WWW.DISSERS.RU

БЕСПЛАТНАЯ ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА

   Добро пожаловать!


 

На правах рукописи

Урманчеев Вячеслав Исмагилович

НАУЧНО-ПРИКЛАДНЫЕ ОСНОВЫ СОВЕРШЕНСТВОВАНИЯ ТЕХНОЛОГИИ БУРЕНИЯ СКВАЖИН НА СУШЕ

И КОНТИНЕНТАЛЬНОМ ШЕЛЬФЕ

Специальность 25.00.15-05 – Технология бурения и освоения скважин

Автореферат диссертации на соискание ученой степени

доктора технических наук

Тюмень – 2008

Работа выполнена в Научно-исследовательском и проектном институте Работа выполнена в научно-исследовательском и проектном институте технологий строительства скважин (НИПИ ТСС) при Государственном образовательном учреждении высшего профессионального образования «Тюменский государственный нефтегазовый университет» (ТюмГНГУ)

Научный консультант  – доктор технических наук, профессор

Поляков Владимир Николаевич

Официальные оппоненты: - доктор технических наук, профессор

Лукманов Рауф Рахимович

- доктор технических наук

Аверьянов Алексей Петрович

- доктор технических наук, профессор

Матвеев Юрий Геннадьевич

Ведущая организация - Открытое акционерное общество «Сибирский научно-исследовательский институт нефтяной промышленности» (ОАО «СибНИИНП»)

Защита состоится 19 апреля 2008 г. в 9.00 часов на заседании диссертационного совета Д 212.273.01 при Тюменском государственном нефтегазовом университете (ТюмГНГУ) по адресу: 625039, г. Тюмень, ул. 50 лет Октября, 38.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотечно-информационном центре ТюмГНГУ по адресу: 625039, г. Тюмень, ул. Мельникайте, 72 а, каб. 32.

Автореферат разослан ___________ 2008 г.

Ученый секретарь 

диссертационного совета,

доктор технических наук, профессор                                        Г.П. Зозуля

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ



Актуальность темы

Успешное развитие нефтегазодобывающей отрасли в стране зависит от опережающего, в сравнении с добычей, прироста запасов углеводородного сырья, что тесно связано с темпами геолого-разведочных работ на нефть и газ в регионах Западной и Восточной Сибири, а также на континентальном шельфе. Вместе с тем тенденция роста глубин и объемов разведочного и эксплуатационного бурения в регионах со сложными горно-геологическими и природно-климатическими условиями, слабо развитой инфраструктурой, отдаленность баз материально-технического обеспечения обусловливают увеличение сроков строительства скважин и связан­ных с ними затрат.

Сокращение сроков строительства скважин и освоения новых месторождений нефти и газа во многом зависит от эффективности применяемых технологий бурения и заканчивания скважин.

Однако промысловая практика последних 10–15 лет показывает, что эффективность процессов строительства скважин, основанных на репрессионной технологии бурения, снижается, а область их применения сокращается. Это связано с ростом аномальности горно-геологических условий бурения глубокозалегающих продуктивных горизонтов, разбуриванием нефтегазовых месторождений, перешедших на позднюю и завершающую стадии разработки, и началом буровых работ на континентальном шельфе. Приобретает особую народно-хозяйственную значимость и актуальность успешное решение проблем по сокращению сроков строительства скважин, повышению эффективности и качества буровых работ, обеспечению экологической безопасности окружающей среды.

Важнейшими задачами совершенствования технологии строительства нефтяных и газовых скважин являются исследования по оптимизации гидравлических процессов бурения, по повышению надежности и долговременности крепи, по улучшению эксплуатационных характеристик скважин.

В комплексе промысловых задач первостепенная роль принадлежит совершенствованию функциональных свойств буровых растворов как основы для повышения качества первичного вскрытия продуктивных пластов и улучшения свойств тампонажных растворов, обеспечивающих герметичность крепи.

Реализация научно-технических разработок в производстве обеспечит сокращение затрат на поиски, разведку и разработку новых месторождений углеводородного сырья, необходимых для наращивания топливно-энергетического потенциала страны.

Цель работы

Повышение качества и эффективности строительства скважин в аномальных геолого-технических и сложных природно-климатических условиях разработкой и внедрением в производство системных подходов и технологических решений при бурении и креплении скважин.

Основные задачи исследований и разработок

  1. Научное обобщение и аналитическая оценка современного уровня развития технологий строительства нефтяных и газовых скважин.
  2. Обоснование научно-технических направлений совершенствования процессов организации технологии буровых работ и управления ею.
  3. Развитие теоретических и прикладных основ регулируемого гидромеханического и физико-химического воздействия на массив горных пород в процессе бурения скважин.
  4. Разработка, экспериментальные исследования и промысловая апробация усовершенствованных рецептур буровых и тампонажных растворов для бурения и крепления скважин.
  5. Разработка комплекса системных решений по совершенствованию технологии бурения и заканчивания скважин.
  6. Обобщение и оценка результатов научно-прикладных исследований и внедрения законченных разработок при строительстве скважин.

Научная новизна выполненной работы

  1. Получены результаты научных обобщений и дана аналитическая оценка

современного уровня развития технологий строительства скважин в различных геолого-технических и природно-климатических условиях. Установлена низкая эффективность исследований и разработок по решению технологических проблем бурения, направленных на устранение негативных последствий, а не их причины.

  1. Развита современная идеология, научно-технические подходы и технологические решения в области строительства скважин на принципах системного совершенствования производственных процессов, расширения информационной базы промысловых данных, организации операций контроля технического состояния необсаженного ствола и гидравлического поведения скважины, управления нестационарными гидромеханическими процессами бурения и заканчивания скважин.
  2. Установлена виброволновая природа движения жидкости в скважине и ее превалирующее влияние на нестационарность технологических процессов бурения. Показано, что амплитудно-частотные характеристики и пульсирующее течение жидкости в гидравлически связанной системе «скважина – массив горных пород» обусловливают нестабильность гидромеханического состояния ствола и нестационарность гидродинамического поведения скважины при бурении, промывке, цементировании, спускоподъемных операциях и изоляционных работах, а также негативное влияние на показатели эффективности и качества буровых работ.
  3. Теоретически обоснована и экспериментально подтверждена целесообразность и перспективность разработки безгипсовых портландцементов для цементирования обсадных колонн в интервалах низких положительных и отрицательных температур. Разработан состав вяжущего и рецептура тампонажного раствора с пониженным водосодержанием для низкотемпературных скважин (А.с. 1555465, 07.04.90). Исследован процесс гидратации и дано объяснение механизма твердения безгипсового тампонажного портландцемента.
  4. Разработаны научно-методические и технологические решения комплекса проблем охраны окружающей среды и недр при строительстве скважин, основанные на реализации ресурсосберегающих, малоотходных и безотходных технологий.
  5. Показано, что долговременная изоляция вскрываемых бурением флюидонасыщенных и низкой прочности пород методами «малых» (струйные технологии) и «глубоких» (технологии согласованных режимов нагнетания тампонажных смесей) проникновений обеспечивает успешное решение проблем газонефтеводопроявлений, выбросов и фонтанов, гидроразрыва горных пород, межпластовых перетоков.
  6. Впервые дана аналитическая оценка влияния идеологии (устойчивая система взглядов, представлений, идей и требований) как научно-прикладной основы по конкретной реализации инновационных разработок на развитие и совершенствование производственных процессов строительства скважин.

Практическая ценность работы

  1. Произведена промысловая оценка влияния виброволнового движения жидкости в скважине на техническое состояние необсаженного ствола и нестационарность технологических процессов бурения. Обосновано научно-техническое направление исследований и разработок по совершенствованию информационного обеспечения, стабилизации технического состояния ствола, оперативному контролю и регулированию технологических операций. Предложено преобразовать гидравлически неопределенную, неупорядоченную и хаотичную систему «скважина – n пластов», характерную для условий подземной гидромеханики, в гидравлически менее сложную и контролируемую (после восстановления природной гидроизоляции массива горных пород от ствола) систему, характерную для условий трубной гидравлики.
  2. Разработаны научно-методические подходы и системные решения по комплексному совершенствованию технологических процессов строительства скважин: гидравлические условия бурения, регулирование технического состояния и гидродинамического поведения скважины, сохранение коллекторских свойств продуктивных пластов, долговременное разобщение массива горных пород и природных гидродинамических систем, экологическая защита окружающей среды и охрана недр.
  3. Разработан и внедрен в промысловую практику комплекс системных технологий, повышающих качество и эффективность буровых работ, улучшающих эксплуатационные характеристики скважин в различных геолого-технических условиях, который включает:
    • методы оперативного формирования базы промысловой информации по текущему техническому состоянию и гидродинамическому поведению скважин в процессе бурения;
    • технологии гидромеханического и физико-химического регулирования фильтрационных и прочностных характеристик ствола скважины методами «малых» и «глубоких» проникновений;
    • методы оптимизации гидравлических условий бурения и заканчивания скважины по текущей промысловой информации о техническом состоянии и гидродинамическом поведении скважины;
    • технологию комбинированного разобщения пластов с градиентами межпластовых давлений до 5–7 МПа/м.
  1. Разработаны и внедрены рецептуры буровых растворов для бурения в неустойчивых глинистых отложениях и вскрытия продуктивной толщи.
  2. Разработаны и внедрены тампонажные материалы на основе безгипсового портландцемента с пониженным водосодержанием, седиментационноустойчивого, коррозионностойкого, с низкой проницаемостью камня, твердеющего при низких положительных и отрицательных температурах.
  3. Результаты промышленного внедрения комплекса технологий в различных нефтегазодобывающих регионах России (Башкортостан, Татарстан, Оренбургская, Калининградская и Тюменская области, Красноярский край, Удмуртия и т. д.) и Вьетнама способствовали повышению продуктивности скважин, сокращению сроков ввода их в эксплуатацию, уменьшению обводненности добываемой продукции, улучшению экологии в районе работ.
  4. При непосредственном участии автора разработаны:
  1. Инструкция по креплению скважин с плавучих буровых установок на площадях треста «Арктикморнефтегазразведка». – Мурманск, 1984.
  2. Инструкция по предупреждению аварий при бурении скважин на площадях треста «Арктикморнефтегазразведка». – Мурманск, 1984.
  3. Рекомендации по технологии бурения, крепления и освоению морских скважин на нефть и газ и технологические решения по улучшению показателей буровых работ. – Мурманск, 1985.
  4. Рекомендации по применению тампонажного безгипсового портландцемента для низких температур при креплении скважин на площадях ПО «Арктикморнефтегазразведка». – Мурманск, 1987.
  5. Рекомендации по совершенствованию конструкций скважин и технологии цементирования колонн в условиях многолетнемерзлых пород Песчаноозерского месторождения. – Мурманск, 1986.
  6. Инструкция по определению давления начала поглощения пород при бурении поисковых, параметрических и разведочных скважин на площадях ПО «Арктикморнефтегазразведка». – Мурманск, 1987.
  7. Анализ упругонапряженного состояния пород (давлений горных, пластовых, начала поглощений и гидроразрыва) на площадях ПО «Арктикморнефтегазразведка». – Мурманск, 1988.
  8. Методика исследования мерзлого разреза на льдистость с использованием термометрии по результатам геофизических исследований: РД 39–010–90. – М., 1990.
  9. Методика исследования и расчета теплового взаимодействия скважин с многолетнемерзлыми породами. – М., 1990.
  10. Регламент технологии строительства скважин в условиях многолетнемерзлых пород с контролем качества в процессе бурения и крепления: РД 39–3–90. – М., 1990.
  11. Технология регулирования состава и свойств буровых растворов при бурении скважин на южном шельфе Вьетнама: РД СП 84–06. – Вунг Тау, 2006.


Апробация результатов исследований

Основные научные и прикладные результаты диссертационной работы докладывались и обсуждались на научно-практической конференции «Проблемы освоения шельфа Арктических морей» (Мурманск, 1984 г.), I Всесоюзной конференции «Комплексное освоение нефтегазовых ресурсов континентального шельфа СССР» (Москва, 1986 г.), II Всесоюзной научно-технической конференции «Вскрытие нефтегазовых пластов и освоение скважин» (Москва, 1988 г.), Всесоюзной научно-практической конференции «Методы прогнозирования АВПД при поисках и разведке месторождений нефти и газа» (Мурманск, 1988 г.), научно-практической конференции молодых ученых и специалистов по проблемам освоения шельфа (Мурманск, 1988 г.), II Всесоюзной научно-технической конференции «Нефть и газ Западной Сибири» (Тюмень, 1989 г.), II научно-практической конференции «Комплексное освоение нефтегазовых ресурсов континентального шельфа СССР» (Мурманск, 1989 г.), II Всесоюзной конференции «Комплексное освоение нефтегазовых ресурсов континентального шельфа СССР» (Москва, 1990 г.), I Всесоюзной научно-практической конференции «Аномально высокие пластовые давления и нефтегазоносность недр» (Ленинград, 1990), V Международной конференции «Освоение шельфа Арктических морей России» (Санкт-Петербург, 2001 г.), Международной конференции «Нефть и газ Арктического шельфа» (Мурманск, 2002 г.), Всероссийской научно-технической конференции «Наукоемкие технологии XXI века» (Владимир, 2006 г.), 8-й Международной конференции «Освоение ресурсов нефти и газа Российской Арктики и континентального шельфа стран СНГ» (Санкт-Петербург, 2007 г.).

Материалы исследований и разработок содержатся в 60 научно-технических работах: 1 монографии, 2 тематических обзорных информациях, 52 статьях и тезисах докладов, 5 патентах и авторских свидетельствах. 11 из них опубликованы в изданиях, рекомендованных ВАК.

Объем и структура работы

Диссертационная работа состоит из введения, 5 разделов, основных

выводов и рекомендаций, списка литературных источников из 170 наименований, содержит 180 страниц машинописного текста, 25 таблиц и 32 рисунка.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении приведено краткое обоснование актуальности темы, сформулирована цель диссертационной работы, обозначены основные задачи исследований и разработок, показана научная новизна и практическая значимость полученных результатов.

В первом разделе диссертации приводится анализ геолого-технических условий строительства скважин на суше и морском шельфе, оценивается уровень развития современных буровых технологий с позиций системного подхода, отмечаются существенные отличия геолого-технических условий бурения скважин в интервалах до кровли продуктивного горизонта и в процессе его вскрытия.

Основной задачей бурения верхнего интервала скважины является создание надежного и долговременного канала связи с нефтегазовой залежью в минимальные сроки и при минимальных затратах. Вскрытие продуктивной толщи должно обеспечивать достижение высоких эксплуатационных показателей скважин (начальный дебит, период безводной эксплуатации, коэффициент продуктивности), а также сохранение природных коллекторских свойств нефтегазонасыщенных пластов, долговременную изоляцию их от флюидонасыщенных пластов и формирование конструкции забоя и фильтра с оптимальными эксплуатационными характеристиками (гидравлически совершенные по характеру и степени вскрытия).

Основные технологические проблемы бурения связаны с нарушением технического состояния ствола (герметичности и прочности стенок) и нестационарным гидродинамическим поведением скважины (поглощения, газонефтеводопроявления, межпластовые перетоки, выбросы и фонтаны) после вскрытия интервалов проницаемых пород с АНПД и АВПД, а также неустойчивых и малопрочных горных пород (образование каверн и обвалов, гидроразрыв). Причиной всех вышеуказанных осложнений является применение репрессионной технологии бурения. Лежащая в ее основе идеология стабилизации технологических процессов, которая должна обеспечивать в стволе скважины различные виды равновесия: гидравлическое, механическое, физико-химическое и т. д., до настоящего времени остается господствующей в сознании специалистов. Несмотря на бурный рост технических достижений, совершенствование буровых установок, конструкций долот, забойных двигателей, тампонажных материалов, химических реагентов и т. д., традиционная система взглядов на технологию репрессионного способа бурения и представлений о ней не претерпела изменений. С увеличением глубин бурения, возрастанием трудностей строительства скважин в связи с устойчивым повышением природной и техногенной аномальности возможная область эффективного применения репрессионной технологии бурения неуклонно сокращается.

Сложились условия, при которых дальнейшее совершенствование технологий и переход методов строительства и эксплуатации скважин на более высокий качественный уровень технологического развития оказались невозможными. Наиболее значимо на создавшиеся обстоятельства повлияли: бессистемность научно-технических подходов и разработок по решению технологических проблем бурения и заканчивания скважин, отсутствие достоверной информации о техническом состоянии, гидравлическом поведении скважины на различных этапах бурения, нестационарность технологических процессов и, как следствие, низкий уровень их организации и управления.

Очевидно, что при современном уровне развития буровых технологий достижение нелинейного роста показателей качества и эффективности строительства скважин (проявление синергизма) невозможно. Для решения этой ключевой проблемы строительства скважин нами привлечены научные принципы системного развития материальных объектов: информатизация, организация технологических процессов бурения и заканчивания скважин в нестационарных термодинамических условиях и управление ими.

Второй раздел посвящен исследованиям гидродинамики нестационарных

буровых процессов, анализу причин и факторов, их вызывающих, а также негативным последствиям, к которым они приводят.

Из аналитического обзора публикаций в этой области и результатов наших исследований установлены характерные особенности гидравлических условий бурения и гидродинамического поведения скважин в различных нефтегазодобывающих регионах России. Показано, что нестационарные гидравлические условия бурения связаны с виброволновой природой и импульсным характером турбулентного течения жидкости в скважине, неконтролируемым изменением амплитудно-частотных характеристик знакопеременных давлений (репрессия, депрессия), представленных на рисунках 1 и 2, величины которых непредсказуемо изменяются в широких пределах (таблица 1). Основными факторами нарушения стационарного режима течения жидкости в скважине являются источники возбуждения виброволновых и пульсирующих режимов течения жидкости (таблица 2), а также технологические параметры проводимых операций (режимы циркуляции, спускоподъемные операции, изоляционные работы, свойства буровых и тампонажных растворов и т. д.).

Рисунок 1 – Изменение забойного дифференциального давления при восстановлении циркуляции жидкости: 1 – гидростатическое

давление; 2 – гидродинамическое давление восстановления циркуляции; 3 – гидродинамическое давление циркуляции жидкости

Рисунок 2 – Характер пульсации давлений в кольцевом пространстве при бурении: 1 – гидростатическое давление; 2 – давление

восстановления циркуляции; 3 – давление при циркуляции жидкости; 4 – гидростатическое давление; 5 – давление при подъеме инструмента

Таблица 1 – Оценка пульсации давлений при циркуляции жидкости в скважине

Регистрируемые давления на глубине

Опытные скважины

22 Ладуш-кино (Кали-нинград)

42 Мали-новская (Кали-нинград)

13 Дейма (Кали-нинград)

С9-2/85 Калинин-градская

33 Южно-Соленин-ская (Таймыр)

103 Кара-чаганак (Сев. Казахстан)

1

2

3

4

5

6

7

Гидростатическая репрессия (депрессия), МПа

2,8

5,5

2,8

4,7

–3,6

5,5

Продолжение таблицы 1

1

2

3

4

5

6

7

Амплитуда колебания динамического давления, МПа:

– в трубах

7,2*
5,8

3,5
2,5

4,5
1,0

3,6
2,2

2,0
1,0

1,1
1,0

– в кольцевом пространстве

4,0
3,0

1,8
1,3

1,2
1,0

2,5
1,5

1,0
2,6

3,6
2,4

Гидродинамическое забойное дифференциальное давление, МПа

6,8
5,8

7,3
4,2

4,0
1,8

7,2
3,2

2,6
1,6

6,1
3,1

Глубина замеров, м

2760

2470

2153

2849

2580

3782

Примечание: * - в числителе амплитуды давления – максимальные,

в знаменателе – минимальные






Таблица 2 – Амплитудно-частотные характеристики источников виброволновых процессов в скважине

Источники возбуждения виброволновых колебаний давления

Амплитуда, МПа

Частота, Гц

Буровой насос

3,2–5,3

1,2–14,0

Бурильные трубы

1–2

300–500

Долото

0,6–2,5 мм

2,5–9,0

Турбинное бурение

5–7

10–40

Роторное бурение

3–6

3–20

Буровой раствор

3–6

1–2

Гидромониторная струя

3–8

20–200

Спускоподъемная операция

5–11

150–200

Влияние виброволнового поля давлений в скважине интенсифицирует гидромеханические и физико-химические процессы взаимодействия технологических жидкостей и приствольной и призабойной зон проницаемых, неустойчивых и малопрочных горных пород. В результате этого возникают поглощения, газонефтеводопроявления, гидроразрывы и другие нарушения

технологического процесса производства буровых работ.

Таким образом, установлена ранее недостаточно изученная особенность нестационарных гидравлических условий строительства скважин – виброволновой турбулентный режим течения технологических жидкостей в стволе при производстве буровых операций, обусловливающий неопределенность гидромеханического поведения сложной горно-технической системы (скважины).

Обобщение результатов гидравлических исследований позволило раскрыть природу и характер нестационарных технологических условий строительства скважин, которые обусловлены анизотропией физических свойств горных пород, нестационарностью гидравлических условий бурения (виброволновая природа и импульсный характер движения жидкости в скважине), а также процессами гидромеханического и физико-химического взаимодействия массива горных пород и технологических жидкостей.

В третьем разделе представлены научно-методические обоснования и системные принципы совершенствования методов организации технологических процессов строительства скважин и управления ими.

Тенденции увеличения глубин бурения в осваиваемых регионах Крайнего Севера и континентального шельфа, массовый переход на строительство скважин с пологой и горизонтальной конструкцией забоя привели к снижению эффективности технологических процессов и ухудшению технико-экономических показателей буровых работ.

Ограниченные возможности репрессионной технологии бурения по стабилизации нестационарных гидравлических процессов и регулированию дифференциальных давлений в скважине приводят к их неуправляемости. Это относится ко всей технологической цепочке – бурению, заканчиванию и эксплуатации скважин.

Скважина как горно-техническое сооружение характеризуется высокой степенью изменчивости технического состояния и гидравлического поведения в процессе ее строительства. Это обусловлено структурной неоднородностью и анизотропией свойств массива горных пород (плотность, механическая прочность, проницаемость и т. д.), а также нестационарными термодинамическими и физико-химическими процессами взаимодействия различных по свойствам жидкостей с горными породами. При отсутствии надежного контроля за хаотично протекающими процессами взаимодействия и механизма их регулирования с целью совершенствования технологии буровых работ, улучшение качества и технико-экономических показателей строительства скважин практически невозможно.

Для повышения эффективности и качества строительства скважин обоснованы и сформулированы научно-технические принципы системного совершенствования технологических процессов бурения и заканчивания поисковых, разведочных и эксплуатационных скважин нефтегазовых месторождений на различных стадиях разработки в нестационарных термодинамических условиях.

Установлено, что при всем многообразии геолого-технических условий строительства скважин доминирующее влияние на гидравлическое состояние оказывают: глубина бурения, техническое состояние необсаженного ствола (герметичность, прочность и устойчивость стенок), свойства технологических жидкостей (плотность, вязкость, напряжение сдвига) и режимные параметры технологических процессов. Выявлены характерные и недостаточно изученные особенности изменения гидродинамических давлений в скважинах, некоторые из которых приведены на рисунках 2–4. По данным глубинных измерений в скважинах глубиной 2500–4000 м установлены пределы изменения забойных гидродинамических давлений – 4,0–12,0 МПа. Показан виброволновой характер изменения давлений в стволе под воздействием геолого-физических и технических факторов и его влияние на технологические процессы. Основными характеристиками гидравлического волнового поля являются частота и амплитуда колебания давлений. В условиях скважины возникновение волнового поля приводит к изменению состояния и поведения технологических жидкостей и приствольной зоны массива горных пород. В результате нарушается стационарность технологических процессов и снижается эффективность методов


Рисунок 3 – Гидродинамические особенности пульсации давлений при СПО с глубиной: 1, 9 – гидростатическое давление; 2 – изменение

статического давления при спуске бурильных труб в скважину; 3 – импульс гидродинамического давления (репрессия); 4 – инерционная составляющая импульса динамического давления; 5, 6 – знакопеременная составляющая импульса динамического давления (репрессия); 7 – импульс гидродинамического давления (репрессия), вызывающий фильтрацию жидкости в проницаемые породы; 8 – знакопеременный импульс давления (депрессия), вызывающий приток флюидов в скважину; 10, 13 – снижение гидростатического давления жидкости при подъеме бурильной свечи длиной 35 м; 11, 14 – гидродинамическая составляющая импульса давления; 12 – гидростатическая составляющая общего давления


их контроля и регулирования. По материалам анализа промысловых исследований установлено, что основными источниками возбуждения виброволновых полей в скважине являются режимы работы бурового насоса, забойного двигателя, породоразрушающего инструмента, спускоподъемные операции, автоколебания колонны бурильных труб, истечение жидкостей из гидромониторных насадок. Амплитуда и частота колебания пульсирующих и циклично изменяющихся

Рисунок 4 – Данные глубинных измерений давлений на забое и в интервалах спуска инструмента в скважине № 103

Карачаганакская: 1–5 – интервалы глубин исследования влияния технологических параметров на изменение гидродинамических давлений

давлений в зависимости от источника возбуждений изменяются в широких пределах – от 1–2 до 5–11 МПа и от 1 до 500 Гц соответственно (таблица 2).

Характер проявления виброволновых процессов в скважине связан с герметичностью и прочностью ствола, реологическими свойствами технологических жидкостей и режимами проводимых технологических операций.

По результатам исследований установлено, что превалирующее влияние на гидравлику буровых процессов оказывают амплитудные колебания давлений волнового поля, величины которых в кольцевом пространстве превышают гидростатические репрессии на 35–140 %, а регламентируемые ПБНГП (Москва, 2003 г.) – в 1,3–3,6 раза.

Турбулентный режим и виброволновой, пульсирующий характер движения жидкости в элементах циркуляционной системы и в скважине, а также непрогнозируемое изменение гидравлических условий производства технологических операций являются основным препятствием по разработке математических и физических моделей, адекватно их отражающих. Это обстоятельство привело к существенному разрыву между теорией, экспериментом и практикой в технологии буровых работ.

В работе по результатам аналитических обобщений дана оценка уровня развития теории в области буровых технологий и ее прикладного значения.

Основным назначением теоретических исследований технологических процессов в бурении является оценка гидравлических характеристик движения жидкостей в скважине (гидравлика), гидродинамического взаимодействия технологических жидкостей и массива горных пород (гидромеханика) и разработка расчетных моделей (теоретических, физических) по определению параметров технологических процессов. Все эти направления исследований и разработок связаны с классической теорией механики сплошных сред (раздел «гидромеханика»).

Аналитическая оценка результатов теоретических исследований и экспериментальных разработок в области гидравлики буровых работ показала, что их научно-прикладной уровень не отвечает требованиям производства. Подтверждается это рядом общеизвестных фактов, связанных с существенным расхождением расчетных и реальных показателей в технологических процессах. Это, прежде всего, гидравлические расчеты режимов бурения, циркуляции жидкости, цементирования обсадных колон, гидродинамики спускоподъемных операций, изоляционных работ, забойных дифференциальных давлений. Пределы расхождений в зависимости от конкретно решаемых задач могут составлять от 50–300 % и более.

Принципиальные положения, которые препятствуют развитию буровой гидромеханики, как в научном, так и прикладном отношении сводятся к следующему:

  1. Отсутствуют удовлетворительные математические и физические модели, адекватно описывающие гидравлику нестационарного состояния жидкости, так как большинство технологических процессов бурения представляют собой волновую картину неустановившегося гидравлического движения. Причем возникновение и развитие неупорядоченного (хаотичного) движения жидкости носит случайный характер и не поддается корректному теоретическому анализу.
  2. Расчеты с целью оценки режима течения жидкости (ламинарный, структурный, турбулентный) и определение гидравлических сопротивлений в элементах циркуляционной системы, при котором не учитывается механизм взаимодействия промывочной жидкости с массивом горных пород, становятся непригодными для решения большинства практических задач.
  3. Для идентификации режимов течения жидкостей в скважине экспериментально установленный параметр Рейнольдса некорректен, т. к. получен по результатам экспериментальных, а не натурных исследований, а представление о возможности ламинарного движения жидкости в скважине при производстве технологических операций ошибочно.

Все отмеченное обусловлено следующими факторами:

– наличие в скважине нескольких источников виброволновых колебаний давления, связанных с техникой и технологией буровых работ, существенно отличающихся своими амплитудно-частотными характеристиками (таблица 2);

– анизотропия физических свойств приствольной зоны массива горных пород, не поддающаяся учету;

– нестационарность движения жидкости в скважине при производстве технологических операций.

Такая же ситуация сложилась в теории гидромеханики сплошных сред, связанной с гидродинамическими исследованиями скважин и пластов, методами борьбы с осложнениями (поглощения, газонефтеводопроявления, гидроразрыв, межпластовые перетоки и т.д.). Виртуальность применяемых на практике расчетных моделей сопряжена с недостаточно развитыми представлениями о физической сущности фильтрационных процессов и связанных с ними механизмов гидромеханического и физико-химического взаимодействия технологических жидкостей и проницаемых сред.

В результате анализа состояния теории в технологии буровых работ сделан вывод о том, что уровень развития математического и физического моделирования до настоящего времени имеет большой разрыв между экспериментальными исследованиями и практикой буровых работ. Попытки создания математических, физических моделей и на их основе расчетных методов, адекватно отражающих геолого-физические и технологические условия бурения скважин на данном этапе развития, следует признать безнадежными.

В диссертации представлена концепция развития буровых технологий нового поколения, в ее основу легли следующие принципиальные положения:

  1. Восстановление природной изоляции вскрываемого бурением массива горных пород от ствола скважины.
  2. Обеспечение технологических процессов информацией о техническом состоянии необсаженного ствола и гидравлическом поведении при бурении и заканчивании скважин.
  3. Реализация методов изоляции проницаемых горных пород на основе регулирования гидромеханических процессов взаимодействия системы «проницаемая среда – тампонажный раствор» в соответствии с геолого-физическими характеристиками.

Обоснованием совершенствования технологии буровых работ служат научно-методические принципы системного подхода к развитию объектов материального мира:

  1. Изучение объекта исследований как органически целостной системы.
  2. Рассмотрение системы «скважина – массив горных пород» в реальном масштабе времени.
  3. Концентрация финансовых и материальных ресурсов на решении ключевых проблем исследуемого объекта, поскольку экономия их – главная цель любого управления.

В диссертации большое внимание уделено проблеме регулирования показателей герметичности и прочности ствола в процессе бурения скважины. Необходимость развития этого научного направления исследований и разработок обусловлена единством и взаимосвязью основных частей системы «скважина – массив горных пород» и процессов разрушения горных пород, формирования ствола, нестационарного гидравлического состояния и поведения скважины.

В работе подробно рассмотрены различные механизмы гидроизоляции флюидонасыщенных коллекторов (поровых, трещинных и смешанных) с фильтрационными характеристиками, встречаемыми в промысловой практике. Показано, что одним из эффективных механизмов изоляции различных типов коллекторов с проницаемостью от 0,05 до 3,0–5,0 мкм2 является расклинивающее давление (теория ДЛФО). Реализуется этот эффект через кинетическую энергию гидромониторной струи, основными параметрами которой являются скорость истечения и сила динамического удара струи в преграду. На этом принципе основана технология бурения скважин с обработкой ствола гидромониторными струями буровых растворов. Область эффективного применения данного способа связана с предупреждением различного рода осложнений в процессе бурения и заканчивания скважин. Это поглощения (интенсивностью до 20–30 м3/ч), газонефтеводопроявления, загрязнение призабойной зоны продуктивных пластов, межпластовые перетоки и заколонные проявления, гидроразрывы.

Для борьбы с интенсивными поглощениями (более 30 м3/ч) буровых и тампонажных растворов используется несколько способов изоляции в зависимости от геолого-технических условий производства работ и фильтрационных характеристик высокопроницаемых пород (коэффи­циент приемистости, индикаторная зависимость).

Наибольшее распространение в промысловой практике борьбы с поглощениями получил способ замещения в призабойной зоне на радиусе 1,0–1,7 м пластовых флюидов тампонажными высокоструктурирован­ными нетвердеющими пастами и пастами-пробками на основе глин и полимеров (эффективная вязкость таких гетерогенных систем достигает (2025)·10–3 Па·с, а пластическая прочность – 1,7–2,5 кПа), а также твердеющими цементными, гельцементными и полимерцементными тампонажными растворами с регулируемыми плотностью и сроками начала схватывания и твердения. Установка призабойного водоизоляционного экрана по этой технологии в вертикальных, субвертикальных и наклонных трещинах тектонического происхождения производится в переходном режиме нагнетания вязкопластичных жидкостей (ВПЖ) – от «донного» в начале операции до «бокового» в конце (в случае соответствия объема и свойств ВПЖ фильтрационным характеристикам поглощающих пород). Обязательным условием является сохранение баланса давлений в системе «скважина – поглощающий пласт» в конце операции продавливания ВПЖ в изолируемую зону.

Как свидетельствует многолетняя практика, это наименее эффек­тивный и наиболее затратный метод изоляции поглощающих пластов с узкой областью применения, что связано с отсутствием надежного контроля процесса снижения проницаемости поглощающих пород и ограниченными возможностями его регулирования. Поэтому технологическая эффективность методов, основанных на использовании высоких структурно-механических показателей изолирующих смесей и механизмов «донного» и «переходного» режимов их нагнетания в призабойную зону поглощений, составляет от 0,2 до 0,5 при интенсивности 20–30 м3/ч. Анализ технологических основ метода изоляции замещением пластовых флюидов тампонажными системами показал, что он не имеет строгих научно-технических обоснований, а тампонирование возникает спонтанно и является, по существу, неуправляемым.

Для борьбы с поглощениями интенсивностью до 80 м3/ч, характерной для 85–87 % встречаемых на практике случаев, наиболее эффективен метод нагнетания при гидравлических режимах, согласованных с фильтрационными характеристиками изолируемого объекта, который основан на обезвоживании твердеющих растворов на глубине их внедрения в призабойную зону проницаемых коллекторов. Практика применения технологии формирования призабойного гидроизолирующего экрана показала, что эффективность работ составляет 0,8–0,9. Затраты времени сокращаются в 2 раза, финансовые затраты снижаются на 30–50 % (таблица 3).

Таблица 3 – Сравнительные технико-экономические показатели борьбы с поглощениями с применением технологии согласованных режимов нагнетания ВПЖ на Арланском месторождении

Технология изоляции

Анализируемый объем

Коэф-фициент успеш-ности

Затраты времени на одно поглощ., ч

Расход тампонажных материалов и реагентов на одно поглощение

сква-жин

изоляц. операций

Цемент, т

Глинис-тый раствор, м3

Напол-нители, т

Хлорис-тый каль-ций, т

Серийная

74

156

0,47

28,53

24,4

11,6

6,5

0,3

Согласов. режимы нагнетания

87

104

0,84

15,42

16,4

10,3

1,0

0,1

Показатели технологической эффективности

1,79

1,85

1,5

1,1

6,5

3,0

Причиной интенсивного повышения структурно-механических свойств тампонажных растворов является высокая водоотдача цементных растворов. Установлено, что при перепаде давления 2,0 МПа из цементного раствора в течение 2–3 мин отфильтровывается до 55 % несвязанной воды затворения. Вследствие этого при движении цементного раствора по трещинам поглощающих пород повышаются его реологические и структурно-механические свойства (вязкость, пластическая прочность, напряжение сдвига, адгезия, плотность). Одновременно сокращаются сроки схватывания и твердения вяжущего и повышается прочность цементного камня. Все отмеченные факторы интенсифицируют гидромеханический процесс снижения проницаемости поглощающих пород и повышают эффективность и качество изоляционных работ.

При интенсивности поглощений, превышающих 80 м3/ч, применяются методы, в основе которых лежит комбинация механизмов (структурообразования, водоотделения, расклинивающего давления). Вначале закачивают в призабойную зону высокопроницаемых пород высокоструктурированные пасты-пробки (Рm = 2,58,0 кПа), что снижает начальную приемистость поглощения и повышает гидравлические сопротивления на радиусе внедрения твердеющей смеси, затем, без разрыва во времени, нагнетают цементный раствор.

Результаты обобщения и анализа большого объема промысловых работ при строительстве поисково-разведочных и эксплуатационных скважин показали, что реализация рассмотренных методов изоляции проницаемых, неустойчивых, склонных к гидроразрыву пород приводит к выравниванию фильтрационных и прочностных характеристик массива горных пород и стабилизирует техническое состояние и гидравлическое поведение скважины.

Комплекс разработанных изоляционных технологий включает:

– гидродинамические экспресс-исследования скважин и пластов;

– технологию формирования приствольного кольматационного экрана и адгезионного покрытия на стенках скважины;

– метод изоляции поглощающих пластов в режимах «бокового» нагнетания тампонажных смесей.

В разделе подробно описаны техника и технология применения комплекса разработанных методов при производстве буровых работ.

Четвертый раздел посвящен результатам экспериментальных и промысловых испытаний разработанных рецептур бурового и тампонажного растворов для наиболее сложных геолого-технических условий строительства глубоких скважин на суше и континентальном шельфе.

Для бурения неустойчивых глинистых отложений и вскрытия продуктивных пластов при строительстве вертикальных, наклонно-направленных и пологих скважин разработан (пат. 2298575) гидрофобизирующий буровой раствор «СИЛИК», состоящий из реагентов, выпускаемых отечественной промышленностью (таблица 4).

Специально подобранный компонентный состав бурового раствора «СИЛИК» обеспечивает устойчивость стенок скважины, предупреждение прихватов инструмента, снижение наработок раствора и сохранение естественной проницаемости продуктивных пластов. Фильтрат, модифицированный реагентами КР-03, СКП и добавкой «ГЛИТАЛ», обладает сильным ингибирующим действием, исключающим гидратацию и диспергирование глинистых пород, обеспечивает хорошую олеофильность пород коллектора, имеет низкое межфазное натяжение на границе с углеводородной фазой.

Таблица 4 – Компонентный состав бурового раствора «Силик»

Наименование компонента

Назначение компонента

Бентонит

Структурообразователь

Комплексный реагент КР-03

Ингибитор, гидрофобизатор, регулятор дисперсион-ного состава глины

Полисахаридный стабилизатор

Стабилизатор, понижение фильтрации

СКП (Суперконцентрат полиэфирный)

Сохранение естественных коллекторских свойств  пластов

Смазочная добавка «Глитал»

Улучшение смазывающих свойств, снижение межфазного натяжения

Бактерицид «БД-2»

Предупреждение микробиологического заражения бурового раствора, ингибитор сероводородной агрессии

Фосфоновый комплексон НТФ

Повышение солестойкости, регулирование реологических  параметров

Утяжелитель

При необходимости увеличение плотности раствора

Для оценки блокирующих свойств бурового раствора были проведены исследования на двух типах керновых материалов: однородных кварцевых мелкозернистых песчаниках и слоисто-неоднородных тонко-мелкозернистых песчаниках. Исследования проводились на лабораторной установке УИПК-1М*1. Значения коэффициентов восстановления проницаемости после воздействия бурового раствора и его фильтрата (βб.р, βф.б.р, %) определялись при ΔР ≈ 0,2 МПа, что соответствует реальному градиенту давления в зоне проникновения фильтрата при освоении скважин. Кроме того, замерялась скорость движения фильтрата (vф, м/с). Термобарические условия проведения испытаний соответствовали пластовым.

Параметры исследуемых растворов различной плотности приведены в таблице 5, а результаты испытаний и прогнозная оценка условий притока нефти из пласта в скважину по показателю относительной продуктивности (ОП) – в таблице 6.

Результаты тестирования бурового раствора на водочувствительных глинистых песчаниках (образцы № 4–6) показали, что модифицированный

Таблица 5 – Технологические свойства раствора «СИЛИК» различной плотности


раст-ра

Параметры буровых растворов

ρ,
г/см3

УВ,
с

СНС1/10,
дПа

ηпл,
мПа·с

τо,
дПа

рH

Ф,
см3

По,
см/ч

Д,
%

σ,
мН/м

θ,
градус

СП*,
%

μ

1

1,06

24

9/18

8

18

8,5

4,0

1,1

27

2,8

125

100

0,08

2

1,13

27

12/21

9

23

8,6

3,5

0,9

26

1,5

130

100

0,06

3

1,41

32

12/27

11

26

8,6

4,0

0,9

25

1,6

130

100

0,10


Примечание: * – степень подавления микробиологического заражения

Таблица 6 – Результаты экспериментальной оценки блокирующих свойств бурового раствора «СИЛИК» и условий притока нефти из пласта в скважину

Номер буро-вого раст-вора

Номер образца керна

Проница-емость керна, мкм2

Порис-тость

Vф·10–6, м/с

βб.р,

%

βф.б.р, %

Rф, м, через суток

ОП, через суток

1

3

5

10

1

3

5

10

1

1

0,056

0,15

1,5

95

81

0,43

0,73

0,93

1,32

0,96

0,94

0,93

0,92

2

2

0,071

0,15

1,8

92

78

0,47

0,80

1,02

1,44

0,94

0,92

0,91

0,90

3

3

0,069

0,15

1,6

94

77

0,44

0,75

0,97

1,36

0,95

0,92

0,91

0,90

1

4

0,071

0,20

1,8

92

74

0,41

0,69

0,89

1,25

0,94

0,91

0,90

0,89

2

5

0,072

0,20

1,8

91

75

0,41

0,69

0,89

1,25

0,94

0,92

0,91

0,89

3

6

0,075

0,25

2,0

93

71

0,39

0,65

0,84

1,18

0,93

0,91

0,89

0,88


Примечание. Rф  определяется расчетным путем

фильтрат данного раствора при проникновении в глинизированную породу не вызывает дополнительной гидратации глинистых минералов образца.

Высокие значения βб.р для всех образцов раствора и пределы изме­нения vф – (1,5÷2,0)⋅10–6 м/с свидетельствовали об отсутствии кольматации, а рассчитанные величины ОП – о благоприятных условиях для притока нефти из пласта в скважину.

Результаты испытаний гидрофобизирующего бурового раствора «СИЛИК» на месторождениях Тюменской (ОАО «ТНК-Нягань») и Калининградской (ОАО «ЛУКойл – Калининград – Морнефтегаз») областей, в Республике Коми (ЗАО «Нобель-Ойл»), а также во Вьетнаме показали, что при его использовании обеспечивается максимальное сохранение коллекторских свойств продуктивного пласта и восстановление его проницаемости по нефти и газу до потенциально возможных значений.

Для повышения эффективности методов предупреждения осложнений и нарушений технологии буровых работ все большую актуальность и практическую значимость приобретают исследования и разработки по совершенствованию процессов гидроизоляции вскрываемых бурением проницаемых и неустойчивых пород горного массива во всем диапазоне изменения их природных фильтрационных и прочностных характеристик. Обзор публикаций по решению данной проблемы показывает, что одним из перспективных научно-технических решений является разработка технологий направленного воздействия и регулируемого формирования приствольного гидроизолирующего экрана проницаемых и неустойчивых пород горного массива, исключающего или сводящего к минимуму взаимодействие с технологическими жидкостями в условиях нестационарных гидродинамических процессов при бурении и заканчивании скважин.

В работе приводятся результаты научно-методических обоснований и разработок по совершенствованию технологии изоляции приствольной зоны проницаемых и неустойчивых горных пород модификацией свойств буровых растворов в направлении повышения их гидроизолирующих показателей. С целью улучшения гидроизолирующих свойств приствольного экрана реализованы кинетическая энергия гидромониторных струй, воз­действие виброволновых полей скорости и давления, а также механизма расклинивающего давления (результат гидромеханического и физико-химического процессов взаимодействия бурового раствора и проницаемой среды).

Гидроизолирующие характеристики сформированного таким образом приствольного экрана в 3–6 раз и более превышают аналогичные показатели произвольно образующихся зон кольматации при репрессионном способе бурения (таблица 7).

Таблица 7 – Сравнительные гидромеханические характеристики приствольных зон, закольматированных направленным воздействием и без него

Показатели гидроизоляции

В процессе бурения

После гидромониторной кольматации

Толщина кольматационного экрана, мм

8–12

20–35

Давление разрушения закольматированной зоны, МПа:

– при репрессии

2,0–5,0

15–30

– при депрессии

0,8–1,2

5–7

Время формирования гидроизолирующего экрана, мин

15–30 и более

(13)·10–3 с

Толщина глинистой корки, мм

5–25

2–5

Снижение коэффициента приемистости проницаемых пород, 10–2 м3/(с·МПа)

Ограничено давлением гидропрорыва экрана при 2–5 МПа

0,070–1,001

Повышение герметичности и прочности ствола при бурении и заканчивании скважин обеспечивает оптимальные гидравлические условия крепления скважин.

Одной из наиболее сложных проблем строительства скважин в неф­тегазоносных районах Сибири, Крайнего Севера и шельфа морей Арктики является обеспечение надежности разобщения вскрываемых бурением пластов. Это обусловлено наличием многолетнемерзлых пород (ММП) и субмариной криолитозоны. Строительство скважин в зонах многолет­немерзлых пород осложнено растеплением толщи ММП, интенсивным кавернообразованием, недоподъемом тампонажного раствора до устья, низким качеством цементного камня, смятием обсадных колонн и т. д. Ряд указанных осложнений вызваны применением тампонажных материалов малой гидравлической активности в условиях низких положительных и отрицательных температур. Требуются быстротвердеющие, расширяющиеся, седиментационноустойчивые, способные формировать достаточно прочный малопроницаемый камень цементы. Традиционные портландцементы, даже модифицированные специальными добавками, не отвечают этим требованиям в связи с резким снижением скорости гидратации и структурообразования при низких температурах. Специальные цементы на алюминатной основе также не эффективны из-за большого тепловыделения и деструкционных процессов. Цементы на гипсовой основе не водостойки. Поэтому задача обеспечения качества цементирования скважин при низких положительных и отрицательных температурах остается и на сегодня актуальной.

В работе обосновывается необходимость и возможность разработки безгипсового вяжущего и тампонажного раствора на его основе с пониженным водосодержанием. В соответствии с теоретическими предпосылками проведены экспериментальные исследования по обоснованию состава вяжущего и промысловые испытания разработанного безгипсового тампонажного материала и раствора на его основе. Основное внимание в исследованиях уделялось физико-механическим и технологическим свойствам тампонажного раствора-камня безгипсового вяжущего. Определены: фазовый состав продуктов твердения, структура порового пространства, термокинетические и теплофизические свойст-ва, объемные деформации и долговечность тампонажного раствора и камня.

По результатам комплексных исследований установлено (таблица 8), что раствор на основе разработанного вяжущего в сравнении со стандартным раствором портландцемента характеризуется оптимальным временем загустевания и более короткими (на 26 %) сроками схватывания при положительных и отрицательных температурах, низкой водопотребностью и водоотдачей, высокой седиментационной устойчивостью, ускоренным набором прочности и повышенной прочностью контакта цементного камня с колонной и породой.

Промысловые испытания тампонажного раствора на основе безгипсового портландцемента при цементировании направлений, кондукторов и обсадных колонн на шельфе Баренцева и Карского морей обеспечили рост качественных показателей крепления скважин (однородность исходных тампонажно- технических свойств раствора-камня, увеличение интервалов цементирования обсадных колонн с повышенной прочностью контактных зон) в условиях низких положительных (1–5 С) и отрицательных (–2–4 С) температур.

Таблица 8 – Физико-механические и технологические свойства раствора и камня на основе безгипсового тампонажного портландцемента опытных партий Здолбуновского цементно-шиферного комбината



Содержание добавок

В/Ц

Растека-емость по конусу АзНИИ, см

Плот-ность, кг/м3

Время загусте-вания,

ч-мин

Сроки схватывания,

ч-мин

Прочность при изгибе через 2 сут, МПа

НТФ

Nа2СО3

Верми-кулит

начало

конец

при
+20 С

при минус 4…5 С

0,5

24

1850

4–20

4–50

9–00

2,81

0

0,05

2,5

0,4

20

1930

2–40

2–50

4–15

3,47

0,64

0,05

3,5

0,4

21

1930

2–15

2–30

3–10

4,67

1,14

0,10

2,5

0,4

20

1930

3–20

3–45

5–50

2,95

0,48

0,10

3,5

0,4

22

1930

2–45

3–15

5–20

4,54

0,96

0,05

3,5

2,5

0,4

19

1840

2–05

2–15

2–55

4,24

1,05

0,10

2,5

2,5

0,4

18

1840

3–05

3–30

4–45

2,68

0,45

0,10

3,5

2,5

0,4

19

1840

2–30

2–50

4–30

4,06

0,89

Пятый раздел содержит материалы по обобщению и аналитической оценке результатов реализации системного подхода к совершенствованию и развитию комплекса технологий бурения и заканчивания скважин в сложных природно-климатических и термодинамических условиях разведки и разработки нефтегазовых месторождений.

Большое внимание уделено идеологии научного подхода к развитию и совершенствованию технологии буровых работ на системных принципах. Проанализированы основные различия между идеологией применяемых в производстве традиционных технологий строительства скважин (технология репрессионного бурения) и идеологией системных разработок по совершенствованию технологических процессов бурения скважин за счет повышения уровня информатизации, организации производственных процессов и управления ими. Раскрыта роль и значение идеологии как научно-прикладной основы по конкретной реализации инновационных разработок в области строительства скважин. Отмечено, что идеология репрессионной технологии бурения предопределяет низкий уровень организации технологических процессов и управления ими, а также конечных показателей буровых работ и отличается бессистемностью развития научно-технических разработок. Все это приводит к заключению об углубляющемся разрыве между теорией, экспериментом и практикой в области строительства скважин – главных составляющих эволюционного развития материальных систем. Представлено описание комплекса системных разработок, их функциональное назначение, технологические особенности и способы реализации внутрисистемных эффектов (управление механизмами взаимодействия) при решении как частных промысловых задач, так и в целом проблемы повышения качества и эффективности строительства разведочных и эксплуатационных нефтегазовых скважин.

В таблицах 9, 10 приведены сводные показатели результатов внедрения разработок в производство и области их эффективного применения.

Таблица 9 – Показатели технологии струйной кольматации призабойной зоны в процессе вскрытия продуктивных отложений терригенного и карбонатного типов

Месторож-дение,

номер скважины

Геолого-физические характеристики продуктивных отложений

Изменение дифференциальных давлений на кровлю проницаемых пластов при вскрытии бурением, МПа

Продук-тивные отложения

Пласты

Глу-бина кровли, м

Эффек-тивная толщи-на, м

Текущее пласто-вое давле-ние, МПА

Перепад давления между пластами, Па

Рассто-яние между пласта-ми, м

при нормированной ГТН плотности бурового раствора

при снижении плотнос-ти бурового раствора в процессе струйной кольматации пластов

гидростати-ческое

гидродина-мическое

гидроста-тическое

гидродина-мическое

Арланское нефтяное,

Скв. 5861

Угленосный горизонт

Нефтяной водоносный

1233
1250

2,6

4,0

10,0
16,0

6,0

10,4

2,5
6,5

4,3
10,8

–1,0
5,3

0,8
7,1

Скв. 5705

– " –

– " –

1212
1222

5,8
7,8

14,0
16,0

2,0

4,3

1,6
3,1

3,4
4,9

–1,5
0,5

0,3
2,3

Скв. 5715

– " –

– " –

1230
1240

2,8
6,6

14,0
16,0

2,0

7,0

2,4
4,4

4,2
6,2

–1,1
0,9

0,7
2,7

Оренбургское газоконден-сатное (ОГКМ),

Скв. 2030

Артинский, сакмаро-ассельский

Филипповск. газопроявл. горизонт

1625

10,0

19,6

4,8

10,0

1,2

3,0

–4,4

–2,6

Верхне-среднекамен-ноугольный

Продуктивный газоносный

1635

500,0

14,8

10,0

5,6

7,4

1,2

3,0

Скв. 8022

– " –

Филипповск. газопроявл. горизонт

1350

40,0

19,6

2,6

10,0

3,4

5,2

–1,7

0,1

Продуктивный газоносный

1400

400,0

17,0



4,3

6,1

0,9

2,7


Примечание: Промысловая оценка величин забойных дифференциальных давлений проведена с учетом гидравлических сопротивлений в кольцевом пространстве на глубинах 1200–1650 м. Средняя величина сопротивлений, по данным глубинных измерений в аналогичных геолого-технических условиях Арланского месторождения и ОГКМ при плотности бурового раствора  1250–1450 кг/м3, составила 1,8 МПа

Таблица 10 – Качественные и технико-экономические показатели заканчивания скважин комплексом системных технологий на нефтяных залежах Ромашкинского месторождения в НГДУ «Азнакаевскнефть»


Площадь, номер скважины

Толщина пласта (перфорирован-ная), м

Средние показатели эксплуатации

Градиент давления динам. между в/н и н/н пластами, МПа/м

Коэфф. продуктивности удельн.,

м3/(сут·МПа·м)

Дебит нефти, т/сут

Обводненность,
%

Депрессия, МПа

Павлов.: 701В, 19542, 1133В, 8281Д

До 1,0–2,0

8,49

37,7

3,7

5,4

1,79

Вост.-Ленин.: 28967, 28974, 28989

Зеленог.: 29334, 29345

Азнак.: 24547

Карам.: 28669

Итого 11 скважин

Павлов.: 28787, 28789, 19457, 19482, 28975

От 2,1
до 4,0

9,6

30,0

4,3

5,6

1,13

Вост.-Ленин.: 28950, 28975, 29022, 29040, 18600, 28951, 29016, 28982, 28983, 29021

Зеленог.: 8676Д, 29340

Азнак.: 24548

Карам.: 28666

Итого 19 скважин

Павлов.: 19481, 28769

Более
4,0

15,3

35,4

2,7

4,2

0,68

Вост.-Ленин.: 28949, 7396В

Азнак.: 24549

Итого 5 скважин

Средние значения по опытным скважинам (выборка скважин, пробуренных по комплексной технологии)

11,1

34,4

3,6

5,07

1,20

Средние показатели по базовым скважинам (экспл. скважины НГДУ за 1998–2001 гг.по анализируемым площадям)

4,3

88,0

5,7

0,33

Отношение средних показателей по опытным и базовым скважинам

2,6

2,6

1,6

3,64


ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

  1. Широко применяемые в теории и практике бурения скважин традиционные научно-технические подходы и технологические решения отличает низкий уровень их развития, не отвечающий современным требованиям производства. Отсутствие системности в научных исследованиях, слабая теоретическая база в области гидравлики и гидродинамики нестационарных буровых процессов и несовершенность методов их организации являются основными факторами, препятствующими дальнейшему развитию технологии буровых работ, повышению качества, эффективности и экологической безопасности строительства нефтяных и газовых скважин.
  2. Установлена виброволновая природа движения жидкости в скважине и ее превалирующее влияние на нестационарность технологических процессов бурения. Показано, что амплитудно-частотные характеристики и пульсирующее течение жидкости в гидравлически связанной системе «скважина – массив горных пород» предопределяют нестационарность гидромеханического состояния ствола и гидродинамического поведения скважины при бурении, промывке, цементировании, СПО, изоляционных работах, отмечено их негативное влияние на показатели эффективности и качество буровых работ.
  3. На основе системных принципов и решений получили дальнейшее развитие современная идеология и научно-технические подходы к технологии бурения с регулируемыми дифференциальными давлениями на ствол и забой скважин. Показано, что переход от традиционных технологий бурения к идеологии системной организации процессов бурения (ее основные составляющие – информатизация, организация и управление) обеспечивает переход на более высокий уровень развития технологий, а значит, достижение нелинейного роста промежуточных и конечных показателей качества и эффективности строительства скважин.
  4. Аналитическая оценка состояния теории в технологии буровых работ показывает, что уровень развития математического аппарата и моделирования отличает большой разрыв между экспериментом и промысловой практикой. Объяснено, что попытки по созданию математических, физических моделей и на их основе расчетных методов, адекватно отражающих геолого-физические условия и технологические процессы бурения скважин на современном этапе, следует признать безнадежными, поскольку основаны они на использовании линейных математических и физических стационарных моделей, характерных для установившихся состояний различных систем.
  5. Разработаны и опробованы рецептуры гидрофобизированных растворов для бурения неустойчивых, склонных к набуханию и обвалообразованию горных пород, а также для вскрытия продуктивных горизонтов, обеспечивающие сохранность их коллекторских свойств.
  6. Для повышения качества разобщения пластов при креплении скважин с низкими положительными и отрицательными температурами (от минус 5 С до +20 С) эффективны тампонажные растворы на основе безгипсового вяжущего. По результатам экспериментальных исследований разработана рецептура низкотемпературного, седиментационноустойчивого, безусадочного тампонажного раствора. Дано объяснение механизма твердения.
  7. Разработаны научно-методические подходы и технологические решения по комплексу проблем охраны недр и окружающей среды при строительстве скважин. Они основаны на реализации ресурсосберегающих, безотходных и малоотходных технологий по предупреждению поглощений, газонефтеводопроявлений, выбросов и фонтанов, гидроразрывов, межпластовых и заколонных перетоков.

Основное содержание диссертации опубликовано в следующих работах:

а) монографиях и научно-технических информационных обзорах

  1. Овчинников П.В. Специальные тампонажные материалы для низкотемпературных скважин: Монография / П.В. Овчинников, В.Г. Кузнецов, В.И. Урманчеев. – М.: Недра, 2002. – 116 с.
  2. Овчинников В.П. Безгипсовые тампонажные материалы для низкотемпературных скважин / В.П. Овчинников, В.И. Урманчеев, А.А. Клюсов // Обзорная информ. Сер. бурение газовых и газоконденсатных скважин. – М., 1990. – 40 с.
  3. Полозков А.В. Оборудование и методы контроля для строительства скважин Севера / А.В. Полозков, А.С. Гуменюк, В.И. Урманчеев // Обзорная информ. Сер. бурение газовых и газоконденсатных скважин. – М., 1989. – 32 с.

б) научных статьях и тезисах докладов

  1. Галабурда В.К. Перспективы и проблемы развития буровых работ на Арктическом шельфе / В.К. Галабурда, В.Я. Коростин, В.В. Штрассер, В.И. Урманчеев // Проблемы освоения шельфа Арктических морей: Тез. докл. Всесоюз. науч.-практ. конф. – Мурманск, 1984. – С. 54–56.
  2. Разработка рекомендаций по технологии бурения, крепления и освоения морских скважин на нефть и газ и технологических решений по улучшению показателей буровых работ: Отчет о НИР (заключительный) / Фонды ПО «Арктикморнефтегазразведка»; В.К. Галабурда, Р.П. Прокопчук, В.И. Урманчеев; № ГР 1/82–30/3 КШ. – Мурманск, 1985. – С. 99–145; 176–181; 193–196.
  3. Страшкевич Д.С. Прогрессивные способы бурения и отработка породоразрушающего инструмента / Д.С. Страшкевич, В.В. Штрассер, В.И. Урманчеев // Сб. науч. тр. ВНИИморгео. – Рига, 1985. – С. 15–17.
  4. Совершенствование конструкций технических средств, разработка технологии подготовки стволов скважин к спуску обсадных колонн при производстве буровых работ с буровых судов на разведочных площадях треста АМНГР: Отчет о НИР (заключительный) / Уфимский нефтяной институт (УНИ); Руководитель М.Р. Мавлютов; М.Р. Мавлютов, Ю.С. Кузнецов, В.И. Урманчеев; № ГР 01840010304. – Уфа, 1985. – 91 с.
  5. Иогансен К.В. Состояние и пути повышения качества крепления морских скважин на площадях треста «Арктикморнефтегазразведка» / К.В. Иогансен, В.И. Урманчеев // Комплексное освоение нефтегазовых ресурсов континентального шельфа СССР: Тез. докл. Первой всесоюз. конф. – М., 1986. – С. 5–6.
  6. Погиев В.Е. Проблемы крепления глубоких разведочных скважин в условиях северных морей / В.Е. Погиев, В.К. Галабурда, В.И. Урманчеев // Организация и экономика работ по разведке и освоению морских месторождений: Сб. науч. тр. ВНИИморгео. – Рига, 1987. – С. 49–52.
  7. Урманчеев В.И. Литологическое расчленение пород разрезов скважин по данным технологического каротажа / В.И. Урманчеев, И.А. Негода, О.А. Заливчий // Изучение геологического разреза и прогнозирование АВПД: Сб. науч. тр. – Л.: ВНИГРИ, 1987. – С. 113–120.
  8. Урманчеев В.И. Определение градиента поглощения пород под башмаком обсадной колонны / В.И. Урманчеев, И.А. Негода, К.В. Иогансен // Бурение морских инженерно-геологических и глубоких разведочных и эксплуатационных скважин на нефть и газ: Сб. науч. тр. – Рига: ВНИИморгео, 1987. – С. 81–84.
  9. Урманчеев В.И. Опыт применения специального стыковочного узла для обеспечения герметичности обсадной колонны после отрезания ее незацементированной верхней части / В.И. Урманчеев, В.В. Штрассер // Новые технические средства поиска и освоения нефтегазовых ресурсов континентального шельфа СССР: Сб. науч. тр. МИНГ им. И. М. Губкина. – М., 1987. – С. 123–128.
  10. Урманчеев В.И. Проблемы крепления скважин и вскрытия продуктивных горизонтов в районах залегания многолетнемерзлых пород / В.И. Урманчеев, О.Л. Островский, В.П. Овчинников // Вскрытие нефтегазовых пластов и освоение скважин: Тез. докл. Второй Всесоюз. науч.-техн. конф. – М., 1988. – С. 124–125.
  11. Урманчеев В.И. Применение цементно-вермикулитового тампонажного раствора на площадях ПО «Арктикморнефтегазразведка» / В.И. Урманчеев, В.Е. Погиев // Вермикулит (производство и применение): Сб. науч. тр. НИИстромпроект. – Челябинск, 1988. – С. 137–141.
  12. Островский О.Л. Гидратация и структурообразование тампонажного безгипсового портландцемента / О.Л. Островский, В.И. Урманчеев, Я.М. Захарко

// Тр. ВНИИцемент. – 1988. – Вып. 95. – С. 59.

  1. Аронсон В.Е. Результаты оценки АВПД при бурении скважин на Мурманской разведочной площади / В.Е. Аронсон, В.И. Славин, В.И. Урманчеев // Методы прогнозирования АВПД при поисках и разведке месторождений нефти и газа: Тез. докл. Всесоюз. науч.-практ. конф. – Мурманск, 1988. – С. 28.
  2. Бурнос В.Д. Оценка пластовых давлений и давлений начала поглощения пород по данным геолого-технологических и геофизических исследований скважин на Песчаноозерском месторождении / В.Д. Бурнос, С.Ю. Островерхов, В.И. Урманчеев, И.А. Негода // Там же. – С. 30.
  3. Урманчеев В.И. Опыт определения давлений начала поглощения и гидроразрыва пород на Песчаноозерском месторождении / В.И. Урманчеев, С.Ю. Островерхов // Тез. докл. науч.-практ. конф. молодых ученых и специалистов по проблемам освоения шельфа. – Мурманск, 1988. – С. 13.
  4. Урманчеев В.И. Регламент на первичную постановку, снятие и возвращение СПБУ на точку бурения для продолжения работ при строительстве скважин на площадях ПО «Арктикморнефтегазразведка» / В.И. Урманчеев, Р.П. Прокопчук, А.Е. Сарафанов, Ш.Н. Абдуллин. – 25 с.: Деп. – М., 1988. – № 9. –  С. 114
  5. Овчинников В.П. Облегченный седиментационноустойчивый тампонажный материал для относительно низких положительных и отрицательных температур / В.П. Овчинников, В.М. Шенбергер, В.И. Урманчеев // Нефть и газ Западной Сибири: Тез. докл. II Всесоюз. науч. конф. – Тюмень, 1989. – Т. 1. – С. 142–143.
  6. Овчинников В.П. Тампонажный материал для цементирования скважин с низкими положительными и отрицательными температурами / В.П. Овчинников, В.К. Смыслов, В.И. Урманчеев // Там же. – С. 146–147.
  7. Агзамов Ф.А. Исследование коррозионной стойкости тампонажных материалов в условиях сероводородной агрессии / Ф.А. Агзамов, В.И. Урманчеев, Т.В. Чезлова, Ф.А. Ибрагимов // Комплексное освоение нефтегазовых ресурсов континентального шельфа СССР (Итоги геолого-разведочных работ на нефть и газ в Баренцевом и Карском морях за 1979–1989 гг.): Сб. тез. докл. II Всесоюз. науч.-практ. конф. – Мурманск, 1989. – С. 155–156.
  8. Овчинников В.П. Обеспечение качества крепления кондукторов и промежуточных колонн на скважинах ПО «Арктикморнефтегазразведка» / В.П. Овчинников, В.И. Урманчеев, В.Г. Кузнецов, В.Н. Попов // Комплексное освоение нефтегазовых ресурсов континентального шельфа СССР (Итоги геолого-разведочных работ на нефть и газ в Баренцевом и Карском морях за 1979–1989 гг.): Сб. тез. докл. II Всесоюз. науч.-практ. конф. – Мурманск, 1989. – 165–167.
  9. Овчинников В.П. Тампонажные материалы, применяемые при креплении скважин в многолетнемерзлых породах на площадях ПО «Арктикморнефтегазразведка» / В.П. Овчинников, О.Л. Островский, В.И. Урманчеев, В.Е. Погиев // Там же. – С. 172–173.
  10. Туманов В.Л. Оперативная оценка пластового давления в процессе бурения по фактической и равновесной d-экспоненте в условиях шельфа Баренцева моря / В.Л. Туманов, Е.А. Серебрянская, И.А. Негода, В.И. Урманчеев // Там же. – С. 197.
  11. Клюсов А.А. Суперпластификаторы тампонажных растворов / А.А. Клюсов, А.В. Мнацаканов, Ю.Т. Ивченко, В.И. Урманчеев // Газовая промышленность. – 1989. – № 8. – С. 50–52.
  12. Овчинников В.П. Тампонажный материал для цементирования обсадных колонн в интервалах низких положительных и отрицательных температур / В.П. Овчинников, В.И. Урманчеев, Ю.С. Кузнецов, О.Л. Островский // Проблемы освоения и развития Западно-Сибирского нефтегазодобывающего комплекса: Сб. науч. тр. ТюменьНИИГипрогаз. – Тюмень, 1989. – С. 50–54.
  13. Урманчеев В.И. Совершенствование технологии крепления и разработка безгипсового тампонажного портландцемента для цементирования обсадных колонн в интервалах низких положительных и отрицательных температур: Дис. … канд. техн. наук. – Тюмень: Тюменский индустриальный ин-т, 1989. – 225 с.
  14. Урманчеев В.И. Совершенствование технологии крепления и

разработка безгипсового тампонажного портландцемента для цементирования обсадных колонн в интервалах низких положительных и отрицательных температур: Автореф. дис. … канд. техн. наук. – Тюмень: Тюменский индустриальный ин-т, 1989. – 24 с.

  1. РД 39–010–90. Методика исследования мерзлого разреза на льдистость с использованием термометрии по результатам геофизических исследований / А.В. Полозков, В.В. Спиридонов, В.И. Урманчеев. – М., 1990. – 48 с.
  2. Негода И.А. Опыт и результаты определения барических условий геологического разреза скважин по данным ПМ ВСП и АК на примере Песчаноозерского месторождения / И.А. Негода, В.Д. Бурнос, В.И. Урманчеев // Комплексное освоение нефтегазовых ресурсов континентального шельфа СССР: Тез. докл. II Всесоюз. конф. – М., 1990. – Ч. 1. – С. 94–95.
  3. Урманчеев В.И. Состояние и пути совершенствования прогноза зон АВПД на шельфе Северных морей / В.И. Урманчеев, В.Д. Бурнос, И.А. Негода // Там же. – Ч. 1. – С. 163–164.
  4. Урманчеев В.И. Крепление обсадных колонн в условиях субмаринной криолитозоны на шельфе Арктики / В.И. Урманчеев, В.Е. Погиев, В.П. Овчинников // Там же. – Ч. 2. – С. 18–19.
  5. Клюсов А.А. Модифицированные тампонажные растворы пониженной плотности / А.А. Клюсов, Ю.Т. Ивченко, А.А. Рябоконь, В.И. Урманчеев // Научно-технические достижения и передовой опыт, рекомендуемые для внедрения в нефтяной промышленности: Информац. сб. – М.: ВНИИОЭНГ, 1990. – № 11. – С. 22–24.
  6. Туманов В.Л. Разработка и опыт применения методики «Дельта d-экспоненты» для оперативной оценки пластовых давлений / В.Л. Туманов, Е.А. Серебрянская, И.А. Негода, В. И. Урманчеев // Аномально высокие пластовые давления и нефтегазоносность недр: Тез. докл. Первой Всесоюз. науч.-практ. конф. – Л.: ВНИИГРИ, 1990. – С. 64.
  7. Урманчеев В.И. Опыт, результаты и совершенствование прогноза зон АВПД / В.И. Урманчеев, В.Д. Бурнос, И.А. Негода // Там же. – С. 65–66.
  8. Урманчеев В.И. Опыт бурения разведочных скважин на Арктическом шельфе России / В.И. Урманчеев, О.С. Мнацаканян // Освоение шельфа Арктических морей России. 5-я Междунар. конф.: Сб. тр. – СПб., 2001. – С. 95–100.
  9. Агзамов Ф.А. Применение дезинтеграторной технологии в буровых процессах при строительстве скважин / Ф.А. Агзамов, Н.Х. Каримов, О.С. Мнацаканян, В.И. Урманчеев // Там же. – С. 138–142.
  10. Мнацаканян О.С. Проблемы крепления скважин, пробуренных с ПБУ ФГУП АМИГР на месторождениях Арктики / О.С. Мнацаканян, Ф.А. Агзамов, В.И. Урманчеев // Нефть и газ Арктического шельфа – 2002: Тез. докл. 6-й Междунар. конф. – Мурманск, 2002.
  11. Овчинников В.П. Применение биополимерных промывочных жидкостей для вскрытия продуктивных горизонтов / В.П. Овчинников, Н.В. Овчинникова, В.И. Урманчеев // Там же.
  12. Мулюков Р.А. Разработка промывочных жидкостей для проводки скважин в осложненных условиях на месторождениях Арктики / Р.А. Мулюков, О.С. Мнацаканян, В.И. Урманчеев // Там же.
  13. Акчурин Х.И. Применение гелеобразующих композиций при капитальном ремонте скважин / Х.И. Акчурин, Ф.А. Агзамов, В.И. Урманчеев // Там же.
  14. Мнацаканян О.С., Каримов Н.Х., Урманчеев В.И. Дезинтеграторная технология восстановления свойств тампонажных материалов и промывочных жидкостей / О.С. Мнацаканян, Н.Х. Каримов, В.И. Урманчеев // Там же.
  15. Мнацаканян О.С. Применение безгипсовых тампонажных материалов для крепления скважин при низких положительных и отрицательных температурах / О.С. Мнацаканян, Н.Х. Каримов, В.И. Урманчеев // Там же.
  16. Урманчеев В.И. Применение струйных насосов в малодебитных скважинах Центрального участка месторождения Дракон / В.И. Урманчеев, Н.Т. Кханг, К.С. Керимов, М.М. Велиев // Нефтяное хозяйство. – 2005. – № 9. – С. 193–195.
  17. Серебренникова Э.В. Технологические свойства кремнийорганичес-ких реагентов для буровых растворов / Э.В. Серебренникова, В.И. Урманчеев, Н.А. Ченикова // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. – 2006. – № 10. – С. 26–29.
  18. Миненко В.М. Гидрофобизирующий раствор «СИЛИК» для бурения скважин и вскрытия продуктивных пластов / В.М. Миненков, В.Н. Кошелев, В.И. Урманчеев // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. – 2006. – № 11. – С. 28–32.
  19. Серебренникова Э.В. Экологические аспекты при выборе технологии химической обработки буровых растворов / Э.В. Серебренникова, В.Л. Заворотный, В.И. Урманчеев // Наукоемкие технологии XXI века: Тез. докл. Всерос. науч.-техн. конф. – Владимир, 2006.
  20. РД СП 84–06. Технология регулирования состава и свойств буровых растворов при бурении скважин на южном шельфе Вьетнама / Ю. Ю. Воронов, В.М. Миненков, В.И. Урманчеев. – Вунг Тау, 2006. – 112 с.
  21. Урманчеев В.И. Некоторые аспекты диагностики и классификации водопроявлений для планирования технологий их ограничений при бурении скважин // Нефтяное хозяйство. – 2006. – № 8. – С. 122–124.
  22. Урманчеев В.И. Идеология и научно-прикладные основы традиционных технологий строительства скважин (в порядке обсуждения) // Нефтяное хозяйство. – 2007. – № 3. – С. 32–33.
  23. Поляков В.Н. Промысловая оценка гидравлических условий бурения скважин / В.Н. Поляков, В.И. Урманчеев // Нефтяное хозяйство. – 2007. – № 4. – С. 112–114.
  24. Коротаев Ю.А. Опытно-промысловые испытания винтовых забойных двигателей диаметром 240 мм на шельфе Вьетнама / Ю.А. Коротаев, В.В. Ветошкин, В.И. Урманчеев // Нефтяное хозяйство. – 2007. – № 8. – С. 29–31.
  25. Оганов Г.С. Новые принципы проектирования профилей наклонно-направленных скважин / Г.С. Оганов, В. А. Пинскер, С.А. Ширин-Заде, В.И. Урманчеев // Нефтяное хозяйство. – 2007. – № 12. – С. 22–25.
  26. Урманчеев В.И. Проблемы освоения континентального шельфа России и предложения по их решению // Освоение ресурсов нефти и газа Российской Арктики и континентального шельфа СНГ. 8-я Междунар. конф.: Сб. тр. – СПб., 2007. – С. 213.

в) авторских свидетельствах и патентах

  1. А.с. 1555465 СССР. Тампонажный раствор для низкотемпературных скважин / В.И. Урманчеев, О.Л. Островский, В.П. Овчинников (СССР). – Заявлено 12.10.87; Опубл. 08.12.89, Бюл. № 13.
  2. А.с. 1507954 СССР. Облегченная тампонажная смесь / А.А. Клюсов, Ивченко Ю.Т., Урманчеев В.И. (СССР). – Заявлено 14.09.87; Опубл. 15.09.89, Бюл. № 34.
  3. Пат. 1670097 РФ. Пластификатор тампонажных растворов / А.А. Клюсов, Ю.Т. Ивченко, В.И. Урманчеев (Россия). – Заявлено 17.03.89; Опубл. 15.08.91, Бюл. № 30.
  4. Пат. 2270907 РФ. Способ проводки направленной скважины по плавной траектории / Барский И. Л., Оганов Г. С., Повалихин А. С., Урманчеев В. И. – Заявлено 26.07.04; Опубл. 27.02.06. – Бюл. № 6.
  5. Пат. 2298575 РФ. Буровой раствор (варианты) / В.М. Миненков, Э.В. Серебренникова, В.И. Урманчеев (Россия). – Заявлено 31.10.05; Опубл. 10.05.07, Бюл. № 13.

Сосикатель                                                                В.И. Урманчеев


* Экспериментальная часть исследования выполнена в ОАО «НПО «Бурение» при участии В. И. Яковенко






© 2011 www.dissers.ru - «Бесплатная электронная библиотека»

Материалы этого сайта размещены для ознакомления, все права принадлежат их авторам.
Если Вы не согласны с тем, что Ваш материал размещён на этом сайте, пожалуйста, напишите нам, мы в течении 1-2 рабочих дней удалим его.