Диплом, курсовая, контрольная работа
Помощь в написании студенческих работ

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

Диссертация: Исследование и разработка ресурсосберегающих технологий строительства скважин с целью извлечения остаточных запасов углеводородов
ДиссертацияПомощь в написанииУзнать стоимостьмоей работы

Интенсивное обезвоживание цементного раствора под воздействием высоких репрессий в периоды цементирования колонн и ОЗЦ существенно изменяет его исходные свойства (плотность, вязкость, предельное напряжение сдвига, сроки схватывания и твердения), активность физико-химических процессов формирования цементного камня за эксплуатационной колонной, величину гидростатического давления цементного… Читать ещё >

Содержание

  • 1. АНАЛИЗ ОСОБЕННОСТЕЙ ПРОЦЕССА УГЛУБЛЕНИЯ СКВАЖИН ПРИ РАЗЛИЧНЫХ СПОСОБАХ БУРЕНИЯ С УЧЁТОМ ГЕОЛОГИЧЕСКИХ ОСОБЕННОСТЕЙ МЕСТОРОЖДЕНИЯ УГЛЕВОДОРОДОВ
    • 1. 1. Проектирование осевых нагрузок на забой скважины и на долото
    • 1. 2. Разработка способа и устройства формирования осевой нагрузки на долото
      • 1. 2. 1. Исследование и разработка предпосылок для повышения 26 эффективности бурения скважин вибровращательным приводом долота
      • 1. 2. 2. Разработка роторно-шпиндельного способа бурения сква- 41 жин и конструкции для него
      • 1. 2. 3. Устройство роторно-шпиндельного способа бурения
      • 1. 2. 4. Проектирование режима бурения
  • 2. ИССЛЕДОВАНИЕ ФИЛЬТРАЦИОННЫХ ПРОЦЕССОВ В СИСТЕМЕ СКВАЖИНА — ПРОНИЦАЕМЫЕ ПЛАСТЫ"
    • 2. 1. Влияние буровых растворов на коллекторские свойства продуктивных пластов
    • 2. 2. Анализ влияния различных факторов на процессы фильтратоотдачи и проникновения твердой фазы суспензий в проницаемые породы-коллектора
    • 2. 3. Исследования фильтрационных свойств буровых растворов и влияния их фильтратов на коллекторские свойства продуктивных пластов
    • 2. 4. Возможность регулирования свойств буровых растворов на стадии их приготовления
    • 2. 5. Возможность кольматации проницаемых пород при бурении скважин
  • 3. ПРОБЛЕМЫ ОБЕСПЕЧЕНИЯ ГЕРМЕТИЧНОСТИ ЗАКОЛОННОГО ПРОСТРАНСТВА
    • 3. 1. Удаление глинистой корки и кольматация проницаемых пла- 116 стов
    • 3. 2. Формирование структуры цементного камня
    • 3. 3. Повышение седиментационной устойчивости тампонажных 150 растворов
    • 3. 4. Механизм образования трещин по контактным зонам цемент- 157 ного камня
    • 3. 5. Повышение прочности контакта цементного камня с ограничи-162 вающей поверхностью
    • 3. 6. Требования к технологии и тампонажным материалам при 164 цементировании скважин
  • Выводы по 3 разделу

Исследование и разработка ресурсосберегающих технологий строительства скважин с целью извлечения остаточных запасов углеводородов (реферат, курсовая, диплом, контрольная)

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Для выполнения поставленной цели необходимо решить следующие основные задачи:

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

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

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

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

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

Научная новизна.

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

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

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

Практическая ценность.

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

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

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ.

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

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

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

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

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

6. Разработаны требования к тампонажным системам и вмещающей среде, выполнение которых обеспечит создание герметичного заколонного пространства на весь срок службы скважины. Предложены технологические мероприятия для этих целей (стандарт предприятия СТП 156 251−001−2002 [165]).

Показать весь текст

Список литературы

  1. Р.К., Габдуллин Р. Г. Новые способы вторичного вскрытия пластов и конструкций забоев скважин. Тюмень: Изд-во «Вектор Бук», 1998.212 с.
  2. В.И., Дегтев Н. И., Ульянов М. Г. О регламентировании репрессий на пласты при бурении скважин //НТЖ. Нефтяное хоз-во. М.: ВНИИОЭНГ, 1988.-№ 12.-С. 16−20.
  3. В.Н., Колокольцев В. А. Определение гидродинамических давлений в процессе спуска инструмента при наличии в скважине проницаемого пласта //НТЖ. Нефтяное хоз-во. М.: ВНИИОЭНГ, 1972.- № 4.- С. 21−24.
  4. . В., Чураев Н. В., Муллер В. М. Поверхностные силы. М.: Наука, 1987.-398 с.
  5. К. Бурение и заканчивание скважин. — М.: Гостоптехиздат, 1963. 517 с.
  6. П. А. К вопросу о повышении качества вскрытия пластов. Бурение: Реф. науч.-техн. сб. / ВНИИОЭНГ, 1977, № 9. — С. 44−46.
  7. Предупреждение и ликвидация газонефтепроявлений при бурении скважин / Озеренко А. Ф., Куксов А. К., Булатов А. И. и др. М.: Недра, 1977.279 с.
  8. Е.В., Ованесов М. Г., Брагин Ю. И. и др. Интенсификация выработки запасов нефти на поздней стадии разработки скважин // Обз. инф. Сер. Нефтепромысловое дело. М.: ВНИИОЭНГ, 1982.- Вып. 25 (49).- 28 с.
  9. B.C., Балабешко В. В., Поляков Г. Г. Определение гидростатического давления в глубоких скважинах //НТЖ. Нефтяное хоз-во. М.:
  10. ВНИИОЭНГ, 1984.- № 6.- С. 5−7.
  11. Предупреждение выбросов (фонтанов) при подземном ремонте скважин / Расторгуев М. А., Поляков В. Н., Ситдыков Г. А., Пономарев В. Ф. // РНТС. Нефтепромысловое дело. М.: ВНИИОЭНГ, 1972.- № 8.- С.11−14.
  12. A.B., Горбунов А. Г. Шустер И.Н. Заводнение нефтяных месторождений при высоких давлениях нагнетания. — М.: Недра, 1975.- 215 с.
  13. Дон Н.С., Титков Н. И., Гайворонский A.A. Разобщение пластов в нефтяных и газовых скважинах. — М.: Недра, 1974.- 272 с.
  14. С.В., Абдуладзе А. М., Клибанец Б. А. Совершенствование способов вскрытия нефтегазовых пластов // Обз. инф. Сер. Нефтепромысловое дело. М.: ВНИИОЭНГ, 1983.- Вып. 13 (52).- 24 с.
  15. Повышение эффективности разобщения и изоляции продуктивных пластов при их разбуривании / Поляков В. Н., Лукманов Р. Р., Шарипов А. У. и др. Бурение: Реф. науч.-техн. сб. / ВНИИОЭНГ. 1979, № 9. С. 8−12.
  16. В.Н. Требования, предъявляемые к герметичности и прочности ствола при заканчивании скважин месторождений Башкирии // НТЖ. Нефтяное хоз-во. М.: ВНИИОЭНГ, 1983.- № 5.- С. 27−28.
  17. Ю.Н., Возмитель В. М., Кошелев А. Т. и др.Состояние и пути совершенствования водоизоляционных работ на месторождениях Западной Сибири // Обз. информ., Сер. Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. М.: ВНИИОЭНГ, 1992, — 68 с.
  18. O.A., Саркисов М. М., Александров В. Б., Желтухин Ю. Л. Влияние конструкции забоя на добывные характеристики скважин в трещинном коллекторе // НТЖ. Нефтяное хоз-во. М.: ВНИИОЭНГ, 1984.- № 12.- С. 42−44.
  19. М.М. Современные представления о проектировании режимов бурения. Учебн. Пособие.- Грозный: Грозн. Нефт. Инт-т, 1974.- 71 с.
  20. Ю.Ф., Матвеева А. М., Маханько В. Д. и др. Проектирование режимов турбинного бурения. М.: Недра, 1974. — 240 с.
  21. Г. Д. Проектирование режимов бурения.- М.: Недра, 1988.-20OC.
  22. Word Howell. Fisbeck Marvin. О параметрах режима бурения шарошечными долотами. Drilling parameters and the journal bearing carbide bit. Drilling, 1980. -№ 3.-C. 92−93.
  23. Г. А., Уросов С. А., Спасибов B.M. Динамическое осевое усилие на долото и гидроимпульсное давление в потоке промывочной жидкости // Изв. Вузов. Нефть и газ.- Тюмень, 2000.- № 5.- С. 81−84.
  24. Г. А. Технология углубления скважин на нефть и газ. -Тюмень: ВЕКТОР БУК, 2001.-155 с.
  25. Г. А., Копылов В. Е. Из опыта работы с легкосплавными бурильными трубами. // НТС. Нефть и газ Тюмени.- Тюмень, 1969.- № 1.M-C. 29−33.
  26. B.C. Проектирование режимов бурения. М.: Гостоптехиз-дат.-1958.-248 с.
  27. А.И., Попов А. Н. Разрушение горных пород при бурении скважин. // 3-е изд., перераб. и доп. М.: Недра, 1979.- 239 с.
  28. B.C. Разрушение пород при бурении скважин. М.: Недра, 1968.
  29. М.Г., Байдюк В. В., Зарецкий B.C. и др. Справочник по механическим свойствам горных пород нефтяных и газовых месторождений. -М.: Недра, 1984.-207 с.
  30. .И., Мельничук И. П., Пешалов Ю. А. Физико-механические свойства горных пород и влияние их на эффективность бурения. -М.: Недра, 1973. -240 с.
  31. Ю.Ф. Использование данных по механическим и абразивным свойствам горных пород при бурении скважин. М.: Недра, 1968.
  32. В.П., Дранкер Г. И. Коэффициент динамичности разрушения забоя при турбинном бурении вертикальных скважин. Машины и нефт. оборуд.
  33. Реф. науч.-техн. сб., 1976. -№ 12. -С. 15−18.
  34. .М., Бреслав Б. М. О динамических нагрузках на забой при регулировании скорости вращения электробуров: Нефть и газ. Изв. 1343, 1973. № 9. -С. 84−88.
  35. Способ формирования осевой нагрузки на долото и устройство для его осуществления. // Патент РФ № 1 726 722 от 14.04.1993 / Кулябин Г. А., Кузнецов Ю.С.
  36. Г. А. Совершенствование методов проектирования и определения некоторых параметров режима турбинного бурения. Сб. науч.тр. Научно-технич. прогресс в бурении скважин в Западной Сибири.- Тюмень: СибНИ-ИНП, 1987.-С. 14−24.
  37. Г. А. Расчет технологически оптимальных диаметров насадок долот для бурения с забойными двигателями. // Сб. науч. тр. Методы освоения Западно Сибирского нефтегазового комплекса.- Тюмень: ЗапСиб-НИГНИ, 1985-Вып.65.-С. 17−19.
  38. И.Б.Малкин, Б. И. Мительман, А. В. Резчиков, В. Ф. Сабаев. Экспериментальное определение технологически необходимого расхода промывочной жидкости. Труды ВНИИБТ.- Вып. 24.- 1970.- С. 22−31.
  39. Г. А., Юдин А. Ф. Проектирование технологически необходимого расхода бурового раствора при турбинном бурении. Сб. Н. Т. Проблемы развития Зап.-Сиб. топливно-энергетич. комплекса. Тюмень, 1984.-Вып. 64.- С. 27−30.
  40. Г. А. Определение количества промывочной жидкости при турбинном бурении. // НТС. Проблемы нефти и газа Тюмени.- Тюмень, 1980.-Вып. 46.-С. 15−17.
  41. Г. И. Теория процесса турбинного бурения. М.: Гостоптехиздат, 1958.-128с.
  42. Г. А., Салихов Р. Г., Булашов Д. М. Метод расчета технологически необходимого давления на выкиде бурового насоса. Сб. науч.тр. Теория и практика бурения, добычи и трансп. нефти и газа в усл. Западной Сибири.
  43. Тюмень: ТюмИИ, 1990.- С. 41−46.
  44. Г. А., Шенбергер В. М. О повышенных перепадах давления на долоте. // Межвуз. науч. тематич. сб. трудов. Свердловский горн, ин-т.-Свердловск, 1979.- Вып. 2.- С. 45−51.
  45. Robinson Leon. Правильный выбор насадок долота повышает производительность бурения. On-site nozzle selection increases drilling per-fomance. «Petrol. Eng. Int.», 1981.- 53.-№ 15, 72, 74, 78, 80, 82 (англ.).
  46. Ф.И., Орлов A.B. Опыт бурения гидромониторными долотами в карбонатных породах. // Нефт. х-во.- 1976.- № 2.-С. 20−23.
  47. Feenstra R., Pols A.C., Steveninck. Перспективность гидромониторного бурения. Van Tests show jet drilling has promise. «Oil and gas J.», 1974.-72.-№ 26.-C. 45−52, 57 (англ.)
  48. A.B., Струговец Е. Т., Биишев А. Г. Исследование процессов бурения высоконапорными струями на месторождениях Западной Сибири. // Проблемы нефти и газа Тюмени: Научно-технич. сборник.- Тюмень, 1976.- Вып. 29.-С. 22−94.
  49. Т.А., Шенбергер В. М. Об эффективной частоте вращения вала забойных двигателей при бурении скважин в Среднем Приобье. // Сб. науч. тр. Технология бурения нефтяных и газовых скважин. Уфа, 1985. -С. 130−135.
  50. Ю.И., Литвинов А. И. Совершенствование гидравлических характеристик промывочной системы гидроманиторных шарошечных долот. // Нефт. х-во.- 1984.- № 10.- С. 19−20. ISSN 0028−2448 СССР (рус.).
  51. .М., Гутман И. Б. Определение сверхкритических частот вращения шарошечных долот. // Нефтяное хозяйство., 1983.- № 10.- С. 16−18.
  52. В.Е., Кулябин Г. А. Оценка скорости вращения вала турбобура автономными вибрографами и торсиографами // НТЖ. Известия вузов. Нефть и газ.- Баку, 1971.- № 12.- С. 22−24.
  53. A.B., Муха Ю. П., Даев Т. П. Корреляционный метод определения скорости вращения вала турбобура. Вопр. технологии бурения скважин в условиях аномальных пластовых давлений и сероводородной агрессии.1. M.: 1980. -С. 65−68.
  54. .И. Динамическое давление на забой и критическая скорость вращения шарошечных долот. // Азербайджанское нефтяное хозяйство, Баку, 1948.-№ 1.-С. 9−12.
  55. В.М., Кулябин Г. А. Эффективность применения компоновок с центрирующими элементами на валу турбобура. Межвузов, сб. науч. тр. Проблемы освоения нефтегазовых ресурсов Западной Сибири.- Тюмень: Тю-МИИД990.-С. 87.
  56. Г. А. Метод оптимизации компоновок низа бурильного инструмента. // НТС. Проблемы нефти и газа Тюмени.- Тюмень, 1984.- Вып. 60.-С. 2526.
  57. Dareing D. W-Длинна УБТ как фактор в большей степени характеризующий вибрации колонны бурильных труб. Drill collar length is major factor in vibration control. «J. Petrol. Technol.», 1984.- 36.- № 4.-C. 637−644. ISSN 0149−2136 US (англ.)
  58. Г. А., Бочарников В. Ф. Определение длинны секции сжатой части бурильной колонны при турбинном бурении // Изв. вузов. Нефть и га- Баку, 1979.-№ 8.-С. 15−18.
  59. П.П. Турбинное бурение нефтяных скважин. М.: Недра, 1968.352 с.
  60. М.Т., Любимов В. Г., Никитин Г. М. и др. Расчет, и конструирование и эксплуатация турбобуров. -М.: Недра, 1976.- 368 с.
  61. .З., Шаммасов Н. Х. Забойные буровые машины и инструмент.- М.: Недра, 1976 239 с.
  62. H.A., Багиров P.E. Анализ процессов турбинного бурения.-М.:Недра, 1982.-207 с.
  63. В.М. Гидромашины и компрессоры. Учебник для вузов.-2-e изд.- М.:Недра, 1981.- 295 с.
  64. Г. А. Дисс. на соискание ученой степени д-ра техн. наук. -Тюмень-.ТюмГНГУ, 2002.- 205 с.
  65. П.В. Взаимодействие бурильной колонны с забоем скважины. М.: Недра, 1975.- С. 293.
  66. В.Г., Копылов В. Е. Об измерении продольных колебаний колонны бурильных труб. Материалы II научно-технической конференции молодых ученых и специалистов Тюмени. Тюмень, 1968.
  67. A.M., Симонянц JI.E., Бронников В. И. Забойное регистрирующее устройство для записи осевой нагрузки на долото при бурении скважин. // Бурение: 1970, — № 5.- С. 22−25.
  68. Г. А., Копылов В.Е Измерения в скважине крутильных колебаний бурильного инструмента. // Известия вузов. Нефть и газ: 1970.- № 6.-C.33−36.
  69. JI.E. Разрушение горных пород и рациональная характеристика двигателей для бурения.М: Недра, 1966.
  70. Дейли, Дейринг, Пафф. Измерение сил, действующих на колонну бурильных труб, и ее элементов движения в процессе бурения. // Конструирование и технология машиностроения: 1968.- № 2.- С.24−34.
  71. P.A. Анализ результатов измерений усилий и элементов движения колонны бурильных труб // Конструирование и технология машиностроения. Тр. ASME. -1968, -№ 2. С. 14−23.
  72. Вибрации в технике. Спр. В 6-ти т. /Ред. Совет: В. Н. Челомбей (пред.).- М.: Машиностроение, 1978.- Т.1. Колебания линейных систем /Под ред. В. В. Болотина. 1978.-352 с.
  73. .З. Крутильные автоколебания бурильной колонны. /ЛГр. Уфимский нефтяной институт: 1972.- вып. 13.-С. 15−24.
  74. Ю.С. и др. Оценка влияния волновых процессов в бурильной колонне на показатели бурения P.C. Бурение газовых и газоконден-сатных скважин. -М.: ВНИИГазпром. 1974 — Вып. 2.
  75. С.П. Введение в теорию колебаний. М.: 1964.- 440 с.
  76. Г. А., Копылов В. Е., Гуреев И. Л. О некоторых резервах по-шения производительности бурения. Сб. научных тр. Технология бурения нефт. и газ. Скважин.- Тюмень: ТюмИИ, 1972.- Вып. 13.- С. 35−38.
  77. М.Р. Разрушение горных пород при бурении скважин.-№:Недра, 1978.-215с.
  78. А.И., Трушкин Б. Н., Самоходов Ю. И. Влияние последовательности поражения породы на показатели работы элементов вооружения шарошечных долот. // Технол. Бурения н. и г. скважин., 1977.- № 4.- С. 9−12.
  79. P.M. Разрушение горных пород при бурении.-У Недра970.
  80. .В., Павлова Н. М. Механизмы деформации и разрушения горных пород при вдавливании штампа.- В кн.: Механические свойства горных пород при вдавливании и их практическое использование.- М.: 1966. -: 15−31.
  81. .А. Динамическое разрушение горных пород при выдавливании.- М.: Недра, 1970.
  82. В.И. Об энергоемкости разрушения пород при вращательном бурении. //Нефтяное хозяйство., 1972.- № 10.-С. 11−17.
  83. Н.М., Вдовин К. И., Мавлютов М. Р. Механизм разрушения и псевдопластичные свойства горных пород при статическом вдавливании штампа. // Нефть и газ., 1965.- № 5.- С. 25−27.
  84. Г. П. Механика разрушения горных пород в процессе бурения. М.: Недра, 1987.- 308 с.
  85. Ф.М. Бурение скважин электробуром.- М.: Недра, 1974.-272 с.
  86. Ю.Ю., Гордеев Ю. П. Опыт использования турбобуров с механизмом свободного хода. // Тр. ВНИИ буровой техники.-1981.- № 52. -С.71−19.
  87. Э.А., Исаченко В. Х., Котляр О. М. и др. Устройство подачи долота для бурения нефтяных и газовых скважин. -М.: Недра, 1969. -234с.
  88. П.Н., Гильманов А. А., Штоль В. Ф. Результаты разработки и стендовых испытаний нового забойного двигателя. // Тр. Сиб. ВНИИ нефт. пром-ти., 1978.-№ 10.- С. 56−58.
  89. A.M., Симонянц JI.E. Исследование динамики работы шарошечных долот в забойных условиях. Н.Т.С. // Бурение, 1969. № 6.
  90. Г. К., Каримов В. Х., Жжонов В. Г., Вакула Я. В., Маханько В. Д. Опыт обработки долот в режиме нарастающей мощности забойного двигателя. //
  91. Нефтяное хозяйство., 1979.- № 5.- С. 9−15.
  92. Г. М., Штамбург В. Ф., Данелянц С. М. Нефтяные трубы из легких сплавов.- М.: Недра, 1990.-222 с.
  93. Г. А., Федоров В. А., Кузнецов Ю. С., Семененко А. Ф. Перспективы углубления скважин роторно-шпиндельным способом //НТЖ. Известия вузов. Нефть и газ Тюмень: ТюмГНГУ, 2003.- № 4.- С. 25−27.
  94. А.А., Чефранов К. А., Шишкин О. П. Оптимизация процессов глубокого бурения.- М.: Недра, 1981.- 296 с.
  95. Kruger R.F. An overviene of formation demage and well prouctivity in oilfield operations.//Journal of Petroleum Technology.- 1986, V.38,№ 2, p. 131−152.
  96. Ameren N.H., Hashemi Resa, Jewell J.E. Completion fluids a generic over-viev. Part 1.// Drilling.- 1983, V.8, p. 55−67.
  97. King G.E., Anderson A.R., Bingham M.D. A Field stady of anderbalance pressures nessary to obtain clean peforations using tubing-conveyed perforating.// Journal of Petroleum Technology.- 1986, V.38, № 7, p.662−664.
  98. Г. Г., Савченко B.B. и др. Влияние качества сооружения, состояния и числа эксплуатационных скважин на газоотдачу продуктивных горизонтов. ОИ, сер. Бурение газовых и газоконденсатных скважин.-М.: ВНИИ-Эгазпром, 1989, вып. 10, 36 с.
  99. Л.Я. Простролечно-взрывная аппаратура и ее применение в скважинах.-М.: Недра, 1985, 199 с.
  100. А.Е., Турниер В. Н. Фильтрация пены и газа в насыщенной пеной пористой среде. В кн. Гидродинамика и фильтрация однофазных и многофазных потоков.-М.: Недра, 1972, 79−82 с.
  101. Н.М., Штырлин В. Т. Вопросы повышения качества вскрытия продуктивных пластов. ТНТО сер. Бурение.- ВНИИОЭНГ, 1969,87 с.
  102. Н.М., Рахматуллин Р. К., Штырлин В. Ф. Прогнозирование качества вскрытия пластов по результатам лабораторных исследований. РНТС сер. Бурение.- ВНИИОЭНГЮ 1980, № 6, 11−14 с.
  103. A.A., Чинакина И. Т., Рыжова Т. М. и др. Вскрытие продуктивных пластов на месторождениях Бакинского архипелага.- ЕНПТЖ Нефтяное хозяйство, 1989, № 4, 22−23 с.
  104. А.П., Яковенко В. И. Изменение проницаемости коллекторов в призабойной зоне пласта при заканчивании скважин.- ЕНПТЖ Нефтяное хозяйство, 1989, № 11,44−47 с.
  105. К.В., Кошляк В. А. Оценка качества вскрытия пластов полимерными растворами без твердой фазы.- ЕНПТЖ Нефтяное хозяйство, 1986, № 1, 64−70 с.
  106. А.У., Кабиров Б. З., Антонов К. В. и др. Вскрытие продуктивных отложений с промывкой их полимерными растворами.- ЕНПТЖ Нефтяное хозяйство, 1982, № 8, 14−16 с.
  107. В.А., Анопин А. Г., Калинин В. Ф., Муравьева Н. Б. Выбор типа бурового раствора для вскрытия продуктивных пластов.- ЕНПТЖ Нефтяное хозяйство, 1986, № 1, 29−31 с.
  108. Э.У. Вскрытие продуктивных горизонтов водополимер-ными растворами.- Азербайджанское нефтяное хозяйство, 1990, № 10, 23−27 с.
  109. В.В., Брагина O.A., Низовцев В. П. и др. Влияние безглинистого соленасыщенного раствора КМЦ на качество вскрытия продуктивных пластов. ЕНПТЖ Нефтяное хозяйство, 1988, № 1, 21- 25 с.
  110. B.JI. Технологические свойства буровых растворов.- М.: Недра, 1979, 239 с.
  111. К.Ф. Буровые промывочные жидкости.- М.: Недра, 1967, 280 с.
  112. Дж.Р., Дарли Г. С. Состав и свойства буровых агентов (промывочных жидкостей): Пер. с англ.- М.: Недра, 1985.
  113. Cuiec L. Effect of drilling fluids on rock surface properties.// SPE Formation.- 1989, V4, № l, p. 38−44.
  114. Ю.В., Войтенко B.C. Испытание нефтегазоразведочных скважин в колонне.-М.: Недра, 1983, 284 с.
  115. В.А., Амиян A.B. Повышение производительности скважин.-М.: Недра, 1986, 160 с.
  116. В.М., Стрельченко В. В., Беляков М. А. Влияние состава и качества промывочных жидкостей на эффективность геофизических исследований скважин. ОИ сер. Бурение газовых и газоконденсатных скважин.- М.: ВНИИЭгазпром., 1987, вып. 7,35 с.
  117. Л.А., Галян H.H. Снижение фильтруемости рабочей жидкости в призабойную зону пласта при глушении скважин. ЭИ сер. Геология, бурение и разработка газовых и морских нефтяных месторождений.- М.: ВНИИЭгазпром, 1985, вып. 5, 9−13 с.
  118. В.Ю., Коновалов Е. А., Афонин В. Р. Влияние буровых растворов на фильтрационные свойства газонасыщенных коллекторов.- ЕПТЖ Газовая промышленность, 1984, № 7, 18−23 с.
  119. М.Р., Кузнецов Ю. С., Поляков В. Н. Управляемая кольмата-ция призабойной зоны пластов при бурении и заканчивании скважин // ВНИИОЭНГ, РНТС, Нефтяное хозяйство.- 1984. № 6, С. 7−10.г
  120. H.A. Физические свойства горных пород Западно-Сибирской низменности.-М.: Недра, 1964.- 127 с.
  121. Р.Х., Хабибуллин P.A., Рылов Н. И. Технология заканчива-ния скважин в терригенных отложениях.- ЕНПТЖ Нефтяное хозяйство, 1986, № 2, 21−24 с.
  122. O.A., Чернов М. К. Исследование процессов взаимодействия фильтратов буровых растворов с пористой средой. PC сер. Бурение газовых и морских нефтяных скважин.- М.: ВНИИЭгазпром, 1982, вып. З, 18−19 с.
  123. A.c. Кл. Е 21 В 33/14 Способ цементирования скважин при поглощении жидкости / Н. А. Кулигин, В. Н. Кулигин, В. И. Крылов (СССР).- № 631 648- заявлено 11.03.75- опубл. 17.11.78, № 2 113 345.
  124. Василевский B. J1. Повышение эффективности испытания скважин.-ЕНПТЖ Нефтяное хозяйство, 1984, № 7, 27−30 с.
  125. В.П. Геология и нефтегазоносность Западно-Сибирской низменности: Сб.науч. тр. ВСЕГЕЦ. М., вып.114.
  126. A.M. Вскрытие, опробование и испытание пластов.- М.: Недра, 1979.- 344 с.
  127. Lauson R.V. Chemical balance stops formation damage.// Oil and Gas J.-1982, V 80, № 36, p. 124−126.
  128. Ю.П. Влияние скорости потока глинистого раствора на водопроницаемость и толщину глинистой корки.- ЕНПТЖ Нефтяное хозяйство, 1962, № 9, 10−16 с.
  129. O.K., Подгорнов В. М., Аваков В. Э. Буровые растворы для осложненных уеловий.-М.: Недра, 1988.
  130. Hassen B.R. Solving filtrate invasion with clay-water base mud system.// World Oil.- 1982, V.195, № 6, p. 115−116.
  131. В.И. Управление свойствами буровых растворов.- М.: Недра, 1990.- 230 с.
  132. Е.А., Артамонов В. Ю., Белей И. И., Афонин В. Н. Применение асбогелевых буровых растворов. ЕН ТПЖ Нефтяное хозяйство, 1987, № 3, с. 25−28.
  133. JI.M. Промывочные жидкости и тампонажные смеси.-Учебник для вузов. М.: Недра, 1987.
  134. А.И., Пеньков А. И., Проселков Ю. М. Справочник по промывке скважин.-М.: Недра, 1984.- 317 с.
  135. А.И., Аветисов А. Г. Справочник инженера по бурению: В 4 кн.-2-е изд., перераб. и доп.-М.: Недра 1995.
  136. В.Т., Никитин В. А. Кольматация проницаемых пластов в процессе бурения и ее последствия. // Нефтяное хозяйство.-М.: Недра, 1972.-№ 8. С. 21−34.
  137. Э.А. Исследование влияния геологических и технологических факторов на результаты вибровоздействия в нефтяных и газовых скважинах: Дис.. канд. техн. наук.-Уфа, 1971.
  138. Ф.А. исследование путей повышения эффективности вибровоздействия при креплении скважин: Автореф. дисс. канд. техн. наук. —1. УНИ, 1974 .-20 с.
  139. В.П. Коркоудаляющие реагенты и эффективность их применения // НТЖ. Нефтяное х-во. -М.: Недра, 1974. № 12. — С. 9−12.
  140. А.Н., Измайлов Л. Б., Крылов В. И. и др. Справочник по креплению нефтяных и газовых скважин . М.: Недра, 1977. — 253 с.
  141. Справочник инженера по бурению / под. ред. Мищевича. М.: Недра, 1973. Т. 1.2.-159 с.
  142. М.М. и др. Оценка возможности расхаживания обсадных колонн при цементировании скважин // Тр. ин-та ГНИ, 1971. Вып. 3.
  143. М.О., Булатов А. И. Эффективность вытеснения буровых растворов и разрушения глинистых корок при цементировании скважин // Тематические научно-технические обзоры. Сер. Бурение. М.: ВНИИОЭНГ, 1969.-75 с.
  144. В.П., Макаров JI.B. Пути упрочнения контакта цементного камня с глинистыми породами, слагающими стенки скважин // НТС. Сер. бурение.-М.: ВНИИОЭНГ, 1968.-Вып.12.-С. 15−17.
  145. Ю.П. Влияние скорости потока глинистого раствора на водопроницаемость и толщину глинистой корки // НТЖ. Нефтяное х-во. — М.: Недра, 1962,-№ 7.-С. 10−16.
  146. K.M., Колбасов В. М. Влияние состава цемента и условий твердения на формирование структуры цементного камня // VI Междунар. конгресс по химии цемента. М.: Стройиздат, 1976.
  147. А. Прочность цементного камня в зависимости от его структуры // У1 Междунар. конгресс по химии цемента. М.: Стройиздат, 1976.- С. 302−306.
  148. Д. // III Междунар. конгресс по химии цемента. — М.: Гос-стройиздат, 1958.
  149. Ю.М., Рашкович JI.H. Твердение вяжущих при повышенных температурах. М.: Стройиздат, 1965. — 231 с.
  150. В.В., Леонов Е. Г. Исследование порового и скелетного давления столба цементного раствора в период схватывания. М.: Бурение, 1969. -№ 8.-С. 17−21.
  151. Д.А. // III Междунар. конгресс по химии цемента. — М.: Гос-стройиздат, 1958.
  152. A.M. Свойства бетона. М.: Стройиздат, 1972. — 345 с.
  153. Видовский A. JL, Булатов А. И. Напряжения в цементном камне глубоких скважин. М.: Недра, 1977. — 175 с.
  154. А.И., Рябченко В. И., Сибирко И. А. и др. Газопроявления в скважинах и борьба с ними . М.: Недра, 1969. — С. 278.
  155. Н.Э., Сулейманов Э. М. Опыт цементирования обсадных колонн при опасности газопроявлений // Бурение, 1982. № 7. — С. 27 — 29.
  156. В.В. Исследование и разработка методов повышения герметичности заколонного пространства: Автореферат, дисс. канд. техн. наук, Москва: 1981.-С. 19.
  157. О.Я. Структура водных растворов электролитов и гидратация ионов. Физико-химический анализ // ДАН СССР, 1959.
  158. Ю.Т. Исследование факторов, влияющих на разобщение пластов нефтяных и газовых скважин в различных геолого-технических условиях: Автореферат дисс.канд. техн. наук. Уфа: УНИ, 1981. — 24 с.
  159. Ю.Т., Юнусова M ., Рахимов М. Изучение сцепления тампонажного камня с металлом. // Сб. науч. тр. ТашНИ.- Ташкент, 1975. Вып. 161. С.85−86
  160. JI.H. Регулирование свойств тампонажных растворов при цементировании скважин. — М.: Недра, 1969. — 239 с.
  161. Патент РФ № 2 161 694 Тампонажный материал / Гноевых А. Н., Вяхирев В. И., Гилязетдинов З. Ф., Ахметов A.A., Федоров В. А., Потапов А. Г., Клю-сов В.А., Кашапов С. А. // Заявка № 98 102 987, от 18.02.98. Опубл. 2001. -Бюл. № 1.
  162. Патент РФ № 2 148 150 Муфта для ступенчатого цементирования обсадной колонны / Сафин В. А., Федоров В. А., Ермаков О. Н., Кашапов С. А., Новиков ГВ. // Заявка № 98 110 038, от 26.05.98. Опубл. — 2000. — Бюл. № 12.
  163. СТП 156 251−001−2002. Технология цементирования скважин, обеспечивающая герметичность цементного кольца в заколонном пространстве" -Азнакаево: ООО «Азнакаевскбурнефтегаз-Татнефть», 2002.- 27 с.
Заполнить форму текущей работой

На отлично!