Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Повышение долговечности эксплуатационных колонн при работе и ремонте скважин

ВАК РФ 25.00.15, Технология бурения и освоения скважин

Содержание диссертации, кандидата технических наук, Алексеев, Денис Леонидович

ВВЕДЕНИЕ.^

1. ФАКТОРЫ, ОПРЕДЕЛЯЮЩИЕ ДОЛГОВЕЧНОСТЬ ЭКСПЛУАТАЦИОННОЙ КОЛОННЫ ПРИ ЭКСПЛУАТАЦИИ И РЕМОНТЕ СКВАЖИН. /

1.1. Условия работы крепи скважин и показатели ее герметичности. $

1.2. Роль ремонтно-изоляционных работ на поздней стадии разработки месторождений. . //

Л .3. Причины нарушения герметичности крепи скважин при бурении, эксплуатации и ремонте. /

1.3.1. Качество первичного крепления скважин.

1.3.2. Методы вторичного вскрытия пластов.

1.3.3. Коррозия труб и цементного камня. /£

1.3.4. Механическое воздействие на элементы крепи при спуско-подъемных операциях, бурении, эксплуатации и ремонте скважин. ЯО

1.3.5. Плановый и фактический уровни нагрузки на элементы крепи.Л?

1.4. Современные методы контроля технического состояния крепи скважин. Л

1.5.Современные методы проведения ремонтно-изоляционных работ и восстановления герметичности крепи скважин. 3&

1.6. Статистический анализ факторов, влияющих на долговечность эксплуатационных колонн.

1.7. Выводы по главе 1. 3S

2. ИССЛЕДОВАНИЕ УСЛОВИЙ РАБОТЫ И ИЗНАШИВАНИЯ ЭКСПЛУАТАЦИОННОЙ КОЛОННЫ ПРИ РАБОТЕ И РЕМОНТЕ СКВАЖИН.

2.1.Взаимодействие эксплуатационной колонны с насосно-компрессорныйи трубами при работе скважины. №

2.2. Взаимодействие эксплуатационной колонны с насосно-компрессорными трубами, бурильными трубами, породоразрушающими и фрезерными инструментами при ремонте скважин. . 4/

2.2.1. Спуско-подъемные операции.

2.2.2. Вращение насосно-компрессорных труб, бурильных труб, породоразрушающего инструмента, фрезерного инструмента, центраторов. 5Z

2.3. Расчет прижимающих усилий при взаимодействии инструментов с эксплуатационной колонной. Й

2.4: Схема взаимодействия, расчет площади контакта и удельных контактных нагрузок при взаимодействии эксплуатационной колонны с буровым инструментом. . SS

2.4.1. Схема взаимодействия. Ь$

2.4.2. Расчет удельных нагрузок.

2.5. Выводы по главе 2.

- 3 ЛАБОРАТОРНЫЕ ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНЫЕ ИССЛЕДОВАНИЯ ИЗНАШИВАНИЯ ЭКСПЛУАТАЦИОННЫХ КОЛОНН. 6S

3.1. Цель экспериментальных исследований.

3.2. Методика экспериментальных исследований.

3.2.1. Схема взаимодействия пары трения. £в

3.2.2. Материалы пары трения. 6$

3г2.3. Энергетические параметры взаимодействия пары трения.

3.2.4. Выбор экспериментальных установок и их характеристика.

3.2.5. Размеры образцов пары трения и их подготовка к выполнению исследований. ^ -3.2.6. Проведение экспериментальных исследований и обработка их результатов. ^

3.3. Результаты экспериментальных лабораторных исследований. . #

3.4. Выводы по главе 3. $

4. РАЗРАБОТКА РЕКОМЕНДАЦИЙ ПО ПОВЫШЕНИЮ ДОЛГОВЕЧНОСТИ ЭКСПЛУАТАЦИОННЫХ КОЛОНН.

4.1. Организационные рекомендации. . 9Z

4.2. Технологические рекомендации.

4.3. Технические рекомендации. /1°

АЛ. Выводы по главе 4. ///

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Повышение долговечности эксплуатационных колонн при работе и ремонте скважин"

Актуальность работы. Одной из основополагающих тенденций развития нефтегазодобывающего комплекса России является переход большинства крупных месторождений в категорию объектов, находящихся на завершающей стадии разработки. Это означает, что все большее количество скважин переходит в разряд сооружений с длительной историей эксплуатации, и, соответственно, все возрастающим объемом ремонтных работ.

Наряду с общей тенденцией старения фонда скважин, в последние годы происходит перераспределение состава этого фонда по видам и расширение географического расположения входящих в него скважин.

Комплекс проблем, связанных со старением фонда скважин и возрастанием объемов работ и операций, проводимых в них, будет возрастать в связи с ростом в фонде «старых» наклонно-направленных скважин.

Сутью этих проблем, обуславливаемых в первую очередь возрастом скважины, ее профилем, геологическими особенностями и рассматриваемых в данной диссертационной работе, являются вопросы потери герметичности крепи скважин под воздействием технических и технологических процессов и операций, проводимых в скважине при эксплуатации и ремонте.

Потеря герметичности любым из элементов скважинного оборудования, будь это обсадная колонна, цементный камень, колонна насосно-компрессорных тру или водоотделяющая колонна (т.н. «райзер») при морском бурении, приводит к тяжелым, а иногда и катастрофическим последствиям. Особую значимость эти вопросы приобрели в последние годы, когда пришло понимание важности экологического аспекта этой проблемы. К основным причинам потери герметичности крепи скважин сегодня относят низкое качество первичного разобщения пластов и коррозионное воздействие при жизни скважины. На наш взгляд сегодня важную роль играют и процессы механического взаимодействия эксплуатационной колонны с насосно-компрессорными и бурильными трубами, буровым и фрезерным инструментом.

Характер и скорость коррозионного разрушения крепи скважин напрямую связаны с интенсивностью и особенностями проведения всех технологических операций при эксплуатации и ремонте скважин.

В связи с этим особую актуальность приобретают вопросы прогнозирования и контролирования параметров и результатов механического взаимодействия элементов скважинного оборудования.

По нефтегазодобывающим предприятиям Волго-Уральского региона, Западной Сибири проблема потери герметичности проявляет себя в виде изнашивания обсадных колонн буровым и фрезерным инструментом при проведении ремонта вплоть до сплошного износа колонны. Вот только некоторые примеры.

1. Скв. № 1541 НГДУ «Азнакаевскнефть» - капитальный ремонт в течение 2-х месяцев потребовал проведения более 30 СПО инструментов в разной компоновке (обуривание, фрезерование, бурение, ловля и т.д.). В конечном итоге эксплуатационная колонна была выведена из строя (сквозной износ).

2.Скв. № 446/41 Ватьеганского месторождения - капитальный ремонт в течение 3-х месяцев потребовал спуск более 30 компоновок ловильных, фрезерных и других инструментов. Авария не ликвидирована в связи с бесперспективностью, колонна негерметична.

3.Скв. № 3299-С1 НГДУ «Арланнефть» - разбуривание цементного стакана в хвостовике бокового ствола. За 3 часа разбурили 1,5 м. По всем признакам хвостовик был вскрыт, т.к. долото УДОЛ-РС-86 в связи с особенностями своей конструкции было противопоказано для работы внутри хвостовика в наклонном стволе и наряду с цементным стаканом расфрезер^вало хвостовик.

4.Скв. № 7111 Тевлинско-Руссинского месторождения капитальный ремонт потребовал 72 СПО с разными захватными, буровыми, фрезерными компоновками. Герметичность эксплуатационной колонны нарушена.

Проблемы по потере герметичности и выходу добывающих скважин из строя настойчиво требуют своего решения.

Значительный вклад в исследование различных аспектов долговечности крепи скважин и промыслового оборудования в различное время внесли Г.С. Абдрахманов, Ф.А. Агзамов, В.Ф. Будников, А.И. Булатов, М.М. Загиров, Б.С. Измухамбетов, Н.Х. Каримов, M.JI. Кисельман, А.Т. Кошелев, Б.Б. Круман, В.Н. Крылов, Ю.С. Кузнецов, М.Р. Мавлютов, А.А. Мамедов, В.П. Овчинников, В.Г. Уметбаев, К.Р. Уразаков, И.Г. Юсупов и др.

Данная диссертационная работа посвящена поиску путей снижения износа эксплуатационных колонн и выработке конкретных технических, технологических и организационных рекомендаций по их внедрению.

Цель работы. Повышение долговечности эксплуатационных колонн за счет уменьшения их изнашивания при эксплуатации и ремонте скважин.

Задачи исследования:

1. Анализ факторов, влияющих на долговечность крепи скважин.

2. Анализ условий работы и изнашивания эксплуатационных колонн при работе и ремонте скважин.

3. Лабораторные экспериментальные исследования изнашивания эксплуатационных колонн.

4. Разработка рекомендаций по повышению долговечности эксплуатационных колонн.

Научная новизна

1. Получены аналитические зависимости и рассчитаны значения силовых и энергетических параметров взаимодействия эксплуатационных колонн с бурильными и насосно-компрессорными трубами, породоразрушающими и фрезерными инструментами при СПО и вращении по участкам искривленной скважины.

2. Разработана методика лабораторных экспериментальных исследований изнашивания эксплуатационных колонн при выполнении различных операций в процессе эксплуатации и ремонта скважин. Найдена взаимосвязь между работой трения и величиной износа колонны, позволяющая оценить остаточную прочность эксплуатационной колонны.

3. Установлено, что насечки, риски, твердый сплав на поверхностях трения инструментов в десятки раз увеличивают скорость износа колонны; обоснованы новые требования к породоразрушающим и фрезерным инструментам для работы внутри обсадных колонн с целью уменьшения их износа, а именно: твердость калибрующих поверхностей инструментов, замков, муфт должна быть равна или меньше твердости материала эксплуатационной колонны

4.Обоснованы принципы выбора известных и разработки новых реагентов комплексного действия (РКД) для технологических жидкостей при капитальном ремонте скважин, которые должны не только уменьшать скорость изнашивания, но и способствовать сохранению коллекторских свойств пласта.

Наиболее высокие противоизносные, поверхностно-активные и гидрофобизирующие свойства проявляет разработанный совместно с институтом органической химии УНЦ РАН реагент С-29.

Практическая ценность работы

1. Разработаны «Рекомендации по повышению долговечности крепи скважин при их эксплуатации и ремонте» (Стандарт предприятия ЗАО «Геология»),

2. Разработан программный продукт, защищенный свидетельством об официальной регистрации, для расчета распределения прижимающих усилий по интервалам скважины с целью выделения потенциально опасных для эксплуатационной колонны участков.

3.Обоснована методика расчета остаточной прочности эксплуатационной колонны с учетом ее износа, которая может быть использована при оценке состояния фонда скважин.

4. Разработан реагент комплексного действия С-29, добавка которого в технологическую жидкость при ремонте скважин способствует не только уменьшению скорости износа колонн и скважинного оборудования, но и сохранению коллекторских свойств продуктивного пласта.

Реализация работы

1. Программа расчета прижимающих усилий по интервалам скважины, СТП «Рекомендации по повышению долговечности крепи скважин при их эксплуатации и ремонте» переданы и приняты на реализацию в ЗАО «Геология», Азнакаевское УПНП и КРС (ОАО «Татнефть»),

2.Рекомендации по совершенствованию конструкции инструментов для уменьшения износа эксплуатационных колонн при ремонте скважин переданы и реализуются в НПП «Буринтех».

3. Результаты исследований используются для подготовки и переподготовки кадров для нефтегазовой отрасли.

Апробация работы

Основные положения диссертационной работы докладывались и обсуждались на: международном научно-техническом семинаре «Проблемы нефтегазовой отрасли» (г. Уфа, 1998 г.); юбилейной конференции студентов и аспирантов УГНТУ (г. Уфа, 1998 г.); заседании секции нефти и газа Академии наук Республики Башкортостан (г. Уфа, 1998 г.); 1-й международной научно-технической конференции «Современные проблемы геофизики, геологии, освоения, переработки и использования углеводородного сырья» (г. Атырау, Казахстан, 2000 г.); заседании научно-технического совета ЗАО «Акватик» (г. Москва, 2000 г.); заседании научно-технического совета ЗАО «Геология» (г. Азнакаево, Татарстан, 2000 г.); 3-ем Конгрессе нефтегазопромышленников России (г. Уфа, 2001 г.); совместном заседании НГДУ «Азнакаевскнефть», Азнакаевского УБР, ЗАО «Геология» (г. Азнакаево, Татарстан, 2001 г.); 4-й международной конференции «Породоразрушающий и металлообрабатывающий инструмент - техника и технология его изготовления и применения» (г. Судак, Украина, 2001 г.).

Публикации

По теме диссертации опубликовано 14 работ (свидетельство об официальной регистрации программы для ЭВМ, статьи и материалы внутривузовских, республиканских и международных конференций).

Объем и структура работы

Диссертационная работа состоит из введения, четырех глав, общих выводов, списка литературных источников, включающих 142 наименования, 4 приложений. Работа изложена на страницах

Заключение Диссертация по теме "Технология бурения и освоения скважин", Алексеев, Денис Леонидович

ОБЩИЕ ВЫВОДЫ

1. Одной из основных причин потери герметичности эксплуатационных колонн, наряду с коррозией, является их механическое изнашивание при эксплуатациии скважин, проведении спуско-подъемных операций, вращении породоразрушающего и фрезерного инструмента в процессе ремонтных работ. На сегодняшний день отсутствуют научно-обоснованные рекомендации по методам снижения негативных последствий проведения этих работ в скважине.

2.Теоретически решена задача о взаимодействии торцевых кромок инструментов с эксплуатационной колонной при спуско-подъемных операциях, что позволило установить возможность строгания колонны с образованием стружки, найти взаимосвязь толщины стружки с параметрами взаимодействия и радиусом искривления скважины.

3. С учетом ранее выполненных работ переработана и усовершенствована методика расчета сил сопротивления и прижимающих усилий инструментов при проведении СПО в эксплуатационной колонне с учетом зенитного и азимутального искривлений ствола скважины. Разработана программа расчета распределения этих усилий по стволу скважины на ЭВМ, на которую получено официальное свидетельство о регистрации.

4. Разработана методика и проведен цикл экспериментальных исследований по влиянию на коэффициент трения, скорость износа и энергоемкость изнашивания обсадных колонн состояния поверхностей инструментов, а также состава и свойств среды.

Исследования показали:

- насечки; риски; наличие твердого сплава на поверхностях трения инструментов в десятки раз увеличивают скорость износа материала обсадных труб;

- испытанные реагенты существенно влияют на коэффициент трения, скорость износа и энергоемкость изнашивания эксплуатационных колонн; наиболее высокие противоизносные, поверхносно-активные и гидрофобизирующие свойства проявил реагент комплексного действия С-29, что позволило рекомендовать его для промысловых испытаний.

5. Получена взаимосвязь между работой трения и износом труб эксплуатационных колонн, которая позволяет дать прогнозную оценку их состояния с учетом .вида и объемов выполненной внутри эксплуатационных колонн работы.

6. Решена задача по оценке остаточной прочности изношенных эксплуатационных колонн, из которой следует, что неравномерный износ стенки трубы приводит к большему снижению прочности, чем исходная прочность неизношенных колонн с толщиной стенки, равной толщине в области износа. По результатам расчетов могут быть приняты

-из меры по изменению режима эксплуатации или выполнению профилактического (упреждающего) ремонта эксплуатационных колонн. 7. Проведено комплексное обоснование путей повышения долговечности крепи скважин; выработан ряд организационных, технических и технологических рекомендаций, которые переданы для реализации.

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Алексеев, Денис Леонидович, Уфа

1. Будников В.Ф., Макаренко П.П., Юрьев В.А. Диагностика и капитальный ремонт обсадных колонн в нефтяных и газовых скважинах. М.: Недра, 1997,- 226 с.

2. Ярыш А.Т. Разработка и исследование методов повышения изолирующей способности стальных пластырей при восстановлении герметичности обсадных колонн: Дисс. канд. техн. наук.- Краснодар: ВНИИКрнефть, 1998. 170 с.

3. Незаметдинов P.M. Совершенствование технологии устранения негерметичности эксплуатационных колонн (на примере нефтяных месторождений Башкортостана). Автореф. дис.канд.техн. наук. -Уфа.: 1999.-24 с.

4. Агзамс^в Ф.А., Измухамбетов Б.С., Каримов Н.Х., Мавлютов М.Р. Повышение долговечности тампонажного камня в агрессивных флюидах нефтяных и газовых скважин. УГНТУ, Самарский ф-л секции «Строительство» РИА, 1998.

5. Круман Б.Б. Практика эксплуатации и исследования глубинно-насосных скважин.- М., Недра, 1964. 216 с.

6. Мухаметшин М.М., Рогачев М.К. Повышение эффективности эксплуатации нефтепромысловых систем на месторождениях сероводородсодержащих нефтей.- Уфа, 2001 г. -128 с.

7. Сидоров И.А. Восстановление герметичности обсадных колонн в нефтяных и газовых скважинах // Бурение: ВНИИОЭНГ М.: 1972,95 с.

8. Кошелев А.Т. Научное обоснование, разработка и внедрение методов повышения работоспособности крепи скважин: Диссерт. д.т.н. Сиб. н.и. инст-т нефт. пром-ти, Тюмень, 1993. - 391 с.

9. Щелкачев В.Н. Влияние на нефтеотдачу плотности сетки скважин иих размещения // Нефтяное хозяйство.- 1974.- № 6.- с. 26-30.

10. Щелкачев В.Н. О подтверждении упрощенной формулы, оценивающей влияние плотности сетки скважин на нефтеотдачу //. Нефтяное хозяйство 1984. - № 1. - с. 30-33.

11. П.Сергеев В.Б. Влияние плотности сетки скважин на нефтеотдачу водонефтяных зон залежей Арланского месторождения // Нефтяное хозяйство. 1985. - № 2. - с. 21-24.

12. Самсонов Ю.Н. Влияние геолого-физических параметров пластов на эффективность бурения дополнительных скважин // Нефтяное хозяйство,- 1986,- № 8. с. 37-39.

13. Попов И.П. Влияние плотности сетки скважин на нефтеотдачу пластов // Нефтяная и газовая промышленность. Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений.- 1996.- № 5. с. 39-42.

14. Мухаметшин В.Ш. Зависимость нефтеизвлечения от плотности сетки скважин при разработке низкопродуктивных карбонатных залежеей // Нефтяное хозяйство.- 1989.- № 12.- с. 26-29.

15. Муслимов Р.Х. Опыт оптимизации системы разработки Ромашкинского месторождения // Нефтяное хозяйство.- 1980,- № 12.-с. 27-34.

16. Крылов А.П. Экономически допустимое разрежение сетки скважин с точки зрения влияния на нефтеотдачу // Нефтяное хозяйство.- 1980.-№ 6.- с. 28-30.

17. Дияшев Р.Н. и др. Исследование зависимости коэффициента нефтеизвлечения от плотности сетки скважин с учетом временного и технологического факторов (в порядке обсуждения) // Нефтяное хозяйство.- 1995 № 1-2.- с. 43-47.

18. Довжок Е.М. и др. Опыт уплотнения сетки скважин на низкопроницаемом неоднородном объекте // Нефтяное хозяйство.-1982.-ДО» 9.- с. 25-28.

19. Бочаров В.А. Рациональная плотность сетки и размещение скважин на месторождениях неньютоновских нефтей // Нефтяное хозяйство.-1986.- №2.- с. 49-50.

20. Баймухаметов К.С. и др. Влияние плотности сетки скважин на основные показатели разработки месторождений // Нефтяное хозяйство.- 1996,- № 2. с. 24-27.

21. Аминов М.Ф., Шавалиев A.M. Влияние плотности сетки скважин на охват процессом вытеснения многопластовых объектов разработки // Сб. научных трудов.- Уфа: БашНИПИнефть, 1989.- № 79.- с. 66-73.

22. Абдулмазитов Р.Г. и др. Оценка потерь нефти от разрежения сетки скважин // Нефтяное хозяйство,- 1989.- № 3.- с. 21-25.

23. Токарев М.А. Комплексный геолого-промысловый контроль за текущей нефтеотдачей при вытеснении нефти водой,- М.: Недра, 1990.-267 с.

24. Лысенко В.Д. Проектирование разработки нефтяных месторождений,-М.: Недра, 1987.- 247 с.

25. Лысенко В.Д. Разработка нефтяных месторождений: Теория и практика.- М.: Недра, 1996.- 367 с.

26. Лысенко В.Д. Оптимизация разработки нефтяных месторождений.-М.: Недра, 1991.- 296 с.

27. Лысенко В. Д. Проблемы проектирования разработки нефяных месторождений. -М.: ВНИИОЭНГ, 1994,- 91 с.

28. Лысенко В.Д. Теория, разработки нефтяных месторождений.- М.: Недра, 1993.-312 с.

29. Лысенко В.Д. Оценка возможной нефтеотдачи по основному объекту Ромашкинского месторождения горизонтам Д1 и До // Нефтепромысловое дело.- 1996,- № 3-4,- с. 2-7.

30. Лозин Е.В. Эффективность доразработки нефтяных месторождений.-Уфа: Башкирское книжное издательство, 1987. 187 с.

31. Баймухаметов К.С., Гайнуллин К.Х., Сыртланов А.Ш., Тимашев Э.М. Геологическое строение и разработка Арланского нефтяного месторождения.- Уфа: РИЦ АНК «Башнефть», 1997.- 368 с.

32. Муслимов Р.Х. и др. Оптимизация разработки нефтяных залежей // Нефтяное хозяйство.- 1993.- № 10.- с. 37-41.

33. Рубин Е.Н. и др. Технология доразработки высокообводненого нефтяного месторождения при заводнении // Нефтяное хозяйство.-1995,-№5-6,- с. 39-42

34. Юсупов Ф.Ш., Быков Л.И., Султанмагомедов С.М. Способ профилактического ремонта промысловых нефтепроводов, подверженных внутренней коррозии // Защита трубопроводов от коррозии и охрана окружающей среды,- М.: ВНИИОЭНГ, 1994.-№ 3.- с. 5-9.

35. Галлямов А.К., Черняев К.В., Шаммазов A.M. Обеспечение надежности функционирования системы нефтепроводов на основе технической диагностики.- М: Недра, 1998.

36. Прогнозирование коррозионно-механических разрушений магистральных трубопроводов / Г.И. Гареев, И.А. Иванов, И.Г. Абдуллин и др. М.: Недра, 1997.

37. Аппаратурно-методический геофизический комплекс «Контроль» для контроля и оценки технического состояния обсаженных скважин.-Проспект ТОО НПФ «Геоэкотехносервис»: г. Октябрьский, 1996.

38. Аппаратурно-методический комплекс скважинной электромашиной дефектоскопии и толщинометрии ЭМДС Т.М. - Проспект АО ИПП ВНИИГИС,- г. Октябрьский.

39. Акустический микрокаверномер -дефектомер САТ-4: Проспект АО НПФ «Геофизика».- г. Уфа.

40. Модуль акустического контроля качества цементирования скважин МАК-6. Проспект АО НПФ «Геофизика».- г. Уфа.

41. Дмитриев А.Ю. Методика выбора оптимального варианта пространственного положения дополнительного ствола эксплуатационной скважины: Дисс. канд. техн. наук.- Томск, 1999,- с. 208.

42. Измайлов Л.Б. Методы повышения долговечности обсадных колонн.-М.: Недра, 1984,- 181 с.

43. Измайлов Л.Б. Современные методы предупреждения повреждений обсадных колонн,- М.: ВНИИОЭНГ, 1978.- (обзор, информ. Серия «Бурение»).- 39 с.

44. Аветисов А.Г., Кошелев А.Н., Крылов В.И. Ремонтно-изоляционные работы при бурении нефтяных и газовых скважин.-М.: Недра, 1981.200 с.

45. Пономарев А.Н., Кучеров Г.Г.; Новиков В.И. Система контроля и управления качеством строительства скважин.- с. 232-236. Проблемы освоения месторождений Уренгойского комплекса. М.: Недра, 1998.464 с.

46. Мелинг К.В. Разработка техники и технологии восстановления крепи скважин профильными перекрывателями: Дис. к.т.н.- Бугульма: АО Татнефть, ТатНИПИнефть, 2000.-214 с.

47. Тенн Р.А. Технология диагностики и ликвидации межколонных флюидопроявлений на скважинах месторождений и ПХГ М.: ИРЦ Газпром, 2000.- (Обзор, информ. Сер. «Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений»), - 85 с.

48. Агзамов Ф.А., Аль-Сурурсе Я.М., Комлева С.Ф. Экспериментальная оценка герметичности межколонного пространства газовых скважин // Нефть и газ. Изв. вузов, г. Тюмень.-2000.- № 5 с. 58-65.

49. Булатов А.И. Формирование и работа цементного камня в скважине.-М.: Недра, 1990.-е. 131-149.

50. Черненко А.В., Куксов А.К. Влияние фильтрационных разрушений на проницаемость тампонажного камня // Нефтяное хозяйство. 1972. -№ 10.-е. 11-13.

51. Гайворонский А.А., Цыбин А.А. Крепление скважин и разобщение пластов.- Д.: Техническая книга. 1980.- 367 с.

52. Юсупов И.Г. Крепление нефтяных скважин органо-минеральными материалами: Дисс. д.т.н. Бугульма: ТатНИПИнефть, 1983.

53. Брайен Т.Б. Причины повреждения обсадных колонн // Нефть, газ и нефтехимия за рубежом,- 1984,- № 6.- с. 6-11.

54. Нежельский А.А., Рябоконь С.А., Пеньков А.И., Усков В.П., Яковлев С.В., Сергеев Н.И. Причины повреждения обсадных колонн // Нефтяное хозяйство. 1991.- № 3,- с. 8-11.

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

56. Барановский В.Д., Булатов А.И., Крылов В.И. Крепление и цементирование наклонных скважин.- М.: Недра, 1983.- 352 с.

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

58. Проект разработки Белебеевского нефтяного месторождения. Уфа: БашНИПИнефть, 1995.60. Дополнение к проекту разработки Саннинского нефтяногоместорождения. Уфа: БашНИПИнефть, 1998.

59. Проект разработки Орьебашевского нефтяного месторождения. -Уфа: БашНИПИнефть, 1996.1. TID

60. Усов C.B. и др. Эффективность восстановления герметичности обсадных колонн в скважинах // Нефтяное хозяйство. 1980.- № 10.- с. 22-26.

61. Каплан Л.С., Алексеев Д.Л. Еще раз о вскрытии продуктивного пласта //Бурение,- 2001,- № 6.- с. 8-12.

62. Мамедов А.А. Нарушения обсадных колонн при освоении и эксплуатации скважин и способы их предотвращения.- М.: Недра, 1974.-200 с.

63. Мамедов А.А. Предотвращение нарушений обсадных колонн. М.: Недра, 1990,- 240 с.

64. Шмелев П.С. Бурение глубоких скважин в условиях аномального воздействия коррозионно- активных сред. М.: Наука, 1998,- 351 с.

65. Фаттахов З.М. Разработка методов предупреждения, исследования и контроля межколонных проявлений на скважинах Астраханского ГКМ: Дисс. канд. техн. наук.- Астрахань, 2000.- 163 с.

66. Голубев Г.Р., Новиков JI.A. Трение, износ и защита бурильных колонн в глубоких скважинах.- М.: Недра, 1981.- 158 с.

67. Алексеев JI.A. Энергетические принципы разработки конструкции и режима отработки породоразрушающего инструмента режуще-скалывающего действия для бурения скважин: Дисс. д.т.н. Уфа: 1986.- 400 с.

68. Пейн М.Л., Сатувелли Ю.Б., Крабтри С.Р. Опыт применения вероятных методов проектирования обсадных колонн для нефтяных скважин // Нефтегазовые технологии,- 1999.- № 3,- с. 44-51.

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

70. Погодин-Алексеев Г.И. Динамическая прочность и хрупкость металлов.-М.: Машиностроение, 1966. 312 с.

71. Измайлов Л.Б., Карнаухов Л.А., Кисельман М.Л. Сопротивляемость обсадных труб смятию при поврежеднии их буровыми долотами // Тр. СевКавНИИ.Вып. 2,- Северо-Осетинское издательство, 1967. 17 с.

72. Уразаков К.Р. Эксплуатация наклонно-направленных насосных скважин. М.: Недра, 1993,- 169 с.

73. Грачев К.В. Повышение срока службы замков для бурильных труб в роторном бурении: Дисс.канд.техн. наук.- г. Грозный, 1955.- 211 с.

74. Габдрахманов Ф.Х., Латыпов A.M., Галеев Ф.Х., Абуталипов У.М., Газаров А.Г. К вопросу расчета нагрузок трения в искривленных скважинах: Сб. науч. трудов «Добыча, сбор и подготовка нефти в осложненных условиях эксплуатации месторождений». Вып. 106.

75. ДООО БашНИПИнефть.- ОАО АНК Башнефть.- г. Уфа, 2001.- с. 5154.

76. Гидравлические силы сопротивления, действующие на ряды насосных стержней. Обзорн. информ. фирмы J.M. Huber Corporation, Texas, USA.- 1992,- 11 с.

77. Измайлов Л.Б., Кокаев В.Н. О повышении долговечности обсадных колонн // Нефтяное хозяйство. 1982.- .- с. 16-19. № 8.

78. Кисельман M.JI. Работа крепи скважин при односторонних повреждениях обсадных колонн // Нефтяное хозяйство 1979.- № 2.-с. 8-11.

79. Мельциков Ю.В., Утробин А.А., Смоляников В.Г. Нарушение контактов цементного кольца с обсадной колонной и стенками скважины при проведении технологических операций в этой колонне //Реф.НГС Бурение.-ВНИИОЭНГ, 1977,- №4.

80. Лукманов P.P., Мавлютов М.Р., Поляков В.Н., Приданников Г.Г., Шарипов А.У., Клявин P.M. Состояние цементного кольца и камня после длительной эксплуатации скважины Ишимбайского месторождения // Бурение.- 1979.- № 12,- с. 19-21.

81. Дедешко В.Н. Техническое состояние магистральных трубопроводов РАО Газпром и организация работ по внутритрубной диагностике. Восьмая международная деловая встреча «Диагностика-98». Сочи, апрель 1998,- Том 1.-М.: ИРЦ Газпром, 1998.- с. 5-31.

82. Карл Ф.Отт. Проблемы предупреждения и диагностики стресс-коррозии газопроводов.- М.: ИРЦ Газпром, 1998.- (Обзор, информ. Стресс-коррозия на газопроводах. Гипотезы, аргументы и факты).-73 с.

83. УметбаевВ.Г., Мерзляков В.Ф. Капитальный ремонт как средство экологического оздоровления фонда скважин.- г. Уфа: БашНИПИнефть, 1995.

84. УметбаевВ.Г Разработка научно-методических основ и технологий оздоровления осложненного фонда скважин: Автореф. дис.д.т.н.-г.Уфа,- 1997.- 41 с.

85. Серенко И.А., Сидоров Н.А., Кошелев А.Т. Повторное цементирование при строительстве и эксплуатации скважин,- М.: Недра, 1978.-263 с.1. МО

86. Булатов А.И. Теория и практика заканчивалия скважин. Том 2.- М.: Недра, 1997.- 343 с.

87. Красильников А.А. Стрелков В.И., Маганов Р.У., Яшурин А.Ш. О физическом состоянии стенок ствола скважины // Нефтяное хозяйство.- 1992.-№ 10.-с. 12-14.

88. Макаренко П.П., Булатов А.И., Петерсон А.Я., Климов В.В. Контроль технического состояния скважин // Газовая промышленность.- 1997.-№ 6.- с. 36-38.

89. РД 39Р-0135648-005-90. Временный регламент по контролю технического состояния скважин месторождений ПО Башнефть,- г. Уфа: БашНИПИнефть, 1990,- 22 с.

90. РД 39-0147009-532-87. Выбор технологии и тампонажных материалов при проведении ремонтно-изоляционных работ.- г. Краснодар: ВНИИКрнефть, 1987.-89 с.

91. Билык С.Ф. Определение вращающего момента сборки резьбовых соединений обсадных труб // Нефтяное хозяйство. 1979. - № 5. - с. 18-20.

92. Прасолов В.А. Исследование герметичности обсадных колонн при спуске и цементировании (на примере нефтяных месторождений Татарской АССР). Автореф. к.т.н. г. Куйбышев, 1972.- 16 с.

93. Мамедов А.А. Предотвращение нарушений обсадных колонн.- 1990.-д-т 286905 (БНТИ).

94. Мамедов А.А. Обеспечение безопасной эксплуатации газовых и газокондесатных скважин путем надежной герметизации резьбовых соединений обсадной колонны // Азфб. нефтяное хозяйство.- 1986.- № 6.- с. 25-27.

95. О состоянии работ по ликвидации негерметичности обсадных колонн в резьбовых соединениях. Качественное крепление и управление свойствами тампонажного камня / Кошелев А.Т., Горбачев В.М., Киселев А.И. и др. ВНИИКрнефть, 1985.- с. 80-85.

96. Булатов А.И., Макаренко П.П., Будников В.Ф., Басарыгин Ю.М. Теория и практика заканчивания скважин.- М.: Недра, 1998,- Том 4,496 с.

97. Блажевич В.А., Умрихина Е.Н., Уметбаев В.Г. Ремонтно-изоляционные работы при эксплуатации нефтяных месторождений.-М.: Недра, 1981.- 233 с.

98. Поправка Д.Л. Юрьев В.А., Лущевская Б.К. // Пластыри для восстановления герметичности обсадных колонн.- Нефтяное хозяйство.- 1993.- № 2.- с. 17-19.1. П1

99. Абдрахимов Г.С. Технологические основы локального крепления стенок скважин экспандируемыми обсадными трубами: Дис. д.т.н.-Бугульма: АО Татнефть, ТатНИПИнефть, 1988.- 200 с.

100. К.М. Тарифов, А.Х. Кадыров, И.Н. Рахманов и др. Новые методы защиты и герметизации эксплуатационной колонны.- Казань: Идел-Пресс, 2001.- 96 с.

101. Бешелев С.Д., Гурвич Ф.Г. Экспертные оценки.- М.:Наука, 1973. -227 с.

102. Бешелев С.Д., Гурвич Ф.Г. Математико-статистические методы экспертных оценок.- М.: Статистика, 1980.- 272 с.

103. ПО.Дрейцер Н., Смит Г. Прикладной регрессионный анализ: в 2-х книгах. Кн. 1.- М.: Финансы и статистика, 1986.

104. Ш.Дюк В. Обработка данных на ПК в примерах,- СПб.: Питер, 1997.240 с.

105. Нейман В.Г. Решение научных, инженерных и экономических задач с помощью ППП STATGRAPHICS. -М. МП Память, 1993,- 88 с.

106. ПЗ.Писаренко Г.С., Яковлев А.П., Матвеев В.В. Справочник по сопротивлению материалов.- Киев: Наукова Думка, 1975.

107. Галин JI.A. Контактные задачи теории упругости и вязкоупругости .М.: Наука, 1980.

108. Александров В.М., Пожарский Д.А. Неклассические пространственные задачи механики контактных взаимодействий упругих тел. -М.: Факториал, 1998.

109. Пб.Вульф А.М. Резание металлов.- Ленинград: Машиностроение, 1973.

110. Безухов Н.И. Основы теории упругости, пластичности и ползучести.-М.: Высшая школа, 1961.

111. Современные способы предупреждения повреждений обсадных колонн,- М.: ВНИИОЭНГД978,- Обзор, информ.

112. Александров М.М. Взаимодействие колонны труб со стенками скважины.- М., Недра, 1982.

113. Сушок Л.Я., Емельянов П.В. Проектирование профилей и забойных компоновок для бурения наклонных скважин в Западной Сибири. -М.: ВНИИОЭНГ, 1981,- (Обзор, информ. Сер. «Бурение».- Вып. 10).

114. Санников Р.Х. Методика расчета осевых усилий и сил сопротивления движению бурильной колонны в скважинах сложного профиля Уфа: УНИ, 1988.

115. Каханер Д., Моулер К., Нэш С. Численные методы и математическое обеспечение.- М.: Мир, 1998,- 575 с.

116. Poss G.N. and Hall Yr., Russell, 1995: Subsea Riser Wear: A Case History, SPE/YADC 29392,1995 SPE/YADC Drilling Conference, Amsterdam, February-March.

117. Кольская сверхглубокая. / Басович B.C., Бергштейн О.Ю. и др. М.: Недра, 1984.

118. Во1 G.M.,1985: Effect of Mud composition on wear and friction of casing and tool joints. SPE Drilling Engineer, October.

119. Garkasi Ali, Hall Jr., Russell and Deskins, W. Gregory, 1994: Laboratory drill pipe protector tests. PD Vol. 56 Drilling Technology, Book № G0087, The American Society of Mechanical Engineers.

120. Garkasi Ali, Hall Tr., Russell and Vozniak, Tohn, 1995: Advances in predicting and redusing casing wear. SPE 30485, SPE Annual Technical Conference, Dallas, Texas, October 22-25.

121. Детали машин / Добровольский В.А. и др.- М.: Машгиз, 1963.

122. Стендовые экспериментальные исследования по оценке коэффициентов трения и износа алюминиевого райзера: Отчет о научно-технической работе ЗАО «Акватик»./УГНТУ, ХНИЛ «Бурение»: директор Мулюков Р.А.- Уфа, 2000. 98 с.

123. Крагельский И.В., Виноградова И.Э. Коэффициенты трения: Справочник.- М.,1962.

124. Конесев Г.В., Мавлютов М.Р., Спивак А.И., Мулюков Р.А. Смазочное действие сред в буровой технологии,- М.: Недра, 1993,- 272 с.132.3ейгман Ю.В. Физические основы глушения и освоения скважин.-Уфа: УГНТУ, 1996.- 60 с.

125. Инструкция по расчету обсадных колонн для нефтяных и газовых скважин,-Москва, 1997.

126. Прочность, устойчивость, колебания / Справочник под ред. Биргера И.А., Паповко Я.Т. Том 1,- М.: Машиностроение, 1968.

127. Сопротивление материалов / Учебник под ред. Писаренко Г.С.- Киев: Высшая школа, 1986.

128. Ишбаев Г.Г. Новые системы промывки и вооружения бурового и специального инструмента режуще-скалывающего действия: Дисс. д.т.н. Уфа: УГНТУ, 1997,- 321 с.

129. Инструкция по расчету бурильных колонн.- М., 1997.

130. Алексеев JI.A. Методическое пособие для практических занятий по технике бурения скважин,- Уфа: УНИ, 1970.

131. Алексеев Л.А., Алексеев Д.Л, Ишбаев Г.Г., Ташбулатов Р.Ф. Обеспечение долговечности крепи при бурении и капитальном ремонте скважин // Горный вестник.- 1998,- № 4,- с. 14-17.

132. Трубы нефтяного сортамента / Справочник под ред. Сараяна А.Е. -М.: Недра, 1987.

133. Харьков В.А. Капитальный ремонт нефтяных и газовых скважин.-М.: Недра, 1969.

134. Ашрафьян М.О. Технология разобщения пластов в осложненных условиях,- М.: Недра, 1989.1. Y231. УТВЕРЖД;

135. Генсраль^Иргй директор ЗАО «Геологии»1. Р.В. Хаинпоп1. СТАНДАРТ ПРЕДПРИЯТИЯрекомендациипо повышению долго- стпвечности крепи скважинпри их эксплуатации и введеи впервыеремонте1»1. Дата введения 01.01.2002г

136. Настоящий документ разработан Уфимским Государственным Нефтяным Техническим Ушшерсшешм1. СОДЕРЖА МИ Liс.1. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ.3

137. РЕКОМЕНДАЦИИ ПО НОВЫ III EI1ИЮ ДОЛГОВЕЧНОСТИ КРЕПИ СКВЛЖИМ ПРИ ИХ ЭКСПЛУАТАЦИИ И РЕМОНТЕ .

138. Организационные рекомендации . ^

139. Технологические рекомендации . $

140. Технические рекомендации . <5