авторефераты диссертаций БЕСПЛАТНАЯ БИБЛИОТЕКА РОССИИ

КОНФЕРЕНЦИИ, КНИГИ, ПОСОБИЯ, НАУЧНЫЕ ИЗДАНИЯ

<< ГЛАВНАЯ
АГРОИНЖЕНЕРИЯ
АСТРОНОМИЯ
БЕЗОПАСНОСТЬ
БИОЛОГИЯ
ЗЕМЛЯ
ИНФОРМАТИКА
ИСКУССТВОВЕДЕНИЕ
ИСТОРИЯ
КУЛЬТУРОЛОГИЯ
МАШИНОСТРОЕНИЕ
МЕДИЦИНА
МЕТАЛЛУРГИЯ
МЕХАНИКА
ПЕДАГОГИКА
ПОЛИТИКА
ПРИБОРОСТРОЕНИЕ
ПРОДОВОЛЬСТВИЕ
ПСИХОЛОГИЯ
РАДИОТЕХНИКА
СЕЛЬСКОЕ ХОЗЯЙСТВО
СОЦИОЛОГИЯ
СТРОИТЕЛЬСТВО
ТЕХНИЧЕСКИЕ НАУКИ
ТРАНСПОРТ
ФАРМАЦЕВТИКА
ФИЗИКА
ФИЗИОЛОГИЯ
ФИЛОЛОГИЯ
ФИЛОСОФИЯ
ХИМИЯ
ЭКОНОМИКА
ЭЛЕКТРОТЕХНИКА
ЭНЕРГЕТИКА
ЮРИСПРУДЕНЦИЯ
ЯЗЫКОЗНАНИЕ
РАЗНОЕ
КОНТАКТЫ


Pages:     | 1 | 2 ||

«МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ ФЕДЕРАЛЬНОЕ ГОСУДАРСТВЕННОЕ БЮДЖЕТНОЕ ОБРАЗОВАТЕЛЬНОЕ УЧРЕЖДЕНИЕ ВЫСШЕГО ПРОФЕССИОНАЛЬНОГО ОБРАЗОВАНИЯ ...»

-- [ Страница 3 ] --

Результат анализа физико-химических свойств буровых растворов проектируемой скважины - включение в разделы проектной и рабочей документации типа бурового раствора с указанием физико-химических свойств фильтрационной корки.

В ходе второго этапа методики выполняются работы по динамическому моделированию технологических процессов с использованием специализированного программного обеспечения, осуществляется выбор оптимальных проектных параметров технологического процесса бурения.

Рассчитываются значения ЭПЦ и экстремумы РДИН для прихватоопасных интервалов. На основе полученных значений ЭПЦ, минимальных и максимальных параметров гидродинамического давления осуществляется выбор технологических операций по формированию непроницаемого ствола скважины в процессе бурения.

Также в ходе второго этапа осуществляется выбор метода лабораторных исследований свойств бурового раствора и фильтрационной корки в процессе бурения скважины.

В ходе третьего этапа методики выполняется мониторинг фактических параметров процесса бурения скважины с использованием прямых каналов связи с буровой для получения и обработки геолого-технологической информации. По мере поступления новой геолого-технологической информации выполняется сравнение фактических параметров с проектными параметрами, фиксируются отклонения от контрольных значений [83].

Получаемая с буровой геолого-технологическая информация используется для динамического моделирования технологических процессов. В ходе моделирования уточняется прогноз образования дифференциального прихвата бурильного инструмента для фактических горно-геологических условий, корректируется динамическая модель технологического процесса. На основе уточненной динамической модели разрабатываются оперативные рекомендации по оптимизации технологического процесса бурения. Этапы методики оптимизации процесса бурения представлены на рисунке 5.1.

Таким образом, представленная методика оптимизации процесса бурения обеспечивает теоретическую основу для поиска и выбора оптимальных технологических параметров с целью предупреждения образования дифференциальных прихватов бурильного инструмента как на стадии разработки проектной и рабочей документации, так и на стадии бурения скважины.

Этап 1. Построение базовой модели технологического процесса бурения А) Анализ геологического разреза проектируемой скважины Идентификация прихватоопасных пластов-коллекторов геологического разреза Б) Анализ бурового оборудования, КНБК и бурильного инструмента проектируемой скважины Выбор бурового оборудования, КНБК и бурильного инструмента В) Анализ физико-химических свойств буровых растворов проектируемой скважины Выбор типа бурового раствора с необходимыми физико химическими свойствами Этап 2.

Динамическое моделирование технологического процесса бурения Расчет ЭПЦ и экстремумов Р дин для прихватоопасных интервалов Выбор технологических операций по формированию непроницаемого ствола скважины Выбор метода лабораторных исследований свойств буровых растворов и их фильтрационных корок Этап 3. Мониторинг технологического процесса бурения Идентификация отклонений от проектных параметров Рекомендации по оптимизации технологического процесса в ходе бурения скважины Рисунок 5.1 - Этапы методики оптимизации процесса бурения 5.2. Практические рекомендации по предупреждению прихватов Завершающим этапом методики оптимизации процесса бурения является разработка практических рекомендаций, позволяющих предупреждать возникновение дифференциальных прихватов в условиях чередования непроницаемых и проницаемых карбонатно-терригенных пластов на месторождениях Самарской области.

Практические рекомендации заключаются в комплексе мероприятий по гидродинамической и механической кольматации прихватоопасных зон. На основе расчетного гидродинамического давления предлагается ввод в буровой раствор реагентов СаСО 3 (мрамор, мел) различных фракций и механическое воздействие калибрующих элементов бурильной колонны (долота PDC с армированной боковой частью, лопастные спиральные калибраторы) на стенки проницаемых пластов при бурении, наращивании, КСПО.

Таким образом в случае необходимости проводки скважины в интервале проницаемых водо- и нефтенасыщенных пластов с превышением величины гидродинамического давления в кольцевом пространстве на стенки скважины на 10 - 11% от проектного пластового давления целесообразно выполнять следующий комплекс мероприятий для предупреждения прихватообразования бурильного инструмента:

- до вскрытия кровли проницаемых пластов и в процессе их бурения вводить в буровой раствор кольматирующие реагенты СаСО 3 различных фракций (10 - 150 мкм и более) в объеме не менее 150 кг/м для создания внутренней и внешней непроницаемой фильтрационной корки в пласте-коллекторе;

- контролировать содержание карбоната кальция в буровом растворе с использованием измерительного прибора - кальциметра;

- контролировать физико-химические свойства фильтрационной корки бурового раствора с использованием пресс - фильтра высокого давления и высокой температуры (HTHP);

- контролировать проектные и фактические значения ЭПЦ, параметры гидродинамического давления бурового раствора в кольцевом пространстве, величины гидродинамической и гидростатической репрессии на проницаемые пласты;

- включать в компоновку бурильной колонны долота PDC с армированной боковой частью и лопастные спиральные калибраторы в составе УБТ и СБТ (ТБТ);

- производить отрывы инструмента от забоя через каждые 10 минут для формирования плотной внешней и непроницаемой внутренней фильтрационной корки за счет механического воздействия калибрующих элементов бурильной колонны на стенки скважины;

- производить отрыв бурильной колонны от забоя на 10 – 15 метров через каждые 30 мин. бурения в проницаемых пластах;

- перед наращиванием в интервале проницаемого пласта-коллектора выполнять шаблонировку пробуренного ствола на длину квадрата 2-3 раза с циркуляцией и (или) протаскивание свечи бурильного инструмента - 1 раз;

при углублении скважины на метров ниже залегания - 100- проницаемых пластов-коллекторов выполнять контрольный подъем и спуск 5- свечей.

При выполнении технологических операций по формированию непроницаемого ствола скважины контролировать посадки и затяжки бурильного инструмента. При наличии посадок (49 кН) и затяжек (98 кН) остановить дальнейшее углубление скважины до их полной ликвидации. Дальнейшее углубление производить после устранения затяжек и посадок бурильного инструмента.

5.3. Расчет экономического эффекта от внедрения методики В период 2009-2012 годов происходил рост объемов буровых работ на территории Самарской области. Это связано с увеличением общемирового спроса на энергоносители, ростом цен на углеводородное сырье. В регионе бурится 60- эксплуатационных скважин, 4-6 поисково-разведочных скважины ежегодно (без учета объемов небольших нефтедобывающих компаний). Результаты исследования представлены на рисунке 5.2.

Проходка поисково-разведочного и эксплуатационного бурения в Самарской области (по нефтегазодобывающему предприятию) 629, 600 524, тыс. метров 292, 245, 141, 91, 49,8 63,6 48 57,8 49,4 49, 34, 1940 1946 1953 1958 1965 1997 1999 2000 2006 2007 2008 2009 2010 2011 годы Рисунок 5.2 - Динамика объема буровых работ Коммерческие скорости бурения эксплуатационных скважин составляют в среднем 910 - 950 м./ст.мес. Не достаточно высокие технико-экономические показатели бурения скважин в самарском регионе обусловлены, в том числе, и наличием значительного количества инцидентов, связанных с дифференциальными прихватами бурильного инструмента - 32% от общего количества прихватов.

Проблема предупреждения прихватообразования является одной из наиболее актуальных для повышения коммерческих скоростей бурения. Бурение большинства эксплуатационных скважин выполняется в сложных горно геологических условиях, как с низкими пластовыми давлениями из-за многолетней разработки месторождений, так и повышенными пластовыми давлениями из-за работы ППД.

Для определения экономической эффективности от применения методики оптимизации процесса бурения, выполняется анализ времени, затрачиваемого на ликвидацию дифференциальных прихватов. Например, продолжительность ликвидации прихвата на скважине № 4П Западно-Коммунарского месторождения составила 7,25 час. Стоимость буровых работ с учетом затрат сервисных подрядчиков (ГТИ, долотный, растворный сервис, услуги супервайзинга и др.) составляет примерно 1300 тыс. рублей в сутки исходя из сметной стоимости и проектных сроков строительства данной скважины. Затраты на ликвидацию осложнения, связанного с дифференциальным прихватом, составили 392,7 тыс.

руб.

В таблице 5.1 представлены временные и финансовые затраты на ликвидацию 22 дифференциальных прихватов, имевших место на самарских месторождениях.

Таблица 5. Время Примерные Месторождение, скважина ликвидации затраты, Примечание прихвата, час тыс. руб Кулешевское, 997 0,3 16, Южно-Орловское, 31 6,5 352, Петрухновское, 1 105* 5687,5* Западно-Коммуннарское, 4П 7,25 392, Ново-Ключевское, 632 25,6* 1385,6* Утевское, 234 18* 234* Утевское, 234 Стоимость буровых 9,4* 123* работ с учетом Кулешевское, 1123 17,5* 947,9* сервисных Кулешевское, 1126 7,3 395, подрядчиков – Кулешевское, 1126 1,4 75,8 тыс. руб. в сутки Утевское, 278 20* 1083,3* Южно-Орловское, 40 76* 988* Кулешевское, 1123 10* 541,6* Бариновско-Лебяжинское, 81 5,33 288, Михаловско-Коханское, 556 7,42 401, Грековское, 116 20* 1083,3* Михайловско-Коханское, 562 5,2 281, Продолжение таблицы 5. Время Примерные Месторождение, скважина ликвидации затраты, Примечание прихвата, час тыс. руб Грековское, 117 378* 20475,0* Стоимость буровых Семеновское, 55 21,6* 1170,0* работ с учетом Михайловско-Коханское, 556 сервисных 384,0* 20800,0* подрядчиков – Михайловско-Коханское, 562 3,0 162, тыс. руб. в сутки Михайловско-Коханское, 562 18,7* 1013,0* Среднее значение времени, без сложных 5 (менее 8 часов): аварийных работ Среднее значение времени, * - сложные 85* 4272* (более 8 часов): аварийные работы Среднее значение, ИТОГО: 52 Из таблицы 5.1 следует, что на ликвидацию дифференциальных прихватов без проведения сложных аварийных работ (в течение 8 часов) в среднем затрачивается 5 часов, относимого к непроизводительному времени. При этом средние финансовые потери для бурового подрядчика составляют – 263 тыс.

рублей.

На ликвидацию дифференциальных прихватов с проведением сложных аварийных работ (более 8 часов), таких как, работа мечиком, левым инструментом, установка нескольких ванн, цементных мостов и др., в среднем затрачивается 85 часа. Средние финансовые потери для бурового подрядчика составляют - 4272 тыс. рублей. Среднее время, затрачиваемое на ликвидацию дифференциального прихвата, составляет 52 часа. Финансовые затраты в среднем - 2632 тыс. руб. С учетом того, что количество инцидентов, связанных с дифференциальным прихватом, составляет примерно 8-12 случаев в год по месторождениям Самарской области, суммарный годовой экономический эффект оценивается в объеме 21056 - 31584 тыс. руб.

Возможная экономическая эффективность от внедрения методики оптимизации процесса бурения на месторождениях Самарской области составляет ежегодно не менее 21056 тыс. руб.

5.4. Выводы 1. Разработанная методика оптимизации процесса бурения позволяет анализировать геолого-технологическую информацию, результаты лабораторных исследований и моделировать технологические процессы для выбора оптимальных параметров.

2. Обосновано, что практические рекомендации по оптимизации процесса бурения скважин в части технологии углубления, режимов промывки, свойств буровых растворов и их фильтрационных корок, позволяют предупреждать образование дифференциальных прихватов бурильного инструмента.

3. В проектную и рабочую документацию, производственные инструкции по предупреждению осложнений следует включать мероприятия по кольматации прихватоопасных зон реагентами на основе СаСО 3 (мрамор, мел) различных фракций исходя из расчетного гидродинамического давления в кольцевом пространстве, а также мероприятия по механическому воздействию калибрующих элементов бурильной колонны (долота PDC, калибраторы) на стенки скважины.

4. Экономический эффект от внедрения методики оптимизации процесса бурения в карбонатно-терригенных пластах на месторождениях Самарской области может составлять примерно 21056 - 31584 тыс. руб. ежегодно.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ Основные выводы и рекомендации диссертационной работы.

1. Установлена закономерность образования дифференциальных прихватов на месторождениях Самарской области.

2. Обоснована и разработана динамическая модель системы «проницаемый пласт – скважина - бурильная колонна» для анализа, прогнозирования и предупреждения образования дифференциального прихвата бурильного инструмента в условиях чередования непроницаемых и проницаемых пластов.

3. Обосновано, что эквивалентная плотность бурового раствора при циркуляции является критерием оптимальности, а гидродинамическое давление целевой функцией для предупреждения дифференциального прихвата бурильного инструмента при вскрытии проницаемых водо- и нефтенасыщенных пластов в карбонатно-терригенных разрезах на месторождениях Самарской области.

4. Установлено, что величина гидродинамического давления на стенки скважины не должна превышать 10 - 11% от проектного пластового давления в условиях чередования непроницаемых и проницаемых пластов для предупреждения дифференциального прихвата бурильного инструмента.

Разработана номограмма для предупреждения дифференциальных 5.

прихватов бурильного инструмента в интервалах карбонатно-терригенных пластов отложений перми, карбона и девона на месторождениях Самарской области.

Установлено, что фильтрационные корки отдельных типов буровых 6.

растворов имеют рыхлую и неэластичную структуру, которая хорошо удаляется с твердой и проницаемой поверхности при механическом воздействии в условиях снижения репрессии в 3-5 МПа.

7. Установлено, что проектные мероприятия и производственные инструкции по предупреждению дифференциальных прихватов основаны на статической модели образования дифференциального прихвата.

Разработаны рекомендации по включению в соответствующие разделы 8.

проектной и рабочей документации на бурение скважин интервалов проницаемых пластов отложений перми, карбона и девона как прихватоопасных зон.

Разработана методика оптимизации процесса бурения и практические 9.

рекомендации по предупреждению дифференциальных прихватов бурильного инструмента на месторождениях Самарской области.

10. Рассчитан ожидаемый экономический эффект от внедрения методики оптимизации процесса бурения для предупреждения образования дифференциальных прихватов бурильного инструмента, который составляет не менее 21056 тыс. руб. ежегодно.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ Аветов, Р. В. Предупреждение осложнений при бурении в условиях 1.

аномально высоких пластовых давлений / Р. В. Аветов. // Нефтяное хозяйство. – 2005. – № 2. – С. 66-69.

Анализ текущего состояния и перспектив развития технологий LWD, 2.

MWD и каналов связи для приема и передачи информации с забоя :

информационный отчёт / К. А. Шиповский, И. Н. Дунаев, В. В. Синица. – Самара : ООО «СамараНИПИнефть», 2011. – 72 с.

Бабаян, Э. В. Буровые технологии. / Э. В. Бабаян. – 2-ое изд. доп. 3.

Краснодар: Совет. Кубань, 2009. – 80-83 с.

Бабаян, Р. П. Математическая модель углубления скважин в 4.

терригеных отложениях / Р. П. Бабаян, Я. А. Гельфгат, Г. М. Филькенштейн. – М. : Нефтяное хозяйство, 1987. – № 6. – 14-17 с.

Басарыгин, Ю. М. Информационное обеспечение строительства 5.

нефтяных и газовых скважин / Ю. М. Басарыгин, В. Ф. Будников, А.И. Булатов, В.И. Демихов. – Краснодар : Просвещение-Юг, 2000. – 316 с.

Басарыгин, Ю. М. Теория и практика предупреждения осложнений и 6.

ремонта скважин при их строительстве к эксплуатации / Ю. М. Басарыгин, В. Ф. Будников, А. И. Булатов. – М. : Недра-Бизнесцентр, 2000. – T. 1. – 510 с.

Басарыгин, Ю. М. Бурение нефтяных и газовых скважин : учебное 7.

пособие для вузов / Ю. М. Басаргин, И. А. Булатов, Ю. М. Проселков. – М. :

ООО «Недра-Бизнесцентр», 2002. – 632 с.

Балицкий, П. В. Взаимодействие бурильной колонны с забоем 8.

скважины / П. В. Бальницкий. – М. : Недра, 1975. – 293 с.

Бревдо, Г. Д. Проектирование режимов бурения / Г. Д. Бревдо. – М. :

9.

Недра, 1988. – 200 с.

Близнюков, В. Ю. Методические основы проектирования 10.

рациональных конструкций скважин / В. Ю. Близнюков. – М. : ВНИИЭ-Газпром, 1991. – 50 с.

Беркунов, C. Совершенствование методики оптимизации 11. B.

параметров режима бурения скважин трехшарошечными долотами : автореф. дис.

на соискание ученой степени канд. техн. наук : 05.15.10 / Беркунов Владимир Сергеевич. – М., 1998. – 24 с.

Войтенко, В. C. Прикладная геомеханика в бурении / B. C. Войтенко.

12.

– М. : Недра, 1990. – 251 с.

Вибрации в технике : спр. в 6-ти т. / ред. совет: В. Н. Челомбей 13.

(пред.). – М. : Машиностроение, 1978. – Т.1. Колебания линейных систем / под ред. В. В. Болотина. – М. : Машиностроение,1978. – 352 с.

Вязельщиков, В. М. Методические указания по гидравлическому 14.

расчёту циркуляционной системы при бурении скважин / В. М. Вязельщиков, Е. П. Варламов. – Куйбышев : Кафедра бурения нефтяных и газовых скважин, 1988. – 35 с.

Ганджумян, Р. А. Инженерные расчёты при бурении глубоких 15.

скважин : справочное пособие / Р. А. Ганджумян, А. Г. Калинин, Б. А.

Никитин. – М.: Недра, 2000. – 42-43 с.

Грей, Дж. Р. Состав и свойства буровых агентов (промывочных 16.

жидкостей) / Дж. Р. Грей, Г. С. Дарли. — М.: Недра, 1985. — 509 с.

Дашевский, А. С. О влиянии зашламленности забоя на механическую 17.

скорость бурения / А. С. Дашевский. — Уфа : Миннефтепром, 1978. – 143-148 с.

Дашевский, А. С. Влияние режимных параметров на величину 18.

шламовой подушки как фактора, определяющего показатели работы долота / А. С. Дашевский. – Уфа : Миннефтепром, 1982. – 208 – 211 с.

Жлобинский, Б. А. Динамическое разрушение горных пород при 19.

вдавливании / Б.А. Жлобинский. – М. : Недра, 1970. – 39 с.

Жужиков, В. А. Фильтрование. Теория и практика разделения 20.

суспензий / В. А. Жужиков. – М. : «Химия», 1971. – 440 с.

Инструкция : О составе, порядке разработки, согласования и 21.

утверждения проектно-сметной документации на строительство скважин на нефть и газ : [ приказ Миннефтепрома СССР от 06.08.1986 г.]. – М.,1986. – 90 с.

Калинин, А. Г. Технология бурения разведочных скважин на нефть и 22.

газ : учеб. для вузов / А. Г. Калинин, А. З. Левицкий, Б. А. Никитин. – М. : Недра, 1998. – 437 с.

Калинин, А. Г. Бурения наклонных и горизонтальных скважин :

23.

справочник / Б. А. Никитин, К. М. Солодкий, Б. З. Султанов. – М. : Недра, 1997. – 618 с.

Каменских, С. В. Развитие методики оптимизации режимов бурения 24.

скважин трехшарошечными долотами : автореф. дис. на соискание уч. степ. канд.

техн. наук : 05.15.10 / Каменских Сергей Владиславович. - Ухта, 1998. – 188 с.

Капитонов, В. А. Повышение эффективности первичного вскрытия и 25.

освоения продуктивных пластов на основе применения биополимерных растворов: дис. на соискание уч. степ. канд. технических наук: 25.00.15 / СПб, 2007. – 115 с.

Козловский, А. Е. Оптимизация процесса бурения (структура и 26.

элементы управления) / А. Е. Козловский. – М., 2000. – 234-239 с.

Леонов, Е. Г. Гидромеханика в бурении: учебник для вузов / 27.

Е. Г. Леонов, В. И. Исаев. – М. : Недра, 1987. – 304 с.

Левицкий, А. З. Оперативное управление процессом бурения по 28.

динамичной информационной модели буримости : автореф. дис. на соискание ученой степени д-ра техн. наук : 05.15.14 /Александр Захарович Левицкий. – М., 1994. – 55 с.

Мавлютов, М. Р. Воздействие на твердые частицы бурового раствора 29.

при кольматации стенок скважины : производственно-практическое издание / М. Р. Мавлютов, Х. И. Акчурин, С. В. Соломенников. – М. : Недра, 1997. – 123 с.

Макет рабочего проекта на строительство скважин на нефть и газ :

30.

[приказ Миннефтепрома СССР от 28.01.1987]. – М.,1987. – 174 с.

Методика проводки опорно-технологических скважин. – М. :

31.

ВНИИБТ, 1976. – 236 с.

Методы оптимизации процесса бурения : сборник статей – М. :

32.

ВНИИОЭНГ, 1977. – № 18. – С. Методика выбора комплекса мероприятий для предупреждения и 33.

ликвидации осложнений, связанных с нарушением устойчивости пород в процессе бурения : [утв. мин. нефт. пром. СССР 10.10.88 г.]. – Краснодар :

ВНИКРнефть, 1988. – 99 с.

Митчелл, Джон. Безаварийное бурение / Джон Митчелл. — Drilbert 34.

Engineerring Inc., 2001. – 331 с.

Новиков, А. М. Методология научного исследования / А. М. Новиков, 35.

Д. А. Новиков. – М. : Книжный дом, 2009. – 145 с.

Новиков, B. C. Устойчивость глинистых пород при бурении скважин / 36.

B. C. Новиков. – М. : Недра, 2000. – 270 с.

ОАО «НК «ЮКОС» Технология бурения: прихват инструмента. – 37.

DRILLING ENGINEERING, 2001. – 33 с.

Осипов, П. Ф., Скрябин Г. Ф. Оптимизация режимов бурения 38.

гидромониторными шарошечными долотами / П. Ф. Осипов, Г. Ф. Скрябин. – Ярославль : Медиум-пресс, 2001. – 239 с.

Орлов, A. B. Оптимизация параметров режима бурения на основе 39.

опытно-промысловых работ / A. B. Орлов, A. C. Копылов, А. Я. Виноградова. – М. : Бурение,1983. – № 2. – 18-20 с.


Орлов, A. B. Влияние параметров режима бурения на механическую 40.

скорость проходки в условиях изменяющегося дифференциального давления / A. B. Орлов, В. Г. Гераськин, В. Е. Дубенко. – М. : Нефтегазовая геология, геофизика и бурение, 1984. – № 7. – 31-33 с.

Орлов, A. B. Оптимизация процесса углубления скважин на основе 41.

промысловых данных / A. B. Орлов, С. А. Орлов. – М. : Нефтяное хозяйство, 1981. – № 11. – 14-21 с.

Орлов, A. B. Об оптимизации процесса углубления скважин / 42.

A. B. Орлов. – М. : Нефтяное хозяйство, 1982. – № 6. – 10-12 с.

Орлов, A. B. Математическая модель процесса бурения для 43.

оптимизации параметров его режима / A. B. Орлов, A. A. Афанасьев – М. :

Бурение, 1983. – № 1. – 3-5 с.

Осипов, П. Ф. Оптимизация режимов бурения гидромониторными 44.

шарошечными долотами / П.Ф. Осипов, Г.Ф. Скрябин. – Ярославль: Медиум пресс, 2001. – 239 с.

Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности :

45.

[утв. пост. Госгортехнадзора России от 05.06.03 № 56]. – М., 2003. – 305 с.

Постановление Правительства РФ О порядке организации и 46.

проведения государственной экспертизы проектной документации и результатов инженерных изысканий : [утв. Пост. Прав. РФ от 05.03.2007 № 145]. – М., 2007.

– 12 с.

Постановление Правительства РФ О составе разделов проектной 47.

документации и требованиях к их содержанию : [утв. Пост. Прав. РФ от 16.02.2008 № 87]. – М., 2008. – 14 с.

Погарский, А. А. Оптимизация процессов глубокого бурения / 48.

А. А. Погарский, К. А. Чефранов, О. П. Шишкин. – М. : Недра, 1981. – 923 с.

Погарский, A. A. Автоматизация процесса бурения глубоких 49.

скважин / А. А. Погарский. – М. : Недра, 1972. – 216 с.

Павлова, H. H. Разрушение горных пород при динамическом 50.

разрушении / H. H. Павлова, JI. A. Шрейнер. – М. : Недра, 1964. – 160 с.

РД 39-2-706-82 Положение об авторском надзоре организаций 51.

разработчиков проектно-сметной документации за исполнением проектов на строительство нефтяных и газовых скважин : [утв. Министерством нефтяной промышленности СССР от 05.04.1982 г.]. – Москва : ВНИИБТ, 1982. – 11 с.

Регламент по созданию постоянно действующих геолого 52.

технологических моделей нефтяных и газонефтяных месторождений : [приказ Минтопэнерго России от 10.03.2000 г.]. – М., 2008. – 99 с.

Стандарт Компании Осуществление инженерно-технологического 53.

сопровождения строительства и реконструкции скважин Компании. – Москва :

ОАО «НК «Роснефть», 2010. – 91 с.

Стандарт Компании Создание и экспертиза геологических моделей 54.

нефтяных и газонефтяных месторождений. – Москва : ОАО «НК «Роснефть», 2009. – 62 с.

Стандарт Компании Подготовка, экспертиза и защита 55.

интегрированных проектов разработки месторождений. – Москва : ОАО «НК «Роснефть», 2008. – 37 с.

Стандарт Компании Методические указания Компании: создание 56.

петрофизической модели и методики интерпретации геофизических исследований скважин. – Москва : ОАО «НК «Роснефть», 2010. – 72 с.

Стандарт Компании П1-01 СЦ-038 Геологическое сопровождение 57.

бурения горизонтальных скважин и боковых горизонтальных стволов при разработке нефтяных и газонефтяных месторождений. – Москва : ОАО «НК «Роснефть», 2009. – 45 с.

Середа, Н. Г., Бурение нефтяных и газовых скважин / Н. Г. Середа, 58.

Е. М. Соловьев. – М. : Недра, 1974. – 456 с.

Свинцицкий, С. Б. Прогнозирование устойчивости стенок скважин в 59.

глинистых отложениях / С. Б. Свинцицкий // Обз. инф. Сер. : Бурение газовых и газоконденсатных скважин. – М. : ИРЦ Газпром, 2002. – 81 с.

Степанов, Н. В. Моделирование и прогноз осложнений при бурении 60.

скважин / Н. В. Степанов. – М. : Недра, 1989. – 252 с.

Сегаль, В. А. Методы выбора рациональных способов и режимов 61.

бурения / В. А. Сегаль. – М. : Бурение, 1964. – 76 с.

Ситников, Н. Б. Моделирование и оптимизация процесса бурения 62.

геологоразведочных скважин: автореф. дис. на соискание ученой степени д-ра техн. наук: 05.13.07 / Николай Борисович Ситников. – Екатеринбург, 2000. – 35 41 с.

Синев, С. В. Анализ моделей бурения с оценкой возможностей их 63.

реализации / С. В. Синев // Наука в нефтяной и газовой промышленности. – 2009.

– № 4. – 10-22 с.

Синев, С. В. Модели процесса бурения / С. В. Синев // Нефтегазовое 64.

дело. – 2009. – № 2. – 22 с.


Султанов, Б. З. Крутильные автоколебания бурильной колонны 65. / Б. З. Султанов. // Уфимский нефтяной институт. – 1972. – № 13. – 15-24 с.

Стрекалова, Р. В. К использованию моделирования процесса бурения 66.

для анализа взаимосвязи между эффективностью работы долота и динамикой колонны / Р. В. Стрекалова, М. В. Тобин, P. M. Эйгелес. – М. : ВНИИБТ, 1981. – № 52. – 20-35 с.

Свод правил по проектированию и строительству СП 11-110- 67.

Авторский надзор за строительством зданий и сооружений. – М. :

ГП "ЦЕНТРИНВЕСТпроект", 1999. – 9 с.

Федоров, В. С. Проектирование режимов бурения / В. С. Федоров. – 68.

М. : Гостоптехиздат, 1958. – 48-50 с.

Федоров, B. C. Научные основы режимов бурения / B.C. Федоров. – 69.

М. : Гостоптехиздат, 1956. – 65 с.

Хакен, Г. Синергетика. / Г. Хакен. – М. : Мир, 1980. – 404 с.

70.

Хакен, Г. Тайны восприятия / Г. Хакен, М. Хакен - Крелль – М. :

71.

Институт компьютерных исследований, 2002. – 272-273 с.

Хакен, Г. Тайны природы. Синергетика. Учение о взаимодействии 72.

/ Г. Хакен. – М. : Институт компьютерных исследований, 2003. – 151 – 152 с.

Хакен, Г. Информация и самоорганизация: Макроскопический подход 73.

к сложным системам / Г. Хакен. – М. : Мир, 1991. – 79-80 с.

Чернавский, Д. С. Синергетика и информация: Динамическая теория 74.

информация / Д. С. Чернавский. – М. : Книжный дом «ЛИБРОКОМ», 2009. – 17-18 с.

Черепанов, Г. П. Механика разрушения горных пород в процессе 75.

бурения / Г. П. Черепанов. – М. : Недра, 1987. – 308 с.

Чистяков, В. К. Оптимизация и автоматизация процессов 76.

разведочного бурения: учеб. пособие / В. К. Чистяков, И. Г. Шелковников и др. – Л. : Ленинградский горный институт, 1990. – 102 с.

Шиповский, К. А. Внедрение новых информационных технологий в 77.

процесс строительства и реконструкции скважин ОАО «НК «Роснефть»: сборник научных трудов ООО «СамараНИПИнефть» / К. А. Шиповский, В. Н. Гнибидин.

– Самара, 2010. – № 1. – С. 229.

Шиповский, К. А. Внедрение новых информационных технологий в 78.

процесс строительства и реконструкции скважин ОАО «НК «Роснефть» / К. А. Шиповский, В. Н. Гнибидин // Нефть. Газ. Новации. – 2009. – № 10. – С. 19.

Шиповский, К. А. Инженерно-технологическое сопровождение.

79.

Новые подходы к повышению качества и эффективности строительства скважин.

Основные задачи инженерно-технологического сопровождения скважин в свете утвержденного Стандарта Компании [Электронный ресурс] / К. А. Шиповский // Электронный журнал «Нефтяное хозяйство». – 2011. – Режим доступа:

https://sites.google.com/site/oilindustry2011060103/home/2.

Шиповский, К. А. Моделирование строительства нефтяных и 80.

газовых скважин в процессе инжиниринга строительства скважин / К. А. Шиповский, В. В. Живаева // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. – 2011. – № 9. – С. 2.

Шиповский, К.А. Результаты опытно-промышленной эксплуатации 81.

системы КиУСС и перспективы ее развития. Моделирование технологических процессов в ходе инжиниринга строительства (реконструкции) скважин [Электронный ресурс] / К. А. Шиповский, Г. А. Моисеев // Электронный журнал «Нефтяное хозяйство». – – Режим доступа:

2011.

https://sites.google.com/site/oilindustry2011060103/home/2.

Шиповский, К. А. Методика оптимизации процесса строительства 82.

скважины на основе моделирования строительства скважин / К. А. Шиповский, В. В. Живаева // Бурение и нефть. – 2011. – № 7-8. – С. 30.

Шиповский, К. А. Опыт проведения инженерно-технологического 83.

сопровождения скважин в ОАО НК «Роснефть». Предложения по развитию системы ИТС. Моделирование процесса бурения. ИТС как система осуществления авторского надзора [Электронный ресурс] / К. А. Шиповский // Электронный журнал «Нефтяное хозяйство». – 2012. – Режим доступа:

http://www.oil-industry.ru/images/Programma-Samara-2012.pdf.

Шиповский, К. А. Оптимизация процесса бурения скважин на основе 84.

мониторинга технико-технологических и геолого-геофизических параметров / К.

А. Шиповский // Сборник научных трудов VIII Международной научно практической конференции. – Самара : Сам. ГТУ, 2012. – С. 82.

Шиповский, К. А. Оптимизация процесса бурения наклонно 85.

направленных и горизонтальных скважин на основе мониторинга технико технологических и геолого-геофизических параметров / К. А. Шиповский, Д. Н. Цивинский // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. – 2012. – № 11. – С. 9.

Шиповский, К. А. Проблемы статического подхода при исследовании 86.

причин возникновения дифференциальных прихватов / К. А. Шиповский, В. В.

Живаева // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. – 2013. – № 8. – С. 34.

Эйгелес, P. M. Расчет и оптимизация процессов бурения скважин / 87.

Р. М. Эйгелес, Р. В. Стрекалова. – М. : Недра, 1977. – 200 с.

Юнин, Е. К. Динамика глубокого бурения / Е. К. Юнин, В. К. Хегай. – 88.

М.: Недра, 2004. – 286 с.

Юнин, Е. К. Эволюция различных зон динамики бурильной колонны 89.

по мере износа породоразрушающего инструмента / Е. К. Юнин, В. К. Хегай, Е. Ю. Турыгин. – М. : ОАО «ВНИИОЭНГ», 2007. – № 5. – 19-22 с.

Юнин, Е. К. Низкочастотные колебания бурильного инструмента / 90.

Е. К. Юнин. – М.: Недра, 1983. – 132 с.

Юнин, Е. К. Динамика бурения нефтяных и газовых скважин :

91.

учебное пособие / Е. К. Юнин. – Ухта : УГТУ, 2004 – 67-75 с.

Юнин, Е. К. Влияние волновых процессов на разрушение горных 92.

пород / Е. К. Юнин, В. В. Симонов. – ВИНИТИ, 1994, – № 3019 – 94 с.

Юнин, Е. К. О проблемах прогноза работы породоразрушающего 93.

инструмента и оптимизации режима бурения вертикальных скважин / Е. К. Юнин. – М. : 1999. – 181 с.

Юнин, Е. К. Низкочастотные колебания бурильного инструмента / 94.

Е. К. Юнин. – М. : Недра, 1983. – 132 с.

Colon, J. I. Дистанционный метод бурения наклонно-направленных 95.

скважин / J. I. Colon, A. C. Juin. // Нефтегазовые технологии. – 2010. – № 4. – 11-13 с.

96. Clark, R. K. Evaluation of Spotting Fluids in a Full-Scale Differential Pressure Sticking Apparatus / R. K. Clark, S.G. Almquist // SPE Drilling Engineering, Volume 7, Number 2, 1992. SPE 22550-PA.

Christman, S. Offshore fracture gradients / S. Christman. – Journal of 97.

Petroleum Technology, 1973. – 910-914 рp.

98. Eaton, B. A. Fracture gradient prediction and its application in oilfield operations / B. A. Eaton. – Journal of Petroleum Technology, 1969. – 1353-1360 рp.

99. Hayward., J. T. Cause and Cure of Frozen Drill Pipe and Casing. Drilling and Production Practice / J. T. Hayward. – 1937. – 180 рр.

100. Helmick, W. E. Pressure-differential Sticking of Drill Pipe and How It Can Be Avoided or Relieved / W. E. Helmick, Shell Oil Co., A. J. Longley, Shell Oil Co // Drilling and Production Practice, 1957. API 57-055.

101. Hubbert, M. K. Mechanics of hydraulic fracturing / M. K. Hubbert. – Society of Petroleum Engineers Journal, Transactions of AIME, 1957. – № 210. – 153-168 рp.

102. Hasan, A. R. Two-Phase Flow in Vertical and Horizontal Annuli / A. R. Hasan, C. S. Kabir. – Int. J. Multiphase Flow., 1992. – № 2. – 279-293 рp.

103. Johancsik, C. A. Torque and Drag in Directional Wells—Prediction and Measurement / C. A. Johancsik. – SPE 11380, IADC/SPE Drilling Conference, New Orleans, LA, et al, 1984. – February 20-23. – P. 14.

104. Moore, Preston L. Drilling Practices Manual / Preston L, Moore. – The Petroleum Publishing Company, Tulsa, Oklahoma, 1974. – 247-290 рp.

105. Outmans, H. D. Spot fluid quickly to free differentially stuck pipe / H. D. Outmans. – Oil and Gaz Journal, 1974. – № 17. – 65-68 рp.

106. Rapold, K. Drilling vibration measurement detect bit stick-slip / К. Rapold. – Oil and Gas Journal, 1993. – № 9. – 66-70 рp.

107. Reid, P.I. Differential-Sticking Mechanisms and a Simple Wellsite Test for Monitoring and Optimizing Drilling Mud Properties / P.I. Reid, G.H. Meeten, P.W.

Way. – SPE Drilling & Completion Volume 15, Number 2, 2000. SPE 64114-PA.

108. Wu, Jiang. Frictional Drag Analysis for Helically Buckled Pipes in Juvkam-Wold, C. Hans. – Extended Reach and Horizontal Wells / Jiang, Wu, Рresented at the Energy-Sources Conference & Exhibition, Houston, Texas, 1993. – January 31- February 4. – Р. 18.

109. Wu, J. Casing Centralization in Horizontal Wells / J. Wu, P. Chen, H. C.

Juvkam-Wold. – Popular Horizontal, 1991. – April/June. – 14-21 рp.



Pages:     | 1 | 2 ||
 





 
© 2013 www.libed.ru - «Бесплатная библиотека научно-практических конференций»

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