Совершенствование технологии бурения и ремонта скважин в условиях залегания неустойчивых горных пород тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 25.00.15, кандидат наук Макарьев Олег Васильевич

• Макарьев Олег Васильевич
• кандидат наук
• 2022

Оглавление диссертации кандидат наук Макарьев Олег Васильевич

с жидкостью

ГЛАВА 2. ИССЛЕДОВАНИЕ УСТОЙЧИВОСТИ СТВОЛА СКВАЖИНЫ В ТЕРРИГЕННЫХ ГОРНЫХ ПОРОДАХ, СОДЕРЖАЩИХ ГЛИНИСТЫЕ МИНЕРАЛЫ, В РАЗЛИЧНЫХ ЖИДКИХ СРЕДАХ

2.1. Факторы влияющие на взаимодействие глины с буровым раствором

2.2. Особенности гидратации глинистых пород

2.3. Особенности молекулярного строения воды

2.4. Классификация глинистых пород и выбор методов повышения их устойчивости

2.5. Прогноз изменения прочности глинистых пород с глубиной

ГЛАВА 3. РАЗРАБОТКА ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ РЕКОМЕНДАЦИЙ ПО СНИЖЕНИЮ ВРЕМЕНИ КОНТАКТА ПРОМЫВОЧНОЙ ЖИДКОСТИ С ГЛИНИСТЫМИ ПОРОДАМИ

3.1. Исследование изменения напряженного состояния горных пород в скважинах разного диаметра

3.2. Разработка способа снижения прихватоопасности бурильных и обсадных труб в скважине

ГЛАВА 4. РАЗРАБОТКА РЕКОМЕНДАЦИЙ ПО СОВЕРШЕНСТВОВАНИЮ ТЕХНОЛОГИИ БУРЕНИЯ СКВАЖИН В НЕУСТОЙЧИВЫХ ГОРНЫХ ПОРОДАХ (НА ПРИМЕРЕ ПУНГИНСКОГО ПХГ)

4.1. Геологические условия проводки скважин на Пунгинском ПХГ

4.2. Результаты бурения наклонно-направленных скважин с диаметром эксплуатационной колонны 146 и 168 мм

4.3. Результаты бурения дополнительных наклонно-направленных скважин с диаметром эксплуатационной колонны 245 мм

4.4. Рекомендации по совершенствованию технологии бурения и крепления скважин в неустойчивых горных породах

4.5. Технико-экономическое обоснование выполненных разработок

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

СПИСОК СОКРАЩЕНИЙ И УСЛОВНЫХ ОБОЗНАЧЕНИЙ

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Совершенствование технологии бурения и ремонта скважин в условиях залегания неустойчивых горных пород»

ВВЕДЕНИЕ

Актуальность работы. При строительстве и ремонте скважин на месторождениях и подземных хранилищах газа (ПХГ) повышенные требования предъявляются к разработке и реализации технологий их бурения, крепления и ремонта, которые должны обеспечивать высокую герметичность скважин-ной крепи, надёжность и долговечность конструкции, проектную производительность при отборе и приёмистость при закачке газа в объекты хранения.

Обеспечение максимальной суточной производительности достигается в результате строительства направленных, в том числе наклонных и горизонтальных, скважин большого диаметра.

Вместе с тем, увеличение площади контакта обсадных труб со стенками скважины затрудняет создание герметичной скважинной крепи. Кроме того, увеличивается вероятность нарушения устойчивости горных пород в стволе скважины и образования осыпей, обвалов, каверн и других осложнений процесса бурения, крепления и ремонта.

Существующие технологии бурения, крепления и ремонта газовых скважин не позволяют в полной мере комплексно решать перечисленные задачи по обеспечению строительства высокопроизводительных, герметичных и долговечных скважин. В каждом конкретном случае необходимо обоснованно выбирать конструкцию скважин, обеспечивать устойчивость разбуриваемых горных пород, создавать надёжную крепь за обсадными колоннами и герметичность резьбовых соединений труб, а также достигать проектные де-биты при безопасных депрессиях на призабойную зону пласта (ПЗП). Комплексное решение указанных задач актуально для обеспечения строительства и ремонта газовых скважин месторождений, развития ПХГ и повышения эффективности их эксплуатации.

Цель работы. Повышение эффективности бурения, крепления и ремонта газовых скважин большого диаметра в неустойчивых горных породах путём совершенствования методов и технологий, направленных на обеспечение их герметичности, долговечности и проектной производительности.

Основные задачи исследований:

1. Анализ особенностей бурения, крепления и ремонта газовых скважин, изучение факторов, влияющих на повышение устойчивости разбуриваемых горных пород, герметичности скважинной крепи, надёжности и долговечности эксплуатации, а также достижения проектной производительности.

2. Исследование изменения устойчивости ствола скважины и механических свойств неконсолидированных терригенных горных пород при изменении площади их контакта с бурильными и обсадными трубами разных диаметров.

3. Разработка технологических рекомендаций по снижению времени контакта промывочной жидкости с разбуриваемыми породами. Совершенствование технологии расширения ствола скважин при бурении и ремонте.

4. Разработка методики замены задвижек фонтанной арматуры под давлением без глушения скважины при капитальном ремонте устьевого оборудования.

Научная новизна разработки:

1. Установлены основные факторы, влияющие на устойчивость терри-генных горных пород, включающих глинистые минералы различного состава в зависимости от площади контакта и времени воздействия различными типами буровых растворов.

2. Усовершенствованы технологии проводки нового ствола скважин в неустойчивых терригенных горных породах методом поэтапного расширения ствола скважины и снижения времени воздействия буровых растворов и специальных жидкостей на горные породы, а также поэтапного заканчивания скважин.

3. Разработана технология вскрытия продуктивного терригенного пласта, включающего глинистые пропластки, и рецептуры промывочных газожидкостных систем, обеспечивающих восстановление фильтрационно-ём-костных свойств (ФЕС) ПЗП при освоении скважины.

4. Разработана методика по выполнению работ, технология реализации способа и устройств по замене затрубных и стволовых задвижек под давлением без глушения скважины.

Практическая значимость работы. На основе проведённых теоретических и экспериментальных исследований разработан комплекс технологических решений, направленных на повышение эффективности и качества бурения, крепления и ремонта газовых скважин большого диаметра в неустойчивых терригенных горных породах, залегающих в их геологическом разрезе.

Разработаны технологические рекомендации в проекты на строительство наклонно-направленных скважин, в том числе с горизонтальным окончанием ствола.

Разработаны методические указания по технико-экономическому обоснованию поэтапной проводки ствола скважины с расширением его диаметра и поэтапному вскрытию продуктивного пласта.

Личный вклад автора. Автор принимал непосредственное участие в разработке методик проведения лабораторных, стендовых и промысловых исследований, постановке задач научных исследований, отработке их результатов и получении математических зависимостей.

Автором получены новые теоретические и практические результаты, исследованы процессы нарушения устойчивости глинистых пород в стволе скважины, разработаны и обоснованы новые технологии по предупреждению и ликвидации осложнений при бурении и ремонте скважин.

Результаты исследований отмечены премией ПАО «Газпром» в области науки и техники за 2021 г. Технико-технологические решения для эффек-

тивной и долговременной эксплуатации скважин в осложненных горно-геологических условиях подземных хранилищ газа ПАО «Газпром» в России и за рубежом обеспечивают формирование надежного эксплуатационного забоя газовой скважины в слабосцементированных коллекторах.

Теоретически обоснован выбор конструкции эксплуатационного забоя газовой скважины, обеспечивающей ее эксплуатацию без выноса песка с учетом состояния пласта-коллектора.

Схожесть горно-геологических условий эксплуатации скважин ПХГ в России и за рубежом позволило провести работу с первоочередной апробацией отдельных результатов на ПХГ России и последующей комплексной реализацией на ПХГ ПАО «Газпром» и за рубежом.

Экономический эффект от использования результатов работы обусловлен получением дополнительной прибыли (за счет повышения производительности скважин) и снижением эксплуатационных расходов скважин ПХГ.

Методы исследования. Моделирование процессов взаимодействия промывочных пенообразующих газожидкостных систем (ГЖС) и трёхфазных пен с глинистыми горными породами в лабораторных и промысловых условиях.

Экспериментальные исследования фильтратоотдачи пенообразующих ГЖС и трёхфазных пен при набухании глинистого материала пласта в контакте с пенными системами.

Положения, выносимые на защиту:

1. Аналитические результаты оценки устойчивости терригенных глинистых горных пород по результатам бурения и ремонта скважин в зависимости от площади контакта и времени воздействия различными типами буровых растворов и специальных жидкостей.

2. Экспериментальное обоснование необходимости поэтапного закан-чивания и ремонта скважин в условиях неустойчивых горных пород.

3. Расчётно-экспериментальное обоснование применения технологии вскрытия продуктивного пласта, включающего глинистые пропластки и составов промывочных пенообразующих ГЖС, обеспечивающих восстановление ФЕС ПЗП при освоении скважины.

Степень достоверности результатов и выводов обеспечивается применением предложенных теоретических положений и практических рекомендаций при бурении и ремонте скважин на месторождениях и ПХГ России в осложнённых горно-геологических условиях.

Апробация работы. Результаты и основные положения диссертационной работы докладывались на международных, Всероссийских и региональных научно-практических конференциях, на заседаниях НТС ПАО «Газпром» и научно-технических совещаниях и семинарах буровых и газодобывающих предприятий.

Представленная диссертационная работа соответствует паспорту специальности 25.00.15 - Технология бурения и освоения скважин, а именно по направлениям:

- разработка технологии и технических средств для повышения качества и снижения стоимости строительства скважин;

- исследование взаимодействия нарушенного массива горных пород с крепью для проектирования конструкций скважин и технологии бурения;

- оптимизация рецептур технологических жидкостей на основе исследования физико-химических процессов в горных породах, буровых и цементных растворах.

По теме диссертации опубликовано 11 (одиннадцать) работ, из них 8 (восемь) в ведущих рецензируемых научных изданиях, определённых ВАК Минобрнауки России.

Диссертация состоит из введения, пяти глав, заключения. Содержит 112 страницы текста, 17 рисунков, 15 таблиц и список литературы из 92 наименований.

ГЛАВА 1. АНАЛИЗ ОСОБЕННОСТЕЙ БУРЕНИЯ, КРЕПЛЕНИЯ И РЕМОНТА НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ СКВАЖИН В НЕУСТОЙЧИВЫХ

ГОРНЫХ ПОРОДАХ

Процесс бурения и крепления нефтяных и газовых скважин очень сложный в инженерном плане, так как он сопровождается разрушением горных пород, свойства которых с глубиной меняется случайным образом. На устойчивость горных пород как в пласте, так и в скважине влияет множество факторов, изучить и спрогнозировать которых на современном уровне развития нефтегазовой науки и техники не предоставляется возможным.

Несмотря на большой объем выполненных научно-технических работ, по указанной проблеме остается еще много нерешенных задач: определение условий начала потери устойчивости ствола скважины в процессе разрушения бурильным инструментом горной породы, развитие процессов движения в массиве горных пород в условиях переменно сложного напряженного состояния прискважинной зоны пласта (ПЗП); физико-химическое воздействие различных промывочных жидкостей на изменение свойств ПЗП; изменение структуры породы ПЗП при фильтрации пластовых флюидов из пласта в скважину и наоборот.

Устойчивость ПЗП, как определено в работе [1], есть условие стабильного функционирования скважины как горной выработки. Устойчивость ПЗП скважины резко снижается при появлении в пласте-коллекторе пластовой и конденсатной воды. В неустойчивых глинистых породах и солях существенную роль играют процессы увлажнения, набухания и диспергирования, вызывающие ослабление структурных связей между частицами породы [2]. Широко развитая складчатость вызывает тектонические перемещения в массивах каменной соли, создавая трещины и разрывы. Трещины являются плоскостями скольжения и породопроявления, приводящие к сужению ствола

скважины и последующему непрохождению или смятию обсадной колонны [3,4].

1.1. Изменение свойств глин в стволе скважины в процессе бурения

и крепления

Исследованиям изменения свойств глинистых пород в стволе скважин посвящено большое количество работ отечественных и зарубежных специалистов, опубликованных на протяжении многих лет [2, 5-17, 76, 80, 81, 88, 90, 91 и др].

Осадочные, терригенные породы по своему составу, структуре, физико-химическим и механическим свойствам очень разнообразные и сложные. По размеру частиц выделяют три группы глинистых пород [6]: высокодисперсные, содержащие в своем составе более 50% частиц размером менее 0,005 мм; смешанные (переходные), в которых преобладают минералы группы гидрослюд и пылеобразные с содержанием тонкодисперсных гидрослюдистых частиц размером 0,05-0,005 мм более 50%.

Наряду с глинистыми минералами алюмосиликатного состава в глинистых породах присутствуют тонкодисперсные обломки кварца, карбонатов, солей, реже полевых шпатов и других минералов. В зависимости от количества, состава и размера этих частиц выделяют алевритистые, известковистые и кремнистые глинистые породы [18]. Глинистые породы полиминеральны с включением в основном гидрослюд (иллитов), монтмориллонитов (бентонитов), хлоритов, каолинитов. Кристаллическая решетка этих минералов обра-

зована алюмосиликатными тетраэдрами, обладающими подвижной кристаллической решеткой с большой удельной адсорбционной поверхностью, способной поглощать молекулы воды и обменные катионы, что приводит к набуханию частиц и увеличению их объема.

По способности к набуханию в воде и водных растворах электролитов выделяют: пластичные глины (самопроизвольно набухают), уплотненные глины, аргиллитоподобные глины и аргиллиты (не набухают и раскалываются при ударе).

С увеличением глубины залегания глинистых пород изменяются их свойства: уменьшается пористость, пластичность, набухаемость и гидратация, возрастает плотность и способность к растрескиванию. По степени уплотнения выделяются: слабоуплотнённые глины без трещин с открытой пористостью более 13%; глины умеренного уплотнения со слабой трещино-ватостью и пористостью 8-13%; уплотненные и аргиллитоподобные глины с заметной трещиноватостью и открытой пористостью 4-8%; сильноуплотнённые аргиллитоподобные глины и аргиллиты со значительной трещиновато-стью и открытой пористостью меньше 4%. От одной степени уплотнения к другой трещиноватость растет скачками [18].

Изменение пористости при уплотнении глинистых пород описывается уравнением:

т = т0е~Раэ ф, (1.1)

где т и т0 - пористость на глубине и поверхности;

Р - коэффициент необратимого уплотнения;

°эф - эффективное напряжение горной породы равное разности горного и пластового давлений.

Упруго-пластичные свойства горных пород, в том числе и глинистых, могут быть охарактеризованы модулем Юнга (модуль линейного уплотнения или разуплотнения):

о

Е = -£

(1.2)

где о - нормальные напряжения, Па;

£ - относительная деформация (удлинение, сжатие), вызванная этим напряжением в направлении его действия.

Модуль Юнга характеризует способность породы (или другого материала) сопротивляться деформации сжатия или растяжения.

Другим критерием, характеризующим упругие свойства породы, является коэффициент Пуассона V (коэффициент поперечного сжатия) равный отношению величины относительного поперечного сжатия (или расширения) £х к относительному продольному изменению начального размера (длин) об-

|Е1|

разца, то есть V = —.

Связь между модулем упругости Е, коэффициентом Пуассона V, модулем сдвига О, модулем объемного сжатия и коэффициентами Ламе д и Я определяются следующими формулами [18-21]:

Е

G =

2(1 + V)'

_ Е

(1.3)

(1.4)

Ev 2G

(1.5)

ц^ + 2 ц)

если Е =-, V =

V + ц

А 2

(1.6)

где £ - модуль сдвига равный отношению касательного напряжения т к величине угла сдвига у и представляет способность материала (породы) сопротивляться изменению формы при сохранении объема;

Ку - модуль объемного сжатия равный отношению нормального напряжения о к касательному т.

Определить перечисленные механические свойства горных пород и соответствующие им модули упругости в скважинных условиях очень трудно и даже невозможно. Потому эти параметры и свойства определяют экспериментально, исследуя напряженно-деформированное состояние (НДС) горных пород в лабораторных условиях на стендовых установках. Результаты экспериментов используют на этапе проектирования строительства и последующей эксплуатации скважины. В зависимости от сложности геолого-технических условий бурения и эксплуатации расчет устойчивости ствола скважины выполняется с применением одномерного 1Д либо трехмерного 3Д геомеханического моделирования [22].

Экспериментально установлено, что значения упругих свойств горных пород зависят от следующих факторов [21-25 и др.].

Установлено, что модуль Юнга при сжатии (Есж) существенно больше, чем при изгибе и растяжении. При изгибе модуль Юнга (Еи) в 1,1-1,3 раза больше, чем при растяжении, и составляет (0,25 ^ 0,35) Есж.

В таблице 1.1 приведены значения модуля Юнга и коэффициента Пуассона для различных литотипов глинистых пород при сжатии и различной влажности.

Установлено, что с увеличением напряжения сжатия величина модуля Юнга увеличивается [25]. Также модуль Юнга растет с повышением песча-нистости глинистой породы, а с увеличением влажности глин величина его Есж уменьшается.

Таким образом модуль Юнга зависит от литологического типа горных пород, состава цементирующего вещества от направления и величины приложенных нагрузок, от глубины залегания, влажности, песчанистости и кар-

бонатности пород. Устойчивость горных пород может быть оценена величинами напряжений сжатия, растяжения и изгиба. В таблице 1.2 приведены пределы прочности терригенных горных пород при сжатии, взятые из работ [6, 21, 25-29].

Таблица 1.1 - Экспериментальные значения модуля Юнга и коэффициента Пуассона для глинистых пород [25]

Типы глинистых пород Модуль Юнга в различных условиях Коэффициент Пуассона, V

Напряжение сжатия (асж), МПа Влажность, %

0 - 1,0 2,0 - 3,0 4,0 -5,0 3,0 14,0 23,0

Глины пластичные 8,6 - 36,7 0,38-0,45

Глины плотные 730 320 30 0,25-0,35

Глинистые сланцы 0,10-0,20

Глинистый мергель 35,5 186,3 -

Из анализа данных таблицы 1.2 следует, что прочность на сжатие глин изменяется в пределах 3,44-30,0 МПа, то есть в очень широких пределах. Большой диапазон изменения величины о"сж объясняется разным минералогическим составом глин (наряду с глинистыми минералами присутствуют обломки кварца, полевых шпатов, карбонатные, сульфатные и другие частицы), с пелитовыми размерами частиц (более 50% присутствуют частицы пелито-вой размерности менее 0,01 мм), воднонасыщенностью, способностью к набуханию, характером структурных контактов между частицами глинистых пород (химические, физико-химические, физико-механические), которые в совокупности определят прочностные и деформационные свойства глин, а также особенности деформации и разрушения породы [2, 5,

Таблица 1.2 - Значения прочности на сжатие для различных литотипов глинистых пород_

Характеристика комплексов горных Прочность Источники информации

пород на сжатие, асж, МПа

1 2 3

Мягкие глины, сланцеватые глины 3,44-20,6 Фирма VMC, США, А.Г. Архипов, Г.А. Блинов [26]

Песчано-глинистые сланцы 68,9-124,1 18,0 А.И. Спивак, А Н. Попов [25]

Глинистые сланцы 14,0-61,0

Глинистые породы из скв. 1 Упрямов-ской площади Прикаспийской впадины с глубин 3350-3450 м 17,3 В С. Новиков [6]

Пермотриасовые глины из скв. 1-П Корсак Гурьевского свода с глубины 2000 м 20,9 В С. Новиков [27]

Увлажненная глинистая порода из скв. 1 Rokia (Индия) с глубины 2200 м 27,3

Пермотриасовые глины (перемятые, В С. Новиков [6]

трещиноватые, с зеркалами скольжения) из скв. 3 Демидовской площади с глубин 1803-1809 м 18,4

3451-3460 м 28,4

Образцы зеленой бентонитовой глины: сухой образец 17,26

через 24 часовой выдержки в воде в 3%-ном водном растворе KCl в 7%-ном водном растворе KCl в 5%-ном водном растворе KCl +1% КМЦ 13,43 19,2 23,0 24,9

Аргиллит светло-серый: сухой образец 28,7

через 24 часовой выдержки в воде в 3%-ном водном растворе KCl в 7%-ном водном растворе KCl в 5%-ном водном растворе KCl +1% КМЦ 28.4 34.5 47,9 50,0

Надсолевые глинистые породы Астра- М.М. - Р. Гайдаров и др. [2]

ханского газоконденчсатного месторождения (ГКМ) Низкопористые (до 5%) слабовлажные 50-80

алевролиты и аргиллиты Высокопористые (до 10%): до 40

- сухие глинистые сланцы 3-5

- водонасыщенные Зеленые сланцы: до 60

- сухие - водонасыщенные - слюдяные (сухие и водонасыщенные) 40 до 140

сланцы

Продолжение таблицы 1.2

Характеристика комплексов горных Прочность Источники информации

пород на сжатие, асж, МПа

1 2 3

Песчаник, кремнистый сланец 68,9-137,8 Фирма VMC, США,

Алевролиты 42,0-120,0 А.Г. Архипов, Г.А. Блинов

Мергели алевритистые 134-177 [26],

Крупно, средне и мелкокристалличе- 142-185 А.И. Спивак, А Н. Попов [25]

ские песчаники

Алевритово-глинистая порода, пори- 102,0 Р.С. Яремийчук, Г.Г. Семак

стостью 12,7% из скв. 8 Бутыньской [28], Н.С. Тимофеев,

площади Украина с интервалом глу- Р.Б. Вугин, Р.С. Яремийчук

бин 900-910 м [29]

Северный Кавказ Л.Е. Симонянц и др. [21]

Майкопские глины

Ставропольское УБР 21,0

(в воде / глинистом растворе) (20,0 / 30,0)

Нефтекумское УБР 30,0

(в воде / глинистом растворе) (15,0 / 35,0)

Горячеводское УБР 20,0

(в воде / глинистом растворе) (15,0 / 10,0)

Глины верхнего майкопа

Старогрозненское УБР 16,0

(в воде / глинистом растворе) (35,0 / 25,0)

Минераловодское УБР -

(в воде / глинистом растворе) (20,0 / 15,0)

Глина песчанистая

Ставропольское УБР 13,0

(в воде / глинистом растворе) (15,0 / 20,0)

Хадумский алевролит

Ставропольское УБР 18,0

(в воде / глинистом растворе) (20 / 23,0)

Глина песчанистая (нижний мел)

Ставропольское УБР 27,0

(в воде / глинистом растворе) (30 / 35,0)

Песчаник глинистый (палеоцен) 29,0

(в воде / глинистом растворе) (40,0 / 50,0)

Мергель (палеоцен)

Ставропольское УБР 25,5

(в воде / глинистом растворе) (40,0 / 30,0)

Мергель (Чокрак)

Октябрьское УБР 25,0

(в воде / глинистом растворе) (30,0 / 20,0)

6, 10, 18, 21, 25, 27-29 и др]. Определяющими факторами, влияющими на свойства глинистых пород и в первую очередь на величину а*сж, являются общее напряженное состояние пород, которое зависит от глубины их залегания,

и типа жидкости, контактирующей с частицами глины. С ростом глубины глинистые породы видоизменяются и преобразуются в алевриты, алевролиты, аргиллиты, мергели и сланцы. Причем, при изменении литологиче-ского типа глинистых пород изменяются их свойства. Например, у светлосерого аргиллита асж изменяется от 28,7 МПа (сухой образец) до 50 МПа в 5-ти %-ном водном растворе KCl и 1 %-ном КМЦ [6]. По данным работы [26] алевролиты имеют прочность на сжатие в пределах 42,0 - 120,0 МПа. Причем, с увеличением пористости алевролитов и аргиллитов (до 10%) значения осж невысокие: 3-5 МПа [2]. У песчано-глинистых сланцев прочность на сжатие доходит до 124,1-137,8 МПа [25, 26]. Увеличение прочности на сжатие глинистых пород обеспечивает повышение устойчивости ствола скважины в процессах бурения, крепления, ремонта и эксплуатации нефтяных и газовых скважин. Поэтому большой научный и практический интерес представляет анализ изменения величины осж и других физико-химических свойств с глубиной для конкретных месторождений и горизонтов. В таблице 1.3 приведены изменения величины некоторых физико-механических свойств различных горизонтов Еты-Пуровского месторождения взятые из работы [30]. Еты-Пуровское газонефтяное месторождение находится в пределах Надым-Пур-ской нефтегазоносной области Западно-Сибирской провинции и расположено в пределах Вынгапуровского нефтегазоносного района (НГР). На рисунке 1.1 представлена карта расположения месторождений Вынгапуров-ского НГР. В геологическом строении месторождения присутствуют отложения юрского, мелового, палеогенового и четвертичного возраста. На месторождении открыты: газовая залежь в сеноманских отложениях и пять нефтяных залежей (одна с газоконденсатной шапкой) в нижнемеловых и верхнеюрских отложениях. Сеноманская газовая залежь (745-849 м) перекрыта толщей глинистых пород. Продуктивные отложения нефтегазовых залежей представлены неравномерным переслаиванием песчано-алевролитовых и глинистых пород. Нефтяные залежи в нижнемеловых отложениях приурочены к породам мегионской свиты и ачимовской толщи.

Таблица 1.3 - Физико-механические свойства горизонтов Еты-Пуровского месторождения_

Горизонты Глубины, м Ур, м/с Vs, м/с р, г/см3 Ур^ Ц Е, МПа

1 2 3 4 5 6 7 8

120 1600 450 1,89 3,556 0,456 1116

82 300 1910 650 1,95 2,938 0,434 2363

С 560 1730 760 2,03 2,276 0,38 3237

РК1 670 2150 980 2,07 2,194 0,369 5453

РК7 2 1015 2520 1160 2,12 2,172 0,366 7794

РК9 1113 2780 1360 2,2 2,044 0,343 10929

РК17 1 1488 3210 1720 2,28 1,866 0,299 17524

РК21 1653 3350 1750 2,25 1,914 0,312 18082

АР5 1749 3160 1700 2,3 1,859 0,296 17229

АР8 1819 3240 1740 2,29 1,862 0,297 17924

ВР1 1868 3320 1920 2,37 1,729 0,249 21825

ВРЗ 1942 3420 1890 2,23 1,81 0,28 20393

ВР4 1970 3430 1920 2,32 1,786 0,272 21756

ВР5 1 2000 3500 1940 2,41 1,804 0,278 23183

ВР8 2 2083 3480 1960 2,45 1,776 0,268 23863

ВР10 0 2159 3450 1880 2,46 1,835 0,289 22416

ВР12 1 2263 3620 1910 2,38 1,895 0,307 22695

ВР12 2 2320 3720 2020 2,52 1,842 0,291 26551

ВР14 2 1 2510 3690 2040 2,55 1,809 0,28 27167

ВР15 2642 3830 2130 2,58 1,798 0,276 29871

ВР16 1 2670 3870 2140 2,41 1,808 0,28 28255

ВР16 2 2698 3540 2000 2,48 1,77 0,266 25117

В 2769 3170 1780 2,43 1,781 0,27 19555

и2 3025 3650 2060 2,47 1,772 0,266 26540

и4 3085 3400 1900 2,45 1,789 0,273 22519

и8 3445 4150 2410 2,63 1,722 0,246 38065

А 4235 4250 2470 2,75 1,721 0,245 41775

Из анализа таблицы 1.3 удается проследить тесную связь физико-механических свойств и параметров с глубиной погружения. Причем в верхних горизонтах (до 1500 - 2000 м) параметры изменяются интенсивнее, а на больших глубинах медленнее. Такой характер изменения физико-механических свойств обусловлен уплотнением и консолидацией терригенных глинисто -песчаных пород под действием горного давления. Встречающиеся пласты с меньшей плотностью относятся к суперколлекторам с повышенной пористостью и проницаемостью.

Условные обозначения :1 — граница района работ;

2 — лицензионные участки;

3 — газопроводы;

4 — нефтепроводы;

5 — железные дороги;

6 — автомобильные дороги с усовершенствованным покрытием;

7 — автомобильные дороги с покрытием;

8 — автомобильные дороги без покрытия;

9 — тракторные и автомобильные зимники;

10 — проектные месторождения УВ:

11 — в разведке,

12 — в разработке,

13 — подготовлено к разработке,

14 — нефтегазоперспективные объекты.

Рисунок 1.1 - Положение Еты-Пуровского газонефтяного месторождения в пределах Надым-Пурской нефтегазоносной области Западно-Сибирской

нефтегазоносной провинции

Таким образом, изменения значений физико-механических свойств и прежде всего величины осж на разных глубинах скважины могут быть определяющим критерием в оценке устойчивости ствола в глинистых породах, что не характерно для солевых отложений [3, 4, 31].

1.2. Результаты исследований набухания глинистых пород при контакте с жидкостью

Глина - осадочная порода, обладающая пластичностью в природном состоянии или при увлажнении водой, а при высыхании или обжиге сохраняет первоначальную форму и приобретает повышенную прочность. Гидро-фильность, способность к набуханию, самодиспергированию, а также пластичность глины объясняется высокой дисперсностью, входящих в её состав минералов [32].

В области исследования структуры глинистых пород и других дисперсных систем следует отметить работы [32-42, 76, 86, 90], в которых обоснованы и развиты представления о глине и её гидратации.

Список литературы диссертационного исследования кандидат наук Макарьев Олег Васильевич, 2022 год

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Зотов, Г.А. Устойчивость забоя / Г.А. Зотов // Российская газовая энциклопедия / гл. ред. Р.И. Вяхирев; редкол. : Н.К. Байбаков и др. - М.: Большая российская энциклопедия, 2004. - 523 с.

2. Гайдаров, М.М.-Р. Устойчивость глинистых пород при строительстве скважин: обзорн. информ / М.М.-Р. Гайдаров, Д.Г. Бельский, Д.В. Изюмченко и др. - М.: Газпром ВНИИГАЗ, 2014. - 100 с.

3. Свинцицкий, С.Б. Прогнозирование устойчивости стволов скважин в соляных отложениях / С.Б. Свинцицкий, // Обз. инф. Сер: Бурение газовых и газоконденсатных скважин. - М.: ИРЦ Газпром, 2004. - 144 с.

4. Бигун, П.В. Влияние геологических особенностей межсолевых отложений на выбор мероприятий по повышению надежности крепи скважин / П.В. Бигун, С.Б. Свинцицкий, О.В. Тимакин // Газовая промышленность. -2011. - №1. - С. 59-63.

5. Шарафутдинов, З.З. Поведение глинистых отложений в стволе скважины / З.З. Шарафутдинов, Р.З. Шарафутдинова // Наука и техника в газовой промышленности. - 2017. - № 1. - С. 22-34.

6. Новиков, В.С. Устойчивость глинистых пород при бурении скважин / В.С. Новиков. - М.: Недра, 2000. - 270 с.

7. Ахмадеев, Р.Г. Химия проммывочных и тампонажных жидкостей: учебник для вузов / Р.Г. Ахмадеев, В.С. Данюшевский. - М.: Недра, 1981. -152 с.

8. Сеид-Рза, М.К. Устойчивость стенок скважин / М.К. Сеид-Рза, Ш.И. Исмайылов, Л.М. Орман. - М.: Недра, 1981. - 175 с.

9. Войтенко, В.С. Прикладная геомеханика в бурении / В.С. Войтенко. -М.: Недра, 1990. - 252 с.

10. Кудряшов, Б.Б. Бурение скважин в осложненных условиях: учебное пособие для вузов / Б.Б. Кудряшов, А.М. Яковлев. - М.: Недра, 1987. - 269 с.

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

12. Городнов, В.Д. Физико-химические методы предупреждения осложнений в бурении / В.Д. Городнов. - М.: Недра, 1984. - 229 с.

13. Васильченко, С.В. Современные методы исследования проблемы устойчивости глинистых пород при строительстве скважин / С.В. Васильченко, А.Г. Потапов, А.Н. Гноевых. - М.: ИРЦ Газпром, 1998. - 84 с.

14. Токунов, В.И. Технологические жидкости для повышения продуктивности нефтяных и газовых скважин / В.И. Токунов, А.З. Саушин. - М.: Недра-Бизнесцентр, 2004. - 711 с.

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

16. Роджерс, В.Ф. Промывочные жидкости для бурения нефтяных скважин / В.Ф. Роджерс. - М.: Гостоптехиздат, 1960. - 400 с.

17. Грей, Дж.Р. Состав и свойства буровых агентов (промывочных жидкостей) / Дж.Р. Грей, Г.С. Дарли. - М: Недра, 1985. - 509 с.

18. Словарь по геологии нефти и газа / Редкол.: К. А. Черников (отв. ред. -сост.) и др. - Л.: Недра: Ленингр. отд-ние, 1988. - 678 с.

19. Ленский, В.С. Гука закон. / В.С. Ленский // Физическая энциклопедия: в 5-ти т. - М.: Советская энциклопедия. - 1988. - Т.1. - 546 с.

20. Розенберг, В.М. Модули упругости / В.М. Розенберг // Физическая энциклопедия: в 5-ти т. - М.: Советская энциклопедия. - 1992. - Т.3. -С. 176-177.

21. Симонянц, Л.Е. Методические указания по прогнозированию устойчивости стенок скважин / Л.Е. Симонянц, В.Н. Ромашов, А.И. Черняховский, Г.Р. Власов. - Грозный: ГНИ им. акад. М.Д. Миллионщикова, 1979. - 35 с. (Утв. Мин. газовой пром. СССР 29.02.1979).

22. Давлетова, А.Р. Разработка корпоративного геомеханического стимулятора для моделирования устойчивости ствола скважины / А.Р. Давлетова, В.В. Киреев, С.Р. Кнутова и др. // Нефтяное хозяйство. - 2008. - №6. - С. 8892.

23. Самотой, А.К. Прихваты колонн при бурении скважин / А.К. Само-той. - М.: Недра, 1984. - 204 с.

24. Шрейнер, Л.А. Физические основы механики горных пород / Л.А. Шрейнер. - М.: Гостоптехиздат, 1950. - 237 с.

25. Спивак, А.И. Механика горных пород / А.И. Спивак, А.Н. Попов. -М.: Недра, 1975. - 200 с.

26. Архипов, А.Г. Методы классификации горных пород для выбора по-родоразрушающего инструмента при бурении скважин / А.Г. Архипов, Г.А. Блинов; ЗАО «Геоинформмарк»: техника, технология и организация геологоразведочных работ. - М., 2001. - 56 с.

27. Новиков, В.С. Физико-химические критерии оценки устойчивости состояния глинистых пород и разработка растворов для предупреждения осложнений при бурении скважин: автореф. дис. ... д-ра техн. наук: 25.00.15 / Новиков Владимир Сергеевич. - Волгоград, 2001. - 43 с.

28. Яремейчук, Р.С.Обоснование надежности и качества стволов глубоких скважин / Р.С. Яремейчук, Г.Г. Семак. - М.: Недра, 1982. - 259 с.

29. Тимофеев, Н.С. Усталостная прочность стенок скважины / Н.С. Тимофеев, Р.Б. Вугин, Р.С. Яремийчук. - М.: Недра, 1972. - 200 с.

30. Тимурзиев, А. И. Количественная оценка параметров НДС горных пород для выделения участков относительного растяжения по результатам математического моделирования [на примере Еты-Пуровского полигона] / А. И. Тимурзиев, В.П. Ластовецкий // Горные ведомости. - 2015. - №9. - С. 54-75. -№ 10. - С. 76-97.

31. Антипов, В.И. Физические процессы нефтегазового производства: учебное пособие для вузов: в 3-х т. / В.И. Антипов, В.Б. Нагаев, А.Д. Седых. -М.: Недра, 1998. - Т.1. - 372 с.

32. Замятчинский, П.А. Глины СССР / П.А. Замятчинский. - М.: Изд-во АН СССР, 1935. - 359 с.

33. Шарафутдинов, З.З. Буровые и тампонажные растворы / З.З. Шара-футдинов, Ф.А. Чегодаев, Р.З. Шарафутдинова. - СПб.: Профессионал, 2007.

- 416 с.

34. Осипов, О.Б. Природа прочностных и деформационных свойств глинистых пород / О.Б. Осипов. - М.: Изд. МГУ, 1979. - 232 с.

35. Будников, В.Ф. Проблемы механики бурения и заканчивания скважин / В.Ф. Будников, А.И. Булатов, П.П. Макаренко. - М.: Недра, 1996. - 495 с.

36. Леонов, Е.Г. Влияние увлажнения на прочность и предельную глубину устойчивости глин (на примере кыновских глин Ромашкинского месторождения) / Е.Г. Леонов, А.А. Пименов // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. - 2011. - № 6. - С. 18-24.

37. Петрофизика коллекторов нефти и газа / Под ред. В. Н. Дахнова. -М.: Недра, 1975. - 285 с.

38. Физические свойства горных пород и полезных ископаемых: (Петрофизика). Справ. геофизика / М. Ш. Магид, Н. Б. Дортман, И. Ф. Зотова и др.; под ред. Н. Б. Дортман. - 2-е изд., перераб. и доп. - М.: Недра, 1984. - 455 с.

39. Ханин, В.А. Терригенные породы-коллекторы нефти и газа на больших глубинах / В.А. Ханин. - М.: Недра, 1979. - 140 с.

40. Ребецкий, Ю.Л. О неустойчивости слоистых сред в условиях гравитационного напряженного состояния / Ю.Л. Ребецкий // Геология и геофизика.

- 2014. - № 9. - С. 1446-1458.

41. Шарафутдинов, З.З. Гидратная полимеризация и формы ее проявления в горном деле / З.З. Шарафутдинов, Ф.А. Чегодаев, М.Р. Мавлютов // Горный вестник. - 1998. - № 4. - С. 153-154.

42. Нифантов, В.И. Прогноз изменения прочности горных пород от глубины [Электронный ресурс] / В.И. Нифантов, Е.В. Мельникова, В.М. Пищу-хин, О.В. Макарьев и др. // Нефтяная провинция. - 2019. - № 1 (17). - С. 141155. - Режим доступа: https://www.vkro-raen.com/17-141-155 (Дата обращения: 15.02.2015).

43. Коротаев, Ю.П. Добыча, транспорт и подземное хранение газа: учебник для вузов / Ю.П. Коротаев, А.И. Ширковский. - М.: Недра, 1984. - 486 с.

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

45. Желтов, Ю.П. Механика нефтегазоносного пласта / Ю.П. Желтов. -М.: Недра, 1975. - 216 с.

46. Савенков, Ю.И. Эффективность работы долот большого диаметра в петроцветной толще на Лабинской площади / Ю.И. Савенков, В.Г. Колесников, В.И. Нифантов и др. // Бурение газовых и газоконденсатных скважин: реф. сб. ВНИИЭгазпрома. - 1977. - Вып. 5. - С. 13-19.

47. Афанасьев, А.В. Ремонт скважин в условиях циклической эксплуатации Пунгинского подземного хранилища газа / А.В. Афанасьев, А.В. Кусты-шев, Г.П. Зозуля и др. // Геология, бурение, разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений: обзорная информация. - М.: ООО «ИРЦ Газпром», 2008. - 88 с.

48. Макарьев, О.В. Методика замены задвижек под давлением без глушения скважины при капитальном ремонте устьевого оборудования скважин ПХГ / О.В. Макарьев, В.В. Соломахин // Газовая промышленность. Приложение к журналу. - 2012. - С. 94-96.

49. Григорьев, А.В. ПХГ «Банатский двор»: создание, эксплуатация и перспективы первого хранилища газа в Сербии / А.В. Григорьев, А.В. Чугунов, С.А. Хан, О.В. Макарьев и др. // Газовая промышленность. - 2016. - № 10 (744). - С. 62-67.

50. Нифантов, В.И. Эксплуатация и ремонт газовых скважин в условиях водопритока / В.И. Нифантов, А.А. Сингуров, ..., О.В. Макарьев и др. // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. - 2018. - № 5. - С. 57-63.

51. Мельников, С.А. Ремонт и эксплуатация скважин с применением газожидкостных и пенных систем / С.А. Мельников, В.И. Нифантов, ..., О.В. Макарьев и др. // Вести газовой науки. - 2018. - № 1 (33). - С. 54-61.

52. Сингуров, А.А. Анализ результатов применения технологических жидкостей и газожидкостных систем для бурения и ремонта скважин в условиях АНПД / А.А. Сингуров, С.А. Мельников, ..., О.В. Макарьев и др. // Нефтяная провинция. - 2020. - № 1 (21). - С. 56-72.

53. Макарьев, О.В. Роль подземных хранилищ газа в формировании новой мировой энергетической отрасли / О.В. Макарьев, Н.Е. Барсук, Г.И. Дьяченко, К.А. Бутов // Газовая промышленность. - 2020. - № S4 (808). - С. 1428.

54. Григорьев, А.В. Расширение подземного хранилища газа «Банатский двор». Цели и перспективы / А.В. Григорьев, А.В. Чугунов, О.В. Макарьев, и др. // Газовая промышленность. - 2020. - № S4 (808). - С. 86-90.

55. Сингуров, А.А. Предупреждение и ликвидация осложнений при ремонте газовых скважин месторождений и ПХГ / А.А. Сингуров, В.И. Нифантов, О.В. Макарьев, и др. //Повышение эффективности разработки нефтяных и газовых месторождений на поздней стадии: Сборник тезисов докладов Международной научно-практической конференции на базе Кубанского государственного технологического университета совместно с Российской академией

естественных наук, посвященной 100-летию ФГБОУ ВО «Кубанский государственный технологический университет». - Краснодар: РАЕН: секция нефти и газа, 2017. - С. 98.

56. Бородин, С.А. Моделирование процессов движения газожидкостных потоков в скважинах на поздней стадии разработки месторождений / С.А. Бородин, В.М. Пищухин, ... О.В. Макарьев, и др. // Повышение эффективности разработки нефтяных и газовых месторождений на поздней стадии: Сборник тезисов докладов Международной научно-практической конференции на базе Кубанского государственного технологического университета совместно с Российской академией естественных наук, посвященной 100-летию ФГБОУ ВО «Кубанский государственный технологический университет». - Краснодар: РАЕН: секция нефти и газа, 2017. - С. 99.

57. Сингуров, А.А. Обоснование режима работы скважин в условиях во-допритока // А.А. Сингуров, В.М. Пищухин, О.В. Макарьев, и др.// Повышение эффективности разработки нефтяных и газовых месторождений на поздней стадии. сборник тезисов докладов Международной научно-практической конференции на базе Кубанского государственного технологического университета совместно с Российской академией естественных наук, посвященной 100-летию ФГБОУ ВО «Кубанский государственный технологический университет». - Краснодар: РАЕН: секция нефти и газа, 2017. - С. 100.

58. Подгорнов, Ю.М. Эксплуатационное и разведочное бурение на нефть и газ: учебное пособие для проф. обучения рабочих на производстве / Ю.М. Подгорнов. - М.: Недра, 1988. - 324 с.

59. Учебник по буровым растворам для инженеров / Перевод с английского А.И. Булатова. - М.: Компания M-I дриллинг флюидз, 1986. - 440 с.

60. Амиян, В.А. Вскрытие и освоение нефтегазовых пластов / В.А. Амиян, А.В. Амиян, Н.П. Васильева. - М.: Недра, 1990. - 383 с.

61. Галлямов, М.Н. Повышение эффективности эксплуатации нефтяных скважин на поздней стадии разработки месторождений / М.Н. Галлямов, Р.Ш. Рахимкулов; под ред. А.Х. Мирзаджанзаде. - М.: Недра, 1978. - 207 с.

62. Нифантов, В.И. Повышение продуктивности скважин: опыт, проблемы, перспективы / В.И. Нифантов, Е.В. Мельникова, С.А. Мельников. - М.: Газпром ВНИИГАЗ, 2014. - 242 с.

63. Тагиров, К.М. Влияние трёхфазной пены на проницаемость искусственных кернов / К.М. Тагиров, З.К. Клименко, В.И. Нифантов, С.А. Акопов // Бурение, геология, разведка и разработка газовых и газоконденсатных месторождений Северного Кавказа: сб. научн. тр. ОАО «СевКавНИПИгаз». - М.: ВНИИЭГазпром, 1979. - С. 14-17.

64. Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности. -СПб.: ДЕАН, 2021. - 510 с.

65. Гудвин, А. Интеллектуальное решение для расширения ствола скважины в процессе бурения / А. Гудвин // Нефтегазовые технологии и аналитика. - 2017. - №11. - С.11-13.

66. Рекин, С.А. Применение упорного резьбового соединения для эффективного заканчивания горизонтальных скважин / С.А. Рекин, А.Р. Агишев, А.М. Павлов, Д.А. Федосеев // Бурение и нефть. - 2018. - № 10 - С. 24-28.

67. Гержберг, Ю.М. Оценка эффективности мероприятий по предупреждению прилипания бурильной колонны / Ю.М. Гержберг // Нефтяное хозяйство. - 2015. - № 14. - С. 34-37.

68. Исмаков, Р.А. Обоснование прочностных расчётов стенок наклонной скважины / Р.А. Исмаков, А.Н Попов, Р.А. Валитов // Нефтегазовое дело. -2003. - № 1. - С. - 105-110.

69. Пак, M. С. Долота StingBlade с алмазными коническими элементами Новый рекорд эффективности бурения в высокотвердых карбонатных/кремниевых породах в Пермском регионе / М.С. Пак // Бурение и нефть. - 2015. - № 6. - С. 51-54.

70. Шмончева, Е.Е. Искривление горизонтальных скважин с помощью центратора с изменяющимся диаметром, в процессе бурения свободноращаю-щегося вокруг собственной оси / Е.Е. Шмончева, В.А. Кузнецов, Ф.Н. Исмай-лов // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. - 2018.

- №10. - С. 16-20.

71. Буянова, М.Г. Анализ рименения ингибирующего бурового раствора для повышения эффективности строительства пологих скважин в сложных горно-геологических условиях / М.Г. Буянова, Э.В. Бабушкин, А.Х. Аглиул-лин, Г.В. Конесев // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. - 2018. - №10. - С. 29-32.

72. Соннов, М. Геомеханическое моделирование околоскважинной зоны / М. Соннов, А. Вершинин, В. Жуков и др. // Oil And Gas Jornal Russia. - 2017.

- №1-2. - С. 72-76.

73. Доровских, И.В. Влияние изменения механичеких свойств горных порпод при насыщении буровым расвором на напряжённое состояние прис-кважинной зоны / И.В. Доровских, А.А. Подъячев, В.А. Павлов // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. - 2014. - № 11. - С. 3138.

74. Потапов, А.Г. Влияние геомеханичекуих факторов на процесс строительства скважин / А.Г. Потапов, Д.Г. Бельский, О.А. Потапов // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. - 2015. - № 2. - С. 4-8.

75. Протосеня, А.Г. Предельное состояние насыщенных горных пород и прогноз устойчивости добывающих скважин // Нефтяное хозяйство. - 2015. -№ 2. - С. 23-27.

76. Арсланбеков, А.Р. Устойчивость глин разных стадий литогенеза на Юрхарском месторождении при бурении скважин на расворах на углеводородной основе / А.Р. Арсланбеков, Н.М. Севодин, С.Г. Соловьев и др. // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. - 2011. - № 6. - С. 24-31.

77. Галиев, А.Ф. Анализ процесса бурения скважины под техничекую колонну на меторождениях им. Р. Требса и А.Титова / А.Ф. Галиев, Ф.А. Аг-замов // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. - 2018.

- № 9. - С. 9-13.

78. Агзамов, Ф.А. Результаты расчёта нагрузок, возникающих при дина-мичеком и ударном воздействии в обсадной колонне, как обоснование требований к прочности цементного камня / Ф.А. Агзамов, А.О. Белоусов // Нефть. Газ. Новации. - 2017. - № 10. - С. 60-64.

79. Петров, Н.А. Исследование реагентов, применяемых в жидкостных ваннах для ликвидации прихватов / Н.А. Петров, И.Н. Давыдова // Нефтегазовое дело. - 2012. - Т. 10. - № 2. - С. 28-31.

80. Шмельков, В.Е. К вопросу оценки снижения проницаемости в результате набухания материала пласта // Геология, разведка и разработка газовых и газоконденсатных метсорождений Северного Кавказа: сб. научн. тр. ООО «СевКавНИИгаз». - М.: ВНИИЭГазпром, 1977. - Вып. 1/11. - С. 109113.

81. Акопян, Н.Р. Исследование устойчивости образцов из майкопской глины в различных жидкостях / Н.Р. Акопян, В.Е. Шмельков, З.К. Климченко, Т.А. Храмченко // Геология, разведка и разработка газовых и газоконденсат-ных месторождений Северного Кавказа: сб. научн. тр. ООО «СевКавНИИгаз».

- М.: ВНИИЭГазпром, 1977. - Вып. 1/11. - С. 113-117.

82. Нифантов, В.И. Оценка влияния пенных системе на снижение проницаемости горных пород сеноманских отложений / В.И. Нифантов, С.А. Акопов, Л.В. Швец, Е.П. Нифантова // Проблемы капитального ремонта скважин и эксплуатации ПХГ: сб. научн. тр. ОАО «СевКавНИПИгаз». - Ставрополь: РИЦ ОАО «СевКавНИПИгаз», 2001. - Вып. 34. - С. 34-38.

83. Тагиров, К.М. Экспериментальные исследования динамических процессов при движении пены в скважине / К.М. Тагиров, В.И. Нифантов, В.И.

Киршин, Р.А. Тенн // Проблемы капитального ремонта скважин и эксплуатации ПХГ: сб. научн. тр. ОАО «СевКавНИПИгаз». - Ставрополь: РИЦ ОАО «СевКавНИПИгаз», 2001. - Вып. 34. - С. 30.

84. Липатов, Е.Ю. Исследование и разработка технологии и технических средств для предупреждения и ликвидации прихвата бурильной колонны (на примере месторождений Среднего Приобья): автореф. дис. ... канд. техн. наук: 25.00.15 / Липатов Евгений Юрьевич. - Тюмень, 2011. - 24 с.

85. Киреев, А.М. Теоретические основы и технологии управления проявлениями горного давления при строительстве скважин: автореф. дис. .д-ра техн. наук: 25.00.15 / Киреев Анатолий Михайлович. - Тюмень, 2008. - 50 с.

86. Бортов, А.В. Исследование и разработка комплекса технико-техно-логичеких решений, обеспечивающих повышение качества строительства скважин: автореф. дис. .канд. техн. наук: 25.00.15 / Бортов Анатолий Васильевич. - Краснодар, 2002. - 23 с.

87. Гайдаров, М.М.Р. Исследование и разработка буровых растворов для проводки скважин в глинистых и солевых отложениях: автореф. дис. .д-ра техн. наук: 25.00.15 / Гайдаров Миталим Магомед-Расулович. - СПб, 2010. -40 с.

88. Катеев, Р.И. Исследование и разработка технологии стабилизации глинистых пород при строительстве скважин: автореф. дис. ... канд. техн. наук: 05.15.10 / Катеев Рустем Ирекович. - Уфа, 1998. - 21 с.

89. Карпов, В.С. Проводка скважин с последующим расширением стволов - резурв повышения скоростей бурения / В.С. Карпов, М.И. Ходжаев, С.А. Бадалов // Бурение газовых и газоконденсатных скважин. - 1977. - № 5. - С. 9-13.

90. Симонянц, Л.Е. Прогнозирование состояния приствольной части массива по физико-механичеким свойствам горных пород / Л.Е. Симонянц, Р.В. Вугин, В.Н. Ромашов и др. // Бурение газовых и газоконденсатных скважин. - 1975. - № 3. - С. 7-14.

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

92. Тагиров, К.М. Опыт вскрытия продуктивных пластов на Астраханском и Карачаганакском ГКМ / К.М. Тагиров, В.И. Нифантов, С.А. Акопов, А.Х.Авилов // Материалы НТС ОАО «Газпром» Проблемы и пути повышения эффективности и качества строительства сверхглубоких скважин в условиях АВПД, температур, и агрессивных сред. - М.: ООО «ИРЦ Газпром», 2000. -С. 109-116.