Исследование и разработка ресурсосберегающих технологий строительства скважин с целью извлечения остаточных запасов углеводородов тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 25.00.15, кандидат технических наук Федоров, Валерий Александрович

• Федоров, Валерий Александрович
• кандидат технических наук
• 2003

Оглавление диссертации кандидат технических наук Федоров, Валерий Александрович

ВВЕДЕНИЕ

1 АНАЛИЗ ОСОБЕННОСТЕЙ ПРОЦЕССА УГЛУБЛЕНИЯ СКВАЖИН

ПРИ РАЗЛИЧНЫХ СПОСОБАХ БУРЕНИЯ С УЧЁТОМ ГЕОЛОГИЧЕСКИХ ОСОБЕННОСТЕЙ МЕСТОРОЖДЕНИЯ УГЛЕВОДОРОДОВ

1.1. Проектирование осевых нагрузок на забой скважины и на долото

1.2. Разработка способа и устройства формирования осевой нагрузки на долото

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

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

1.2.3. Устройство роторно-шпиндельного способа бурения

1.2.4. Проектирование режима бурения

2. ИССЛЕДОВАНИЕ ФИЛЬТРАЦИОННЫХ ПРОЦЕССОВ В СИСТЕМЕ

СКВАЖИНА - ПРОНИЦАЕМЫЕ ПЛАСТЫ»

2.1. Влияние буровых растворов на коллекторские свойства продуктивных пластов

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

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

2.4. Возможность регулирования свойств буровых растворов на стадии их приготовления

2.5. Возможность кольматации проницаемых пород при бурении скважин

3. ПРОБЛЕМЫ ОБЕСПЕЧЕНИЯ ГЕРМЕТИЧНОСТИ ЗАКОЛОННОГО

ПРОСТРАНСТВА

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

3.2. Формирование структуры цементного камня

3.3. Повышение седиментационной устойчивости тампонажных 150 растворов

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

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

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

Выводы по 3 разделу

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Исследование и разработка ресурсосберегающих технологий строительства скважин с целью извлечения остаточных запасов углеводородов»

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.

Заключение диссертации по теме «Технология бурения и освоения скважин», Федоров, Валерий Александрович

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

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

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

3. Разработана концепция герметизации заколонного пространства скважин, включающая комплекс мероприятий по: сохранению устойчивости ствола при бурении роторно-шпиндельным способом; управлению процессами фильтрации и кольматации с учетом фактора группирования кольматирующих частиц в волновом поле; учету физико-химических и гидродинамических процессов, происходящих в тампонажном растворе (камне) в период его закачивания, 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 00156251-001-2002 [165]).

Список литературы диссертационного исследования кандидат технических наук Федоров, Валерий Александрович, 2003 год

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

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

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

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

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

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

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

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

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

10. ВНИИОЭНГ, 1984.- № 6.- С. 5-7.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

43. Тюмень: ТюмИИ,1990.- С. 41-46.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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