автореферат диссертации по разработке полезных ископаемых, 05.15.10, диссертация на тему:Научно-методические основы технологических решений заканчивания скважин

На правах рукописи

ЯНТУРИН АЛЬФРЕД ШАМСУНОВИЧ

НАУЧНО-МЕТОДИЧЕСКИЕ ОСНОВЫ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ РЕШЕНИЙ ЗАКАНЧИВАНИЯ СКВАЖИН

(НА ОСНОВЕ ИССЛЕДОВАНИЙ СИСТЕМЫ "КОЛОННА - СКВАЖИНА - ПОРОДА")

Специальность 05.15.10 «Бурение скважин»

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени доктора технических наук

УФА-2000

Работа выполнена в Башкирском научно-исследовательском и проектном институте нефти (БАШНИПИНЕФТЬ)

Официальные оппоненты: - д.т.н., профессор Г.А.Халиков

- д.т.н., профессор Е.П.Варламов

- д.т.н., профессор В.Н.Поляков

Ведущая организация: ТатНИПИнефть

Защита диссертации состоится « » июля 2000 года в / у с^часов на заседании диссертационного совета Д 063.09.02 при Уфимском государственном нефтяном техническом университете по адресу: 450062, Уфа, ул.Космонавтов, 1.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Уфимского государственного нефтяного технического университета.

Автореферат разослан «

июня 2000 г.

Ученый секретарь диссертационного совета доктор физико-математических наук, профессор

Р.Н.Бахтизин

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность /аройлел/м. Современный уровень разработки месторождений характеризуется усложнением геолого-технологических условий бурения вследствие:

- роста средних глубин скважин с целью поиска и освоения глубоко залегающих продуктивных горизонтов;

-ухудшения гидрогеологических условий на большей части месторождений, вступающих в поздние стадии разработки;

- роста доли месторождений со слабопроницаемыми коллекторами и с низкими пластовыми давлениями;

- увеличения объемов горизонтального бурения с осложненными условиями освоения по всей длине горизонтального участка ствола.

Выбор конструкции бурильной колонны и режима ее работы предопределяется не только стоимостью бурения, но и качеством формирования ствола и вскрытия продуктивного горизонта. Но до настоящего времени ряд вопросов выбора конструкций и эксплуатации бурильных колонн решается с учетом только статических напряжений и знакопеременных изгибающих, что не соответствует реальной картине работы их в скважине. При этом не в полной мере учитываются условия разрушения забоя и влияние бурильного инструмента на интенсивность загрязнения ПЗП. Не рассматривается при расчетах и гамма напряжений, возникающих в элементах колонны от действия грунтовых, параметрических поперечных и некоторых других видов колебаний. Для управления динамикой колонны и снижения интенсивности загрязнения ПЗП в процессе вскрытия пласта бурением не всегда корректируется длина УБТ.

Идентичная картина наблюдается и с обсадными колоннами. В частности, расчет оснастки колонн ведется без учета жесткости центрирующих элементов, допустимого эксцентриситета обсадных труб относительно оси скважины и зависимости его от зенитного угла и скорости течения тампо-нажного раствора в кольцевом пространстве. В результате снижается качество изоляции пластов продуктивного и водоохранного комплексов.

При перфорации не всегда корректно учитываются потери давления на дифракционное искривление линий тока жидкости в ПЗП. Для такого учета часто используются решения, соответствующие плоскорадиальному потоку жидкости с искусственным введением в них степени несовершенства вскрытия пласта в виде дополнительных фильтрационных сопротивлений, что не соответствует исходным дифференциальным уравнениям. Практически не производится и дифференцирование плотности перфорации по толщине продуктивного комплекса.

При выборе способов и режимов освоения продуктивного комплекса часто не учитывается влияние динамики бурильного инструмента на загрязнение коллектора, являющееся одной из основных причин снижения проницаемости ПЗП.

В этой связи необходима разработка новых научных концепций и технологических решений по повышению эффективности и качества работ при заканчивали« скважин. Поэтому для разработки месторождений, особенно с низкопроницаемыми коллекторами нефти и газа, актуальной становится рассматриваемая в работе проблема решения технологических задач заканчивания скважин на основе современных представлений о гидродинамике системы «колонна - скважина - пласт».

Цель работы. Повышение качества заканчивания скважин; разработка методов управления волновыми процессами в бурильной колонне с целью оптимизации режимов бурения и снижения интенсивности загрязнения ПЗП; увеличение производительности скважин путем разработки и внедрения комплекса взаимосвязанных научно обоснованных технологических и технических решений вскрытия пласта бурением, цементирования обсадных колонн, перфорации и освоения скважин.

Основные задачи исследований:

1. Исследование и сравнительный энергетический анализ различных видов колебаний бурильного инструмента, распространения волн по длине многоступенчатой колонны и влияния их на разрушение забоя и загрязнение ПЗП.

2. Исследование влияния режимов цементирования, оснастки обсадных колонн и эксцентричности кольцевого пространства в наклонной скважине на качество разобщения пластов.

3. Исследование распространения и затухания (по глубине скважины, скелету породы и поровьш каналам продуктивного коллектора) основных типов волн, разработка комплекса технологических решений по совершенствованию вскрытия и разобщения пластов и освоения скважин с использованием волновых процессов.

4. Исследование радиального проникновения акустических волн через стенки труб и обоснование параметров скважинных гидрогенераторов для виброобработки ПЗП и кольцевого пространства по всей длине ствола при цементировании наклонных скважин.

5. Развитие методов управления волновыми процессами в бурильном инструменте на основе исследований эффектов акустического и динамического виброгашения в антивибрационных составных компоновках колонн, влияния степени демпфирования и жесткости упругих элементов виброгасителей различных типов на продольные колебания долота.

6. Исследование влияния дифракционного пространственного искривления линий тока жидкости в ПЗП на увеличение гидравлического сопротивления продуктивного коллектора, на выбор плотности перфорации и на работу скважины.

Методы решения поставленных задач. Поставленные задачи решались проведением теоретических, стендовых и промысловых исследований и испытаний. Дополнительно использовались результаты замеров продольных, крутильных и поперечных колебаний бурильного инструмента забойным автономным виброметром конструкции В.П. Чупрова,

замеров сил прижатия колонны к стенке ствола радиальным динамографом, разработанным с участием автора, фотографии стенок открытого ствола и эксплуатационной колонны, полученные ультразвуковым скважинным телевизором CAT конструкции АО НПФ «Геофизика».

Научная новизна:

1. Аналитически решены, впервые, задачи параметрических поперечных колебаний бурильной колонны без использования функций Матье. На основании полученных решений разработаны или выявлены новые технологические решения, в т.ч.:

- способ динамического виброгашения низкочастотных высокоамплитудных, например «грунтовых», колебаний долота с использованием комбинированных свечей «УБТ + СБТ + УБТ»;

- принципы обоснования и расчета рациональной длины УБТ (с учетом условий проводки скважины);

- основные закономерности распределения аварий по длине бурильной колонны и ее элементов;

- нерациональность применения 12-м длины бурильных труб (127-мм и др.) вместо 9-м и др.

2. Обоснованы основные принципы и выявлен механизм избирательного виброгашения и управления динамикой колонны с помощью виброгасящих устройств с регулируемыми параметрами демпфирования.

3. Аналитическим методом установлено влияние гидродинамики системы «колонна - скважина - пласт» на загрязнение ПЗП инфильтратом промывочной жидкости с учетом характеристики продуктивного коллектора. Детализирована (по видам инициирующих причин) предельная глубина инфильтрации при бурении и СПО.

4.На основе аналитических исследований обоснованы принципы преобразования энергии трения продавочной пробки о внутреннюю поверхность обсадной колонны в ее релаксационные автоколебания с сопутствующим возбуждением гидродинамических волн (для обоснования и реализации способа виброобработки заколонного пространства по всей длине ствола при цементировании наклонных скважин).

5. Установлено влияние дифракционного искривления линий тока жидкости на потери гидравлического давления в ПЗП при переменном и квазистатическом течении жидкости в системе «скважина — перфорационные каналы - пласт». Показано влияние плотности перфорации на дебит скважины (для кумулятивных перфораторов в низкопроницаемых пластах при плотности 10...25 отв/м - на десятки процентов).

6. Для решения проблемы рационального выбора способа и основных параметров освоения скважины, особенно в низкопроницаемых коллекторах (до 0,03...0,05 мкм2) с низкими пластовыми давлениями, впервые обоснована и разработана аналитическая модель влияния условий вскрытия пласта бурением на выбор минимальных и максимально допустимых депрессий на пласт.

Основные защищаемые положения:

1. Метод решения задач параметрических поперечных колебаний бурильного инструмента, позволяющий избежать использования функций Ма-тье, получить новые решения, аналитически объяснить и обосновать комплекс задач, связанных с заканчиванием скважин.

2. Результаты сравнительного качественного анализа основных видов колебаний бурильного инструмента и их влияния на загрязнение ПЗП при вскрытии продуктивного коллектора бурением.

3. Методы (способы) управления динамикой бурильной колонны с помощью комплекса антивибрационных составных компоновок колонн и избирательно демпфирующих устройств.

4. Способ виброобработки тампонажного раствора в заколонном пространстве через стенки обсадных труб при цементировании скважины путем использования поличастотных гидродинамических продавочных пробок.

5. Метод выбора основных параметров освоения скважины с учетом условий вскрытия продуктивного коллектора бурением, предуждающий инициирование заколонных перетоков и других осложнений.

Практическая ценность:

1. Разработаны методики выбора и расчета:

- рациональных конструкций бурильной колонны с прогнозированием долговечности ее элементов;

- длины УБТ в зависимости от способа бурения, частоты вращения долота, физикомеханических свойств разбуриваемых пород, минимизации загрязнения пласта при вскрытии бурением;

- конструкции и параметров КНБК с учетом устойчивости к изменению горно-геологических и технологических условий бурения.

2.Разработан, апробирован при бурении и передан в производство (ТУ 03-189-98) комплекс новых типов полуавтоматических опорно-центрирующих элементов.

3. Разработаны и реализованы при проводке скважин в Башкирии и др.:

- технология и методика управления волновыми процессами в бурильной колонне с помощью новых типов составных антивибрационных компоновок, основанных на принципах динамического или акустического виброгашения, обеспечивающих повышение скоростей бурения и снижение интенсивности загрязнения ПЗП;

методика расчета степени демпфирования и жесткости гасителя продольных колебаний в зависимости от условий проводки скважины, способы и техника для селективного виброгашения с помощью демпферов продольных, крутильных и поперечных колебаний с регулируемыми параметрами демпфирования;

- технология и техника для локальной расширки ствола (искусственных каверн) с целью повышения качества изоляции пластов продуктивного и водоохранного комплексов при цементировании наклонных скважин;

- технология и техника виброобработки заколонного пространства (через стенки труб по всей длине ствола) для повышения качества изоляции пластов при цементировании наклонных скважин.

4. Разработана методика выбора плотности перфорации с учетом типа перфоратора, размеров и формы перфорационных каналов, коллекторских свойств и характеристики пласта и флюида. Обоснован и разработан комплекс механических перфораторов для повышения производительности скважин.

5. Разработаны методика и принципы выбора способов освоения скважин (свабированием, с дополнительной гидродинамической или гидроакустической волновой обработкой пласта и др.) с учетом условий вскрытия продуктивного горизонта бурением.

Реализация работ в промышленности. Разработаны нормативные материалы, утвержденные в АНК "Башнефть" и ООО "ЛУКойл -Западная Сибирь", ТПП "Когалымнефтегаз", в т.ч.:

1. Технологический регламент на освоение эксплуатационных скважин после бурения и капитального ремонта, на испытание и исследование поисково-разведочных скважин методами свабирования.

РД 39-00147275-97./Ситдыков Г.А, Янтурин А.Ш. и др.-Уфа: БашНИ-ПИнефть, 1997,- 129 с.

2. Полуавтоматические опорно-центрирующие элементы с самовыдвижными ребрами. ТУ 03-189-98. / Янтурин А.Ш., Самушкин В.В.- Уфа: БашНИПИнефть, 1998,- 19 с.

3. Методика расчета оснастки.режима цементирования и проходимости обсадных колонн в горизонтальных скважинах./ЯнтуринА.Ш., Асфандия-ров Р.Т.- Когалым: ПО "Когалымнефтегаз", 1992.- 68 с.

4. Регламент на проведение технологических операций по перфорации, свабированию и глушению скважин нефтью./Янтурин А.Ш.- Когалым: ООО "ЛУКойл - Западная Сибирь", ТПП "Когалымнефтегаз", 1998,- 201 с.

Апробация работы. Основные результаты диссертационной работы докладывались и обсуждались на:

- «1-Й, 2-й и 3-й Всесоюзных конференциях по динамике, прочности и надежности нефтепромыслового оборудования» (Баку, 1974, 1977, 1983).

- «Всесоюзной конференции по наклонному бурению»(Баку, 1978).

- «8-й научно-технической конференции факультета математических знаний Куйбышевского политехнического института»(г.Куйбышев, 1984).

-Республиканских научно-технических конференциях:«По проблеме нефтяной и газовой промышленности» (Уфа, 1973); «По вопросам разработки, добычи, транспорта и переработки нефти и газа в Башкирии» (Уфа, 1975); «Результаты научных исследований в области повышения качества продукции и эффективности производства предприятий нефтяной, газовой и нефтеперабатывающей промышленности Башкирии» (Уфа, 1977).

- Научно-практической конференции «Повышение эффективности и качества проводки глубоких разведочных скважин в аномальных геологических условиях» (Красноярск, 1989).

- Семинарах: «Зависимость продуктивности нефтяных пластов от качества их первичного вскрытия. Новые технологии и химреагенты для первичного и вторичного вскрытия продуктивных пластов», «Совершенствование разработки и эксплуатации нефтегазовых месторождений» (Уфа, 1997).

- Отраслевой конференции «Экологические проблемы нефтегазового комплекса и способы их решения» (Москва, 1994).

- Всесоюзных конференциях: «Формирование и работа тампонажного камня в скважине» (Краснодар, 1977); «Повышение долговечности и надежности машин и приборов» (Куйбышев, 1981); «Вскрытие продуктивных горизонтов и освоение нефтегазовых скважин» (Ивано-Франковск, 19 82); «Вскрытие нефтегазовых пластов и освоение скважин»(Ивано-Франковск, 1988); «Проблемы строительства нефтяных и газовых скважин» (Краснодар, 1990) и др.

Публикации. Основное содержание диссертационной работы изложено в 141 печатной работе, в т.ч. в 3 монографиях; 86 статьях и опубликованных тезисах докладов, 48 изобретениях и патентах, 4 нормативных документах (РД и ТУ).

Структура и объем работы. Диссертационная работа состоит из введения, 5 глав, основных выводов и рекомендаций: изложена на

страницах машинописного текста и содержит 74 рисунка, 10 таблиц, список литературы из 143 наименований.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении обоснована актуальность проблемы заканчивания скважин в низкопроницаемых коллекторах, определены цель и задачи исследований, намечена стратегия разработки новых технологических решений.

Глава 1. ИССЛЕДОВАНИЯ ОСНОВНЫХ ЭЛЕМЕНТОВ РАБОТЫ БУРИЛЬНОЙ КОЛОН-НЫ, ВЛИЯЮЩИХ НА ПРОЦЕСС БУРЕНИЯ И КАЧЕСТВО СТРОИТЕЛЬСТВА СКВАЖИН

Одной из основных причин загрязнения призабойной зоны пласта являются гидродинамические волны давления жидкости, вызываемые в стволе скважины низкочастотными колебаниями бурильного инструмента. Поэтому в работе рассмотрены основные элементы статики и динамики бурильного инструмента, в наибольшей мере (непосредственно или косвенно) влияющие на работу долота, интенсивность загрязнения ПЗП при вскрытии бурением и качество основных этапов заканчивания скважины. Выявлена, в частности, картина влияния упругой деформации и сил взаимодействия низа колонны со стенками скважины на процесс локального искривления ствола в виде винтовой спирали. Показано влияние локального искривления и процесса желобообразования на ухудшение качества изоляции пластов. Полученные результаты наглядно иллюстрируются

фотографиями ствола на различных участках наклонной скважины, выполненными скважинным акустическим телевизором CAT.

Проведен энергетический анализ и исследованы основные виды продольных и крутильных релаксационных авто- , грунтовых, зубцовых и параметрических поперечных колебаний бурильного инструмента. Показано, что пренебрежение ими недопустимо при рассмотрении основных причин загрязнения ПЗП инфильтратом промывочной жидкости, при решении технологических задач оптимизации условий разрушения забоя и в некоторых других случаях. При этом получена формула для определения амплитуды ЛМГ грунтовых крутильных колебаний многошарошечного долота в зависимости от амплитуды АРГ продольных, имеющая вид:

АМГ = 0,5 АРГ A m sin cort, (1.1)

где А - амплитуда продольного виброперемещения долота при ухабообра-зном забое; m - число шарошек долота; шг - круговая частота. Так, например, для 215,9-мм долот при бурении в мягких и твердых породах диапазон изменения АМГравен: 9...360Н»м- для турбинного бурения и

6...225 Н»м - для роторного.

Рассмотрены основные виды релаксационных автоколебаний бурильной колонны. По результатам аналитических исследований получены формулы для определения частоты vp , амплитуды изменения продольной осевой нагрузки ДТР и момента кручения АМР наиболее энергоемких видов этих автоколебаний,обусловленных периодическим высвобождением, по мере заглубления долота в породу, энергии, аккумулируемой за счет сил трения упруго деформированной колонны о стенки скважины:

ДТР« 0,15 Р3 г ja (EI q cos a)"1; (1.2)

AMP « 0,19 P3'5 r2 p R (EI)-1'5 (q cosa)"1, (1.3)

где P - осевая сжимающая нагрузка на нижнем конце колонны труб; R - радиус соединительного замка труб; EI - жесткость труб на изгиб; г - полуразность диаметров замка и скважины; a - зенитный угол; р - коэффициент трения замков о стенки стволa;q - вес единицы длины труб в жидкости. Проведенный анализ показал, что релаксационные автоколебания в меньшей мере влияют на работу бурильной колонны, чем грунтовые колебания долота. Основной диапазон частот их для реальных условий бурения при механической скорости V = 1...40 м/час равен vp = 0,2...40 Гц, что соизмеримо с частотой грунтовых колебаний и дополняет ранее проведенные исследования Г.А.Кулябина и Е.К.Юнина о вероятном влиянии автоколебаний на формирование ухабообразности забоя.

Развиты, начатые Н.Ф.Лебедевым и Р.Г.Григулецким исследования поперечных параметрических колебаний бурильной колонны при плоской

и пространственной формах упругой деформации. Найдено приближенное решение уравнений Матье применительно к поперечным колебаниям многоступенчатых стержней. В результате этого, впервые удалось получить достаточно простое аналитическое выражение для определения амплитуды переменных напряжений изгиба, имеющих максимальные значения в замковых концах труб или вблизи протекторных утолщений и равных: для пространственно деформированного сжатого участка колонны труб

ДМ3 = 0,45 (2Р + АР) АР r/N ; (1.4)

для плоскодеформированного сжатого участка

ДМК = EI N'1 V q sina (sin v)"' | Рр+Лр; (1.5)

для плоскодеформированного растянутого участка

ДМзр = EI N"'v q sina (sh v)"11 Рр+др (1.6)

Здесь ДР - амплитуда изменения осевой нагрузки; v = 0,5 k s ; N = Р - 4EI л2 s"2; к2 = P/EI; s - длина одной трубы.

Для примера, на рис.1.1 представлены изменения момента изгиба ДМЗС при плоском изгибе в зависимости от длины s труб 127 х 9 при бурении забойными двигателями в условиях, характерных для Урало-Поволжья. Из рисунка следует, что при бурении в крепких и твердых породах в 127-мм трубах длиной 10... 12 м резко возрастают напряжения изгиба, приводящие к интенсивному усталостному разрушению их. Для 114-мм и 140-мм труб картина аналогична. Следовательно, применение 9-м длины труб указанных диаметров более предпочтительно, чем 12-м.

В табл. 1.1 представлены результаты впервые проведенного автором (совместно с В.П.Чупровым и Т.Н.Бикчуриным) аналитического анализа промысловых замеров продольных, крутильных и поперечных колебаний низа колонны, полученных непосредственно забойным регистратором вибраций, которые практически подтверждают представленные в работе результаты исследований колебаний бурильного инструмента. Величины ускорений колонны и соответствующих им, виброперемещений и амплитуд.

Таблица 1.1.

Вид Параметр Бурение Бурение

колебаний ротором турбобуром

Продольные Ускорение, м/с2 4,73 4,42

В иброперемещение,м м 11,7...1,9 1,8... 1,2

Амплитуда осевой нагрузки,

кН 620...168 206...171

Крутильные Ускорение, с'2 1290 638,5

Виброперемещение,градусы 18...3 1,5...1,0

Поперечные Ускорение, м/с2 2,43 1,25

Виброперемещение,м 6,0.. .1,0 0,5 ...0,3 5

ДМз, кН • см

300

200

100

0

-100

-200

б 9 12 Э, м

Рис. 1.1. Зависимость переменного изгибающего момента от

длины бурильных труб 127x9 при зенитном угле 30°, сжимающей нагрузке Р=200 кН для плоско-деформированного участка колонны.

________ - частота вращения долота п=450 мин"1;

частота вращения долота п=180 мин"1; 1-Др=200 кН; 2-Др=150 кН; 3-Др=50 кН;

На основе исследованных основных видов нормальных, сдвиговых и касательных напряжений в бурильной колонне и полученного прямого решения уравнения Матье удалось решить и ряд практических задач. Так, впервые разработана методика выбора длины УБТ с учетом условий проводки скважины: способа бурения, механических свойств пород, частоты вращения долота и др. Это позволило разработать, непосредственно для практического использования, специальные таблограммы (рис. 1.2) для выбора минимальной длины УБТ, исходя из допустимой осевой нагрузки на границе УБТ и СБТ.

На основе проведенных аналитических и экспериментальных исследований была выявлена назревшая целесообразность разработки для различных этапов заканчивания скважин, особенно в низкопроницаемых коллекторах и при низких пластовых давлениях, опорно-центрирующих элементов (ОЦЭ) с самовыдвигающимися (только при бурении или проработке ствола) калибрующими или центрирующими ребрами.Была разработана серия полуавтоматических ОЦЭ нового поколения, обеспечивающих:

- избирательную проработку и локальную расширку ствола перед спуском обсадной колонны (модели КПр);

увеличение скоростей бурения и снижение интенсивности загрязнения ПЗП при вскрытии пласта бурением (калибратор-демпфер модели КС - для гашения поперечных колебаний низа КНБК);

снижение интенсивности искривления и цилиндричность поперечного сечения ствола на участках размещения глубиннонасосного оборудования (эксцентричный ниппель модели КПр-ЭН - для принудительного вращения нижней части КНБК по траектории «вокруг оси скважины»).

Лопасти ОЦЭ выдвигаются из корпуса за счет перепада давления внутри колонны и в затрубном пространстве. Рабочий диаметр регулируется непосредственно перед спуском в скважину. ОЦЭ могут дополнительно оснащаться кольматирующими гидромониторными насадками, встроенными гидрогенераторами или устройствами для снижения дифференциального давления на забой. Наддолотные ОЦЭ обеспечивают жесткое (КПр) или упруго-демпфирующее (КС) центрирование долота.

Серийное производство разработанных ОЦЭ, после промысловой апробации на нескольких десятках скважин в Башкирии и Когалыме, начато на ОЗНПО АНК "Башнефть".

Модификация калибратора КПр в виде расширителя РШ была использована в скв. 1519 в Башкирии для создания локальных расширок ствола над кровлей и под подошвой нефтяного пласта, предназначенных для повышения качества изоляции продуктивного коллектора.

Для повышения скоростей бурения и снижения интенсивности загрязнения ПЗП разработаны новые или аналитически развиты известные методы управления волновыми процессами в колонне:

- рационализацией конструкции колонны, в т.ч. соответствующим подбором длины УБТ;

ТАБЛОГРАММА ДЛЯ ОПРЕДЕЛЕНИЯ МШИМАЛЬНОИ ДЛИНЫ УБТ (Р - допустимая сжимающая «+» нагрузка на границе СБТ и УБТ)

Р, КН •

+200

+ 100

Р, кН

Ей Ом 200

21

5,'

4

8

п=600 мин 1

Е «I

400 мин"1

ТЗ'Ж

ок

Бурение забойными двигателями (ТБПВ 127x9)

п-2001 мин"

Ен, 13м, Км Рис.1.2.

нейтральное сечение

соответственно, нижняя по осевой нагрузке граница применения труО группы прочности МД (К, Е,Л или М)" при Оурении в мягких Юи,...), средних Юс,...), твердых 1 Бт,...) , крепких фк,...)или очень крепких [ Рок/»•) породах. М - мягкие породы, С - средние,

Т - твердые, К - крепкие, ОК - очень крепкие.

- с помощью составных антивибрационных компоновок (АВК) колонн, основанных на принципах акустического виброгашения (отражения части энергии продольных колебаний на забой скважины);

- использованием АВК с динамическим виброгашением (включающих свечи «УБТ + СБТ + УБТ»);

- с помощью демпферов продольных, крутильных и поперечных колебаний с избирательным виброгашением.

Промысловые испытания новой компоновки АВК с акустическим виброгашением (рис.1.3, типа АОР), разработанной на базе проведенных аналитических исследований, и АВК, ранее предложенной Т.Н.Бикчури-ным и Ю.С.Васильевым (рис. 1.3, типа АШР) подтвердили эффективность применения их для повышения проходки на долото Ь ( до 57...74% - АОР; до 53% - АШР) и механической скорости бурения V (до 60... 112% - АОР; до 77,5% - АШР) в условиях Башкирии. При испытаниях замечены новые эффекты, заключающиеся в том, что эффективность применения АВК изменялась по глубине скважины с шагом, равным полуторакратной величине длины волны грунтовых колебаний долота. Это объясняет наблюдающиеся факты влияния длины колонны на периодическое ухудшение условий разрушения забоя и интексификацию загрязнения ПЗП.

Более эффективной оказалась АВК с динамическим виброгашением (рис. 1.4), разработанная на базе полученного (на основе найденного приближенного решения уравнения Матье) решения задачи продольно-поперечных колебаний низа бурильной колонны. АВК с динамическим виброгашением использовались при бурении: турбобурами - 9 скважин в Башкирии и 2-х в Татарии; электробурами - 2-х скважин в Башкирии. Во всех случаях были получены положительные результаты: увеличение проходки на долото доходило до 139,5 %. Более активное влияние АВК с динамическим виброгашением по сравнению с акустическим, вплоть до полного демпфирования (рис.1.5) амплитуды продольных виброперемещений долота (на скв.2561 наблюдалось даже визуально), удовлетворительно объясняется относительно более близким размещением ее к забою скважины.

Проведенный анализ управления волновыми процессами в бурильной колонне с помощью виброгасителей продольных, крутильных и поперечных колебаний выявил необходимость учета и регулирования основных параметров их (степени демпфирования сг и жесткости кг) при изменении условий и глубины бурения скважины.Полученное на основе исследований с использованием преобразований Фурье и Лапласа решение известного волнового уравнения для многоступенчатой бурильной колонны сводится к определению сг при заданном кг (или наоборот) из формулы:

сг = со'' л/ | В|2 Я"2- (кг -ш ю2)21 ; В; = Е^кь (1.7)

где 11 = (В1 -В2 , 111§к212)/В1 гёк!!! + В21§к212); к; = со/с, - волновое число;

А

Ш Р

АШ

АО

III-

V

15

10

2ТСШ-

К

Т>2 4Т

"Ж

отс-

с2 С2 Рг* с2

с, +](

Т-ЗЭО

Т=268

ео

80

100

С2

Т=360

-ж-

Т=380

—гт

I I

-»

120

140

160 180 Глубина скважины,

С2

с2

С1

зтсш-

о зтсш-

III-

Рис.1.3.Схемы компоновок и относительное увеличение показателей работы долот с антивибрационными составными компоновками АОР и М1Р. проходка на долото И ; механическая скорость бурения V.

о

р

о

о

о

о

и(], мм

О

-2

8 16 24 32 ЬУБТ, м

Рис. 1.Ь."Зависимость амплитуды виброперемещения долота от длины УБТ и амплитуды грун'юьых колебаний для антивибрационной компоновки с динамическим виорогаиеьием (ТГК) :долсто;ЗТСШ-195;СБТ127х9 длиной 1,; УБТПЗ длиной .—...... обычная компоновка (1„=0)? ТГК при

1- амплитуда грунтсьах колебаний ДР=160 (крепкие породы}, 1-,«12 ;

2- ДР-6С (мягкий породы) , 12-12; 3- ЛР=160, 1,-8; 4- ДР~бОкН, 1-,«6м.

—--1: г,-з

\\ 2; 4

^ *. ■ч 1 ч.

Ч\ > ч ч'.

>

8 16 24 32 Ь.

I II III IV V VI

Рис. 1.4. Схемы ком-' тип-5. ТГК.

оноеок бурильных колонн с динамическим виброгашением 1-дс^.сгс; 2-двигатель; 3-СБТ; 4, 5-УБТ,- 6-колонн* труб.

\\ 1: О Л 1 \ о / \ у/ \к - 1 11 д У\ « н и 1 1 1 1 / / / / / / / / / / / / / / 1 1 1 1 1 1 1-Ь = 1000м; 2-Ь > 3000м.

ч Л ' \ -ч.__ / •. / \ \\ / 7'\ ~ Д к ; / \ / N 1 • А / ^ к. 1 ' 1 \ \ \ \ \\ и и » в Ч | \ ч \ / 1 1 1

У > 4 Дч! \ N \ \ \ '. _ \ \ у' \ / \ \ \ у2 и и 1 •'1 1 1 1 _ к - ч^-.. г. ' —1 и..; : —— ' |_ __

60 200 300 400 500 пд, мин"1

Рис.1.6.Влияние частоты вращения пд долота и глубины скважины Ь на требуемую степень демпфирования Сг гасителя продольных колебаний.

- кг=0, длина УБТ Х^гБОм;--------кг=10кН/м, длина УБТ 1,=150м;

-----кг-0, длина УБТ 1г«50м; —______кг=10кН/м, длина УБТ Л^-БОм;

кг - жесткость упругого элемента.

с, - скорость звука; Ь и 12 - соответственно, длина секций УБТ и СБТ; о - круговая частота колебаний.

Для примера, на рис. 1.6 представлена рассчитанная по формуле (1.7) зависимость параметров виброгасителя от частоты вращения долота и глубины скважины для двухступенчатой колонны состоящей из турбобура, УБТ и бурильных труб. На основе анализа полученного решения разработан ряд способов и устройств для избирательного гашения(по частоте возмущающей нагрузки) низкочастотных продольных,например,грунтовых колебаний долота: по а/с СССР 1273493;1579975; по патентам РФ 1806257; 1819974.

Глава 2. ЗАГРЯЗНЕНИЕ ПРИСКВАЖИННОЙ ЗОНЫ ПЛАСТА (ПЗП) ПРИ ВСКРЫТИИ ПРОДУКТИВНОГО КОЛЛЕКТОРА

БУРЕНИЕМ

В развитие ранее проведенных исследований В.Н.Полякова, H.A. Гука-сова и др. рассмотрена задача возникновения при спуско-подъемных операциях (СПО) гидродинамического давления, отличающаяся учетом типа и характеристики продуктивного коллектора и др. факторов.На основе решения системы уравнений гидродинамического движения потока внутри ко-лонны,в кольцевом пространстве и в ПЗП была исследована интенсивность загрязнения пласта при СПО. По результатам исследований уточнены режимы СПО для различных характеристик продуктивных коллекторов.

Более трудноразрешимую задачу представляет загрязнение ПЗП непосредственно в процессе бурения. Так, под действием статического перепада давления ДРСТ при плоскорадиальном течении жидкости в ПЗП и отсутствии сформировавшейся плотной слабопроницаемой глинистой корки (в зоне долота) или кольматационного слоя пласт загрязняется на какую-то глубину RK за время t = (RK2 - R^) m<, ця (ДРст k)"1 ln(RK/Rc), где Re - радиус скважины; Пи - вязкость инфильтрата; т0 - пористость; к-проницаемость.

При к = 0,005...0,02 мкм2 инфильтрат может проникнуть в ПЗП на глубину 1м за 12,2...3,1 часа. Этот пример наглядно подтверждает результаты анализа экспериментальных исследований (ранее проведенного автором совместно с В.И.Шутихиным), показавшего,что квази- (за счет только турбулизации потока) или статическая инфильтрация в пласт не объясняет загрязнения ПЗП на глубину до нескольких метров. Поэтому в работе приведены исследования основных причин возникновения на забое скважины гидродинамических давлений, вызывающих наибольшее загрязнение ПЗП непосредственно при бурении. Проведенные исследования позволили установить, что наибольшее влияние на загрязнение ПЗП оказывают грунтовые колебания долота, при которых шарошки перемещаясь по ухабооб-разному забою периодически сближаются с ним, вызывая возникновение гидродинамического давления. Другой заметной причиной загрязнения ПЗП являются параметрические поперечные колебания низа колонны, при

Рис.2.1.Влияние технологических операций при вскрытии цласта бурением на загрязнение призабойной

которых УБГ или турбобур, подверженные в наклонной скважине продольно-поперечному изгибу, под действием релаксационных автоколебаний колонны или продольных колебаний долота, всегда имеют определенную зону периодического сближения со стенкой скважины. В меньшей мере влияют вращение колонны ротором и крутильные колебания, при которых жидкость, на контакте с наружной поверхностью элементов КНБК, будет, как бы, «закачиваться» в стенку скважины.

Для определения предельной глубины инфильтрации в пласт были проведены исследования распространения в ПЗП различных видов гидроди-намических волн, возникающих в системе «колонна - скважина» при вскрытии продуктивного коллектора бурением.

Выявленная картина загрязнения ПЗП наглядно иллюстрируется рис.2.1. Из-анализа рисунка вытекает, что поскольку полностью предупре-дить проникновение инфильтрата в пласт практически невозможно, то основной задачей выбора рациональных технологических решений являет-ся ограничение глубины инфильтрации некоторой допустимой областью, ограничиваемой, например, поверхностью цилиндра. Радиус этого цилиндра следует считать допустимой глубиной инфильтрации и он должен устанавливаться для каждого конкретного месторождения в соответствии с накопленным промысловым опытом с учетом характеристики продуктивного коллектора и принятой технологии освоения скважины и очистки ПЗП. Таким образом, результаты исследований показывают, что низ бурильной колонны является своеобразным "вибронасосом", как бы, перекачивающим жидкость из скважины в ПЗП, обычно, на глубину до 5...8 м, что совпадает с результатами, полученными P.C. Яремийчуком, М.М.Аглиуллиным и др. на основе промысловых исследований по объемам инфильтрата, отбираемым пластоиспытателями.

Глава 3. ИССЛЕДОВАНИЕ ВЛИЯНИЯ ФИЗИЧЕСКОГО СОСТОЯНИЯ СТВОЛА,ОСНАСТКИ И РЕЖИМА ТАМПОНАЖА ОБСАДНОЙ КОЛОННЫ НА ЗАГРЯЗНЕНИЕ ПЗП И КАЧЕСТВО РАЗОБЩЕНИЯ ПЛАСТОВ

С целью выявления влияния различных технологических факторов на герметичность заколонного пространства и, соответственно, на качество герметизации продуктивного комплекса был проведен анализ физического состояния открытого ствола и обсаженной скважины по фотографиям, выполненным CAT.

Было установлено, что ввиду различных радиальных деформаций эксплуатационных колонн (из-за различных условий эксплуатации, например, добывающих и нагнетательных скважин) необходим дифференцированный подход к их цементированию. Так, при снижении давления в нагнетательной скважине, например, при ремонтных работах на 10 МПа наружный диаметр упругой колонны труб уменьшится на 34,1 мк.

При этом цементный камень и порода пласта могут остаться в положении, близком к исходному. В результате появляются условия для

возникновения микропе-ретоков, которые в процессе дальнейшей эксплуатации скважины перерастают в макроперетоки. Герметичность заколонного пространства нарушается.

Была проведена оценка влияния несоосности обсадной колонны и оси скважины на качество изоляции пластов. Т.к. на наклонных участках скважины колонна, как правило, прилегает к нижней стенке ствола, то 100% изоляция заколонного пространства невозможна даже теоретически, что указывает на необходимость ужесточения требований к центрированию обсадных колонн. Поэтому для обеспечения высокого качества изоляции пластов продуктивного и водоохранного комплексов в таких случаях требуется надежное центрирование обсадной колонны, дополнительное применение жестких фонарей, использование искусственных локальных расширок ствола и др. В связи с этим была разработана методика центрирования обсадной колонны, которая в отличие от нормативных учитывает жесткость упругих элементов фонарей и режим цементирования колонны.

В связи с необходимостью корректировки режимов цементирования эксплуатационных колонн (для обеспечения полного замещения промывочной жидкости цементным раствором в эксцентричном кольцевом пространстве) на базе проведенных исследований была получена формула для определения минимальной производительности С> цементировочных агрегатов, требуемой для вытеснения промывочной жидкости тампонаж-ным раствором по всему периметру эксцентричного кольцевого пространства, которая в приближенной форме имеет вид:

тст0 х\2 Юг г 8 г Зг е2 4 г

0"=-----[......+ (.........) I V - (......... +-----)( V2 + ~~ ) + (.....1 +

8 г] 6 66 34 22 г 2 31

111 Зе2 Зе4 V2 13 V3 15 е4

+ -— ) V ( V2 +-----+ ( V2 + 3 е2 +-----)...........( V2 + 5 е2 +------)]. (3.1)

36 г 2 8 V2 31 72 г г 8 V2

Здесь т0 и т| - соответственно, напряжение сдвига и вязкость тампонажного раствора; I - минимальный зазор между нижней стенкой обсадной трубы и стенкой ствола; г - наружный радиус обсадной трубы; V = Я - г ; К -радиус скважины. В частном случае, при отсутствии эксцентриситета смещения выражение (3.1) совпадает с формулой, предложенной Р.И.Ши-щенко,Б.И.Есьманом и П.И.Кондратенко,для структурного режима течения вязкопластичных жидкостей в концентричном кольцевом пространстве.

Анализ полученного решения показал назревшую необходимость корректировки предельно допустимого эксцентриситета [е] эксплуатационной колонны относительно оси ствола в зависимости от зенитного угла,

центрирующей оснастки колонны, режима цементирования и других факторов при цементировании наклонных скважин.

Для обеспечения успешного цементирования обсадной колонны (с подъемом цемента на требуемую высоту) при наличии зон поглощений была исследована и решена задача выбора режимов тампонажа скважин с обеспечением полного замещения глинистого раствора цементным по всему периметру кольцевого пространства на наклонных участках ствола.

Для повышения качества изоляции пластов продуктивного и водоохранного комплексов были проведены исследования влияния волновых процессов на гидродинамику заколонного пространства при цементировании обсадных колонн. Исследовалась предельная глубина распространения различных типов волн: гидродинамических (ГДВ) - по столбу жидкости и по поровым каналам пласта; акустических(АВ) - по трубам и по скелету породы. Рассмотрен и ряд поверхностных волн: Рэлея - на границах различных сред, Стоунли и Лява.

Аналитически показано, что при распространении в трубах, в кольцевом пространстве или в поровом коллекторе основной причиной затухания волн является трение жидкости о стенки канала, а трение между частицами самой среды влияет незначительно. Поэтому в результате решения соответствующего гиперболического уравнения телеграфного типа получена картина затухания ГДВ по столбу жидкости (для различных частот V , Гц), которая для 215,9-мм скважины в конечной графической форме представлена на рис.3.1.

Для виброобработки заколонного пространства могут использоваться и высокочастотные волны, проникающие в него непосредственно через стенки обсадных труб. Результаты исследования проникновения ГДВ в кольцевое пространство через стенки эксплуатационной колонны представлены на рис.3.2, из которого следует,что до частоты в несколько сот герц ГДВ в заколонное пространство через стенки труб практически не проникают. Резкие изменения амплитуды ГДВ по периметру заколонного пространства в частотном диапазоне 3...20 кГц объясняются влиянием известного эффекта «стоячей волны». Полученное решение позволило впервые разработать способ виброобработки заколонного пространства с использованием релаксационных автоколебаний продавочной пробки (рис.3.3). Характеристика излучаемого такой гидродинамической "прыгающей" продавочной пробкой, волнового поля показана на рис.3.4.

Промышленная апробация проведена при цементировании 11 скважин в Башкирии. По всем скважинам получен однозначный положительный результат. Повышена степень замещения бурового раствора тампо-нажным. Увеличена доля интервалов со сплошным сцеплением.

Глава 4. ВЛИЯНИЕ ПЕРФОРАЦИИ НА КАЧЕСТВО ВСКРЫТИЯ ПЛАСТА И НА РАБОТУ СКВАЖИНЫ При кумулятивной перфорации скорость движения струи достигает, как известно, 9ООО м/с, а ударное воздействие - 30000 МПа. Напряжения в породах, соответствующие началу необратимой деформации по М.П.Мох-

АРь ДРггг

О, 8

О, 6

0,4

0,2

О 200 400 600 800 Ь, м

1С.3.1.Затухание ГВД различной частоты (V,Гц) в 14 6-мм колонне длиной Ь с вязкопластичной жидкостью.

- глинистый раствор (р=1,26г/см3; т]=8мПас) ;

----- цементный оаствоо (о=1.86г/см3;

Эксцентриситет (смещения) колонны, мм

Кольцевой зазор А„, мы

Рис.3.2.Затухание волн при проникновении в заколонное

пространство через стенки трубы 146x7,7 в 215, 9-мм скважине. Радиус гидрогенератора

ДР2

i ш

ДР2

i

f +

Ti

ь

AFy

If2

imt

Ifi

n

t> Fy

t

F2 f+

Г!^11 ДР1 Г2<г2п

а) б) в) г) д)

Рис.3.3.Способ цементирования обсадных колонн с гидродинамическими("прыгающими") продавочными пробками.

)

Рис.3.4.Амплитуда давления АР генерируемых "прыгающей" пробкой гидродинамических волн в 146-мм колонне, в стационарном потоке жидкости с расходом 0,015 м3/с. (скорость лентопротяжного механизма - 10 делений/с; масштаб записи давления АР: 1 деление - 0,5 Мпа.)

090908060311050703101004030608070308110709080806031102070311100807061108040311080909110804090508040909080406110804030511

начеву и В.В.Присташу равны 286 МПа - для песчаников и 18 Мпа - для известняков. В результате давления струи стенки перфорированных каналов уплотняются, а проницаемость их снижается (особенно в газовых скважинах; по Ж.Е.Кингу - до 70% и более), что ведет к необратимому снижению производительности скважин.

Так как при кумулятивной перфорации большая часть энергии взрыва не участвует в формировании кумулятивной струи, а разлетается в стороны, вызывая деформацию обсадной колонны и породы ПЗП, то для экологически чистого вскрытия пласта и повышения производительности скважин в рамках работы была разработана серия опытно-промышленных образцов перфораторов: перфоратор ПМ-1 для фрезерования в стенках обсаженной скважины поперечных сегментных щелей 30 х 115 мм глубиной -75 мм; сверлящий ПМ-3 - для 22-мм отверстий глубиной: 75 мм - в обычном варианте, 135 мм - в телескопическом; с концевой фрезой (ПМ-4) -продольные 19-мм щели глубиной 150 мм; с дисковой фрезой (ПМ-6) -продольные щели 16 х 120 мм глубиной 73 мм. В результате проведенных стендовых и опытно-промышленных испытаний наиболее эффективным оказался перфоратор модели ПМ-6, позволивший, например, в скв. 2392 Сармаевская в Башкирии увеличить удельный дебит нефти в 3,05 раза.

Для различных типов кумулятивных и механических перфораторов исследовано влияния плотности перфорации на производительность скважины. Для этого в теоретическом плане решена система нелинейных волновых уравнений квазистационарного и переменного изотермического течений жидкости в системе "скважина - перфорационные каналы -пласт", в виде:

ЭЦГ д А. с2У2и~ = -— + — (-----+ ЬУу~), (4.1)

а2 а 8 6

учитывающих, в отличие от известных, дифракционное искривление линий тока жидкости в ПЗП с учетом: плотности перфорации, формы и размеров перфорационных каналов, влияния их на производительность добывающей или нагнетательной скважины.

В (4.1): Я - коэффициент гидравлического сопротивления порового канала; 5 -гидравлический радиус потока в поровом канале; Ь- коэффициент, учитывающий внутреннее трение в среде; с - скорость звука; V' = V + и~ ; V и и" - соответственно, средняя и переменная составляющие скорости потока.

На рис.4.1. представлена полученная по результатам решения для 215,9-мм скважины, обсаженной 146-мм колонной, зависимость радиуса зоны дифракционного искривления линий тока, жидкости в ПЗП от проницаемости к пласта с учетом величины перепада давления на контуре Рк и в скважине Рскв, производительности О скважины и толщины Ь продук-

0 5 50 500 1000 о 5 50 500 1000 0 5 50 500 1000 -► Ьдк,мД -► Ьдк,мД -► Ьдк,мД

Рис.4.1.Зависимость радиуса Яг (границы влияния перфорации на дифракционные потери давления в ПЗП) от проницаемости пласта (1мД=10~3 мкм2) . - ДРК=-РХ-РСКВ«10;-------ДРк=Рк-Рскв=20 МПа.

1 - <2/11=0,5 м3/сутки; 2 - 0/Ь=3 м3/сутки.

1 " \

/

/ 1 1 ( / / \ /

• ч \ / ^^^ 1 ♦

1Д V' ■ • "/V //// К>'7

2Д » ■ ^^^

Рис.4.2.Зависимость удельного дебита скважины от перепада давления ДР и плотности перфорации МП".

~■ П-10 отв/м; — — — 1 П=15 отв/м;

• — п-20 отв/м; —— • • — П-25 отв/м;

1 -Проницаемость коллектора к-0,5мкм2; 2-0,05мкмг; 3-0,005ыкм2. (1Д и 2Д - то же, что 1 и 2, но по формуле Дюпюи.)

тивного пласта. Как видно из рис.4.1, для реальных систем влияние перфорации на дифрагированное течение жидкости в пласте охватывает зону в десятки метров. Вероятно, эту зону, имеющую наибольшее гидравлическое сопротивление, и следует рассматривать при технологических расчетах как прискважинную зону пласта (ПЗП).

Полученная из решения (4.1) зависимость удельного дебита от перепада давления в стволе скважины и на контуре, представленная на рис.4.2, позволила обосновать основные направления разработки механических перфораторов для увеличения производительности скважин. Кроме того, результаты исследований влияния дифракционного искривления линий тока жидкости в ПЗП (рис.4.2, кривые 1 при дебите свыше 1...2 м3/сутки) непосредственно подтверждают целесообразность использования в высокопроницаемых пластах циклической закачки. Заметно влияет на работу скважины и форма перфорационных каналов. Так, например, продольные прорези, по сравнению с круглыми каналами, позволяют увеличить производительность скважины, особенно малодебитной или с низкой приемистостью, вплоть до кратной величины.

Глава 5.0Б0СН0ВАНИЕ ПАРАМЕТРОВ ОСВОЕНИЯ СКВАЖИНЫ

И ОЧИСТКИ ПЗП

Выбор метода и параметров освоения скважины и очистки ПЗП предопределяются, как известно, условиями вскрытия пласта бурением. При правильно выбранной технологии первичного вскрытия пласта можно избежать трудоемкой и сложной проблемы очистки ПЗП от инфильтрата бурового раствора. Освоение скважины в этом случае сводится к менее энергоемкой проблеме декольматации. Поэтому в рамках настоящей работы были проведены исследования влияния условий вскрытия пласта бурением на выбор режима и способа освоения скважины.

Исходя из необходимости удаления при освоении кольматационного слоя, в соответствии с приведенными в гл.2 и др. условиями, на рис.5.1 показана зависимость требуемой величины депрессии на пласт Рст от диаметра поровых каналов d продуктивного коллектора для различных условий образования кольматационного слоя. Из анализа графической зависимости исходит, что удаление кольматационного слоя образованного естественным путем, обычно, трудности не представляет. Но в этом случае возрастает давление депрессии необходимое для деинфильтрации ПЗП, которое может быть определено известными методами, исходя из энергетического баланса формы потока в ПЗП. Так, например, для плоского одномерного порового канала относительное увеличение гидравлического сопротивления ПЗП только от ГДВ можно представить в виде:

Д^-гдв = 3 71 ДР"' v р с 5, (5.1)

0,1

Да вл ен

ие 0,6

де

ко

ль

ма

та 0, 4

ци

и

Рс

0,2

:о,о| МГф.

О

4

3 Г~

2 1

Рс

мп&

10 20 30 40 50 а,мкм

Рис. 5 .1 .Давление статической декольматации пласта при естественной (амплитуда ГВД ДР не более 0,01 МПа - турбулентный поток) и искусственной (ДР=0,1МПа-от гидрогенератора) кольматации. 1-Частота у=ЗГц (роторное Сурение, пд=60 мин"1); 2- у=20Гц (турСинное бурение, пя«400 мин_1);3- у=100Гц; 4- у=500Гц. (1 и 2 - грунтовые колебания долота; 3 и 4 - зубцовые; 1=10мм; с«1450 м/с) . <3 - средний диаметр поробых каналов.

20

Да вл

ен 16 ие де ин фи ль тр

ац 8

ИИ

ПЗ

п,

МП 4

12

ч «ч ч» ч. Ч ^ \ о \

•ч •ч чХ чч ч |ч\

N - 1 _ чЧ > о X. чХ

' " - 2 .__ N. чХ V

• " ----- ---.1 - . .__ ч.

20

40 60 80

Проницаемость коллектора, мД

100

Рис.5.2.Депрессия на пласт, необходимая для деинфильтрации ПЗП при освоении 215,9-мм скважины (1 мД = 10~3 мкм2) .

1.При вскрытии бурением на глинистом растворе (вязкость инфильтрата ц -1,7-10"3 Па-с).

2.При вскрытии Оурением на полимерном растворе (вязкость инфильтрата р -3, 6-Ю"3 Па-с).

Глубина проникновения инфильтрата в ПЗП: —""" -3м;

где р - плотность инфильтрата; с - скорость звука в инфильтрате; 5 - гидравлический радиус сечения потока,равный отношению площади его к смачиваемому периметру; V и ДР - соответственно, частота и амплитуда низкочастотного гидродинамического давления.

Глубина проникновения инфильтрата промывочной жидкости в ПЗП обычно достигает нескольких метров, а толщина кольматационного слоя, как правило, не превышает 10...35 мм. Поэтому полное восстановление естественной проницаемости ПЗП с помощью распространенных методов (кислотная обработка и др.) затрудняется, что, в свою очередь, снижает степень охвата продуктивного коллектора и нефтеотдачу пласта.

И действительно, при освоении скважины статическим или квазистатическим понижением давления на пласт полученное, например, с использованием формулы Дюпюи выражение для определения требуемой величины депрессии в приближенной форме имеет вид:

Рдт = <Р Ринф > Р„„ф2 т ц ИЯ^фЛ^угк , (5.2)

где ф < 1 - коэффициент восстановления естественной проницаемости коллектора при загрязнении инфильтратом бурового раствора или жидкости глушения; Р„Нф- депрессия, соответствующая полной очистке ПЗП от инфильтрата, часто превышающая допустимую, например, вызывающую опасность возникновения заколонных перетоков; тик- соответственно, пористость и проницаемость коллектора; ц - вязкость инфильтрата; радиус скважины; Яи„ф - радиус зоны инфильтрации; И - эффективная толщина пласта.

Из анализа рис.5.2, построенного по формуле (5.2), и сравнения его с нормативными величинами допускаемых депрессий на пласт вытекает, что в случае глубокого проникновения инфильтрата промывочной жидкости в низкопроницаемый коллектор целесообразна дополнительная волновая обработка ПЗП.

Если в процессе первичного вскрытия пласта бурением применялась вы-сокочастотная кольматация, то проблема деинфильтрации упрощается, хо-тя давление декольматации несколько возрастает (рис.5.1 -ДРТ= 0,1 МПа).

При использовании для освоения скважины гидродинамических (распространяющихся по поровым каналам пласта) или гидроакустических (по скелету породы) волн растяжения-сжатия частота и амплитуда ДРап волнового поля определяются в соответствии с полученным решением исходя из условия необходимости превышения затрат энергии на загрязнение ПЗП при первичном вскрытии в виде:

ДРал V*, > ДР V . (5.3)

В случае, если при вскрытии пласта бурением использовалась струйная кольматация, то величина необходимой для освоения статической депрессии определяется из условия

Рсг>ру02, (5.4)

где уо - скорость струи.

Но величина депрессии при освоении скважины в любом случае должна ограничиваться условием сохранения герметичности заколонного пространства и предотвращения разрушения цементного камня, а также породы продуктивного коллектора. В связи с этим в работе разработана аналитическая модель,устанавливающая минимально и максимально допустимые депрессии на пласт с учетом условий вскрытия его бурением, качества крепления скважины и коллекторских свойств пород, предупреждающая инициирование заколонных перетоков и ряда других осложнений.

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

1. Применительно к параметрическим колебаниям бурильной колонны аналитически решены уравнения Матье, что позволило впервые в нефтепромысловой практике теоретически обосновать и найти новые технологические решения ряда задач бурения и заканчивания скважин, в т.ч.:

- управления волновыми процессами в бурильной колонне с помощью составных антивибрационных компоновок, основанных на принципе динамического виброгашения;

- обоснования и выбора рациональной длины УБТ с учетом способа бурения, частоты вращения долота, механических свойств пород и других условий проводки скважин.

2. Теоретически обоснован, разработан и апробирован при бурении более двух десятков скважин и передан в производство(ТУ 03-189-98)комплекс новых типов полуавтоматических опорно-центрирующих элементов (ОЦЭ) и расширителей (с самовыдвигающимися ребрами и регулируемым , перед спуском в скважину, рабочим диаметром), предназначенных для различных этапов заканчивания скважин, в т.ч. для: локальной проработкиствола, создания искусственных каверн, принудительного вращения низа КНБК (по заданной траектории), снижения интенсивности загрязнения ПЗП.

3. Впервые для управления динамикой бурильной колонны путем избирательного гашения низкочастотных высокоамплитудных колебаний долота обоснована и разработана методика расчета основных параметров виброгасителя продольных колебаний (степени демпфирования и жесткости). Разработан ряд конструкций виброгасителей с регулируемыми параметрами демпфирования для различных условий проводки скважин.

4. На основе развития теоретических исследований гидродинамики эксцентричного кольцевого пространства в наклонных и горизонтальных скважинах разработана методика выбора рациональных режимов работы цементировочных агрегатов.

5. На основе исследований динамики бурильного инструмента детализирован механизм загрязнения ПЗП инфильтратом промывочной жидкости в процессе первичного вскрытия пласта.

6. На основе аналитических исследований процесса виброобработки за-колонного пространства по всей длине ствола скважины через стенки труб обоснована возможность преобразования энергии трения продавочной пробки о стенки обсадной колонны в гидродинамические волны давления жидкости. Разработан способ цементирования эксплуатационной колонны, с помощью гидродинамической «прыгающей» продавочной пробки.

7. Аналитически обоснован выбор плотности перфорации с учетом размеров и формы перфорационных каналов, дифракционного искривления линий тока жидкости в прискважинной зоне пласта при переменном и квазистатическом течении жидкости в системе «скважина - перфорационные каналы - пласт». Для повышения качества вскрытия низкопроницаемых пластов разработан комплекс механических перфораторов с приводом от забойного двигателя.

8. Разработана аналитическая модель, связывающая минимально и максимально допустимые депрессии на продуктивный пласт при освоении с условиями вскрытия его бурением, качеством крепления скважины и коллекторскими свойствами пород, предупреждающая инициирование заколонных перетоков и других осложнений. Предложена методика выбора рационального способа и основных параметров освоения скважин в низкопроницаемых коллекторах (до 0,03...0,05 мкм2) с низкими пластовыми давлениями.

9. Результаты работы внедрены в производство. Разработаны и утверждены три технологических регламента по основным процессам заканчи-вания скважин.

Экономический эффект только от разработки и передачи в производство «Полуавтоматических опорно-центрирующих элементов с самовыдвижными ребрами» (ТУ 03-189-98) составляет 1865,8 тыс.рублей.

ОСНОВНОЕ СОДЕРЖАНИЕ ДИССЕРТАЦИИ ОПУБЛИКОВАНО В 141 ПЕЧАТНОЙ РАБОТЕ, В Т.Ч.:

Монографии:

1. Янтурин А.Ш. Передовые методы эксплуатации и механика буриль-ной колонны.- Уфа: Башк.кн.изд-во, 1988,- 168 с.

2. Янтурин А.Ш. Предупреждение аварий с колоннами бурильных труб. - М.: ВНИИОЭНГ, 1989,- 53 с.

3. Янтурин А.Ш. Выбор рациональных конструкций бурильных ко-лонн.-М.: ВНИИОЭНГ, 1988.- 52 с.

Статьи и тезисы докладов:

4. Янтурин А.Ш. К вопросу о релаксационных колебаниях продольно сжатых стержней при наличии геометрических связей на пе-ремещения,- В кн.: Тр. 8-й научно-техн.конф. фак-та математ.зна-ний Куйбыш. политехи, ин-та, 1822 мая 1983,- г.Куйбышев, 1984,ч.2.- С.271-280.-/ Деп.ВИНИТИ 08.04.85, N 2357-85. Деп./Сб/-203/.

5. Янтурин А.Ш.Влияние параметрических колебаний на долговечность упруго деформированной многоопорной балки.-Там же,ч.2.-С.281-286...

6. Янтурин А.Ш. Об упругой деформации бурильной колонны и периодичности разгрузки ее на забой скважины.// Нефть и газ, 1986,- N3.- С.27-32.

7. Янтурин А.Ш., Рахимкулов Р.Ш., Кагарманов Н.Ф.Выбор частот при вибрационном воздействии на призабойную зону пласта.-Нефтяное хозво, 1986.-N 12,- С.40-42.

8. Янтурин А.Ш. К исследованию упругой деформации направляющего участка бурильной колонны в искривленной скважине.- В кн.: Глубинное оборудование для бурения и эксплуатации нефтяных и газовых скважин.- Уфа: Уфимск.нефт.ин-т, 1977,- С.86-90.

9. Янтурин А.Ш., Султанов Б.З. Спиральная деформация колонны труб в наклонной скважине.//Нефть и газ, 1977.- N 5.- С. 15-20.

10. Янтурин А.Ш., Кузнецов В.Ф., Султанов Б.З. Расчет на усталостную прочность пространственно деформированной бурильной колонны.- В кн.: Нефтепромысловые трубы.- Куйбышев: ВНИИТнефть, 1977.- С.22-30.-/Тр.ВНИИТнефть,- Вып.9/.

11. Поперечные колебания бурильной колонны по данным промысловых исследований. Султанов Б.З., Янтурин А.Ш., Забиров Ф.Ш. и др.-Матер-лы 1 Всес. конф.по динамике и прочности нефтепромысл. оборудов. Баку: АзИНЕФТЕХИМ, 1974, С.73-76.

12. Султанов Б.З., Янтурин А.Ш.О величине нормального давления сжа-той части бурильной колонны на стенки скважины.//Нефт.хоз-во. 1973.-N 8.-С.27-28.

13. Пространственный изгиб стержня с учетом реакции ограничиваю-щей стенки./Султанов Б.З., Янтурин А.Ш.- В кн.'Ъопросы колебаний ме-ханических систем". Уфа: Уфимск. авиац. ин-т, 1974, С.51-58.-/Тр. УАИ; Вып.71/.

14. Продольная устойчивость колонны труб в наклонной скважине с уче-том начальных несовершенств./Янтурин А.Ш.,Кузнецов В.Ф.-В кн.: Глубинное оборудование для бурения и эксплуат. нефт. И газ. скв.: Межвуз.научно-темат. сб. Уфа: УНИ, 1977.- С.41-49.

15. Изгибные колебания забойного двигателя в наклонной скважине. / Янтурин А.Ш.- В кн.:"Всес. конф. по наклонному бурению": Тез. докл. Баку, АзИНЕФТЕХИМ, 1978,- С.78-79.

16. К вопросу о релаксационных колебаниях бурильной колонны. /Янту-рин А.Ш.,Забиров М.Ш.,Габдрахимов М.С.- Там же.- С.79-80.

17. О влиянии упругой пространственной деформации бурильных труб на искривление ствола наклонной скважины./Калинин А.Г., Янтурин А.Ш., Батурин А.И.-В кн.:"Техника и технология бурения наклонно направлен-ных скважин".:Тр.ВНИИБТ.-Вып.16.М.,1979.-С.56-64.

18. Об использовании эффектов акустических и динамического виброгашения для повышения долговечности бурильных колонн и опор долота. /Янтурин А.Ш.- В кн"Всес. конф.- Повышение долговечн. и надежн. Ма-шин и приборов".: Тез. докл. Куйбышев, Куйб. политехн.ин-т, 1981.- С.412-413.

19. К вопросу о параметрических колебаниях низа бурильной колонны в скважине./Янтурин А.Ш., Муфазалов Р.Ш.,Музафаров А.С.:ВНИИОЭНГ.

- Деп.Ы 913нг-Д82.-ВИНИТИ:Депонир.рукописи". М.,1982,Ы 8(130).-С. 84.

20. Влияние утечек промывочной жидкости на гидравлические потери в системе "бурильная колонна - скважина". /Янтурин А.Ш., Муфазалов Р.Ш., Седаков Р.Г.: ВНИИОЭНГ,- Деи-N 937нг-Д82.-ВИНИТИ: "Депонир. Руко-писи". М„ 1982, N 11(133).- С.81.

21. О продольных и крутильных автоколебательных процессах в системе "бурильная колонна - скважига"./Янтури1{ А.Ш.- В кн.З-я Всес. конф. по динамике, прочности и надежности нефтепромыслового оборудования".: Тез. докл. Баку, АзИНЕФТЕХИМ, 1983.- С.8.

22. Расчет эксплуатационного ресурса бурильных труб с учетом неравномерности нагружения их во времени и по длине колонны./Янтурин А.Ш. -Там же.- С.26.

23. Янтурин А.Ш. О поперечной деформации и рациональной длине бурильных труб.- Нефтяное хоз-во, 1987, N 5.- С.71.

24. Янтурин А.Ш. Использование антивибрационных компоновок бури-льных колонн с ЛБТ.- Экспресс-информ. Сер.Бурение.- М.: ВНИИОЭНГ, 1987, N 2,-C.1I-14.

25. Использование гидродинамических процессов для повышения каче-ства цементирования обсадных колонн./Янтурин А.Ш.-В кн.: "Всес. конф.-дискуссия"Формиров.и работа тампонажн.камня в скв".: Тез.докл. 4-й Всес.конф.,11-15 мая 1977.- Краснодар, 1987.-С.209.

26. Влияние обсадной колонны, цементного камня и перфорационных -отверстий на распространение акустических и гидродинамических волн./ Янтурин А.Ш.: ВНИИОЭНГ,- Деп.Ы 1388-нг от 13.03.87.-М,- ВИНИТИ: "Депонир. научн. работы", 1987, N 9.- С. 142.

27.Янтурин А.Ш.Расчет наддолотных гасителей продольных колебаний для вертикальных скважин.- Нефт.хоз-во, 1987,N12.-C.20-23.

28. Расчет осевых нагрузок в одно...пятиинтервальной наклонно направленной и горизонтальной скважине./Янтурин А.Ш.- В кн.:"Научно-тех-нич. прогресс при строительстве скважин".: Тр.БашНИПИнефть; Вып.76.- Уфа, 1987,- С.53-62.

29. Повышение качества разобщения нефтегазоводоносных пластов с гидродинамическим излучателем,перемещающимся в обсадной колонне. /Янтурин А.Ш.,Асфандияров Р.Т.Длявин Р.М.-В кн."Вскрытие нефтегаз. пластов и освоение скважин".:Тез.докл.2-й Всес.науч-но-техн.конф., 20-22 сент.1988,г.Ивано-Франковск.-М.,1988.С.112.

30. Исследование влияния динамики бурильной колонны на фильтрацию промывочной жидкости в пористую среду./Янтурин А.Ш.-Там же.-С.54-55.

31. Янтурин А.Ш. Выбор длины УБТ с учетом условий проводки сква-жины.-Нефтяное хоз-во, 1988, N 9.- С. 18-21.

32. Расчет бурильной колонны на долговечность с учетом нелинейности распределения нагрузок по длине ее и во времени./Янтурин А.Ш., Муза-фаров A.C.: ВНИИОЭНГ,- Деп-N 1673-нг от 4.01.89.-М,- ВИНИТИ: «Депонир. научн. работы», 1989, N5.-С. 121.

33. Об основных видах продольных и крутильных релаксационных авто- и вынужденных колебаний бурильной колонны./Янтурин А.Ш., Музафа-ров A.C.: ВНИИОЭНГ,- flen.N 1674-нг от 4.01.89,- М,- ВИНИТИ: "Депонир. научн. работы", 1989, N 5,- С.121.

34. Янтурин А.Ш., Асфандияров Р.Т., Клявин P.M. и др.Цементирование обсадных колонн с применением гидродинамического генератора, транспортируемого с потоком жидкости.- Нефт.хоз-во,1990, N5.-C.27-31.

35. Влияние динамики бурильной колонны на интенсивность загрязне-ния пласта./Янтурин А.Ш.- В кн."Проблемы стр-ва нефт.и газ. скважин".: Тез. докл.Всес. конф.Д-6 окт.1990.-Краснодар, 1990.- С.79-80.

36. Самораскрепление резьбовых соединений в скважине./Янтурин А.Ш.: В кн."Вопросы охраны окружающей среды в нефтегазовой про-мышленности".: Тр.ВостНИИТБ,-М.: ВНИИОЭНГ, 1991.-С.68-71.

37. Приток жидкости к несовершенным скважинам и учет потерь давле-ния на дифракцию./Маганов Р.У., Янтурин А.Ш., Асфандияров Р.Т.:ВНИ-ИОЭНГ,-Деп.Ы 1904-нг от 27.09.90.- М.-48с.- ВИНИТИ: "Деп. научн. работы"., 1991, N 1,- С.68.

38. Влияние преломления плоскорадиального фильтрационного потока жидкости в зоне перфорационных отверстий на потери давления в порис-той среде./Янтурик А.Ш.,Асфандияров Р.Т.,Маганов Р.У. :В кн. Добыча нефти на поздней стадии разработки месторождений.-Уфа: БашНИПИ-нефть, 1991.- С.22-30.

39. Влияние локальной кривизны ствола скважины на износ бурильных труб и обсадных колонн./Янтурин А.Ш.,Забиров Ф.Ш.-В кн."Современные проблемы бурения и нефтепромысловой механики" - Уфа, УНИ, 1990.-С.22-27.

40. Глубина инфильтрации промывочной жидкости в пласт при вскры-тии бурением/Янтурин А.Ш., Прокаев A.C., Коньков В.Н.- В кн."Техно-логия строительства и эксплуатации нефтяных скважин",- Уфа:БашНИ-ПИнефть, 1992,- С.185-190.

41. Аспекты физического состояния ствола скважины, охраны недр и окружающей среды./Янтурин А.Ш., Давлетбаев М.Г., Красильников A.A. и др.-Там же.- С.191-201.

42. Янтурин А.Ш., Красильников A.A., Стрелков В.И.О механизме локального винтообразного искривления ствола.- Нефтяное хоз-во, 1992, N 4,- С.20-21.

43. Красильников A.A., Стрелков В.И., Маганов Р.У., Янтурин А.Ш. О физическом состоянии стенок ствола скважины.-Нефтяное хоз-во, 1992, N 10,-С.12-14.

44. Янтурин А.Ш.,Шутихин В.И.,Прокаев А.С.и др. Квазистатическая картина загрязнения прискважинной зоны пласта.-М.:ВНИИОЭНГ. НТЖ "Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на мо-ре", 1993, N 9-10,- С.16-19.

45. Янтурин А.Ш., Прокаев A.C., Коньков В.Н. Влияние условий вскры-тия пласта бурением на интенсивность загрязнения при естественной кольматации стенок скважины,- Там же - С. 19-24.

46. Янтурин А.Ш., Прокаев A.C., Коньков В.Н. и др. Искусственная кольматация стенок скважины.- Там же.- С.24-28.

47. Янтурин А.Ш., Прокаев A.C., Коньков В.Н. Глубина проникновения инфильтрата бурового раствора в пласт при вскрытии бурением,- Там же.- С.31-35.

48. Янтурин А.Ш. Выбор режимов очистки прискважинной зоны пласта с учетом условий вскрытия бурением.- Там же.- С.36-38.

49. Янтурин А.Ш., Давлетбаев М.Г., Алексеев В.А. и др. Механические перфораторы,- НТЖ "Нефтепромысловое дело".- М.: ВНИИОЭНГ, 1995, N 6,- С.27-29.

50. Янтурин А.Ш. Особенности выбора режимов цементирования обса-дных колонн в наклонных и горизонтальных скважинах,- М.: ВНИИОЭНГ. НТЖ "Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море", 1997, N 5,- С. 20-22.

51. Янтурин А.Ш. Расчет радиального проникновения акустических волн из внутриколонного в кольцевое пространство через стенки труб,- М.: ВНИИОЭНГ. НТЖ "Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море", 1997, N6-7,-С. 18-22.

52. Некоторые вопросы аварийности бурильных труб. / Янтурин А.Ш., Осин P.C., Подавалов Ю.А., Папировский В.Л.- М.: ВНИИОЭНГ. Эк-спресс-информ. Сер."Машины и нефт.оборуд.",1984, NI0.-C.12-15.

53. Снижение гидравлических потерь на дифракционное искривление линий тока жидкости в ПЗП применением щелевой перфорации./Янтурин А.Ш., Низамов Д.И., Уразаков K.P. и др.- Вкн."Совершенствование технологий бур. и эксплат.нефт.месторожд.в поздний пе-риод разработки.- Уфа: БашНИПИнефть,

1998,- С. 150-155.

54. Янтурин А.Ш.,Чупров В.П.,Бикчурин Т.Н.Промысловые замеры продольных, крутильных и поперечных колебаний низа бурильной колонны глубинным автономным виброметром,- М.:ВНИИОЭНГ. НТЖ"Строитель-ство нефт. и газ. скважин на суше и на море", 1997,- С.5-7.

55. Янтурин А.Ш., Некрасов В.И., Вятчинин М.Г. и др.Выбор парамет-ров освоения скважин на месторождениях Западной Сибири.- Нефтяное хоз-во,

1999, N 5,- С.28-30.

Авторские свидетельства и патенты: 56. A.c. 574516 СССР. Устройство для замера и записи радиальных усилий, действующих на бурильную колонну. /Султанов Б.З., Янтурин А.Ш., Забиров Ф.Ш. и др.- Опубл. в БИ, 1977, N 36.

57.А.С.857453 СССР.Устройство для регистрации осевой нагрузки./ Ян-турин А.Ш.,Батурин А.И.,Байда Ю.В.и др.Опуб.в БИ,1981,№ 1.

58. A.c. 956735 СССР. Калибратор./Янтурин А.Ш.,Насыров М.Ш.Да-гарманов Н.Ф.- Опубл. в БИ, 1982, N 33.

59. А.с.1028838 СССР.Механический скважинный моментомер./Янтурин А.Ш., Сечкин В.Г., Головин A.A. и др.-Опубл.в БИ, 1983,N26.

60. A.c. 1062368 СССР.Калибрагор-виброгаситель./Янтурин А.Ш., Габ-драхимов М.С., Шайхутдинов М.М. и др.- Опубл. в БИ, 1983,N47.

61. А.с.1065586 СССР. Роторный моментоиер./ Янтурин А.Ш., Сечкин В.Г., Айзуппе Э.А. и др.- Опубл. в БИ, 1984, N 1.

62. А.с.1078019 СССР.Калибратор-виброгаситель./Янтурин А.Ш., Муфа-залов Р.Ш., Крючков Ю.В. и др.- Опубл. в БИ, 1984, N 9.

63. А.с.1273493 СССР. Способ гашения продольных и крутильных колебаний бурильной колонны и устройство для его осуществления. / Янтурин А.Ш.,Гоголев Ю.С.ДОртаев В.Г.и др.- Опубл.в БИ,1986,N44.

64. A.c.1391734 СССР. Инфразвуковой вибровозбудитель./Янтурин А.Ш., Махмутов Н.Р., Вельбой А.Н. и др.-Опубл.в БИ,1988,N16.

65. А.с. 1460511 СССР. Гидродинамический дроссель./ Янтурин А.Ш., Клявин P.M., Асфандияров Р.Т.и др.- Опубл. в БИ, 1989, N 7.

66. А.с. 1498992 СССР. Пульсатор./Янтурин А.Ш.,Голубев В.Ф., Бай-мухаметов Д.С. и др.- Опубл. в БИ, 1989, N 29.

67. А.с.1579975 СССР. Гаситель продольно-крутильных колебаний./ Янтурин А.Ш.- Опубл. в БИ, 1990, N 27.

68. А.с. 1629488 СССР. Устройство для цементирования скважин. /Янту-рин А.Щ.,Асфандияров Р.Т.,Рахимкулов Р.Ш. и др.- Опубл.В EH,1991,N7.

69. А.с. 1668640 СССР.Устройство для перфорации скважины./Янтурин А.Ш., Лукманов Р.Ш., Хамзин Ш.Х.и др.-Опубл.в БИ,1991,N29.

70. А.с. 1754887 СССР.Устройство для сверления стенок скважины, обсаженной трубами./Янтурин А.Ш., Асфандияров Р.Т., Маганов Р.У. и др.- Опубл. вБИ, 1992, N30.

71. Патент 1776771 СССР/РФ. Устройство для глубокой перфорации стенок обсаженной скважины/Янтурин А.Ш., Солдатов П.Я.,Дахненко С.П. и др.-Опубл. в БИ, 1992, N 43.

72. Патент 1789672 РФ.Механический перфоратор./Янтурин А.Ш., Сол-датов П.Я., Дахненко С.П. и др.- Опубл. в БИ, 1993, N 3.

73. Патент 1802095 РФ.Устройство для заканчивания скважины./ Афри-донов И.Ф.,Янтурин А.Ш.,Галикеев И.А.идр.Опуб.в БИ, 1993,N10.

74. Патент 1806257 СССР. Демпфер продольных колебаний./Янтурин А.Ш., Хамзин Ш.Х., Валеев М.Д. и др. Опубл. в БИ, 1993, N12.

75. Патент 1819974 Р<!>„ Гаситель продольных колебаний бурильной ко-лонны./Янтурин А.Ш., Ах ;ин Р.З., Валеев М.Д.и др.-Опубл. в БИ, 1993, N

76. Патент 2006570 РФ.Устройство для возбуждения колебаний./ Асфандияров Р.Т., Янтурин А.Ш., Афри^донов И.Ф. и др.-Опубл.в БИ,1994,№.

77. Патент 2030563 РФ. Устройство для образования шелей в стенках скважины./Янтурин А.Ш., Рахимкулов Р.Ш.,Асфандияров Р.Т. и др.- Опубл. в БИ, 1995, N7.

78. Патент 2057698 РФ. Способ возбуждения колебаний жидкости в трубопроводе и в пространстве, примыкающем к трубопроводу, и устройство для его осуществления./Янтурин А.Ш.,Асфандияров Р.Т., Клявин P.M. и др.- Опубл. вБИ, 1996, N 10.

79.Патент 2107802 РФ.Кольмататор./Янтурин А.Ш.-Опубл.в БИ 1998,N9 »0. Патент 2127794 РФ. Центратор. / Янтурин А.Ш., Самушкин В.В.

- Опубл. в БИ, 1999, N8. 81. Патент 2127795 РФ. Калибратор./Янтурин А.Ш.-Опубл.вБИ,1999,Ш

21.

Соискатель

А.Ш.Янтурин

Ответственный за выпуск Морозова Л.В. 450077, Уфа, Башнипинефть, Ленина, 86 Тираж 100 экз. Бесплатно

Введение и общая схема (структура) работы.

Глава 1. ИССЛЕДОВАНИЯ ОСНОВНЫХ ЭЛЕМЕНТОВ РАБОТЫ БУРИЛЬНОЙ КОЛОННЫ, ВЛИЯЩИХ НА ПРОЦЕСС БУРЕНИЯ И КАЧЕСТВО СТРОИТЕЛЬСТВА СКВАЖИН.

1.1. Краткие результаты исследований условий эксплуатации бурильных колонн в различных нефтегазодобывающих регионах.

1.2. Краткие результаты анализа аварийности с элементами бурильной колонны и мер по их предупреждению.

1.3. Исследование взаимодействия бурильной колонны со стенками ствола и с забоем скважины.

1.3.1. Общие положения.

1.3.2. Исследование влияния спиральной деформации колонны на изменение осевой нагрузки на долоте и на периодичность разгрузки колонны на забой.

1.4. Силы прижатия колонны к стенке скважины при плоских формах деформации и их влияние на желобообразование.

1.5. Динамика бурильной колонны.

1.5.1. Общая характеристика проведенных исследований.

1.5.2. Распространение волн продольных и крутильных напряжений по длине бурильной колонны. 1.5.3. Крутильные колебания бурильной колонны при ухабообразном забое.

1.5.4. Основные виды релаксационных автоколебаний бурильной колонны.

1.5.5. Параметрические колебания бурильной колонны.

1.5.6. Анализ промысловых замеров продольных, крутильных и поперечных колебаний низа колонны глубинным автономным виброметром.

Выбор рациональных конструкций бурильных колонн.Учет требований оборудования для глубиннонасосной эксплуатации скважин и условий вскрытия продуктивного коллектора бурением.,.

1.6.1. Основные напряжения в элементах бурильной колонны при различных способах бурения и спуско-подъемных операциях.

1.6.2. Расчеты бурильной колонны на несущую способность и на долговечность при напряжениях, переменных во времени.

1.6.3. Расчет длины УБТ для роторного и турбинного бурения с учетом условий проводки вертикальных и наклонных' скважин.

1.6.4. Особенности выбора конструкций колонн и КНБК для первичного вскрытия пласта.

1.6.5. Разработка и выбор конструкций КНБК и их элементов для избирательного формирования качественного сечения ствола на отдельных участках скважины.80 Управление волновыми процессами в бурильной колонне для повышения качества строительства скважин и скоростей бурения.

1.7.1. Использование эффекта акустического виброгашения для управления динамикой бурильной колонны.

1.7.2. Управление динамикой колонны с помощью составных антивибрационных компоновок с динамическим виброгашением.

Управление волновыми процессами с помощью демпферов продольных, крутильных и поперечных колебаний.

1.8.1. Краткий анализ основных элементов и механизмов, используемых в гасителях продольных, крутильных и поперечных колебаний.

1.8.2. Расчет и исследование влияния демпферов на волны напряжений в бурильной колонне.

Глава 2. ЗАГРЯЗНЕНИЕ ПРИСКВАЖИННОЙ ЗОНЫ ПЛАСТА (ПЗП) ПРИ

ВСКРЫТИИ ПРОДУКТИВНОГО КОЛЛЕКТОРА БУРЕНИЕМ.

2.1. Загрязнение ПЗП при спуско-подъемных операциях.

2.2. Загрязнение ПЗП в процессе бурения.

Глава 3. ИССЛЕДОВАНИЕ ВЛИЯНИЯ ФИЗИЧЕСКОГО СОСТОЯНИЯ СТВОЛА, ОСНАСТКИ И РЕЖИМА ТАМПОНАЖА ОБСАДНОЙ КОЛОННЫ НА ЗАГРЯЗНЕНИЕ ПЗП И КАЧЕСТВО РАЗОБЩЕНИЯ. ПЛАСТОВ.

3.1. Учет назначения скважины (нагнетательная или добывающая) при выборе технологии цементирования.

3.2. Влияние физического состояния скважины на охрану недр и окружающей среды.

3.3. Влияние оснастки обсадной колонны на разобщение пластов.

3.4. Исследование влияния режима работы цементировочных агрегатов на качество изоляции пластов с учетом эксцентричности смещения обсадной колонны в скважине.

3.5. Учет влияния поглощений при выборе режимов тампонажа скважин.

3.6. Создание искусственных каверн для повышения качества тампонажа наклонных скважин.

3.7. Исследование влияния и использование волновых процессов для обработки растворов и управления гидродинамикой заколонного пространства при цементировании.

3.7.1. Исследование распространения волн в трубах и кольцевом пространстве при ламинарном течении.

3.7.2. Исследование распространения волн при турбулентном течении.

3.7.3. Интенсивность затухания и глубина распространения ГДВ в скважине.

3.7.4. Расчет радиального проникновения волн -из внутри-колонного в кольцевое пространство- через стенки труб.

3.7.5. Изменение интенсивности затухания волн с глубиной скважины и с изменением температуры среды. Внутреннее трение в среде.

3.7.6. Способ цементирования обсадных колонн с использованием релаксационных автоколебаний продавоч-ной пробки для виброобработки заколонного пространства

Глава 4. ВЛИЯНИЕ ПЕРФОРАЦИИ НА КАЧЕСТВО ВСКРЫТИЯ ПЛАСТА И

НА РАБОТУ СКВАЖИНЫ.

4.1. Влияние кумулятивной и пулевой перфорации на качество вторичного вскрытия пласта и на целостность тампонажного камня в заколонном пространстве.

4.2. Исследование влияния плотности перфорации на потери давления в ПЗП и на работу скважины.

4.2.1. Изотермическое течение жидкости в системе "скважина - перфорационные каналы - пласт".

4.2.2. Влияние дифракционных потерь от перфорации круглыми каналами на добычу нефти.

4.2.3. Влияние на работу скважины перфорационных каналов в виде поперечных или продольных щелей.

4.3. Создание серии перфораторов механических для экологически чистого вскрытия пластов.

Глава 5. ОБОСНОВАНИЕ ПАРАМЕТРОВ ОСВОЕНИЯ СКВАЖИНЫ И ОЧИСТКИ

5.1. Выбор режима освоения скважины с учетом условий вскрытия пласта бурением.

5.2. Использование волновых гидрогенераторов для освоения скважин и очистки ПЗП.

5.3. Очистка ПЗП с помощью гидроакустических генераторов

ГАГ).

5.4. Исследования предельной глубины проникновения ГДВ по поровым каналам пласта.

5.5. Исследование акустических волн в системе "скважина

- колонна - ПЗП". Выбор параметров волнового акустического поля.

5.5.1. Акустическое воздействие на обсадную колонну не дифрагированными ГДВ в скважине.■.

5.5.2. Параметры акустического поля.-.

5.5.3. Проникновение акустических волн в пласт.

5.6. Выбор способа освоения скважины.

- При выборе конструкций бурильных колонн и режимов их эксплуатации недостаточно полно учитываются условия разрушения забоя забоя скважины и возможность интенсивного загрязнения присква-жинной зоны пласта (ПЗП) продуктивного и водоохранного комплексов .

- Опыт аварий с элементами бурильных колонн подтверждает, что поломки их, в т.ч. и при вскрытии продуктивного коллектора, происходят от усталостного разрушения материала труб в зоне максимальных динамических нагрузок: в верхней части растянутого участка колонны в зонах интенсивного локального искривления ствола скважины (роторное бурение) - от знакопеременных напряжений изгиба; в сжатой части колонны (все виды бурения) - от, так называемых, грунтовых колебаний многошарошечных долот, различных видов продольных релаксационных автоколебаний колонны (наиболее наглядно - в газовых скважинах), от инициируемых продольными колебаниями параметрическими поперечными.

- Поломки бурильных труб всегда происходят, за исключением случаев заводского брака, на расстоянии до одного метра от замков, т.е. в утолщенной части [107 и др.], что наиболее удовлетворительно объясняется сильной нелинейностью распределения амплитуды поперечных параметрических колебаний по длине одной трубы.

- Неполный учет динамических нагрузок на бурильную колонну приводит к вынужденному (в отличие от передовой промысловой практики) нормативному регламентированию выбора длины УБТ (по стандартам отечественным и АНИ) массой,эквивалентной 1,15.1,25 от величины нагрузки на долото, а не в зависимости от способа бурения, частоты вращения долота, механических свойств, разбуриваемых пород, щадящего режима вскрытия пласта бурением и других факторов.

- Практически не производятся расчеты бурильных колонн на долговечность с учетом местоположения труб по длине их.

- Одной из основных, а при вскрытии продуктивного коллектора одним долотом, и доминирующей причиной загрязнения ПЗП является динамика бурильной колонны, являющаяся причиной работы ее в режиме своеобразного "вибронасоса", перекачивающего инфильтрат промывочной жидкости из скважины в пласт. Это подтверждает необходимость дополнительного управления волновыми процессами в бурильной колонне при первичном вскрытии пласта (в сочетании с управляемой кольматацией стенок ствола; подбором твердой- фазы и реологических параметров буровых растворов, в соответствии с геометрическими параметрами коллектора).

- Одним из наиболее дешевых и эффективных методов управления волновыми процессами в бурильной колонне является применение недостаточно широко используемых на промыслах составных антивибрационных компоновок, основанных на принципах акустического или динамического виброгашения.

- Распространение в отечественной и зарубежной нефтепромысловой практике различных видов виброгасителей (для повышения скоростей бурения и снижения интенсивности загрязнения ПЗП) сдерживается практическим отсутствием методов расчета, увязывающих основные параметры их (степень демпфирования и жесткость) с условиями проводки скважины, а также с затруднительностью в реальных конструкциях регулирования этих параметров при изменении условий бурения. В результате, разработанные, порой удачные, конструкции виброгасителей, показавшие хорошие результаты в одних условиях, в других - значительно менее эффективны.

- В доминирующих сегодня наклонных, горизонтальных и искривленных вертикальных скважинах для обеспечения прямолинейности и цилиндричности поперечного сечения ствола на отдельных участках, для улучшения качества изоляции кольцевого пространства за эксплуатационной колонной с помощью искусственных каверн и для снижения стоимости бурения назрела целесообразность перехода к использованию в составе КНБК опорно-центрируюгцих элементов регулируемого рабочего диаметра с самовыдвигающимися только при бурении или проработке только при бурении или проработке ствола калибрующими или центрирующими ребрами, а не с жестко зафиксированными на корпусе, затрудняющими спуско-подъемные операции в скважине, и разработанными, в свое время, для вертикального бурения.

- В наклонных скважинах,в отличие от вертикальных,обсадная колонна всегда расположена у нижней стенки ствола. Поэтому получение при цементировании сплошного цементного камня по всей длине колонны затруднительно даже теоретически. Значит, для наклонных и горизонтальных скважин назрел переход к использованию комплектов центрирующих фонарей с различной радиальной жесткостью(в т.ч.и жестких эксцентричных ниппелей - Татария)и с выбором режимов цементирования (минимально допустимой скорости течения раствора в эксцентричном кольцевом пространстве)с учетом фактической оснастки обсадных колонн в зонах, в первую очередь, продуктивного и водоохранного комплексов и реологических свойств вытесняемой и вытесняющей жидкостей.

- Резкое различие упруго-пластических свойств обсадной колонны, тампонажного камня и окружающей их породы требует дифференцированного подхода к выбору оснастки и условий тампонажа эксплуатационных колонн, включая период ОЗЦ, с учетом, в т.ч.: назначения скважины (добывающая или нагнетательная); условий вторичного вскрытия; освоения и последующей эксплуатации скважины.

- При недопустимости нарушения герметичности заколонного пространства кумулятивная перфорация, в т. ч. при пониженном статическом или динамическом давлении на пласт, все чаще заменяется механической. Но выбор плотности перфорации во всех случаях и даже на одном месторождении должен осуществляться дифференцированно с учетом гидравлических потерь давления на дифракционное искривление линий тока жидкости в ПЗП, формы и размеров перфорационных каналов, геометрии расположения их относительно оси эксплуатационной колонны, наличия водо- и газонефтяных контактов и др.

- При освоении скважины проблема деинфильтрации (очистки от инфильтрата промывочной жидкости) ПЗП обычно более затруднительна, чем декольматации. Поэтому методы и режимы освоения скважины, включая и дополнительную волновую обработку ПЗП, должны подбираться исходя из глубины проникновения инфильтрата промывочной жидкости, т.е. исходя из условий вскрытия пласта бурением.

Перечисленные факторы указывают на целесообразность учета взаимосвязи отдельных элементов системы "колонна - скважина - ПЗП" на различных этапах строительства скважины и увязывания их с условиями последующей эксплуатации и стадией разработки месторождения.

Указанной проблеме посвящены многочисленные работы Ф.А.Агза-мова, Т.А. Акбулатова, М.М. Александрова, Л.А. Алексеева, П.В.Ба-лицкого, А.И. Булатова, Е.П.Варламова, М.С. Габдрахимова, H.A. Григоряна, А.Г. Калинина, З.Г. Керимова, В.Е. Копьшова, Г.А.Кулябина, Н.Ф. Лебедева, Е.Г. Леонова, М.Р. Мавлютова, Н.Маковея, В.Н. Николаевского, В.Н. Полякова, А.Н. Попова, Р.Х. Санникова, Н.А.Северин-чика, В.В. Симонова, Г.А. Ситдыкова, А.И. Спивака, Н.В. Степанова, Б.З.Султанова,М.И.Швидлера, Р.С.Яремийчука и других исследователей.

Соответствующая поставленной проблеме попытка решения задачи приведена на блок-схеме. Задача, из-за обширности, полностью не может быть решена в рамках одной работы. Поэтому основное внимание в ней уделено разработке требований к тем или иным элементам системы "колонна - скважина - пласт" исходя из взаимосвязи с последующими условиями освоения и эксплуатации скважин, с максимально возможным сохранением естественной проницаемости ПЗП и с учетом, в т.ч. потенциальных • возможностей прогрессивных . волновых технологий (с упором на распространение различных типов продольных, сдвиговых, поперечных и поверхностных волн по бурильной колонне, по столбу жидкости, по поровым каналам и скелету породы и т.д.).

13.

Работа представлена в сокращенном варианте и в настоящем виде включает в себя, в основном, малоисследованные вопросы системы "колонна - скважина - пласт", представляющие, преимущественно, научный интерес. Поэтому, из нее исключены практические результаты и ряд исследований, совпадающие с известными, которые опубликованы в трех монографиях и в ряде других публикаций автора. Приведенные базовые (на взгляд автора) исследования опубликованы, как правило, без соавторов. Во всех остальных случаях сведения о соавторах можно почерпнуть из списка литературы.

В основу работы заложены промысловые материалы и исследования, обобщенные и проведенные автором непосредственно или с участием соавторов в отделах бурения БашНИПИнефть и ВНИИТнефть и на кафедре нефтепромысловой механики Уфимского нефтяного института, сотрудникам которых за оказанные помощь и содействие автор выражает глубокую благодарность. Промысловый опыт обобщен по ряду районов Урало-Поволжья, Днепровско-Донецкой впадины, Прикарпатского прогиба, Северного Кавказа, Ферганской впадины, Южно-Каспийской, Аму-Дарьинской,Тимано-Печорской и других нефтегазоносных провинций.

14.

1. ИССЛЕДОВАНИЯ ОСНОВНЫХ ЭЛЕМЕНТОВ РАБОТЫ БУРИЛЬНОЙ КОЛОННЫ,

ВЛИЯКВДХ НА ПРОЦЕСС БУРЕНИЯ И КАЧЕСТВО СТРОИТЕЛЬСТВА СКВАЖИНЫ

Основные выводы и результаты

1. Аналитически решены уравнения Матье применительно к задачам параметрических поперечных колебаний бурильной колонны и ее элементов (являющихся одной из основных причин загрязнения ПЗП и снижения интенсивности разрушения забоя), что позволило найти новые технологические решения и аналитически обосновать или подтвердить разрешение ряда задач и проблем отдельных этапов строительства скважин, предопределяемых известным промысловым опытом, в т.ч.:

- Разработать метод управления волновыми процессами в бурильной колонне (при вскрытии пласта и проводке основного ствола) с помощью составных антивибрационных (типа ТГК) компоновок колонн, основанных на новом принципе динамического виброгашения (имитация

282. голени человека с сосредоточенными массами на концах). ТГК использованы при бурении 3-х скважин в Татарии и 9-и в Башкирии, с повышением скоростей бурения (проходки на долото - до 139,5%) .

- Разработать, впервые в нефтепромысловой практике, методики: выбора длины УБТ с учетом условий бурения (в т.ч., и для случая необходимости подавления грунтовых колебаний долота, например, при вскрытии продуктивного горизонта); расчета колонн на долговечность (прогнозирования эксплуатационного ресурса) с учетом изменения во времени основных статических и динамических нагрузок и др.

- Аналитически обосновать, полностью совпадающее с известными (в т.ч. и проведенными автором) исследованиями аварийности, показывающими, что практически все аварии (за исключением случаев заводского брака) с бурильными трубами происходят по замковым концам их.

- Аналитически показать нерациональность принятого, в свое время для отечественных промыслов, решения использовать 12-м бурильные трубы, вместо 9-м (используемых ведущими зарубежными буровыми подрядчиками).

2. По результатам проведенных аналитических исследований разработан и использован при бурении более двух десятков скважин в Башкирии и Западной Сибири комплекс новых типов опорно-центри-рующих элементов (ОЦЭ) с самовыдвигающимися только при бурении или проработке ствола ребрами, регулируемого (перед спуском в скважину) рабочего диаметра (при спуско-подъемных операциях диаметр ОЦЭ на 3.17 мм меньше рабочего), предназначенный, в первую очередь, для заканчивания скважин, в т.ч.' моделей (см. ТУ 03-189-98):

- КПр. - калибраторы для локальной проработки скважины (на

283. участках сужения и интенсивного локального искривления) перед спуском эксплуатационной колонны, а также для использования в составе КНБК, например в полноразмерном варианте - без дополнительной проработки вышележащих интервалов ствола.

- КПр-ЭН.- эксцентричные ниппели на базе калибраторов КПр., предназначенные для использования в составе КНБК, с целью обеспечения прямолинейности ствола (преимущественно,при неблагоприятных горно-геологических и технологических условиях проводки скважин) на участках размещения глубиннонасосного оборудования скважин, в интервалах продуктивных пластов,зон поглощений и флюидопроявлений (для повышения качества изоляции продуктивного комплекса) и др.

- РШ. - расширители, на базе калибраторов КПр., используются перед спуском эксплуатационной колонны для создания искусственных каверн с целью повышения качества изоляции пластов продуктивного и водоохранного комплексов.

- КС. - калибраторы-гасители поперечных колебаний низа КНБК, предначначенные для увеличения проходки на долото и,соответственно, снижения интенсивности загрязнения ПЗП (в т.ч.,за счет косвенного влияния на уменьшение амплитуды грунтовых колебаний долота) в процессе первичного вскрытия пласта бурением и других целей.

3. Исследован механизм и разработана методика выбора и расчета конструкций составных антивибрационных компоновок колонн(АВК) с акустическим виброгашением, обеспечивающим управление волновыми процессами в бурильной колонне, с целью интенсификации разрушения забоя скважины и снижения интенсивности загрязнения ПЗП. В дополнение к известным компоновкам АВК типа АШР (конструкции ВННИИБТ и ОАО «Татнефть») разработаны и новые (основанные на .отражении, в сочленениях ЛБТ и СБТ или УБТ и УЛБТ, части энергии продольных колебаний бурильного инструмента обратно на забой скважины) модели

284.

АОР, АКР и УАШР.

4. Для управления динамикой бурильной колонны исследован механизм избирательного виброгашения. Ввпервые в нефтепромысловой практике, создана методика расчета основных параметров (степени демпфирования и жесткости упругого элемента), виброгасителя продольных колебаний колонны в зависимости от условий проводки скважины, с возможностью использования следующих механизмов демпфирования: гидравлического (трения жидкости о стенки калиброванного канала); невязкого; сухого (кулонового); вязкоупругого (резинового) ; вязкого; конструкционного; с виброгасящим элементом из троса

5. С учетом исследованных видов вибраций проведен сравнительный комплексный анализ влияния различных видов колебаний бурильной колонны и спуско-подъемных операций на возможную интенсивность загрязнения ПЗП при вскрытии пласта бурением.

6. Создана методика расчета, с учетом центрирующей оснастки эксплуатационной колонны, режима тампонажа скважин,обеспечивающего вытеснение (полное, по периметру ствола, замещение) промывочной жидкости цементным раствором на наклонных участках ствола с эксцентричным смещением обсадных труб относительно оси скважины.

7. На основе проведенных аналитических исследований релаксационных автоколебаний создан, не имеющий аналога в каких-либо отраслях промышленности, способ цементирования скважин с виброобработкой заколонного пространства (для повышения качества изоляции пластов) по всей длине ствола, непосредственно, через стенки обсадных труб, с помощью разработанной конструкции продавочных "прыгающих" пробок, преобразующих часть энергии трения о внутрен

285. нюю поверхность колонны в релаксационных автоколебания, с сопутствующим возбуждением импульсных гидродинамических волн. "Прыгающие" пробки использованы при цементировании 11 эксплуатационных колонн в Башкирии.

8. Создан комплекс механических перфораторов (сверлящих, с поперечно-дисковой, концевой и зубчато-дисковой фрезами), с приводом от забойных двигателей, предназначенный:

- для экологически чистого вторичного вскрытия пласта;

- снижения гидравлического сопротивления на дифракционное искривление линий тока жидкости в ПЗП (увеличения производительности скважин);

- предупреждения снижения проницаемости стенок перфорационных каналов (от действия давления кумулятивной струи на остаточную деформацию породы коллектора).

9. Проведены исследования влияния переменного и квазистатического течения жидкости в системе "скважина - перфорационные каналы - пласт" на дифракционное искривление линий тока жидкости и, соответственно, на увеличение гидравлического сопротивления ПЗП и работу скважины - для' выбора плотности перфорации -при использовании различных типов кумулятивных и механических перфораторов.

10. На основе проведенных исследований разработана методика выбора основных параметров освоения скважин, в т.ч. вибро- и сва-бированием, с учетом условий первичного вскрытия пласта бурением, коллекторских свойств продуктивного пласта, возможности инициирования (при освоении) заколонных перетоков и ряда других факторов.

286.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В связи с обостряющейся проблемой освоения месторождений (крыльев месторождений) со слабопроницаемыми (1.30 мкм2) коллекторами нефти и низкими (близкими к гидростатическому) пластовыми давлениями возрастает и проблема выбора и разработки новых рациональных технологических решений различных этапов заканчива-ния скважин, в т.ч.:

1. Снижения степени необратимого загрязнения ПЗП инфильтратом промывочной жидкости в процессе вскрытия пласта бурением. Учета условий 1-го вскрытия при выборе технологических решений на последующих этапах заканчивания и эксплуатации скважин.

2. Обеспечения прямолинейности (часто, с ужесточением требований) ствола на интервалах возможного размещения глубиннонасос-ного оборудования для добычи нефти.

3. Ужесточение и возникновение новых требований к конфигурации ствола (искусственные каверны и др.) и конструкции скважины (заколонные пакера, оборудование для бесперфорационного вскрытия и т.д.), обеспечивающих требуемое качество изоляции пластов.

4. Обеспечения полноты замещения промывочной жидкости тампо-нажным раствором (т.е. герметичности эксцентричного заколонного пространства) между нижней стенкой наклонной скважины и примыкающей к ней эксплуатационной колонны, в зонах продуктивного и водоохранного комплексов, поглощений и флюидопроявлений.

5. Перфорации скважин с предупреждением разрушения цементного камня в заколонном пространстве и возникновения вертикальных трещин в породе пласта (перфорация при статической или гидродинамической депрессии на пласт и др), с сохранением естественной проницаемости стенок перфорационных каналов (механические перфораторы, бесперфорационное вскрытие пласта и т.д.) и одновременным

280. обеспечением минимального гидравлического сопротивления от дифракционного искривление линий тока жидкости(добываемого флюида)в ПЗП

6. Выбора параметров и технологии освоения скважин (с учетом условий вскрытия пласта бурением), предотвращающих инициирование заколонных перетоков, разрушение коллектора и, одновременно, обеспечивающих максимально возможное восстановление естественной проницаемости ПЗП.

7. Глушения скважин перед передачей в эксплуатацию с предотвращением снижения проницаемости ПЗП и совмещением операции глушения с процессами перфорации и освоения (см.работу автора [122])

Наибольшее неконтролируемое загрязнение ПЗП, с невозможностью полного восстановления естественной проницаемости при последующих операциях заканчивания, предопределяется,в первую очередь, гидродинамическими волнами (ГДВ) давлениями в ствола при вскрытии коллектора бурением и, в меньшей (или легче предупреждаемой) мере режимом спуска и подъема (СПО) бурильной и обсадной колонн, временем первичного вскрытия и (в наименьшей степени) режимом тампонажа скважины. Доминирующее влияние на загрязнение ПЗП гидродинамических волн, возникающих при бурении в системе "колонна -скважина - ПЗП", вызвали необходимость (см.гл.2) исследований основных видов механических колебаний бурильной колонны, которые в наибольшей мере влияют на возникновение ГДВ. Поэтому в рамках настоящей работы были исследованы наиболее энергоемкие ранее малоизвестные виды релаксационных автоколебаний и, впервые, поперечные параметрические колебания бурильной колонны и ее элементов

Изучение параметрических поперечных колебаний, влияющих на правильность выбора не только режимов бурения, но и конструкций бурильных колонн, КНБК и их элементов, сдерживалось трудностью известных решений их через функции Матье, т.е. через собственные

281. значения рассматриваемой системы. В результате, конечные решения получались громоздкими и малоприемлемыми для практических целей.

Автору, в рамках настоящей работы, удалось получить приближенное решение уравнений Матье (практически совпадающее с точным -погрешность менее 2,5 %), что впервые в нефтепромысловой практике позволило решить ряд новых технических задач и, попутно, аналитически подтвердить или обосновать известные из промыслового опыта. Кроме того, с учетом полученного решения был проведен наиболее полный, из известных, сравнительный анализ основных видов колебаний колонны и инициируемых ими ГДВ в скважине и в пласте, что обусловило получение ряда новых технологических решений различных этапов заканчивания скважин. Среди части полученных решений, приведенных в работе и обладающих наиболее существенной научной новизной, можно выделить следующие.

1. Аглиуллин М.М. Оценка глубины проникновения фильтрата промывочной жидкости по данным испытателей пластов.// Оценка выработки и качества вскрытия пласта методами ГИС /Тр.ВНИИнефтепромгеофизика/.- Уфа, 1988.- Вып.18.- С.99-105.

2. Александров М.М. Силы сопротивления при движении труб в скважине.- М.: Недра, 1978. 208 с.

3. Александров М.М., Касьянов Г.В., Григулецкий В. Г. К вопросу места установки центраторов на эксплуатационной колонне в искривленной скважине.- В кн.:Повышение эффективности методов эксплуатации глубоких скважин.- Грозный: 1982.- С.42-54.

4. Альтшуль А.Д. Гидравлические сопротивления.- М. : Недра, 1982,- 224 с.

5. Андреева И.Б. Физические основы распространения звука в океане.- Л.: Гидрометеоиздат, 1975.- 190 с.

6. Агроскин И.И., Дмитриев Г.Т., Пмкалов Ф.И. Гидравлика.-М., Л.: Энергия, 1964.- 352 с.

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

8. Балицкий В.П., Дранкер Г.И.Коэффициент динамичности разрушения забоя при турбинном бурении вертикальных скважин.-РНТС "Машины и нефтяное оборудование".- М.: ВНИИОЭНГ, 1976, N 12.- С.15-18.

9. Барановский В.Д., Булатов А.И., Крылов В.И. Крепление и цементирование наклонных скважин,- М.: Недра, 1983.- 352 с.

10. Баршай Г.С., Буяновский Н.И. Теория и практика турбинного бурения.- М.: Гостоптехиздат, 1961.- 416 с.

11. Белов В.П.Разработка и внедрение физико-химических методов управления процессом кольматации горных пород при бурении скважин.:Автореф.дисс. на соиск.уч.степ.д.т.н./КПтИ,1986,48 с.287.

12. Бергман JI. Ультразвук и его применение в науке и технике.- М.: Изд-во иностр. лит-ры, 1956.- 726 с.

13. Беркунов B.C., Фоменко Ф.Н. Исследование действительных нагрузок на долото при бурении электробурами.// Нефтяное хоз-во.- 1979, N 12.- С.11-13.

14. Бидерман В.Л. Сжатие низких резино-металлических амортизаторов и прокладок.- Изв.АН СССР. Механика и машиностроение, 1962, N 3.- С.154-158.

15. Бикчурин Т.Н., Васильев Ю.С., Гельфгат Я.А. и др. Результаты бурения составными компоновками.- РНТС "Бурение".-М.: ВНИИОЭНГ, 1977, N 3.- С.18-20.

16. Блохинцев Д.И. Акустика неоднородной движущейся среды.- М.: Наука. Гл.ред. физико-мат. лит-ры., 1981.- 206 с.

17. Бредбери, Уилхойт. Влияние замковых соединений на распространение плоских продольных и крутильных волн в буровых колоннах". Тр.амер. общ-ва инж.-механиков.- М.: Мир.- 1963.

18. Булатов А.И., Мирененко О.Н., Мищенко В.И.и др.Буферные жидкости,используемые при цементировании скважин.- М. : ВНИИОЭНГ, 1987.- /Обзорн. информ. Сер. "Бурение"/.- 63 с.

19. Буримов Ю.Г., Копылов A.C., Орлов A.B. Бурение верхних интервалов глубоких скважин большого диаметра.-М.:Недра,1975.-231с.

20. Ваганов Р.Б., Каценеленбаум В.З. Основы теории дифракции.- М.: Наука, 1982.- 272 с.

21. Вибрации в технике: Справочник. В 6-и т./- М7: Машиностроение, 1981.- Т. 6. Защита от вибрации и ударов./ Под ред. Фролова К.В., 1981.- 456 с.

22. Викторов И. А. Звуковые поверхностные волны в твердых телах.- М.: 1981,- 288 с288.

23. Викторов И.А. Физические основы применения ультразвуковых волн Рэлея и Лэмба в технике. М. : Наука, 1966.- 198 с.

24. Влияние обсадной колонны, цементного камня и перфорационных отверстий на распространение акустических и гидродинамических волн./Янтурин А.Ш.: ВНИИОЭНГ.- Деп.Ы 1388-нг от 13.03.87. М.-ВИНИТИ.- 53 с.

25. Вольмир A.C. Устойчивость деформируемых систем.- М. : Физматгиз, 1963.- 879 с.

26. Габдрахимов М.С. Исследование влияния крутильных колебаний на работу бурильного инструмента при турбинном бурении.: Автореф. дисс. канд.техн.наук.- Уфа, 1979.- 24 с.

27. Герман О. И. Влияние специальной динамически мягкой компоновки на динамику забойного процесса.- Проблемы нефти и газа Тюмени.- Тюмень, 1981, вып.4 9.- С.2 9-31.

28. Голоскоков Е.Г., Филиппов А.П. Нестационарные колебания механических систем.- Киев: Наукова думка, 1966.- 336 с.

29. Градштейн И.С., Рыжик И.М. Таблицы интегралов, сумм, рядов и произведений.- М.: Наука, 1971.- 1108 с.

30. Григорян Н.Г. Вскрытие нефтегазовых пластов стреляющими, перфораторами.- М.: Недра, 1982.- 264 с.

31. Григулецкий В.Г., Лукьянов В.Т. Проектирование компоновок нижней части бурильной колонны.- М.- Недра, 1990.- 302 с.

32. Гукасов H.A. Справочное пособие по гидравлике и гидродинамике в бурении.- М.- Недра, 1982.- 304 с.

33. Гержберг Ю.М. Регулирование траектории и диаметра ствола скважины с помощью радиально-упругих устройств.- М. : ВНИИОЭНГ, 1987.-/Обзорн. информ. Сер."Бурение"/.- 54 с.

34. Есьман Б.И. Термогидравлика при бурении скважин.- М.:. Недра, 1982.-247 с.

35. Жужиков В.А. Фильтрование.- М.: Химия, 1980.- 298 с.

36. Зарембо J1.K., Тимошенко В. И. Нелинейная акустика.-М.: Изд-во МГУ, 1984.- 104 с.

37. Исакович М.А. Общая акустика.- М.- Наука. Гл.ред. физико-мат. лит-ры, 1973.- 4 96 с.

38. Инструкция по предупреждению и ликвидации осложнений, вызванных желобными выработками в скважине.- Краснодар: ВНИИКРнефть, 1975.- 90 с.

39. Инструкция по расчету бурильных колонн для нефтяных и газовых скважин.- Куйбышев: ВНИИТнефть, 1981.- 8 0 с.

40. Камке Э. Справочник по обыкновенным дифференциальным уравнениям.- М.: Наука, 1971.- 576 с. '

41. Карнаухов В.Г., Сенченков И.К. Расчет жидкостных характеристик цилиндрических и призматических амортизаторов при сжатии и сдвиге.- М.: Машиноведение, 1976.- N 3.- С.74-77.

42. Керимов З.Г. Динамические расчеты бурильной колонны.-М.: Недра, 1970.- 160 с.

43. Кисельман М.Л. Износ и защита обсадных колонн при глубоком бурении.- М.: Недра, 1971.

44. Когаев В.П. Расчеты на прочность при напряжениях переменных во времени.- М.: Машиностроение, 1977.- 232 с.

45. Колесников H.A., Шарипов А. У. Гидромеханические способы повышения технико-экономических показателей бурения.- М.: ВНИИОЭНГ, 1989.-/Обзорн.информ. Сер."Строит.скв-н"/.- 50 с.

46. Копылов В.Е., Гуреев И.Л. Акустическая система связи с забоем скважины при бурении.- М.: Недра, 1979.- 184 с.

47. Кошелев H.H., Сидоров H.A., Фролов Е.П. Изменения конфигурации ствола скважины и связанные с ними осложнения.-М.: ВНИИОЭНГ, 1983.-/Обз.информ.Сер."Бурение"/.- 66 с.

48. Красильников A.A., Стрелков В.И., Маганов Р.У., Янтурин А.Ш. О физическом состоянии стенок ствола скважины.- Нефтяное хоз-во, 1992,- N 10,- С.12-14.

49. Кудряшов Б. Б., Яковлев A.M. Бурение .скважин в осложненных условиях.- М.: Недра, 1987,- 269 с.

50. Кулиев А.Е. Экспериментальное определение силы давления струй на забой скважины.- Нефтяное хоз-во, 1973.- N1.-С.38-41.

51. Кулябин Г.А., Тавитонов Р.Д. Определение частоты зубцо-вых колебаний при отскоках долота от забоя.- Проблемы нефти и газа Тюмени.- Тюмень, 197 6,- вып.28.- С.14-17.

52. Курочкин Б.М., Прусова Н.Л. Гидромеханическое закупоривание проницаемых пород.- М.:ВНИИОЭНГ.- 1987.-/Обз.информ.Сер. "Бурение", вып.14/.- 56 с.

53. Ландау Л.Д.,' Лифшиц Е.М. Теория упругости.- М.: Наука, 1987 .-/Теоретическая физика.- Т.7/.-248 е.

54. Лачинян Л.А. Работа бурильной колонны.М.: Недра, 1979. 208 с.

55. Лебедев Н.Ф. Динамика гидравлических забойных двигателей.- М.: Недра, 1981.- 251 с.'

56. Лещий Н.П., Мочернюк Д.Ю. К расчету потерь давления в области малых скоростей сдвига вязко пластичной жидкости.-Изв. ВУЗов "Нефть и газ", 1967.- N 2,- С.77-80.

57. Лягов A.B. Разработка гидродинамических виброгасителей с центраторами для совершенствования технологии турбинного бурения наклонных скважин: Автореф. дйсс.канд.техн.наук.-Уфа,1985.-24 с.291.

58. Мавлютов М.Р., Нигматуллина А.Г., Валеева Н.А.,Ягафаров Р.Г. Кольматирующая способность бурового полимеркалиевого раствора." В кн.:Промывка и крепление скважин.-Уфа,1987.-С.74-77.

59. Макаров И.М., Менский Б.М. Таблица обратных преобразований Лапласа и обратных Z-преобразований.-М.:Высшая школа, 1978,- 247 с.

60. Маковей Н. Гидравлика бурения.- М.: Недра, 1986.-536 с.

61. Матаев Г.А. Турбулентное течение глинистого раствора в трубах.- Изв.ВУЗов. Сер."Нефть и газ", 1958.- N 9.- С.41-45.

62. Мацейчик В.И. К вопросу вращения бурильной колонны.-Изв.ВУЗов.Сер."Нефть и газ", 1970.- N 12&- С.39-41.

63. Мирзаджанзаде А.X.Вопросы гидродинамики вязкопластичных и вязких жидкостей.- Баку: Азернешр, 1959.- 410 с.

64. Мительман Б. И. Справочник по гидравлическим расчетам в бурении.- М.: Гостоптехиздат, 1963.- 254 с.

65. Митчел Р.Ф., Аллен М.Б. Исследование поперечных вибраций тяжелого низа бурильных колонн. Нефть, газ и нефтехимия за рубежом, 1985.- N С. 30-34.

66. Мовсумов А.А.Гидродинамические основы совершенствования технологии проводки глубоких скважин,- М.: Недра, 1976.

67. Некрасов A.M. О динамической составляющей осевой нагрузки при работе долот различных конструкций.- Нефтяное хоз-во, 1976.- N 4.- С.21-25.

68. О влиянии упругой пространственной деформации бурильных труб на искривление ствола наклонной скважины./Калинин А.Г., Янтурин А.Ш., Батурин А.И.- В кн.:Техника и технология бурения наклонно-направленных скважин.- М.: ВНИИБТ, 1979.- С.56-64„

69. Орлов А. В., Копылов А. С. , Шарафутдинов А'. Г. и др. Выбор эффективных способов бурения скважин по результатам опытно-промысловых работ.-Обз.информ.Сер."Бурение".-М.:ВНИИОЭНГ,1983.42с292.

70. Пановко Я.Г. Основы прикладной теории колебаний и удара.- JI.: Машиностроение, 197 б. 320 с.

71. Панфилов Г.А. Исследование частотной характеристики передаточного звена "колонна бурильных труб скважина"- Проблемы нефти и газа Тюмени.- Тюмень, 1980.- Вып 48.- С.31-35.

72. Песляк Ю.А. Расчет напряжений в колоннах труб нефтяных скважин.- М.: Недра, 1973.- 211 с.

73. Писаренко Г.С., Яковлев А.П., Матвеев В.В.Справочник по сопротивлению материалов.- Киев: Наукова думка, 1975.- 704 с.

74. Поверхностные акустические волны./Под ред.Олинера А.: пер. с англ.; под ред Реза И.С.- М.: Мир, 1981.- 226 с.

75. Подавалов Ю.А. Определение напряжений кручения в сжатой части бурильной колонны при турбинном бурении.- В кн.: Глубинное оборудование для бурения и эксплуатации нефтяных и газовых скважин.- Уфа: УНИ, 1977.- С.55-59.

76. Подгорнов В.М., Ахмадеев Р.Г., Ангелопуло O.K. Влияниепроцессов фильтрации буровых растворов на изменение проницаемости коллекторов .//Разработка нефт . и газ. месторождений.-Т.6.- М.: ВИНИТИ, 1975.- С.60-98.

77. Поляков В.Н., Лукманов P.P., Мавлютов М.Р. Способ гидромониторной обработки проницаемых пород при бурении и закан-чивании скважин.//РНТС.- Бурение.- 1980.- Вып.1.- С.17-19.

78. Попов A.A. Ударные воздействия на призабойную зону скважин.- М.: Недра, 1990.- 138 с.

79. Попов Д.Н. Динамика и регулирование гидро- и пневмосис-тем. М.: Машиностроение, 1977,- 423 с.

80. Постников B.C. Внутреннее трение в металлах.- М. : Металлургия, 1974.-' 352 с.293.

81. Прокаев A.C., Коньков В.Н., Янтурин А.Ш., Асфандияров Р.Т.Искусственная кольматация стенок скважины//РНТС.Строит-во нефт.и газ.скважин на суше и на море.-1993.-Вып.9-10.-С.24-28.

82. Прочность, устойчивость, колебания: Спр-к. В 3-х т./Под ред.Биргера И.А.,Пановко Я.Г.- Машиностроение,1968.-Т.3.-568с.

83. Рылов Н.И., Захарова Г.И. Заканчивание скважин в терри-генных отложениях.- М.: ВНИИОЭНГ, 1987.- /Обз. инф. Сер. "Бурение".- Вып.11/. 38 с.

84. Сафиуллин М.Н., Белов В.И., Емельянов П.В. и др. Строительство нефтяных скважин в Западной Сибири.- М.: ВНИИОЭНГ, 1987.-/Обз.инф. Сер."Бурение"/.- 58 с.

85. Северинчик H.A., Копей Б.В. Долговечность и надежность геологоразведочных бурильных труб.- М.: Недра, 1979.- 176 с.

86. Середа Н.Г., Соловьев Е.М. Бурение нефтяных и газовых скважин.- М.: Недра, 1974.- 456 с.

87. Скучик Е. Основы акустики.- М. : Мир, 1976.- Т.1/Пер.с англ. под ред.Лямшева Л.М.- 520 с.

88. Соловьев Е.М. Задачник по заканчиванию скважин.- М. : Недра, 1989.- 251 с.

89. Спивак А. И., Попов А.Н. Разрушение горных пород при бурении скважин.- М.: Недра, 1979.- 240 с.

90. Справочник инженера по бурению./ Под ред.Мищевича В.И.и Сидорова H.A.: в "-х т.- М.: Недра, 1973. Т.1.- 520 с.

91. Справочник по гидроакустике./Евтюхов А.П., Колесников А.Е., Коренин Е.А. и др. Л.:Судостроение, 1988.- 552 с.

92. Справочник по капитальному ремонту скважин.- М. : Недра, 1973.- 262 с.

93. Степанов Н.В. Моделирование и прогноз осложнений при бурении скважин.- М.: Недра, 1989.- 254 с.294 .

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

95. Физическая акустика./ Под ред.У Мэзона, Р.Терстона./ Пер.с англ.- Т.1.- М.: Мир, 1966.- 592 с.

96. То же.- Т.6.- М.: Мир, 1973.- Гл.З.

97. Филин А.П. Прикладная механика твердого деформируемого тела: В 3-х т.-М.: Наука, 1978.- Т.2.- 616 с.

98. Цзе Ф.С., Морзе И.Е., Хинкл Р.Т. Механические колебания,- М.: машиностроение, 1966.- 508 с.

99. Шищенко Р.И., Есьман Б.И., Кондратенко П.И. Гидравлика промывочных жидкостей.- М.: Недра, 1976.- 296 с.

100. Щукин В.К. Теплообмен и гидродинамика внутренних потоков в полях массовых сил.- М.: Машиностроение, 1970.

101. Янтурин А.Ш. Об упругой деформации бурильной колонны и периодичности разгрузки ее на забой скважины.//Нефть и газ,1986.- N 3.- С.27-32.

102. Янтурин А.Ш. К вопросу о релаксационных колебаниях продольно-сжатых стержней при наличии геометрических связей на перемещения.- Там же.- С.271-280.

103. Янтурин А.Ш. Передовые методы эксплуатации и механика бурильной колонны.- Уфа: Башк.кн.изд-во, 198 8.- 168 с.

104. Янтурин А.Ш. Выбор рациональных конструкций бурильных колонн.- М.: ВНИИОЭНГ, 198 8.- 52 с.

105. Янтурин А.Ш. Предупреждение аварий с колоннами бурильных труб.-М.: ВНИИОЭНГ, 1989.- 53 с.295.

106. Янтурин А.Ш., Рахимкулов Р.Ш., Кагарманов Н.Ф. Выбор частот при вибрационном воздействии на призабойную зону пласта,- Нефтяное хоз-во, 1986.- N 12,- С.40-42.

107. Янтурин А.Ш., Красильников A.A., Стрелков В.И. О механизме локального винтообразного искривления ствола скважины.- Нефтяное хоз-во, 1992.- N 4.- С. 20-22.

108. Янтурин А.Ш., Кузнецов В.Ф., Султанов Б.З. Расчет на усталостную прочность пространственно-деформированной бурильной колонны.- В кн.: Нефтепромысловые трубы.- Куйбышев: ВНИИТнефть, 1977,- С.22-30.-/Тр.ВНИИТнефть.- Вып.9/.

109. Янтурин А.Ш., Шутихин В.И., Прокаев A.C., Коньков В.Н. Квази- и статическая картина загрязнения прискважинной зоны пласта.- Строительство нефт. и газ. скважин на суше и на море.- М.: ВНИИОЭНГ, 1993,- N 9-10.- С.16-19.

110. Янтурин А.Ш., Прокаев A.C., Коньков В.Н. Влияние условий вскрытия пласта бурением на интенсивность загрязнения при естественной кольматации стенок скважин.- Там же,- С.19-21.

111. Янтурин А.Ш., Прокаев A.C., Коньков В.Н. Глубина проникновения инфильтрата бурового раствора в пласт при вскрытии бурением.- Там же.- С.31-35.

112. Янтурин А.Ш. Выбор режимов очистки прискважинной зоны пласта с учетом условий вскрытия пласта бурением.- Там же. С.36-38.

113. Янтурин А.Ш.Расчет наддолотных гасителей продольных колебаний бурильной колонны.-Нефтяное хоз-во,1987.-N12.-С.20-23.

114. Янтурин А.Ш. Выбор длины УБТ с учетом условий проводки скважины.- Нефтяное хоз-во, 1988.- N 9.- С.18-21.

115. Янтурин А.Ш. Особенности выбора режимов цементирования обсадных колонн в наклонных и горизонтальных скважинах.М.5 ВНИИОЭНГ. НТЖ "Строительство нефт. и газ. скважин на суше и296.на море", 1997, N :.- С.20-22.

116. Янтурин А.Ш. Расчет радиального проникновения акустических волн из внутриколонного в кольцевое пространство через стенки труб.- М.: ВНИИОЭНГ. НТЖ "Строительство нефт. и газ. скважин на суше и на море", 1997, N 6-7.- С.18-22.

117. Регламент на проведение технологических операций по перфорации, свабированию и глушению скважин нефтью./Янтурин А.Ш.-Когалым: ООО- "ЛУКойл Западная Сибирь" ТПП "Когалымнефтегаз", 1998.- 201 с.

118. Яремийчук Р.С.,Качмар Ю.Д. Вскрытие продуктивных горизонтов и освоение скважин.- Львов: Вища школа, 1982.- 152 с.

119. Яремийчук Р.С., Семак Г. Г. Обеспечение надежности и качества стволов глубоких скважин.- М.: Недра, 1982.- 259 с.

120. Bell W.T. Perforating Underbalanced evolving Techniques./1РТ. 1984. Vol.36. No.11.- P.1653-1662.297 .

121. Desbradts, R. : Status Report: MWD Tecnology. Part 2 -Data Transmission. Petroleum Engineer International.1. October, 1988).- P.48-54.

122. Lazan B.I. Damping of Materials and members in structural mechanics.- Oxford, ets: Pergamon Press, 1968.

123. Wendt F. Turbulente stromugen Zwischen Zwei rotierenden koaxialn Zylindern. Ing. arch., 1Y, n 6, 1933.

124. Aussagetahigkeit der API Filtratwerte unter Bohrlochbedingungen/ Ghfrani R., Delius A.//Erdöl - Erdyas -• Kohle.- 1991,- 107, N 9.- c.361-363.

125. Mason W. P., Mc.Skimin H.H.//I.Acoust. Soc. Amer.1947. Vol.19.- P.466-475.

126. Kimball A.L. Lovell D. E.//Phys.Rev.1927. Vol.30.- P.711-718.

127. Lindsay G.//Phys. Rev. 1914, Vol.3.- P.397-405.

128. Gemant A.,Jackson W.//Phyl.Mag.1937.Vol.23.-P.960-971.

129. Dawson P., Paslay P.R. Drillpipe Bucling in Inclined Holes.- Iournal of Petroleum Technology. October, 1984, Vol.36, No711.- P.1734-1738.

130. Louis A. Primm. Collars with ER grooves had fever connection failures.- World Oil, 1977, t.184, No.1.- P.87-89.

131. Lubinski A., Althouse W.S., Logan G.L.Helical Buckling of Tubing Sealed in Packers.- Journal of Petroleum Technology. 1962. June.- P.655-670.

132. MacDonald don B. The role of drill pipe coatings.-Drilling, 1967, 29, No.l.- P.45,63.

133. Mettler E. Biegeschwingungen eines stabes mit kleiner Vorkrummung, exzentrisch ungreifender pulsierender Axiallast und Statischer Querbelastung.- Rorsch. Hefte aus d. Geb.d.stahlbaues,4, 1-23 (1941).298.

134. Paslay P.R., Body D.B. The stability of a circular Rod Laterally Constrained to be in Contact with, an inclined Mech.(Dec., 1964).- P.608-6107

135. Rogers W. Drill pipe failures: causes and preventions.- Drilling, 1975, V.36, IX, No.12.- P.125-129.

136. Garrett W. The effect of a down hole shock absorber on drill bit and drill stem performance." Paper of Amtr. Soc. Mech. Engin.", No.21, 1962.- P.11.

137. Die. Bestimmung der erforderlichen Versohraub momentc fur Gestangever binder.- Forsohunginstitut fur die Erkundung und Forderung von Erdöl und Erdgas. Gommerr, 17.12.1971.

138. King G.E., Anderson A.R., Bingham M.D.A Field Study of Underbalance Pressures Necessary To Obtain Clean Perforations Using Tubing-Conveyed Perforating. Journal of Petroleum Technology. 1986, June.- P.662-664.

139. РОССИЙСКАЯ ФЕДЕРАЦИЯ РЕСПУБЛИКА БАШКОРТОСТАН

140. АНК "Башнефть" подтверждает следующее:

141. Практическая ценность диссертации заключается в нацеленности на решение актуальных проблем, стоящих перед АНК "Башнефть".