Совершенствование технологии формирования ствола газовой скважины для повышения ее эксплуатационной надежности тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 25.00.15, кандидат технических наук Басов, Андрей Александрович

• Басов, Андрей Александрович
• кандидат технических наук
• 2007

Оглавление диссертации кандидат технических наук Басов, Андрей Александрович

ВВЕДЕНИЕ

1 ОБЗОР СОВРЕМЕННЫХ ТЕХНИЧЕСКИХ СРЕДСТВ И

ТЕХНОЛОГИЙ, ПРИМЕНЯЕМЫХ ДЛЯ ФОРМИРОВАНИЯ СТВОЛА ГАЗОВОЙ СКВАЖИНЫ. ПОСТАНОВКА ЗАДАЧИ ИССЛЕДОВАНИЙ

1.1 Создание устойчивого цилиндрической формы ствола скважин методом физического воздействия

1.2 Сохранение коллекторских свойств продуктивного 20 пласта при бурении

1.3 Обзор технических средств для расширения ствола 23 скважин

1.4 Выводы

2 ПРОМЫСЛОВО-ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНЫЕ ИССЛЕДОВА

НИЯ ТЕХНОЛОГИИ БУРЕНИЯ СКВАЖИНЫ С ПРИМЕНЕНИЕМ ШЛАМОВОГО КАЛИБРАТОРА

2.1 Исследования влияния шламового калибратора на состояние ствола скважин в неустойчивых глинистых отложениях

2.2 Оценка качества крепи скважин, пробуренных с при- 43 менением шламового калибратора

2.3 Влияние шламового калибратора на качество вскрытия 55 продуктивных пластов

3 РАЗРАБОТКА КОНСТРУКТИВНЫХ И ТЕХНОЛОГИЧЕ

СКИХ ПАРАМЕТРОВ РАСШИРИТЕЛЯ ГИДРОМЕХАНИЧЕСКОГО ТИПА

3.1 Разработка конструкции расширителя гидромеханиче- 59 ского типа

3.2 Математическая модель динамики работы расширителя

3.3 Обоснование конструктивных и технологических парамет- 77 ров расширителя

4 ПРОМЫСЛОВЫЕ ИСПЫТАНИЯ ТЕХНОЛОГИИ

ФОРМИРОВАНИЯ СТВОЛА СКВАЖИНЫ ЗАДАННОЙ КОНФИГУРАЦИИ

4.1 Технология формирования каверны с применением гид- 86 ромеханического расширителя РГШ

4.2 Результаты промысловых испытаний

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Совершенствование технологии формирования ствола газовой скважины для повышения ее эксплуатационной надежности»

Актуальность темы. Качество строительства скважины и эффективность ее эксплуатации зависят от успешного выполнения технологических этапов бурения и заканчивания скважины. При бурении скважины до кровли продуктивных отложений превалирующее влияние на качество и эффективность работ оказывает интенсивность разрушения горной породы, как на забое, так и на формируемых стенках скважины. Однако для процесса бурения в результате постоянно действующих нестационарных физико-химических процессов характерно непрерывное изменение прочностных и фильтрационных характеристик вскрываемых пород, что приводит к возникновению локальных нарушений на стенках скважины и отклонению формы ствола от кругового цилиндра. Разработка мероприятий, позволяющих снизить кавернозность ствола скважины и придать ему относительно гладкую форму, позволит повысить качество цементирования обсадных колонн.

При вскрытии продуктивных отложений бурением проницаемость приза-бойной зоны пласта снижается, что сказывается на продуктивности скважин.

Одним из возможных путей устранения этих явлений является создание на стенке скважины тонкого и прочного кольматационного экрана, предотвращающего проникновение компонентов бурового раствора в пласт.

В настоящее время для качественного формирования цилиндрического ствола скважины в процессе бурения и создания тонкого кольматационного экрана на её стенках широко используются ряд технических средств и технологических приемов. В связи с этим актуальным является совершенствование технологии бурения с применением механических устройств (в частности шламового кольмататора конструкции ОАО «СевКавНИПИгаз») в составе компоновки низа бурильной колонны.

Важнейшим этапом в цикле строительства газовых скважин является заканчивание скважины с установкой противопесочных фильтров в слабо-сцементированных мелкозернистых коллекторах. Вынос песка из пласта вместе с продукцией нарушает процесс нормальной добычи газа. Установка фильтров в большей части вначале останавливает пескование скважин. Однако при активных отборах газа или при подходе воды на границе раздела фильтр - пласт возникают значительные градиенты давлений, превышающие критические значения для пласта. Уменьшить градиенты давлений можно существенным увеличением радиуса призабойной зоны пласта (ПЗП).

Дебиты добывающих скважин, пробуренных на низкопроницаемые глинистые песчаники, можно также повысить за счет существенной расширки ПЗП.

И в том и другом случае необходимо создавать обширные каверны, диаметр которых многократно превышает диаметр долота. Серийно выпускаемые расширители для этой цели мало пригодны, поскольку они расширяют ствол скважины незначительно, на несколько десятков процентов. Поэтому разработка специального инструмента и технологии существенного расширения ствола скважины является актуальной.

Внедрение перечисленных технологий повышает надежность скважины в процессе её эксплуатации.

Цель работы: разработка технологий и технических средств для формирования ствола газовой скважины, направленных на повышение ее эксплуатационной надежности.

Основные задачи исследований:

1. Анализ современных технических средств и технологий формирования качественного ствола газовой скважины.

2. Разработка технологии снижения кавернозности ствола скважин, обеспечивающей повышение качества цементирования обсадных колонн.

3. Разработка конструкции расширителя гидромеханического типа, обеспечивающего требуемый коэффициент расширения ствола и сочетающего в себе достоинства механических и гидромониторных устройств.

4. Разработка технологии формирования каверн в призабойной зоне пласта.

5. Опытно-промышленные испытания разработанных технических средств и технологий формирования ствола газовой скважины.

Методы решения поставленных задач

Поставленные задачи решались на основе анализа и обобщения имеющихся теоретических, лабораторных и промысловых материалов по данной проблеме, а также на результатах собственных аналитических, промысловых исследований с использованием программного обеспечения.

Научная новизна:

1. Промысловыми экспериментами доказано, что применение шламового калибратора в составе компоновки низа бурильной колонны существенно снижает кавернозность ствола скважины в глинистых отложениях и повышает качество цементирования обсадных колонн. Обоснован механизм воздействия шламового калибратора на стенки скважины, сложенные глинами.

2. Разработаны на уровне изобретения принцип действия и конструкция гидромеханического расширителя и его основных элементов.

3. Разработана математическая модель динамики работы расширителя гидромеханического типа для определения его конструктивных и технологических параметров.

4. Разработана технология формирования каверны заданного диаметра.

Практическая ценность и реализация работы. Промысловоэкспериментальными исследованиями доказана высокая эффективность применения кольмататора конструкции ОАО «СевКавНИПИгаз» в качестве калибратора для снижения кавернозности ствола скважины за счет контактного упрочнения (уплотнения) глинистых отложений. Доказано также, что снижение кавернозности ствола скважины повысило качество цементирования и снизило вероятность образования межколонных давлений.

Применение шламового калибратора в интервалах продуктивных отложений способствует формированию тонкого кольматационного экрана, снижающего отрицательное влияние бурового раствора на фильтрационно-емкостные свойства ПЗП. Практическое использование шламового калибратора при бурении на скважине 18 Петровско-Благодарненской площади ООО «Кавказтранс-газ» позволило существенно увеличить дебит газа при освоении.

Разработанный шарнирный расширитель гидромеханического типа позволяет при заканчивании и капитальном ремонте скважин образовывать каверны диаметром в несколько раз больше, чем при использовании серийно выпускаемых расширителей. Промысловыми испытаниями разработанного расширителя на 9 скважинах ООО «Кавказтрансгаз» доказано, что увеличение диаметра скважины в интервале продуктивного пласта в 3 - 5 раз с созданием искусственной ПЗП позволило увеличить дебит газовых скважин в среднем в 5 раз.

Апробация работы. Основные положения диссертационной работы докладывались и обсуждались на IV Всероссийской конференции молодых ученых, специалистов и студентов по проблемам газовой промышленности России, «Новые технологии в газовой промышленности» (г. Москва, 2001 г.), IV конференции молодых ученых и специалистов ООО «Кавказтрансгаз» (г. Ставрополь, 2002 г.), на ученом Совете ОАО «СевКавНИПИгаз» (г. Ставрополь, 2007 г.), на заседании кафедры бурения СевКавГТУ (г. Ставрополь, 2007 г.).

Автором защищаются следующие основные положения:

1 Усовершенствованная технология бурения неустойчивых отложений в условиях интенсивного кавернообразования с применением специального калибратора в составе компоновки низа бурильной колонны.

2 Технические средства создания каверны в ПЗП - расширитель гидромеханического типа.

3 Технология гидромеханического расширения ствола скважины в приза-бойной зоне пласта.

4 Результаты промысловых исследований усовершенствованной технологии формирования ствола скважины.

Публикации. По теме диссертации опубликовано 10 работ, из них один патент на изобретение.

Объем работы. Диссертация состоит из введения, четырех глав, основных выводов и рекомендаций, списка литературы, содержащего 78 наименований, и 4 приложений. Работа изложена на 137 страницах машинописного текста и содержит 26 рисунков и 10 таблиц.

Заключение диссертации по теме «Технология бурения и освоения скважин», Басов, Андрей Александрович

1.4 Выводы

Основываясь на проведенном анализе методов и технических средств создания устойчивого цилиндрической формы ствола скважин, а также современных технических средств для расширения ствола скважин, можно сделать следующие выводы.

1.4.1 Установлено, что для качественного формирования цилиндрического ствола скважины в процессе бурения и создания тонкого кольматационного экрана на стенках скважины при вскрытии продуктивных пород целесообразно применять механический кольмататор конструкции ОАО «СевКавНИПИгаз», обеспечивающий:

- практически мгновенное восстановление нарушенной природной гидроизоляции вскрываемых пород в процессе механического бурения;

- формирование ствола скважины цилиндрической формы;

- предотвращение кавернообразования в глинистых породах;

- эффективную работу независимо от глубины скважины. При этом не требуется специальных наполнителей в промывочной жидкости, а достаточно имеющихся в стволе скважины материалов в виде глинистой корки и бурового шлама.

1.4.2 Выявлено, что для повышения эффективности формирования качественного ствола скважины в процессе механического бурения необходимо совершенствовать технологию бурения с применением механического кольмата-тора в составе компоновки низа бурильной колонны.

1.4.3 Установлено, что современные расширители, несмотря на многообразие конструкторских решений, не позволяют формировать каверны многократно превышающих номинальный (начальный) диаметр скважины. При создании каверны большого диаметра в неоднородных породах известными механическими расширителями происходит их заклинивание и поломка. А при создании каверны безопасными с этой точки зрения гидромониторными расширителями, увеличение диаметра незначительно и происходит лишь на длину действия струи.

1.4.4. Выявлено, что для качественного формирования каверны необходимо разработать гидромониторный расширитель, обладающий большим углом отклонения породоразрушающего органа и сочетающий в себе достоинства механических и гидромониторных устройств: высокую разрушающую способность и безопасную работу в неоднородных горных породах.

Конструирование и расчет режимных параметров требуют разработки математической модели динамики работы расширителя.

2 ПРОМЫСЛО-ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНЫЕ ИССЛЕДОВАНИЯ ТЕХНОЛОГИИ БУРЕНИЯ СКВАЖИНЫ С ПРИМЕНЕНИЕМ ШЛАМОВОГО КАЛИБРАТОРА

2.1 Исследования влияния шламового калибратора на состояние ствола скважин в неустойчивых глинистых отложениях

Как было показано в главе 1 устройство для кольматирования стенок скважин [47], разработанное ОАО «СевКавНИПИгаз», наиболее полно удовлетворяет требованиям формирования ствола, близкого к идеальному, и при этом отвечает условиям практического бурения:

- устанавливается над породоразрушающим инструментом и действует в процессе механического бурения, что с минимальным временным разрывом позволяет восстанавливать изоляцию вскрываемых горных пород;

- обладает калибрующими свойствами, что исключает необходимость специальной повторной проработки ствола перед спуском обсадных колонн;

- не зависит от глубины и не требует ввода в циркулирующий раствор специального материала, так как рабочий материал является продуктом разрушения горных пород на забое породоразрушающим инструментом.

Предварительные испытания устройства, проведенные разработчиками [48, 58 - 61], доказали его работоспособность по прямому назначению при раз-буривании проницаемых песчаников. Являясь сами по себе устойчивыми породами, проницаемые песчаники способствуют формированию на них толстых глинистых корок в результате фильтрации жидкой фазы бурового раствора вглубь пласта при поддержании репрессии на него в ходе бурения. В этих условиях формирование кольматационного экрана обеспечивается в основном за счет затирания фильтрационной глинистой корки в поры на стенках скважины рабочими лопастями.

Для условий вскрытия потенциально неустойчивых пород (глин), механизм формирования кольматационного экрана исключительно за счет затирания глинистого материала фильтрационной корки в микро и макротрещины на стенках скважины при прямом контакте лопасти устройства со стенкой неприемлем. Глина по своим фильтрационным свойствам является практически непроницаемой породой. Существующие и создаваемые при бурении трещины до определенного момента не образуют сомкнутую и сообщающуюся гидравлически систему трещиноватости. При работе устройства затирающая лопасть будет вдавливать кольматирующий материал во вход изолированной трещины, заполненной флюидом (пластовая жидкость или буровой раствор). Так как флюид является практически несжимаемым, внедрения в часть прискважинного объема трещины кольматирующего материала происходить не будет.

Вместе с тем анализ механизма работы устройства применительно к условиям глин заставил обратить внимание на известный факт уплотнения пород. Под уплотнением понимается контролируемое давлением явление, при котором зерна горной породы приближаются друг к другу, обычно в одном направлении. Уплотнение, как правило, необратимо, и снятие давления ведет лишь к упругому восстановлению. Уплотнение вызывает уменьшение пористости, увеличение объемной плотности породы. Тонкозернистое минеральное вещество глин уплотняется в наибольшей степени среди горных пород. Грубозернистые отложения, такие как песчаники и известняки, испытывают наименьшее уплотнение.

Использование представлений об уплотнении глинистых пород позволило предложить следующее объяснение процесса. При бурении в глинах фильтрационная корка на стенках скважины практически не образуется вследствие низкой проницаемости пород. В то же время протекают активные массообмен-ные процессы между буровым раствором (фильтратом) и обнаженной бурением глиной, что приводят к ее набуханию и изменению прочностных свойств. Исключить взаимодействия глинистого материала горной породы с буровым раствором можно только за счет формирования непроницаемого слоя на поверхности стенки. При работе устройства взаимодействие со стенкой скважины происходит не по схеме контакта глины с рабочей лопастью, а через слой шламовых частиц, отброшенных к стенке скважины вследствие особой геометрии устройства. То есть механическое вдавливающее усилие передается на стенку скважины через слой частиц породы такого же происхождения. Под действием сжатия в узкой приствольной части происходит уплотнение породы, заключающееся в компактной переупаковке зерен глин. Пористость уплотненного слоя снижается, а поровый флюид отжимается в сторону скважины вследствие низкой проницаемости «материнской» породы. Так как взаимодействие со стенкой скважины идет через слой частиц, прочностные характеристики которых практически идентичны глине в нетронутой массе, разрушение глины за счет механического воздействия вдавливанием не происходит. Вместе с этим, как известно из горного дела, осушение является одним из способов упрочнения горных пород. Формирование на глинистой стенке скважины узкого слоя непроницаемой и упрочненной горной породы позволяет говорить о создании низкопроницаемой временной крепи на ней.

Предложенный механизм формирования временной крепи за счет калибрования стенок скважины через слой шлама послужил основанием назвать кольмататор ОАО «СевКавНИПИгаз» шламовым калибратором с аббревиатурой КШ. Расширение функции действия описываемого устройства потребовало некоторого изменения его конструкции. В частности, автором было предложено армировать рабочие участки лопастей вставками ВСК-16, содержащими синтетические поликристаллические алмазы типа «Карбонадо». Разработана схема размещения вставок, обеспечивающая 100 % перекрытие рабочей поверхности, и технология армирования. Схема и принцип действия калибратора представлены на рисунке 2.1. Принцип его действия описан в разделе 1.1.

Следует отметить, что использование калибратора вместо наддолотного переводника в гладкой компоновке низа бурильной колонны сопряжено с проблемой искривления ствола скважины. Расположение рабочих лопастей устройства рядом с долотом придает им роль опоры, относительно которой происходит проворот оси долота при создании осевой нагрузки в процессе бурения. Геометрия рабочих лопастей позволяет выполнять им роль «поршня», на кото

1 - корпус; 2 - противоприхватные накладки; 3 - лопасти; 4 - шарошечное долото; 5 - буровой шлам; 6 - горный массив; 7 - проницаемый канал на стенке скважины; 8 - алмазные вставки; 9 - зона уплотнения; й- главный вектор абсолютной скорости движения шлама; со - частота вращения калибратора; DK - диаметр калибратора по верхней кромке лопастей; ап - угол затирания (клиновой зазор).

Рисунок 2.1 - Схема и принцип действия шламового калибратора рый давит поднимающийся от долота поток бурового раствора. В результате утяжеленные бурильные трубы приходится разгружать на большую величину, что провоцирует их больший прогиб в гладкой компоновке низа бурильной колонны. Разрушающее горную породу вооружение долота, оказывается повернутым на некоторый угол относительно оси скважины. Это провоцирует набор зенитного угла в процессе бурения. Проблема предупреждения искривления ствола скважины может быть решена за счет использования жестких компоновок низа бурильной колонны, в состав которых включаются центраторы.

Для подтверждения вышеизложенного нами были проведены специальные промысловые испытания шламовых калибраторов при бурении скважин на Северо-Ставропольском ПХГ ООО «Кавказтрансгаз» Ставропольским Управлением буровых и ремонтно-восстановительных работ [62 - 67]. Здесь применялись шламовые калибраторы диаметром 295 и 215 мм, имеющие условное обозначение КШ-295 и КШ-215 соответственно.

Для оценки результатов работы калибраторов были выбраны следующие параметры:

- геометрический профиль ствола скважины, полученный с помощью каверномера (каверномера-профилемера);

- проходимость бурильной и обсадной колонны по стволу;

- характер сцепления цементного камня с колонной и с породой по результатам акустического цементомера (АКЦ), как фактор существенно зависимый от кавернозности ствола скважины;

- наличие давления в межколонном пространстве на устье скважины в процессе ее эксплуатации.

За базу сравнения принимались скважины, ранее оконченные строительством на рассматриваемом Северо-Ставропольском ПХГ в аналогичных горногеологических условиях.

Калибратор КШ-295 использовался при бурении сарматских, караган-ских, чокракских и майкопских отложений под промежуточную колонну диаметром 244,5 мм в интервале от 50 до 350 -f 390 м.

Компоновка низа бурильной колонны во всех скважинах была одинаковой (различие заключалось в длине утяжеленных бурильных труб) и состояла из долота диаметром 295,3 мм + КШ-295 - 0,6 м + УБТ 177,8 мм - 85 * 95 м + бурильные трубы диаметром 127,0 мм. Параметры режима бурения совпадали с принятыми в проекте.

Результаты испытаний приведены на рисунке 2.2. Обработка полученных кавернограмм показала явное снижение общей кавернозности с 1,11 до 1,03, что означает уменьшение объема каверн на 64%.

Калибратор КШ-215 использовался на 35 скважинах при бурении майкопских отложений под эксплуатационную обсадную колонну диаметром 168,3 мм до глубины 715 м. Компоновка низа бурильной колонны во всех случаях была одинаковой, за исключением длины УБТ и состояла из долота диаметром 215,9 мм + КШ-215 - 0,5 м + УБТ диаметром 177,8 мм - 85 ч- 95 м + бурильные трубы диаметром 127,0 мм.

Типичные кавернограммы представлены на рисунке 2.3 и 2.4.

Как видим, сформированный с применением шламового калибратора ствол скважины характеризуется малым количеством каверн, максимальный диаметр имеющихся каверн, как правило, не превышает 250 мм. На базовых скважинах, пробуренных без шламового калибратора, диаметр каверн достигает 300-400 мм. Среднее значение коэффициента кавернозности по стволу этих скважин составляло 1,12.

Каверны на нижней границе интервала применения калибратора КШ-215 приурочены к интервалу нахождения КНБК при переводе скважины с раствора, наработанного в процессе бурения вышележащих отложений, на малоглинистый полимерный раствор для вскрытия продуктивного Хадумского горизонта. Это обусловлено эрозионными процессами в слабосцементированных майкопских отложениях при длительной промывке скважины. Диаметр каверн при этом иногда достигал 300 мм.

Рисунок 2.2 - Результаты внедрения шламового калибратора КШ - 295

Глубина, м Бурение с обычной компоновкой Бурение со шламовым калибратором KIII-215 скважина №823 скважина №896 скважина №897 скважина №918 скважина №926

21 5,9 ЛИ1» 21 5.» 300 ш. 21 S.9 300 ** 21 5,9 300» 21 5,9 300

350 400450500550600650 я интервал применения КШ -215 -1 ? Г i \ >

Рисунок 2.3 - Кавернограммы скважин в глинистых отложениях Майкопа Северо-Ставропольского ПХГ

Рисунок 2.4 — Результаты внедрения шламового калибратора КШ - 215

В оставшейся части диаметр формируемого ствола скважины близок к номинальному, значение коэффициента кавернозности при этом лежит в пределах 1,01 -г 1,07. Показательной в этом плане может служить скважина № 897, где шламовый калибратор применялся в интервале 489 - 684 м и коэффициент кавернозности равен 1,02. В вышележащем интервале 350 - 489 м, где КШ-215 не применялся, коэффициент кавернозности равен 1,15 при наличии каверн до 300 + 400 мм в диаметре.

На степень кавернозности ствола скважин существенно влияет износ шламового калибратора по диаметру. Это наглядно видно из приведенных данных в таблице 2.1. Незначительное уменьшение диаметра (1 . 2 мм) существенно снижает эффективность инструмента. Отсюда следует вывод о необходимости повышения износостойкости лопастей калибратора. По нашим рекомендациям производитель - ОАО «СевКавНИПИгаз» в последующем стал их армировать алмазными вставками

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

1. Установлено, что шламовый калибратор конструкции ОАО «СевКав-НИПИгаз» позволяет качественно формировать ствол скважины в отложениях неустойчивых глинистых пород, а в отложениях проницаемых пород формирует кольматационный экран, препятствующий проникновению в пласт компонентов бурового раствора.

Обширными промысловыми исследованиями на примере бурения 46 скважин на Северо-Ставропольском подземном хранилище, показано, что применение шламового калибратора уменьшает диаметр каверн на 58-64 %, а в продуктивном песчанике Петровско-Благодарненского месторождения отмечается уменьшение толщины глинистой корки и, как следствие, увеличение продуктивности скважин при освоении.

2. Установлено, что снижение кавернозности ствола скважины вследствие применения калибратора повышает в 2 раза качество сцепления цементного камня с обсадной колонной. В результате существенно снизилось (до 14 %) количество скважин, имеющих межколонные давления, в то время как по базовым межколонные давления наблюдались в 50 % скважин.

3. На уровне изобретения разработана конструкция гидромеханического расширителя, позволяющего расширять скважину в слабосцементированных и неоднородных породах, существенно больше, чем это делают с применением серийных расширителей.

4. Разработана математическая модель динамики работы гидромеханического расширителя и алгоритм расчета его технологических параметров.

5. В качестве промышленной апробации расширитель применялся при за-канчивании 10 газодобывающих скважин на Петровско-Благодарненском и Журавском месторождениях ООО «Кавказтрансгаз». С помощью расширителя диаметр призабойной зоны пласта был увеличен в 2 - 5 раз. Это позволило после установки гравийного фильтра увеличить дебит скважин в 2 - 9 раз.

6. Чистый дисконтированный доход от внедрения расширителя в практику заканчивания скважин составил 71,92 млн. рублей в ценах 2003 года.

Список литературы диссертационного исследования кандидат технических наук Басов, Андрей Александрович, 2007 год

1. Булатов, А.И. Теория и практика заканчивания скважин Текст. В 5 т. Т.1 / А.И. Булатов, П.П. Макаренко, В.Ф. Будников [и др.]. М.: Недра, 1997. -395 с.

2. Дороднов, И.П. Формирование ствола скважины в процессе бурения Текст. / И.П. Дороднов. Краснодар: Просвещение-Юг, 2002. - 279 с.

3. Ипполитов, В.В. Системные подходы и решения технологических проблем строительства скважин Текст.: автореферат дис. . д-ра техн. наук: 25.00.15 / Ипполитов Вячеслав Васильевич.- Тюмень, 2002. 44 с.

4. Барановский, В.Д. Влияние качества ствола на успешность проводки глубоких скважин Текст. / В.Д. Барановский, С.И. Антаманов, Е.А. Лебедев [и др.]: Обзорная информация : Серия Бурение. М.: ВНИИОЭНГ, 1981. - 57 с.

5. Семенякин, B.C. Осложнения и борьба с ними при бурении нефтяных и газовых скважин Текст. / B.C. Семенякин. Астрахань: Изд-во АГТУ, 2004. -296 с.

6. Спивак, А.И. Разрушение горных пород при бурении скважин Текст. / А.И. Спивак, А.Н. Попов. М.: Недра, 1979. - 239 с.

7. Аветисян, Н.Г. Природа образования каверн в стволе бурящейся скважины Текст. / Н.Г. Аветисян, В.И. Григорьев, В.П. Макаров// Научнотехнический сборник: Серия бурение. М.: ВНИИОЭНГ, 1966. - № 3. - С. 1012.

8. Басарыгин, Ю.М. Теория и практика предупреждения осложнений и ремонта скважин при их строительстве и эксплуатации Текст. В 6 т. Т.1 / Ю.М. Басарыгин, В.Ф. Будников, А.И. Булатов. М.: Недра, 2000. - 510 с.

9. Белов, В.П. Образование каверн при бурении скважин Текст. / В.П. Белов. М.: Недра, 1970. - 152 с.

10. Бикчурин, Т.Н. Исследование технико-технологических факторов, определяющих устойчивость кыновских аргиллитов при бурении скважин Текст. / Т.Н. Бикчурин, И.Г. Юсупов, Р.С. Габидуллин [и др.] // Нефтяное хозяйство. -2000.-№ 12.-С. 128-132.

11. Гришин, А.С. О разрушении горной породы у стенки скважины Текст. / А.С. Гришин, Е.И. Королько, Мустафин Ф.Л. // Разрушение горных пород при бурении скважин: Сб. научн. тр. / БашНИПИнефть. Уфа: БашНИ-ПИнефть, 1973.-с. 17-24.

12. Лебедев, Е.А. Осложнения при бурении глубоких скважин в Ставропольском крае и борьба с ними Текст. / Е.А. Лебедев, В.Д. Барановский, П.И. Колесников [и др.]: Тематический научно-технический обзор: Серия Бурение. -М.: ВНИИОЭНГ, 1974. 87 с.

13. Песляк, Ю.А. Поведение глин при бурении и эксплуатации скважин Текст. / Ю.А. Песляк. Нефтяное хозяйство. - 1960. - № 11. - С. 15-18.

14. Абубакиров, В.Ф. Оборудование буровое, противовыбросовое и устьевое Текст. В 2 т. Т.2 / В.Ф. Абубакиров, А.Н. Гноевых, Ю.Г. Буримов [и др.]. М.: ООО «ИРЦ Газпром», 2007. - 650 с.

15. Гусман, A.M. Буровые комплексы: Современные технологии и оборудование Текст. / A.M. Гусман, К.П. Пожарский. Екатеринбург: УГГА, 2002. -592 с.

16. Масленников, И.К. Буровой инструмент Текст. / И.К. Масленников. -М.: Недра, 1989.-430 с.

17. Байдюк, Б.В. Вопросы деформации и разрушения горных пород при бурении Текст. / Б.В. Байдюк, Л.А. Шрейнер. М.: ГОСИНТИ, 1961. - 120 с.

18. Булатов, А.И. Руководство по буровым растворам для инженеров Текст. В 3 ч. Ч. 3. / А.И. Булатов, С.А. Шаманов. Краснодар: Просвещение-Юг, 2001.-289 с.

19. Андерсон, Б.А. Буровой раствор малой плотности для бурения в обваливающихся породах Текст. / Б.А. Андерсон, K.JI. Минхайров, А.У. Шарипов [и др.] // Нефтяное хозяйство. 1973. - № 9. - С. 16-19.

20. Вадецкий, Ю.В. Борьба с поглощениями промывочной жидкости и обвалами в бурении Текст. / Ю.В. Вадецкий, А.А. Гайворонский. М.: Гостоп-техиздат, 1958. - 82 с.

21. Коржуев, А.С. Упрочнение неустойчивых горных пород при бурении скважин Текст. / А.С. Коржуев, В.А. Никишин, Э.А. Бочко. М.: Недра, 1969. -150 с.

22. Петров, Н.А. Новый калибратор-кольмататор Текст. / Н.А. Петров // Современные проблемы буровых и нефтепромысловых механизмов: Сб. науч. тр./ Уфимский нефтяной институт. Уфа: Уфимский нефтяной институт, 1992. -С. 101-105.

23. Петров, Н.А. Центратор-кольмататор Текст. / Н.А. Петров, P.P. Сафи-уллин // Современные проблемы буровых и нефтепромысловых механизмов: Сб. науч. тр./ Уфимский нефтяной институт. Уфа: Уфимский нефтяной институт, 1992.-С. 121-127.

24. Пат. 5823273 США, МПК6 Е 21 В 7/18. Способы и инструменты для стабилизации скважин Текст. / Равви К.М., Бейрут P.M., Дьюэлл А.Б. [и др.]; заявитель и патентообладатель компания Халлибуртон. № 692665; завл. 20.10.98; опубл. 06.08.96, Бюл. № 17.

25. Поляков, В.Н. Технология и техника борьбы с поглощениями при строительстве скважин Текст. / В.Н. Поляков, М.Р. Мавлютов, Л.А. Алексеев [и др.]. Уфа: Китап, 1988. - 192 с.

26. Заявка 93003239/03 Российская Федерация, МПК6 Способ кольматации стенок скважины Текст. / Воинов О.В., Киреев A.M., Тетеревятников JI.H.; заявитель Воинов О.В. № 93003239/03; заявл. 18.01.93; опубл. 27.06.95, Бюл. №18; приоритет от 18.01.93.

27. Крылов, В.И. Изоляция пластов в глубоких скважинах Текст. / В.И. Крылов. М.: Недра, 1980. - 304 с.

28. Алексеев, М. Проводка скважин в зонах поглощения и шламонакопле-ния Текст. / М. Алексеев, В. Лобанова, Н. Охрименко [и др.] // Нефтяник. -1986.-№7.-С. 9-11.

29. А. с. 1698422 СССР, МКИ5 Е 21 В 33/13. Способ тампонирования скважины Текст. / Р.Т. Асфандияров, А.Ш. Янтурин, Клявин P.M. [и др.] (СССР). -№ 4609702/03; заявл. 20.09.88; опубл. 15.12.91, Бюл. № 46.

30. А. с. 1803529 СССР, МКИ5 Е 21 В 33/13. Способ изоляции поглощающих пластов Текст. / И.Т. Акбулатов, О.В. Надымов, М.Н. Байраков [и др.] (СССР). № 4878517/03; заявл. 18.09.90; опубл. 23.03.93, Бюл. № 11.

31. А. с. 819306 СССР, МКИ3 Е 21 В 33/138. Способ снижения проницаемости пластов Текст. / В.Н. Поляков, P.P. Лукманов, М.Р. Мавлютов [и др.] (СССР). № 2763076/22-03; заявл. 04.05.79; опубл. 10.04.81, Бюл. № 13.

32. А. с. 1193268 СССР, МКИ4 Е 21 В 33/13. Способ изоляции поглощающих пластов Текст. / П.Я. Зельцер, К.А. Шишин, Н.П. Панков (СССР). № 3743725/22-03; заявл. 16.05.84; опубл. 23.11.85, Бюл. № 43.

33. А. с. 1481378 СССР, МКИ4 Е 21 В 33/13. Способ снижения проницаемости пластов Текст. / М.Р. Мавлютов, Р.Г. Шакиров, В.В. Васильев [и др.] (СССР). № 4301925/23-03; заявл. 01.09.87; опубл. 23.05.89, Бюл. № 19.

34. А. с. 1601324 СССР, МКИ5 Е 21 В 21/00, 33/138. Способ снижения проницаемости пластов Текст. / В.Ф. Галиаксаров, М.Р. Мавлютов, Р. Гилязет-динов (СССР). № 4454333/31-03; заявл. 19.04.88; опубл. 23.10.90, Бюл. № 30.

35. А. с. 1656710 СССР, МКИ5 Е 21 В 33/13. Способ изоляции поглощающего или водопроявляющего пласта Текст. / В.Н. Поляков (СССР). № 4718070/03; заявл. 08.06.89; опубл. 23.06.91, Бюл. № 23.

36. Пат. 2065024 Российская Федерация, МПК6 Е 21 В 21/00, 33/138. Способ бурения с кольматацией Текст. / Воинов О.В., Киреев A.M., Тетеревятников J1.H.; заявитель и патентообладатель Воинов В.О. № 93008782/03; заявл. 16.02.93; опубл. 10.08.96, Бюл. № 22.

37. Ипполитов, В.В. Воздействие на твердые частицы бурового раствора при кольматации стенок скважины Текст. / В.В. Иполлитов, М.Р. Мавлютов, Х.И. Акчурин [и др.] -М.: Недра, 1997. 127 с.

38. Ипполитов, В.В. Качественная оценка возможностей гидродинамической кольматации проницаемых пластов при бурении и заканчивании скважин Текст. / В.В. Иполлитов//Геология нефти и газа. 1991. - № 11. - С. 32-34.

39. Ипполитов, В.В. Повышение устойчивости стенок скважины Н.М. Се-водин, А.Ф. Усынин и др. // Газовая промышленность. 1996. - № 3-4. - С. 4849.

40. Регламент по технологии управляемой гидродинамической кольматации Текст.: РД 00158 758-175-97: утв. и введ. в действие Распоряжением ДО-ОО «Бургаз». Тюмень: ТюменНИИГипрогаз, 1996. - 34 с.

41. Пат. 2057893 Российская Федерация, МПК6 Е21В 21/00, 33/138. Устройство для кольматирования высокопроницаемых пластов Текст. /

42. B.Е.Дубенко, А.И.Ниценко, Е.В.Девятов; заявитель и патентообладатель ОАО Северо-Кавказский научно-исследовательский проектный институт природных газов. -№ 9305759/03; заявл.28Л2.93; опубл. 10.04.96, Бюл. № 10.

43. Дубенко, В.Е. Принципы конструирования бурового инструмента для временной крепи скважин Текст. / В.Е. Дубенко // Строительство газовых и газоконденсатных скважин: Сб. науч. статей / ВНИИгаз. М.: ВНИИгаз, 1996. -С. 81 -87.

44. Продукция, выпускаемая ВНИИБТ Текст. : каталог / ВНИИБТ. М.: ВНИИБТ, 2002.-25 с.

45. Мессер, А.Г. Новые технические средства и технологии, разработанные ВНИИБТ для строительства глубоких скважин Текст. / А.Г. Мессер, JI.A. Райхер [и др.] // Вестник Ассоциации буровых подрядчиков. 2000. - № 3. - С. 6-15.

46. А. с. 206469 СССР, МКИ3 Е 21 В 9/28. Расширитель Текст. / В.Г. Смирнов, Л.С. Остроумов, Б.А. Мороз (СССР). № 831182/22-3; заявл. 16.04.67; опубл. 08.12.67, Бюл. № 1.

47. Абубакиров, В.Ф. Буровое оборудование Текст. В 2 т. Т.2 / В.Ф. Абубакиров, А.Н. Гноевых, Ю.Г. Буримов [и др.]. М.: Недра, 2003. - С. 57-64.

48. Козодой, А.К. Промывка скважин при бурении Текст. / А.К. Козодой,

49. A.В. Зубарев, B.C. Федоров. М.: Гостоптехиздат, 1963. - 172 с.

50. А. с. 1666678 СССР, МКИ3 Е 21 В 7/28. Эксцентричный расширитель Текст. / А.Д. Башкатов, М.Е. Гарбовский, В.Г. Смирнов [и др.] (СССР). № 4692478/03; заявл. 19.05.89; опубл. 30.07.91, Бюл. № 28.

51. А. с. 1002500 СССР, МКИ3 Е 21 В 7/28. Расширитель Текст. / И.П. Дороднов (СССР). № 3374050/22-03; заявл. 25.01.82; опубл. 07.03.83, Бюл. № 9.

52. Дубенко, В.Е. Бурильный инструмент для формирования крепи скважин Текст. / В.Е. Дубенко, Г.А. Зайцев, Н.И. Андрианов [и др.] // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. 1996. - № 4. - С. 26 - 30.

53. Дубенко, В.Е. Применение шламового калибратора для сохранения коллекторских свойств песчаных пород при бурении Текст. / В.Е. Дубенко,

54. B.Б. Беликов, С.Б. Свинцицкий // Строительство газовых и газоконденсатных скважин: Сб. науч. трудов / ВНИИгаз, СевКавНИПИгаз. М.: ВНИИгаз, 1999. -С.3-6.

55. Дубенко, В.Е. Повышение устойчивости стенок скважины за счет применения шламового калибратора Текст. / В.Е. Дубенко, Н.И. Андрианов, А.А.

56. Басов и др. // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. -2007.-№9. -С. 24-32

57. А. с. 819294 СССР, МКИ3 Е 21 В 7/08. Шарнирный переходник Текст. / В.В. Большаков, B.C. Щербачев, А.И. Носов [и др.] (СССР). № 2763075/2203; заявл. 04.05.79; опубл. 07.02.81, Бюл. № 38.

58. Пат. 2014420 Российская Федерация, МПК6 Е 21 В 7/08. Шарнирное соединение бурильных труб Текст. / Еремин Д.М., Кагарманов Н.Ф., Хафизо-ва А.И.; заявитель и патентообладатель БашНИПИнефть. № 4838442/03; заявл. 12.06.90; опубл. 15.06.94, Бюл. № 11.

59. Гасумов, Р.А. Технология формирования каверны большого диаметра Текст. / Р.А. Гасумов, В.Е. Дубенко, Д.В. Дубенко, А.А. Басов // Газовая промышленность. 2007. - № 8. - С. 66-67.

60. Тарг, С.М. Краткий курс теоретической механики Текст. / С.М. Тарг. 5-е изд., стереотип. - М.: Наука, 1967. - 480 с.

61. Маковей, Н. Гидравлика бурения Текст. / Н. Маковей; пер. с рум. -М.: Недра, 1986.-536 с.

62. Струговец, Е.Т. О влиянии режимов механического разрушения на эффективность гидромониторного разрушения при бурении Текст. / Е.Т. Струговец // Бурение и нефть. 2007. - № 5. - С. 34-35.

63. Аветисов А.Г., Методы прикладной математики в инженерном деле при строительстве нефтяных и газовых скважин Текст. /А.Г.Аветисов, А.И.Булатов, С.А. Шаманов М.: ООО «Недра - Бизнесцентр», 2003. - 239 с.