазных пен и специальных жидкостей с пористой средой горных пород для обоснования технологий блокирования продуктивных пластов и вызова притока углеводородных флюидов.

3. Разработать технологические схемы циркуляции пенных систем ГЖС при бурении, креплении, ремонте и освоении скважин с применением гибкого регулирования забойного давления в системе «скважина-пласт».

4. Оценить эффективность разработанных методов, технических и технологических решений при вскрытии продуктивных пластов и освоении скважин.

Теоретическими и методическими основами работы послужили основные положения техники и технологии бурения скважин, общей и подземной гидромеханики ГЖС, физической и коллоидной химии, термодинамики, вычислительной математики, математической статистики, теории вероятностей, планирования эксперимента, геологии и разработки нефтяных и газовых месторождений.

Научная новизна.

1. На основании теоретических исследований обоснованы и экспериментально подтверждены пределы изменения допустимых значений депрессии и репрессии на пласт для различных горногеологических условий вскрытия продуктивного пласта и освоения скважин.

2. Установлены закономерности изменения давления трехфазных пен в кольцевом пространстве скважины в зависимости от изменения параметров режима промывки, спускоподъемных операций (СПО), температуры и свойств циркулирующих систем.

3. Экспериментально установлены закономерности изменения скорости движения трехфазной пены в пористой среде горных пород различного состава и проницаемости при изменении градиента давления сдвига для обоснования параметров режима блокирования продуктивных пластов и освоения скважин.

4. Экспериментально установлена кинетика набухания различных типов глинистых пород в пенных системах и ингибирующих жидкостях для предупреждения обвалообразования стенок скважин.

5. Обоснована практическая целесообразность временного блокирования продуктивного пласта трехфазной пеной в процессе закан-чивания и ремонта скважин в условиях аномально низких пластовых давлений.

6. Научно обоснована и экспериментально подтверждена эффективность регулирования забойного давления при бурении, креплении и ремонте скважин.

Основные защищаемые положения.

Автором защищаются следующие основные положения:

Результаты теоретических и экспериментальных исследований по выбору:

- условий эффективного применения технологий вскрытия пластов и освоения скважин в режиме гибкого регулирования забойного давления;

- составов пенообразующих и специальных полимерсолевых жидкостей с ингибирующей и кислоторастворимой твердой фазой;

- параметров взаимодействия трехфазной пены с глинистыми и проницаемыми горными породами, а также характеристики фильтрации газа и жидкости в насыщенных трехфазной пеной пористой среде сжимаемых горных пород;

- допустимых значений изменения давления трехфазной пены в скважине при проведении различных технологических операций (восстановление циркуляции, промывке, СПО).

2. Методы гибкого регулирования забойным давлением при вскрытии продуктивных пластов, глушении, креплении и освоении скважин.

3. Технологические схемы промывки скважины пеной и ГЖС в условиях АНПД и АВПД с избыточным давлением на устье, герметизированном вращающимся превентором новой конструкции и оборудованной системой контроля за параметрами технологического процесса.

4. Совокупность научно-технических рекомендаций и программ, технологических регламентов, технических условий, инструкций и методик, обеспечивающих безопасное ведение работ при вскрытии пластов и освоении скважин с АНПД и АВПД с применением гибкого регулирования забойного давления.

5. Результаты опытно-промышленных испытаний, внедрения и технико-экономические показатели основных научных, технических и технологических решений.

Практическая ценность и реализация в промышленности результатов исследований.

Практическая ценность работы характеризуется соответствием научно-исследовательских и опытно-конструкторских разработок основным направлениям научно-технического развития газовой промышленности России в области бурения скважин, подземного гранения газа, геологии и разработки газовых и газоконденсатных месторождений, решениям НТС ОАО "Газпром", отраслевым научно-техническим программам, выполняемым по договорам СевКавНИПИ-газа с ОАО "Газпром".

Разработанные инструкции, методики, программы, технические требования, рекомендации, регламенты к технологическим процессам бурения, заканчивания и капитального ремонта скважин переданы для внедрения на буровые и газодобывающие предприятия ОАО «Газпром».

Результаты проведенных исследований и разработок, выполненных по теме диссертации, используются и широко внедряются при строительстве скважин на разведочных и эксплуатационных площадях ОАО "Газпром", при капитальном ремонте скважин на истощенных газовых месторождениях и ПХГ, в том числе и на месторождениях за рубежом Чирен (Болгария) и Белый Тигр (Вьетнам).

Апробация работы.

Основные положения диссертационной работы докладывались на Международных, Всероссийских и региональных совещаниях, конференциях, симпозиумах и семинарах с 1974 г. по сегодняшний день. Наиболее значимые из них за последние годы следующие :

-Международная конференция: "Разработка газоконденсатных месторождений", секция 2 : Вскрытие и крепление газоконденсатных скважин (Краснодар, май-июнь, 1990);

-Международная научно-практическая конференция: "Подземное хранение газа" (Москва, сентябрь, 1995);

-Второй международный семинар: "Горизонтальные скважины" (Москва, ноябрь, 1997);

-Международный конгресс: "Новые высокие технологии для газовой, нефтяной промышленности, энергетики и связи" (Казань, июнь, 1998);

-Международная конференция по газовым исследованиям - 98: (Сан-Диего, США, ноябрь, 1998г.);

-Международная конференция 2001 International Gas Reseach Conference, Amzterdam. 5-8 November 2001.

-Научно-практический семинар РАО "Газпром": "Строительство и эксплуатация ПХГ горизонтальными скважинами" (Анапа, Краснодарский край, май, 1996);

НТС ОАО «Газпром» с 1996-2001 гг. по вопросам бурения и ремонта скважин, геологии, ПХГ и добычи газа.

Публикации.

По теме диссертации опубликовано 64 печатные работы, в том числе 10 авторских свидетельств на изобретения и патентов РФ, 2 научно-технических обзора, 3 инструкции, утвержденные руководством «Мингазпром», ОАО «Газпром» и ДООО «Бургаз».

Объем работы.

Диссертационная работа изложена на 395 страницах машинописного текста, в том числе содержит 55 таблиц, 42 рисунка, 187 формул. Состоит из введения, пяти глав, заключения, списка литературы.

Заключение Диссертация по теме "Технология бурения и освоения скважин", Нифантов, Виктор Иванович

Результаты исследования относительного увеличения веса образцов, %

Наименование кернов Продолжительность взаимодействия, ч Контроль-дистиллированная вода Составы пенных систем;, ;/

1 2 3 4

Тульские 24 19 14 18 16 12 глины 96 20 16 19 16 12

528 22 18 20 17 12

Бобриковские 24 16 13 8 10 6 глины 144 18 14 12 11 7

528 20 15 Ï5 12 8

3.4.3. Обоснование механизма стабилизации глинистых пород ингибирующими жидкостями.

Б.О.Байдюк и Л.А.Шрейнер установили, что одно давление насыщающей жидкости без физико-химического воздействия фильтрата не может привести к потере устойчивости глин на стенках скважины. Следовательно, основную роль в интенсификации процесса деформирования глин играет не исходная влажность, а насыщение фильтратом бурового раствора под действием репрессии на пласт [170].Однако, поглощение фильтрата бурового раствора происходит не столько под действием перепада давления в системе "скважина-пласт", сколько в результате физико-химического взаимодействия, развивающегося в самой глинистой породе.

Исследование взаимодействия буровых растворов с глинистыми породами дает возможность установить физико-химическую совместимость их фильтратов с глинами.

Как известно, интенсивность деформации проницаемых горных пород при их насыщении жидкостью определяется степенью свободной поверхности порового пространства с фильтратом.

Исследования, проведенные в Азербайджане под руководством М.К. Сеид-Рза, показали, что деформация (ползучесть) глин возрастает с уменьшением набухаемости. Эффективность же действия ингиби-рующих растворов того или иного типа, определяющих устойчивость глин различного минералогического состава, объясняется различным механизмом их действия [169].

Анализируя влияние кальциевых буровых растворов на устойчивость глинистых пород, следует отметить, что одним из основных факторов, влияющих на физико-химический процесс взаимодействия, является содержание катионов Са++ в фильтрате раствора. Например, в Азербайджане при разбуривании северо-западного крыла антиклинальной складки площади Кайнарджа растворы с малым содержанием Са++ (400-500 мг/дм3) дали положительный результат, а в северовосточном крыле проявилась полная несовместимость хлоркальциевых буровых растворов с большей ионной силой (Са++=1000-2 100 мг/дм3), а следовательно, с большими крепящими способностями.

Очевидно, что агрегативная устойчивость определенного типа глин сохраняется в контакте с правильно выбранным ингибирующим раствором. Следовательно, по мнению авторов работы [170,171], поиск рациональной области применения химических реагентов, ПАВ, наполнителей к буровым растворам, предотвращающим деформацию глинистых пород - первостепенная задача, требующая решения.

Деформация, вызванная ползучестью глинистых пород, существенно зависит от проникновения фильтрата бурового раствора, происходящего вследствие процесса гидратации и осмоса. При этом процессы ползучести, набухания и крепящего действия накладываются друг на друга и в целом определяют устойчивость глинистой породы на стенках скважины.

Одними из методов повышения устойчивости глинистых пород на стенках скважины является уменьшение их гидрофильности. Гидро-фильность определяет тот уровень набухания, который достигается при определенной репрессии и зависит ог механического состава, обменного комплекса и текстуры глин. Наиболее гидрофилен монтмориллонит. Гидрофильность пород снижают ингибированием, путем полного обмена, и хемосорбционного модифицирования [171]. Инги-бирование, устраняющее осмотическое обводнение глин, достигается также минерализацией растворов в результате добавки солей кальция и других металлов.

Влияние осмоса на процессы, происходящие в ПЗП, может быть различным в зависимости от его направления. Если осмос направлен из скважины в ПЗП, то возможны осыпи и обвалы стенок скважины, т.е. нарушение устойчивости глин, если наоборот - изменяются показатели бурового раствора. По данным работы [170] в скважине могут возникать девять сочетаний порового и скважинного давлений, минерализации пластовых флюидов и фильтратов буровых растворов.

Из приведенных данных следует, что наиболее оптимальными, с точки зрения повышения устойчивости стенок скважины, являются случаи, когда в системе "скважина-пласт" устанавливается осмотическое равновесие, либо осмос направлен из пласта в скважину. Несмотря на то, что в случае действия осмоса из ПЗП в скважину приводит к изменению показателей бурового раствора, гораздо легче их поддерживать в заданных пределах, чем бороться с осложнениями ствола скважины.

Проведенные автором, совместно с сотрудниками СевКавНИПИт газа, исследования взаимодействия жидкости на основе материала "кафтор" с образцами глинистых пород, показали следующее.

Изменение концентрации "кафтора" в пределах от 1,0 до 25% не приводит к закономерному изменению набухаемости глин.

Вариация величины относительного набухания через 7 суток взаимодействия в диапазоне 19,0-27,0% для тульских и 30,5 - 38,0% для бобриковских глин вызвана естественным изменением их свойств в исследуемых пределах, отобранных из разных скважин и глубин.

Кроме того, величина относительного набухания сопоставима с таковой, полученной при взаимодействии с 5%-ным водным раствором KCl, и ниже этого параметра для растворов СаСЬ и Са(ОН)2.

Добавка 0,5% КМЦ в водный раствор кафтора существенно снижает набухание через двое и более суток взаимодействия.

Таким образом, проведенные исследования доказывают возможность применения материала "кафтор" в качестве ингибирующей добавки для обработки буровых растворов.

3.4.4. Разработка составов и рецептур бурового раствора и пенообразующей жидкости с использованием кафтора.

Сопутствующие материалы основных производств (промышленного или сельскохозяйственного) обычно накапливаются в виде остатков сырья или части его компонентов, неиспользованных в основном технологическом процессе, и которые нерационально или невозможно перерабатывать для получения полезного продукта.

Накапливаясь на предприятиях, эти побочные материалы (ПМ) создают серьезную проблему, связанную с их уничтожением или захоронением. Попадая на дневную поверхность (в атмосферу^ водоемы, на земельные угодья) ПМ нарушают экологию. Поэтому утилизировать ПМ в других технологических процессах очень эффективно и целесообразно, так как отходы значительно дешевле готового продукта, более доступны с точки зрения приобретения и доставки, а также частично решается проблема их захоронения.

В нашей стране накоплен положительный опыт использования ОП для обработки буровых растворов, в том числе и для повышения их ингибирующих свойств.

Однако, как подчеркивают O.K. Ангелопуло, В.М.Подгорнов, В.Э. Аваков путем произвольной добавки одного реагента к другому даже при интенсивном перемешивании, далеко не всегда удается получить структурированную дисперсную систему, которую можно использовать в качестве основы для бурового раствора [172]. Согласно классификации, разработанной авторами работы [172], буровыми предприятиями могут быть использованы до 830 соединений, полученных из товарных солей и ПМ. Необходимо заметить, что только 33 соединения, в том числе CaSiF6 и СаСг04, растворимы в воде, 10 соединений , в т.ч. Са(ОН)2, CaSO 4, Ca2S труднорастворимы в воде (около 0,1-0,5%), 29 соединений , в т.ч. СаС03, СаБЮз Саз(Р04)2 нерастворимы в воде, но растворяются в кислотах, остальные 11, в т.ч. CaF2 являются нерастворимыми твердыми веществами.

Анализ химического состава материала "кафтор" ( отхода стекольной промышленности) показывает, что в нем содержится около 52 % гипса (CaS04 х Н20), 27 % оксида кальция СаО (негашенная известь) и 3,4% оксидов алюминия (1,78%), магния (1,16%) и железа

0,46%), которые нерастворимы в воде, но растворимы в кислотах. Таким образом, используя материал "кафтор", как ПМ для обработки бурового раствора фактически получается модифицированный тип гип-соизвесткового раствора [173,174].

Преимущество разработанной рецептуры, состав которой приведен в таблице 40, заключается в том, что в результате взаимодействия его с исследуемыми глинами, концентрация ионов Са++ возрастает с

3 3

801,6 мг/дм до 1002 -1202,4 мг/дм .Это свидетельствует о том, что осмотический процесс направлен из пласта в скважину при сравнительно невысоком значении изотонического коэффициента : Kjcp -1,31.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В результате проведенных исследований и внедрения полученных результатов на предприятиях отрасли решены актуальные научно-технические задачи по повышению заканчивания и ремонта нефтяных, газовых и газоконденсатных скважин в осложненных горно-геологических условиях.

1. На основании анализа и обобщения опыта бурения и ремонта скважин в поглощающих интервалах горных пород, залегающих на глубинах 270-5000 м, по 50 площадям семи нефтегазовых провинций России и ближнего зарубежья разработан метод количественной оценки изменения градиента давления поглощения от градиента пластового давления для карбонатных и песчано-глинистых отложений.

2.Для предупреждения осложнений и повышения качества вскрытия продуктивного пласта при бурении и ремонте скважин обосновано снижение нормативной репрессии на пласт до равновесия давлений и депрессии в системе "скважина-пласт".

3.Дана оценка области эффективного применения технологии бурения и ремонта скважин на депрессии в условиях АВПД и АНПД и разработана методика определения пределов изменения допустимой депрессии на пласты, залегающие на глубинах 500-4500 м, при 0,25 < Ка < 2,0.

4.Разработан метод вскрытия продуктивного газоносного пласта бурением, обеспечивающий оперативное регулирование забойного давления изменением избыточного давления на устье скважины, и гибкий переход от бурения на репрессии давлений к депрессии в системе "скважина-пласт" и наоборот (Патент 1Ш№ 2148698).

5.Научно обоснован и практически реализован метод спуска и цементирования обсадных колонн в режиме гибкого регулирования забойного давления. В скважину, заполненную устойчивой трехфазной пеной, через герметизированное устье спускают обсадную колонну, проводят прямое цементирование до зоны поглощения и встречное цементирование с подъемом цемента до устья.

6.Разработан и внедрен метод закачки пены в скважину и обоснованы условия статического равновесия пачки пены в среде жидкости большей, чем пена плотности.

Для временного блокирования продуктивных пластов разработаны, испытаны и внедрены:

-"Способ временной изоляции продуктивных пластов при проведении ремонтных работ в скважине " (АС Б и № 1620608), пенообразующие, полимерсолевые, вязкоупругие специальные жидкости, в том числе с ингибирующей и кислоторастворимой твердой фазой.

-"Полимерный состав плотностью 1000-1310 кг/м для временной изоляции пласта с АВПД" (АС Би № 1743249).

-"Пенообразующий состав для проведения ремонтных работ в скважине с АНПД, устойчивый к воздействию высоких температур и пластовых флюидов " (Патент 1Ш № 2033417).

-"Вязкоупругий состав для разделения различных по свойствам жидкостей и пенных систем в широком диапазоне температур (5-110 °С)" (Патент БШ № 2057781).

-"Состав для изоляции зон поглощения, имеющий улучшенные тампонирующие свойства за счет стабилизации фаз, сокращения растекаемости и снижения синерезиса образовавшегося геля" (Патент 1Ш № 2033518).

-"Тампонажный раствор для изоляции проницаемых пластов с улучшенными изоляционными свойствами за счет повышения пластической прочности и сокращения времени гелеобразования" (АС Би № 1839042).

-Модифицированный ингибирующий полимерный буровой раствор с кислоторастворимой твердой фазой, (в т.ч. пенообразующей) для временного блокирования продуктивного пласта в условиях АНПД и АВПД.

Исследована кинетика набухания глинистых пород в пенной среде и ингибирующих жидкостях.

7. Изучены особенности фильтрации трехфазных пен в пористой среде горных пород и найдены закономерности изменения скорости фильтрации от градиента давления сдвига. На основании проведенных исследований: определены условия для проведения эффективного блокирования и изоляции поглощающих пластов с применением пенных систем; установлены изменения фактора сопротивления при фильтрации газа и воды в пенонасыщенной пористой среде;

- произведена оценка влияния природы твердой фазы пенной системы на интенсивность кольматации пористой среды горных пород.

8.Разработаны, испытаны и внедрены технологии, технологические схемы промывки при вскрытии продуктивных пластов и освоения скважин с применением гибкого регулирования давления в системе "скважина-пласт" (депрессия-равновесие-репрессия), которые учитывают:

- изменение фазового состояния газожидкостной смеси при движении по кольцевому пространству скважины;

- величину дебита газа и депрессии на пласт при максимально допустимом значении газосодержания промывочной жидкости;

- изменения давления в стволе скважины при проведении различных технологических операций (восстановление циркуляции, промывке, СПО).

Разработаны математические модели движения ГЖС и пенных систем в скважинах при бурении в условиях притока газа из пласта.

На основании проведенных расчетов: разработана методика расчета гидравлических потерь давления при бурении ГС с промывкой пеной и ГЖС;

- обоснована длина горизонтального участка ствола скважины;

- установлена зависимость дебита ГС от проницаемости анизотропного и неоднородного пласта

9.Разработан, испытан и внедрен вращающийся превентор с автоматической смазкой шевронных уплотнений при вращении ствола (Патент ГШ № 2027847).

10.Разработана, испытана и внедрена система контроля за параметрами промывки скважины пеной и ГЖС (Патент 1Ш № 2032071 и АС 8и № 1659714), а также методы контроля технического состояния обсадных колонн и проведения ГИС в пенной среде.

11 .Разработаны и утверждены инструкции для ведения работ при бурении и капитальном ремонте скважины с применением пенных систем в условиях АНПД и с промывкой утяжеленными жидкостями в условиях АВПД на равновесии давления и депрессии в системе "скважина-пласт".

12.Проведена оценка экономической эффективности от внедрения разработанных методов, технологий и специального оборудования на предприятиях ОАО "Газпром". Экономический эффект от внедрения за 1998-2001 гг составил более 28 млн. руб.

Библиография Диссертация по наукам о земле, доктора технических наук, Нифантов, Виктор Иванович, Ставрополь

1. Стратегия развития газовой промышленности России. Под общей редакцией Вяхирева Р.И. и Макарова A.A.- М.: Энергоатомиз-дат, 1997.- 337с.

2. Эффективность строительства горизонтальных скважин

3. ТагировК.М., Нифантов В.И., Гноевых А.Н. и др. // Горизонтальные скважины: Тез. докл. 2 Международный семинар 7-28 ноября 1997г. -М.: ГАНГ им. И. М. Губкина, 1997,- С.21-22.

4. Результаты горизонтального бурения на нефть и газ на месторождении Гиддингз //Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море ЭИ ВНИИОЭНГ 1992,- Вып. 11.-С. 41-46.

5. Совершенствование технологии вскрытия продуктивных отложений на Карачаганакском ГКМ /К.М.Тагиров, Б.П. Ситков, С.Н. Горонович, В.И. Нифантов // Газовая промышленность.- 1986.-№ 8.-С.13-14.

6. Технология бурения и крепления скважин на ПХГ в осложненных условиях /Тагиров K.M., Нифантов В.И., Акопов С.А. и др. // Совершенствование технологии закачивания скважин" Ставрополь, сентябрь, 1998 г. НТС ОАО "Газпром". М.: ИРЦ Газпром, 1998.- С. 31-50.

7. Повышение качества вскрытия кизиловского горизонта на Елшано-Курдюмском ПХГ /Нифантов В.И., Акопов С.А., Лихушин

8. A.M. и др. // Строительство газовых и газоконденсатных скважин: Сб. научн. тр. ВНИИгаза и СевКавНИПИгаза. -М.: 1999.- С. 78-82.

9. Соловьев Е.М. Задачник по закачиванию скважин. Учебное пособие для вузов. М.: Недра, 1989. - 251 с.

10. Тагиров K.M., Гноевых А.Н., Лобкин А.Н. Вскрытие продуктивных нефтегазовых пластов с аномальными давлениями. М.: Недра, 1996.- 183 с.

11. Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности / РД 08-200-98 Госгортехнадзора России. М.: 1998.- 101 с.1 1. Геолого-технологические исследования скважин /Чекалин Л.М., Моисеенко A.C., Шакиров А.Ф. и др.- М.: Недра, 1993.-240с.

12. Лукьянов Э.Е., Стрельченко В.В. Геолого-технологи-ческие исследования в процессе бурения. М.: Нефть и газ, 1997.- 688 с.

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

14. Ясов В.Г., Мыслюк М.А. Осложнения в бурении: Справочное пособие. -М.: Недра, 1991.- 334 с.

15. Мыслюк М.А., Лужаница A.B., Близнюков В.Ю. Выбор рациональных технологических решений при разбуривании зон АВПД //ОИ. Сер.: Бурение газовых и газоконденсатных скважин. М.: ИРЦ Газпром, 1995.- С.67.

16. Промывочные жидкости для вскрытия продуктивных пластов и ремонта скважин. /Н.Р. Акопян, Л.И. Гавриш, З.К. Клименко, И.В. Шевцова //НТО. Сер. Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений.-М: ВНИИЭгазпром, 1973.-320 с.

17. Технологический режим работы газовых скважин. /З.С. Алиев, С.А. Андреев, А.П. Власенко, Ю.П. Каротаев. -М. Недра, 1978.- 279 с.

18. Степанов Н.В. Моделирование и прогноз осложнений при бурении скважин. М.: Недра, 1989. - 252 с.

19. Подземная гидравлика: Учебник для вузов /К.С. Басниев, A.M. Власов, И.Н. Кочина, В.А. Максимов М.: Недра, 1986.-152с.

20. Михайлов H.H. Изменения физических свойств горных пород в околоскважинных зонах. -М.: Недра, 1987. 152 с.

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

22. Зельцер П.Я. Тампонажные материалы для бурения скважин на нефть и газ при низких пластовых давлениях //Техника,технология и организация геолого -разведочных работ. Обзор АОЗТ " Геоинформмарк",- М., 1996.- Вып.2.-39 с.

23. Рахимов А.К. Вскрытие пластов и крепление скважин в условиях аномально высоких пластовых давлений (на примере Средней Азии). Ташкент, 1980.- 1 17 с.

24. Бурение скважин с промывкой пеной в интервалах катастрофических поглощений с АНПД / Тагиров K.M., Нифантов В.И., Акопов С.А. и др. //Технология строительства газовых и газокон-денсатных скважин: Сб. научн. трудов ВНИИгаза. М.,1991.- С. 121-128.

25. Ивачев A.M. Борьба с поглощениями промывочных жидкостей при бурении геолого-разведочных скважин.- М.: Недра, 1982.- 293 с.

26. Саркисов Н.М. Разработка конструкции забоя скважин в трещинном и неустойчивом коллекторе.: Автореф. дис. канд. техн. наук.05.15.10 Ивано-Франковск, ИФИНГ,1985,- 25 с.

27. Славицкий B.C., Черновалов Д.Н. Комплексные исследования скважин Астраханского месторождения. В кн.: Проблемы освоения газовых ресурсов Северного Кавказа: Сб. научн. трудов ВНИИЭгазпрома. М., 1980.- С. 68-72.

28. Винниченко В.Н., Гончаров А.Е., Максименко H.H. Предупреждение и ликвидация аварий и осложнений при бурении разведочных скважин. М.: Недра,1991,- 170 с.

29. Булатов А.И., Аветисов А.Г. Справочник инженера по бурению: В 4-х кн., кн. 1.- 2-е изд. перераб. и доп. М.: Недра, 1993.-320 с.

30. Сурикова O.A., Серенко И.А. Борьба с поглощениями в зависимости от особенностей геологического строения месторождений //Сер. Бурение ТНТО ВНИИОЭКГа, 1976,- 45 с.

31. Проводка скважин в осложненных горно-геологических условиях / Лихушин A.M., Лаврентьев B.C., Нифантов В.И. и др. // Газовая промышленность.- 1998.- № 10.- С. 40-42.

32. Акопян Н.Р., Тагиров K.M. Особенности проведения гидравлического разрыва пластов на газовых месторождениях с глинистыми коллекторами //Геология, бурение и разработка газовых и газоконденсатных месторождений Центрального и Восточного

33. Предкавказья: Сб. научн. трудов СКНИЛ ВНИИгаза. -М.: Недра, 1966. Вып. 1,- С. 159-167.

34. Войтенко B.C. Прикладная геомеханика в бурении. -М.: Недра, 1990.- 252 с.

35. Булатов А.И., Сухенко H.H. Изоляционные работы при проводке скважин в условиях поглощения бурового раствора //Сер. Бурение ОИ ВНИИОЭКГа,- М.: 1983,- Вып. 11 (50). 71 с.

36. Егоров Н.Г. Бурение скважин в условиях поглощения промывочной жидкости //Техника, технология и организация геологоразведочных работ: Обзор ЗАО " Геоинформмарк",- М., 1997.-Вып.4.- 97 с.

37. Бурение глубоких скважин в соленосных отложениях / А.И. Черняховский, H.A. Костенко, С.А. Бадалов, Т.А. Смольнякова //ОИ. Сер.: Бурение газовых и газоконденсатных скважин.- М.: ВНИИ-Эгазпром, 1984.-Вып.1.-40 с

38. Опыт применения глиноцементных смесей для изоляции поглощающих пластов в условиях повышенных температур и давлений / Г.А. Белоусов, Б.А. Винарский, Б.А. Мамедов, А.Н. Гноевых // Бурение, 1977.- № 1.

39. Игнатов С.М., Сухенко H.H. Повышение эффективности работ при борьбе с поглощениями бурового раствора //ОИ. Сер.: Бурение. М.: ВНИИОЭНГ , 1984,- Вып. 6 (68). - 53 с.

40. Шахмаев З.Н., Андерсон Б.А., Ризванов Н.М. Новые технологии заканчивания скважин //ОИ. Сер.: Бурение. М.: ВНИИОЭНГа , 1986,- Вып. 9 ( 109).- 49 с.

41. Детков В.П. Аэрированные суспензии для цементирования скважин. М.: Недра, 1991.-175 с.

42. Новая технология глушения, консервации и освоения скважин / Поп Г.С., Барсуков К.А., Ахметов А.А. и др. // Газовая промышленность,- 1990.- № 9.- С. 39-40.

43. Бурение скважин на термальные воды / Г.П. Новиков, Г.М. Гульянц, Ю.Н. Агеев, А.И. Вареца.- М.: Недра, 1986,- 229с.

44. Бузинов С.Н., Парфенов В.И. Подземное хранение газа в России: Современные состояния, проблемы и перспективы развития //50 лет ВНИИгазу 40 лет ПХГ: Сб. научн. трудов ВНИИгаза.- М.: 1998.- С. 5-16.

45. Бузинов С.Н., Парфенов В.И. Теория и практика создания ПХГ в РАО " Газпром" //50 лет газопроводу Саратов Москва: Юбилейный сб. трудов ВНИИгаза. -М.: ИРЦ Газпром, 1996.- Том 1. - С. 186-193.

46. Крапивина Г.С., Черненко A.M. О доразведке структур при создании ПХГ в истощенных месторождениях //50 лет ВНИИгазу- 40 лет ПХГ: Сб. научн. трудов ВНИИгаза.-М.: 1998,- С.37-46.

47. Егурцов H.A. Учет температурных поправок при проведении газодинамических исследований скважин ПХГ в процессе сезона закачки газа //50 лет ВНИИгазу 40 лет ПХГ: Сб. научн. трудов ВНИИгаза,- М.: 1998. - С.249-256.

48. Бабичев A.A., Григорьев A.B. Выбор профиля горизонтальных скважин на Пунгинском ПХГ //50 лет ВНИИгазу- 40 лет ПХГ: Сб. научн. трудов.-М., 1998.-С. 297-309.

49. Теория и практика заканчивания скважин / А.И. Булатов, П.П. Макаренко, В.Ф. Будников, Ю.М.Басарыгин : В 5 т.- М.: ОАО Недра, 1998.-т.5. - 375 с.

50. Кудряшов Б.Б., Яковлев A.M. Бурение скважин в осложненных условиях: Учеб. пособие для вузов.- М.: Недра, 1987.-26.9с.

51. Ашрафьян М.О. Технология разобщения пластов в осложненных условиях. М.: Недра, 1989.-228 с.

52. Мирзаджанзаде А.Х., Крылов В.И., Аветисов А.Г. Теоретические вопросы проводки скважин в поглощающих пластах //ТНТО Сер. Бурение. М.: ВНИИОЭНГ, 1973.- 62с.

53. Гасумов P.A. Разработка комплекса технологий по заканчи-ванию и ремонту газовых скважин, направленных на сохранение естественной проницаемости продуктивного пласта. Автореф. дис. д-ра техн. наук.05.15.10. Краснодар, 1999. - 53с.

54. A.C. 1620608 СССР, Е 21 В 33/13. Способ временной изоляции продуктивных пластов при проведении ремонтных работ в скважине / К.М.Тагиров, C.B. Долгов, В.И. Нифантов и др. Опубл. 15.01.89, Бюл. №2.

55. A.C. 1816848 СССР, Е 21 В 35/00, 43/12. Способ глушения скважин, эксплуатирующихся погруженными насосами, и вязкоупру-гий состав для его осуществления / М.Б. Дорфман, A.A. Мордвинов, Е.М. Ступина, Д.А. Вологжанинов Опубл. 23.05.93, Бюл. №19.

56. Патент 2047745 РФ, Е 21 В 43/12, С 09 К 7/06. Способ улучшения скважин./ Ф.Я. Канзафаров, Н.Т. Балыков, С.Г. Канзафа-рова. Опубл. 10.11.91, Бюл. №31.

57. Патент 2075594 РФ, Е 21 В 43/12. Способ глушения скважин / А.Х. Мирзаджанзаде, А.Х. Шахвердиев, O.A. Чукчеев и др. Опубл.20.03.97, Бюл. №8.

58. Патент 2121569 РФ , Е 21 В 43/32, 33/138.Способ изоляции притоков подошвенной воды в газовых скважинах в условиях АНПД

59. Р.А. Гасумов, А.А. Перейма, В.Е. Дубенко. Опубл. 10.11.98, Бюл. № 31.

60. Временная инструкция по глушению скважин с применением пенных систем с в условиях АНПД / ОАО " Газпром", ОАО " СевКавНИПИгаз".Сост.: К.М. Тагиров, Н.И Кабанов, Р.А. Гасумов, В.И. Нифантов и др.- Ставрополь, 1999.- 40 с.

61. Пеньков А.И., Кошелев В.Н. Основные факторы, влияющие на изменение нефтепроницаемости коллекторов под воздействием буровых растворов //Вопросы промывки скважин с горизонтальными участками ствола: Сб. научн. трудов. -Краснодар, 1998.- С.102-113.

62. Тагиров К.М., В.И. Нифантов. Вскрытие продуктивных пластов с аномальными давлениями // Газовая промышленность.- 1987.-№8.

63. А.С. 1468055 Е 21 В 21/08,21/00. Способ бурения скважин в интервалах проявляющих пластов / К.М.Тагиров, В.Е. Михайлов. Опубл. 15.02.87, Бюл. №4.

64. Brant Bennion. Screening criteria help select formations for underbalanced drilling//Oil & Gas J., 1996,-Vol.94.-pp. 58-64.

65. Brant Bennion. Underbalanced operations offer pluses and minuses // Oil & Gas. J., 1996.- Vol. 94,- Jan. 6.- pp. 33-40.

66. Liu G., Medley G. Foam computer helps in analysis of under-balanced drilling // Oil & Gas J., 1996.- Vol. 94,- July 1,- pp. 114-118.

67. Bourgoyne A.Т. Rotating control head applications increasing // Oil & Gas J., 1995,- Vol. 94,- Oct.9.- pp. 72-77.

68. Eresman D. Underbalanced drilling guidelines improve safety, efficiency //Oil & Gas J., 1995.- Vol. 94,- Feb. 28.- pp. 72-77.

69. Butler S.D., Rashid A.U., Teichrob R.R. Monitoring downhole pressures and flow rates critical for underbalanced drilling // Oil & Gas J., 1996.-June 16.-pp. 31-39.

70. Lunan B. Underbalanced drilling surfase control systems. J. Of Canadian Petroleum Technologe // Oil & Gas J., 1995,- Vol. 34.-Sept.7.- pp. 29-35.

71. Межлумов А.О., Макурин Н.С. Бурение скважин с применением воздуха, газа и аэрированной жидкости.-М.:Недра, 1964.- 320с.

72. Tagirov К., Nifantov V., Gnoevyh A., Ryabokon A. Well drilling and workover technology with the use of foams. // International Gas Research Conference, 8-11 November, 1998, San Diego, California, USA.

73. Технология горизонтального бурения на депрессии с применением установки гибких труб. М.: Нефтегаз, 1998.-С. 187-194.

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

75. Амиян В.А., Уголев B.C. Физико-химические методы повышения производительности скважин. М.: Недра, 1970.

76. Сидоровский В.А. Вскрытие пластов и повышение продуктивности скважин. М.: Недра, 1978.

77. Воздействие на призабойную зону низкопроницаемых коллекторов кислотными растворами в смеси с природными газом / Гнатюк A.M. и др. //ОИ. Сер. Нефтепромысловое дело. М.: ВНИИОЭНГ, 1988.-Вып. 16.

78. Сучков Б.М. Применение гидроударного воздействия на пласт раствором кислоты //ОИ. Сер. Техника и технология добычи нефти и обустройство нефтяных месторождений. М.: ВНИИОЭНГ, 1988.-Вып. 16.

79. Молчанов А.Г. Подземный ремонт скважин,- М.:Недра,1986.

80. Технология добычи подземных газов /Мирзаджанзаде А.Х. и др. М.: Недра, 1978.

81. Аметов И.М., Шерстнев Н.М. Применение композитных систем в технологических операциях эксплуатации скважин. М.: Недра,1989.

82. ЮГКудинов И.М., Сучков Б.М. Интенсификация добычи вязкой нефти из карбонатных коллекторов. М.: Недра, 1994.

83. Эксплуатация газовых скважин / О.М. Ермилов, З.С. Алиев, В.В.Ремизов, Л.С.Чугунов М.: Недра, 1995.

84. Предварительные рекомендации по повышению продуктивности горизонтальных скважин Елшано Курдюмского ПХГ. / Заключительный отчет по договору 12Г/ 96.98, задание 5./ - Рук. договора В.И. Нифантов. Ставрополь, 1998.( Фонды СевКавНИПИ-газа).-35 с.

85. Eaton В.A. Fractire gradiet projection and its application in field operation // J.P.Т., Oct., 1969.- pp. 59-62.

86. Амиян В.А., Васильев Н.П. Вскрытие и освоение нефтегазовых пластов .- М.: Недра, 1972.- 336 с.

87. Карасев А.И. Основы математической статистики. М.: Росвузиздат, 1962. - 355 с.

88. Мирзаджанзаде А.Х., Сидоров H.A., Ширин-заде С.С. Анализ и проектирование показателей бурения. М.: Недра, 1976.-237с.

89. Гусейнзаде М.А., Калинина Э.В., Добкина Н.Б. Методы математической статистики в нефтяной и газовой промышленности. -М.: Недра. 340 с.

90. Методические указания по применению статистических методов в бурении нефтяных и газовых скважин./ А.Х. Мирзаджанзаде, А.Г. Аветисов, В.И. Крылов, A.C. Макарян. М.: ВНИИКР-нефть, 1983. - 316 с.

91. Мурадян B.M. Аномально высокие пластовые давления и прогноз газонефтеносности. Автореф. дис. д-ра геолого-минерал, наук.04.00.17. - М.: ВНИИгаз, 1981,- 41 с.

92. Шеберстов Е.В. Влияние трещины гидроразрыва на режим закачки при глушении фонтана заводнением пласта //Технология строительства газовых и морских нефтяных скважин в сложных горно-геологических условиях: Сб. научн. статей ВНИИгаза М.: 1987. С. 154-162.

93. Hubbert Т.К., Willis D.G. Mechanics of hydraulic fracturing //J. P. Т.- 1957- Vol. 9.-№ 6.- pp. 153- 168.

94. Реутов В.А. Гидравлический разрыв пласта: условия образования трещин, их практическое определение и использование //Итоги науки и техники. ВИНИТИ. Сер. Разработка нефтяных и газовых месторождений. М.: 1991.- т. 23. - С. 73-153.

95. Временная инструкция по предупреждению и ликвидации газонефтеводопроявлений при строительстве скважин./ Сост.: Бло-хин O.A., Гноевых А.Н., Рудницкий A.B. и др. М.: ОАО "Газпром", 1997. - 75 с. ( Утверждена Б.А. Никитиным 14.03.97 ).

96. Тагиров K.M. Разработка методов вскрытия пластов с аномальными давлениями. Автореф. дис. д-ра техн. наук. 05.00.10.-М.: ВНИИгаз, 1987. - 38 с.

97. Патент RU № 2148698 Е 21В 21/08 Способ вскрытия продуктивного газоносного пласта бурением /K.M. Тагиров, А.Н. Гноевых, В.И. Нифантов и др. Опубл. 10.05.00, Бюл. № 13.

98. Освоение и ремонт нефтяных и газовых скважин под давлением /Ю.В. Зайцев, A.A. Даниелянц, A.B. Круткин, A.B. Романов.-М.: Недра, 1982.-215 с.

99. Бурение с промывкой пеной по герметизированной системе циркуляции /K.M. Тагиров, В.И. Нифантов, В.В. Корчагин, С.А. Акопов //Газовая промышленность.- 1991.- № 8.-С.32-34.

100. AC SU 1743249 AI, Е 21В 33/138 Полимерный состав для временной изоляции пласта /K.M. Тагиров, В.И. Нифантов, К.Н. Каллаева и др. Опубл. 02.01.90 № 1.

101. Патент RU 2033417 С1, С 09К 7/08 Пенообразующий состав для проведения ремонтных работ в скважине /A.A. Ковалев, Р.Н. Каллаева, O.K. Тагиров, В.И. Нифантов. Опубл. 20.04.95, Бюл. №11.

102. Патент RU 2057781 С1, С 09К 7/00, Е 21В 43/26 Вязкоуп-ругий состав /A.A. Перейма, K.M. Тагиров, В.И. Ильяев, В.И. Нифантов Опубл. 10.04.96.-Бюл. №10.

103. Патент RU 2033518 Cl, Е 21В 33/138 Состав для изоляции зон поглощения /A.A. Перейма, K.M. Тагиров, В.И. Ильяев, В.И. Нифантов и др. Опубл. 20.04.95, Бюл. №11.

104. AC SU 1839042 AI Е 21В 33/138 Тампонажный раствор для изоляции проницаемых пластов. /Авт A.A. Перейма, В.И. Ильяев, В.И. Нифантов Опубл. 10.04.95, Бюл.№10.

105. Крысин Н.И., Крысина Т.И., Ишмухаметова A.M. Основные принципы проектирования состава и свойств буровых растворов // Вскрытие нефтегазовых пластов и освоение скважин: Тез. докл. Вторая Всесоюз. науч.-техн. конф. -М.: Миннефтепром, 1988. -С.7-8.

106. Жигач К.Ф., Паус К.Ф. Влияние промывочных жидкостей на проницаемость кернов //Нефтяное хозяйство.- 1957,- № 11.- С.62-67.

107. Вскрытие продуктивных пластов и испытание скважин в условиях засоленного разреза / Фукс Б.А., Казанский В.В., Москалец Т.Н. и др.- М.: Недра, 1987.-127 с.

108. Кудрявцев Л.Н., Подгорнов В.М. Совершенствование технологии заканчивания газовых скважин в карбонатных коллекторах Восточной Туркмении //ОИ ВНИИЭгазпрома. Сер. Бурение газовых и газоконденсатных скважин. -М., 1985.- Вып.2.-37 с.

109. Мамаджанов У.Д., Поляков Г.А., Ходжаев М.И. Заканчива-ние скважин на газовых месторождениях Средней Азии //НПО ВНИИЭГазпрома, сер. "Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений .- М., 1976.- Вып.4.- 49 с.

110. Мамаджанов У.Д. Выбор бурового раствора для вскрытия продуктивного горизонта // Нефтяная промышленность ОИ МТЭАИНТЭК.- М.: 1990.- 32 с.

111. Вяхирев В.И. Бурение и заканчивание газовых скважин в условиях Заполярья. (Проблемы решения оригинальных технологий).- Авторреф. дис. док. техн. наук.25.00.1 5. -Тюмень, 1999.-65с.

112. Быстрое М.М. Малоглинистый полимербентонитовый раствор для вскрытия продуктивных пластов //Вскрытие нефтегазовых пластов и освоение скважин: Тез. докл. Вторая Всесоюз. науч.-техн. конф. -М.: Миннефтепром, 1988. -С.8-10.

113. Тагиров K.M., Нифантов В.И., Акопов С.А. Определение градиента давления сдвига пены в пористой среде //Совершенствование техники и технологии строительства газовых и газоконденсатных скважин: Сб. научн. трудов ВНИИгаза,- М., 1989.-С.77-83.

114. Щелкачев В.Н. Основы и приложения теории неустановившейся фильтрации: Монография в 2 ч.-Нефть и газ, 1995.-Том 1.586 с.

115. Гиматудинов Ш.И., Ширковский А.И. Физика нефтяного и газового пласта. Учебник для вузов. Изд.3-е перераб и доп. М.: Недра, 1982.- 31 1 с.

116. Физика пласта, добыча и подземное хранение газа /О.М. Ермилов, В.В. Ремизов, А.И. Ширковский, Л.С. Чугунов.- М.: Наука, 1996,- 541 с.

117. Добрынин В.М. Деформации и изменения физических свойств коллекторов нефти и газа. М.: Недра, 1970.-239 с.

118. Буряковский Л.А., Джафаров И.С., Джеванщир Р.Д. Прогнозирование физических свойств коллекторов и покрышек нефти и газа .- М.: Недра, 1982.-200 с.

119. Временная инструкция по вскрытию газоносного пласта с промывкой пеной по герметизированной системе циркуляции. Утв. в Мингазпроме 30.05.84. СевКавНИИгаз.-/К.М. Тагиров, А.Н. Лобкин, В.И. Нифантов и др. .- Ставрополь, 1985.- 61 с.

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

121. Об исследовании фильтрации двухфазной пены / А.Е. Гур-банов, Б.В. Гулиев, К.Г. Мехтиев, Р.Г. Керимов.- //Нефтепромысловое дело НТС ВНИИОЭНГа,- 1970.- № 9.-С. 14-16.

122. Каримов М.Ф. Эксплуатация подземных хранилищ газа. -М.: Недра, 1981.-248 с.

123. Солдаткин Г.И., Боткилин А.И. Новые методы предотвращения утечек газа из подземных хранилищ газа //Зарубежный опыт. ТНТО ВНИИЭгазпрома, сер. Транспорт и хранение газа.- М., 1972.-40 с.

124. Нифантов В.И. Разработка и совершенствование технологии промывки скважины пеной при вскрытии газовых пластов с аномально-низкими давлениями: Дис. канд. техн. наук.05.15.10,- Уфа, 1983.- 120 с.

125. Ентов В.М., Мусин P.M. Микромеханика нелинейных двухфазных течений в пористых средах. Сеточное моделирование и перколяционный анализ // Изв. РАН. Механика жидкости и газа.-1997,- № 2.- С. 118-130.

126. Разработать рецептуры промывочных жидкостей для капитального ремонта скважин, способствующих сохранению естественной проницаемости призабойной зоны продуктивного пласта. Заключительный отчет по теме 11Г88/89. Рук. темы Нифантов В.И.

127. Ставрополь, 1989.- 172 с. (фонды СевКавНИПИгаза.- № г.р. 01.8.80024(637).

128. Нифантов В.И., Акопов С.А., Тенн P.A. Проблемы и опыт заканчивания скважин на ПХГ //Строительство и эксплуатация ПХГ горизонтальными скважинами: Труды семинара РАО "Газпром" 1317 мая 1996 г., г. Анапа.- Краснодар, 1996.- С. 57-66

129. Новые технологии при бурении и ремонте скважин / Тагиров K.M., Нифантов В.И., Дубенко В.Е. и др. // Газовая промышленность. -1997.-№ 9.- С.32-33.

130. Тагиров K.M., Нифантов В.И., Кашапов М.А. Результаты стендовых испытаний винтового забойного двигателя при работе на пене //Газовая промышленность.- 1997.- № 9.-С.37.

131. Крепление скважин при вскрытии продуктивных пластов /K.M. Тагиров, P.A. Гасумов, A.A. Перейма, В.И. Нифантов // Газовая промышленность.- 1998.-№ 10.-С.42-44.

132. Агрегированные модели вытеснения нефти из продуктивных пластов //Наука и технология углеводородов.- 1998.- №1.- С. 4248.

133. Каримов М.Ф., Латыпов А.Г. О реологической неравновесности пены в пористых средах, физических свойств коллекторов нефти и газа // Изв. ВУЗов Нефть и газ.- 1979.- № 5.- С. 49-53.

134. Беренблатт Г.И., Ентов В.М., Рыжик В.М. Движение жидкостей и газов в природных пластах. М.: Недра, 1984.- 21 1с.

135. Алишаев М.Г., Розенберг М.Д., Теслюк Е.В. Неизотермическая фильтрация при разработке нефтяных месторождений. Под. ред. Г.Г. Вахитова,- М.: Недра, 1985.- 271 с.

136. Сорочан Е.А. Горлова А.Р. Рекомендации по лабораторным методам определения характеристик набухающих грунтов. М.: Стройиздат, 1974.- 17 с.

137. Городнов В.Д. Физико-химические методы предупреждения осложнений в бурении.- М.: Недра, 1984.- 239 с.

138. Лабораторные исследования тульских и бобриковских глин Елшано-Курдюмского ПХГ / НифантовВ.И., Шамшин В.И., Алексеев М.И. и др. // Газовая промышленность.- 1997.- №9.- С. 38-39.

139. Сеид-Рза М.К., Исмайылов Ш.И. Орман Л.М. Устойчивость стенок в скважине. М.: Недра, 1981.- 175 с.

140. Кистер Э.Г. Современные задачи в области создания и применения буровых растворов //Нефтяное хозяйство.- 1972.- №12.- С. 15-18.171 .Ангелопуло O.K., Подгорнов В.H., Аваков В.Э. Буровые растворы для осложненных условий. М.: Недра, 1988.- 135с.

141. Крысин Н.И., Скороходова Т.А., Крысина Т.Н. Применение побочных продуктов и отходов производства для приготовления буровых растворов. М.: Изд. ЦПНТО им. И.М. Губкина, 57 с.

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

143. Буровые растворы на водной основе и химические реагенты для регулирования их свойств. Справочное пособие / Абрамова А.Е., Гарьян С.А., Лимановский В.Н. и др.- Краснодар, ВНИИКР-Нефть, 1979,- 63 с.

144. Гукасов Н.А. Справочное пособие по гидравлике и гидродинамике в бурении. М.: Недра, 1982. - 380 с.

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

146. Леонов Е.Г., Исаев В.И. Гидроаэромеханика в бурении . -М.: Недра, 1987,- 304 с.

147. Giger F. M. Reduction Du Nomber de Puits Par L'utilisastion de Forages Horizontaux Revue De L'insstituit Fr. Du Pebrol. v.38.- №3/-Juin, 1983.

148. Toshi S.D. Augmentation of Wells Productivity with Slant and Horisontal Wells/ JPJ AIME 235, June, 1988.

149. Яковлев A.M., Коваленко В.И. Бурение скважин с пеной на твердые полезные ископаемые. -Л.: Недра, 1987.

150. Григорян A.M. Вскрытие пластов многозабойными и горизонтальными скважинами. М.: Недра, 1969.- 190 с.

151. Акопян H.Р. Техника и технология вскрытия газоносных пластов на Расшеватском месторождении Ставропольского края //Бурение.- 1963.- №8.- С.24-29.

152. Некоторые аспекты технологии бурения горизонтальных скважин на месторождениях Татарстана / Р.Х.Фаткуллин, Я.В. Ваку-ла, А.И. Поволяев, И.Г. Юсупов //Нефтяное хозяйство.- 1998.- 34.-С. 63-65.

153. Стокли И.О., Дженсе.н Р.Т. Проектирование заканчивания горизонтальных скважин с учетом условий бурения и капитального ремонта //Нефть, газ и нефтехимия за рубежом,- 1992,- № 4,- С.20-25.

154. Кнеллер J1.E., Гайдулиллин Я.С., Потапов А.П. Опыт и перспективы интерпретации данных геофизических исследований горизонтальных скважин //Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений,-1996. № 4,- С. 34-38.

155. Системы разработки нефтяных месторождений горизонтальными скважинами /Муслимов Р.Х., Сулейманов Э.И., Рамазанов Р.Т. и др. // Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений,- 1996,-№ 4.-С.26-33.

156. Лысенко В.Д. Формула дебита вертикально-горизонтальной скважины на многопластовом нефтяном пласте //Разработка нефтяных и нефтегазовых месторождений .- 1998.- № 3.- С.6-10.

157. Черных В.А., Славицкий B.C. Стационарные газодинамические исследования горизонтальных скважин //Газовая промышленность.- 1997.- № 12.- С.62.

158. Методика определения забойного давления в наклонных и горизонтальных скважинах / Никитин Б.А., Басниев Н.С., Алиев З.С. и др. М.:ИРЦ Газпром, 1997.- 30 с.

159. Теоретические основы применения горизонтальных скважин / А.И. Гриценко, Г.А. Зотов, Н.Г. Степанов В.А. Черных //50 лет газопроводу Саратов-Москва: Юбилейный сб. трудов . Москва. -М.: ИРЦ Газпром, 1996.- Т. 2. - С. 71-82.

160. Закиров С.Н., Сомов Е.Е., Гордон В.Я. Многомерная и многокомпонентная фильтрация. М.: Недра, 1988.

161. Алиев З.С., Шеремет В.В., Определение производительности горизонтальных скважин. -М.: Недра, 1995.- 131с.

162. Обоснование оптимальной длины горизонтального участка ствола в газовой скважине и допустимой депрессии на продуктивный пласт /Тагиров K.M., Нифантов В.И., Киршин В.И. и др. //Нефть и газ: Сб науч. трудов СевКавГТУ.- Ставрополь, 2000.- С. 73-76.

163. Крылов В.И., Михайлов H.H., Никитин Б.А. Проблемы повышения продуктивности горизонтальных скважин .- В кн.: Фундаментальные проблемы нефти и газа.- М.: Недра, 1996.- 230 с.

164. Ваганова М.Н., Ибрагимов А.И., Некрасов A.A. Математическое моделирование процессов разработки месторождений горизонтальными и наклонными скважинами //Газовая промышленность.-1998.-№ 1.-С.30-32.

165. Борисов Ю.П. Определение дебита скважин при совместной работе нескольких рядов скважин: Труды Московского нефтяного института им. И.М. Губкина.- 1951,- Вып. 11,- С.14-19.

166. Гноевых А.Н., Крылов В.И., Михайлов H.H. Изменение состояния продуктивного пласта при вскрытии его горизонтальным стволом //Нефтяное хозяйство.- 1999.- № 8.- С.

167. Гноевых А.Н. Повышение надежности технологических процессов и качества заканчивания скважин. Дис. д-ра.техн. наук, в виде научного доклада 25.15.10. М., 2000.- 89 с.

168. Гасумов P.A., Нифантов В.И. Технология вскрытия продуктивного горизонта на месторождении Кокдумалак //Строительство газовых и газоконденсатных скважин: Сб. научн. трудов ВНИИгаза -М., 1993,- С. 3-5.

169. Тагиров K.M., Лихушин A.M., Нифантов В.И. Очистка скважины от шлама при бурении наклонно-направленных и горизонтальных скважин //Техника и технология вскрытия продуктивных пластов при депрессии на пласт.- М.: ИРЦ Газпром,- 1998.

170. Дегтев Н.И., Зинкевич А.И. Контроль и дегазация буровых промывочных жидкостей. М.: Недра, 1978.- 152 с.

171. Мирзаджанзаде А.Х., Спивак А.И., Мавлютов М.Р. Гидроаэромеханика в бурении. Уфа: УНИ, 1984.- 238 с.

172. Кутателадзе С.С. Анализ подобия в теплофизике.- Новосибирск: Наука, 1982,- 280 с.

173. Кучеров Г.Г. Режимы течения газоконденсатных систем в скважинах //НТС Геология, бурение, разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. М.: ИРЦ Газпром, 1999.- №8.- С.35-43.

174. Нифантов В.И. Расчет коэффициентов распределения компонентов углеводородных газоконденсатных систем // Геология, разведка и разработка на газовых месторождениях Северного Кавказа: Сб. научн. трудов ВНИИЭгазпрома. М., 1975. - Вып. 9.- С. 298307.

175. Руководство по добыче, транспорту и переработке природного газа. -/Катц Д., Корнелл Д., Кобаяши и др.- М.: Недра, 1965.665 с.

176. Eguilibrium Ratio Date Book NGAA, Tulsa, Oklahoma, 1957.

177. Расчет фазовых равновесий углеводородных смесей газо-конденсатных месторождений /Степанова Г.С. и др. -М.: Недра, 1969. 68с.

178. Kalliappan C.S., Rowe A.M. K-fastor, Theory paper SPE, 3480, 46-th Annual Fall Meeting of the SPE of ATME, New Orleans, October, 3-6, 1971.

179. О точности аналитического расчета фазовых диаграмм углеводородных смесей /Требин Ф.А., Гуревич Г.Р., Гриценко А.И., Ширковский А.И. //Нефтяное хозяйство.- 1970. -№ 7.

180. Kildren К.Ф. Phase Behavior of a High-Pressure Condensate Reservoir Fluid, J.P.Т., August, 1968.

181. Выборное B.M. Приближенная формула для определения констант фазового равновесия парафиновых углеводородов //Горное дело.- 1968. № 7.

182. Шевцов В.Д. Борьба с выбросами при бурении скважин. -М.: Недра, 1977.- 184 с.

183. Тагиров K.M., Нифантов В.И., Гасумов P.A. Вскрытие продуктивных горизонтов в условиях переменной депрессии на пласт //Строительство газовых и газоконденсатных скважин: Сб. научн. статей ВНИИгаза. М.: 1996.-С. 3-6.

184. Гулиев Б.В. Исследование некоторых свойств двухфазной пены и применения ее при промывке песчаных пробок. Дис. канд.техн.наук. Баку: АЗНИнефтехим, 1970. 1 17 с.

185. Шмельков В.Е. Исследование и разработка технологии глушения газовых скважин на завершающей стадии разработки месторождений. Дис. канд.техн.наук.-М.:ВНИИгаз, 1977.-224 с.

186. Минеев В.П., Демяненко H.A. Исследование некоторых свойств пен под давлением //Бурение, РНТС ВНИИОЭНГа , 1980.- № 8.-С.19-21.

187. Технология бурения скважин в интервалах катастрофических поглощений промывочной жидкости /Акопов С.А., Гасумов P.A., Луценко Ю.Н., Нифантов В.И. и др. //Подземное хранение газа: Аннотации докл. Международ, конф.- М., 1995. С. 134-135.

188. Патент RU 2027847 CI Е 21В 33/06 Вращающийся превен-тор /К.М.Тагиров, Ю.Н.Луценко, В.И.Нифантов, A.A. Романовский. Опубл. 27.01.95, Бюл. № 3.

189. Жидкостно-газовый эжектор для приготовления и закачки пены в скважину /Луценко Ю.Н., Романовский A.A., Нифантов В.И. и др //Технология строительства газовых и газоконденсатных скважин: Сб. научн. трудов ВНИИГаза. М. 1991.-С. 82-85.

190. Нифантов В.И., Акопов С.А., Дзагурова Е.В. К вопросу о способах разрушения пен //Строительство газовых и газоконденсатных скважин: Сб. научн. трудов ВНИИгаза и СевКавНИПИгаза.- М., 1999.- С. 93-98.

191. Тагиров K.M., Лобкин А.Н. Использование выхлопных газов ДВС при ремонте и освоении газовых скважин. -М.: Недра, 1996.- 94 с.

192. Безглинистый углеводородный состав для бурения скважин на Уренгойском месторождении /Р.Н. Каллаева, В.И. Нифантов, Т.Ш. Вагина, O.K. Тагиров //Строительство газовых и газоконденсатных скважин: Сб. научн. статей ВНИИгаза. М.: 1996.- С. 148150.

193. Экспериментальное исследование влияния температуры на пенообразующую способность ПАВ /Нифантов В.И., Луценко Ю.Н., Каллаева Р.Н. и др //Строительство газовых и газоконденсатныхскважин: Сб. научн. трудов ВНИИгаза и СевКавНИПИгаза,- М., 1995.- С. 71-76.

194. Балденко Д.Ф., Балденко Ф.Д.,Гноевых А.Н. Винтовые забойные двигатели. -М.: Недра, 1999.- 375 с.

195. Лихушин A.M. Технология очистки ствола наклонно направленной скважины от шлама при бурении в осложненных условиях. Автореферат дис. канд.техн.наук.- Ставрополь, 1998.- 26 с.

196. Тагиров K.M., Нифантов В.И., Гноевых А.Н. Бурение скважин в условиях депрессии на пласт //Наука и технология углеводородов. Отделение нефти и газа РАЕН, 2000.- №6 (13).- С. 60-65.

197. Патент RU 2032071 CI Е 21В 45/00 Способ определения начала проявления пластового флюида и поглощения бурового раствора и устройство для его осуществоения / В.Г.Кузнецов, В.И Нифантов, P.A. Тенн, А.Ф. Яшин. Опубл.27.03.95, Бюл. №9.

198. Демихов В.И. Средства измерения параметров бурения скважин. Справочное пособие. М.: Недра, 1990.- 269 с.

199. Левицкий А.З. Использование геолого-технической информации в бурении. М. Недра, 1992.- 176 с.

200. AC SU 1659714 AI. G 01F 1/00 Устройство для автоматического измерения расхода пены /В.Г. Кузнецов, О.Н. Басов, В.И. Нифантов Опубл.30.06.91, Бюл. № 24.

201. Кисельман М.Л. Износ и защита обсадных колонн при глубоком бурении. М.: Недра, 1971.- 210 с.

202. Опыт работы по контролю технического состояния скважин Северного Кавказа /Г.Н. Рубан, A.A. Даутов, С.Г. Сагова, О.В. Керимова //Строительство газовых и газоконденсатных скважин: Сб. научн. трудов ВНИИгаза.- М.: 1993.- С. 53-56.

203. Керимов А.-Г.Г. Совершенствование геологического контроля за эксплуатацией подземных хранилищ газа, сооружаемых на истощенных газовых месторождениях. Автореферат дис. канд.техн.наук.- Ставрополь, 2000.- 20 с.

204. Нифантов В.И. Вскрытие продуктивных пластов при строительстве и ремонте газовых скважин. М: ИРЦ Газпром, 2002.-58с.

205. Нифантов В.И., Рудницкий A.B. Нифантова Е.П. Определение величины депрессии на пласт при его вскрытии //Геология, бурение, разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений: НТС.- М:. ИРЦ Газпром,2001,- № 1,- С.21-24.

206. Особенности фильтрации трехфазных пен /В.И. Нифантов,

207. A.B. Рудницкий, Е.П. Нифантова, В.А. Ячиков // Геология, бурение, разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений: НТС.- М:. ИРЦ Газпром, 2001.- № 2,- С.11-21.

208. Increase of quality of wells drilling and workover at underground gas storages / K.M. Tagirov, R.A.Gasumov, V.I.Nifantov, S.A. Varyagov .// 2001 International Gas Reseach Conference, Amzterdam. 5-8 november 2001.

209. Экспериментальные исследования динамических процессов при движении пены в скважине / K.M. Тагиров, В.И. Нифантов,

210. B.И. Киршин, P.A. Тенн // Проблемы капитального ремонта скважин и эксплуатации ПХГ: Сб. научн. трудов.- Ставрополь, 2001.-Вып. 34.- С.30-33.

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

212. Нифантов В.И. Определение максимально достижимого давления нагнетания при перекачке пены поршневыми насосами.// Теория и практика сооружения эксплуатационных газовых скважин: Сб. научн. трудов ВНИИГаза.- М., 1983.-С.86-89.

213. Определение степени сжимаемости трехфазной пены /Тагиров K.M., З.К. Клименко, В.И. Нифантов и др // Геология, бу395рение и разработка газовых месторождений: ЭИ ВНЙИЭгазпрома.-1980.-Вып. 24.- С.12-15.

214. Результатов диссертационной работы Нифантова В.И. "Научные основы технологий вскрытия пластов и освоения скважин в условиях гибкого регулирования забойного давления представленной на соискание ученой степени доктора технических наук.

215. Подробное наименование внедренных разработок.

216. Методика обоснования пределов изменения допустимой депрессии и репрессии на пласт в различных горно геологических условиях бурения и ремонта скважин.

217. Технология промывки скважины в условиях депрессии -равновесии-репрессии на пласте регулированием забойного давления.

218. Технология временного блокирования вскрытого поглощающего интервала пласта в процессе бурения и крепления скважин.

219. Технология спуска обсадных колонн при цементировании скважин в условиях равновесия давления в системе "скважина-пласт".

220. Тема, задание, научное исследование, результатом которых явиласьразработка, мероприятие.

221. Договор 61 Г 95/97 " Разработать технические и технологические решения, направленные на повышение эффективности строительства скважин".

222. Задание 1 "Усовершенствовать и внедрить технологию углубления скважин, обеспечивающую гибкое регулирование давления в системе "скважина пласт".

223. Договор 65 Г 99/2001 " Разработать и освоить производство современных технологических средств и технологий для бурения и капитального ремонта скважин в условиях депрессии на продуктивный пласт".

224. Договор № 1X67 -00-2 " Разработать и внедрить технические и технологические решения, направленные на повышение эффективности геолого -разведочных работ, строительства и эксплуатационных характеристик газовых и газоконденсатных скважин".

225. Тема 23 "Разработать , подготовить производство, изготовить и испытать опытные образцы нового оборудования, материалов и технология бурения и заканчивания скважин в условиях аномально высоких пластовых давлений

226. Договор № 6687-01-2 «Разработать и внедрить технологические решения в области геологии, строительства и капитального ремонта скважин, направленные на повышение добычи газа, газового конденсата и надежности эксплуатации ПХГ»

227. Наименование предприятия, где проведено внедрение.

228. Ф. ««Тюменбургаз» ДООО «Бургаз»

229. Наименование объекта, где произведено внедрение.

230. При строительстве скважин на Заполярном НГКМ , Ямсовейском ГКМ, Южно-Парусовой, Средне-Надымской и Уренгойской (ачимовские отложения) площадях.

231. Применение данных разработок при строительстве поисковых и разведочных скважин позволило предупредить нефтегазопроявления, обнаружить продуктивные горизонты и в целом повысить эффективность поисковых работ.

232. Основные результаты внедрения.

233. Зам. директора по экономике Ф «Тюменбургаз»

234. Главный технолог Ф «Тюменбургаз»1. Я.В. Сливчук

235. Зам. генерального директора по науке в области бурения1. ОАО «СевКАвНИПИгаз»1. В.И. Нифантов1. СОГЛАСОВАНО1. УТВЕРЖДАЮ X Начальник

236. Методика обоснования пределов изменения допустимой депрессии и репрессии на пласт в различных горно-геологических условиях бурения и ремонта скважин.

237. Составы пенообразующих и специальных полимер-солевых жидкостей с ингибирующей и кислоторастворимой твердой фазой.

238. Технология бурения скважин с использованием пенных систем в условиях АНПД.

239. Технология временного блокирования вскрытого поглощающего интервала пласта в процессе бурения, крепления и капитального ремонта скважин.

240. Технология спуска обсадной колонны и крепления скважин в условиях равновесия давления в системе «скважина-пласт» и депрессии на пласт.

241. Подробное наименование внедренных разработок.

242. Технология очистки условно-горизонтальных скважин от шлама с обработкой продуктивного пласта пено-кислотной эмульсией.

243. Тема, задание, научное исследование, результатом которых явиласьразработка, мероприятие.

244. Договор 8 Г/98.99, задание 7 «Разработать и внедрить технологию удаления глинисто-песчанных пробок из горизонтальных участков газовых и газоконденсатных скважин».

245. Договор 12 Г/96.98, задание 5 «Разработать и внедрить технологию проведения поинтервального освоения скв. № 480 Елшано-Курдюмского ПХГ с горизонтальным участком ствола».

246. Договор 65 Г/99.2001. «Разработать и освоить производство современных технологических средств и технологий для бурения и капитального ремонта скважин в условиях депрессии на продуктивный пласт».

247. Наименование предприятия, где произведено внедрение.

248. ООО «Приволжское управление буровых работ» (ПрУБР).

249. Наименование объекта, где произведено внедрение.

250. При строительстве скважин на Елшано-Курдюмском, Песчано-Уметном и Степновском ПХГ.

251. Основные результаты внедрения.

252. Главный инженер ООО «Приволжского УБР»1. В.С.Лаврентьев1. Главный технолог1. А.М.Лихушин

253. Зам. генерального директора по научной работе1. ОАО «СевКавНИПИгаз»