Бурения скважин в осложненных условиях

Поднятый крючок промывают и тщательно осматривают. Горизонтальные царапины и истирание насечек показывает, что крючок завел конец трубы в центр. Отсутствие внутренних царапин и истирания говорит о том, что крючок работал мимо, и его следует спустить заново.

Ловля мелких предметов, упавших в скважину

Мелкие предметы, упавшие в скважину, или же мелкие детали долота вплоть до шарошек ловят магнитным фрезером-пауком или ловильным пауком.

Магнитный фрезер спускают, не доходя до забоя на 0,2--0,3 м, и тщательно промывают его. После этого насос выключают, а магнитный фрезер спускают на забой. Магнитный фрезер спускают с воронкой соответствующего размера. Поднимать инструмент необходимо осторожно, без встряхивания, а отвинчивать свечи вручную.

Ловля пауком. Не доходя до забоя на 0,5--0,8 м, тщательно промывают скважину. После этого начинают медленно вращать паук и одновременно сажать его на забой до тех пор, пока паук не начнет зубьями цеплять за оставшиеся детали. После этого дают нагрузку на паук (1--2 деления) и несколько минут работают на забое. Предположив, что оставшееся детали оказались внутри паука, нагружают инструмент для завертывания зубьев паука и начинают подъем.

Оставшиеся детали ловят фрезером с внутренними коническими зубьями, наваренными твердым сплавом, в следующей последовательности. Но допуская фрезер до забоя на 0,5 м, тщательно промывают скважину. Посло этого, медленно вращая ротор и спуская инструмент, детали офрезеровывают. По окончании офрезерования прекращают промывку и закрепленные внутри фрезера детали «затирают». Поднимать инструмент, нужно без рывков, а отвинчивать свечи вручную.

Когда оставшиеся на забое детали не удается поднять указанными выше ловильными инструментами, необходимы следующие мероприятия:

а) при бурении в мягких породах надо спускать пикообразное долото диаметром меньше диаметра скважины на 50-60 мм и пробурить около 0,5 м; после этой операции надо спустить долото РХ диаметром, равным диаметру скважины, и медленным вращением оставшиеся детали столкнуть в подготовленное узкое место; затем спустить ловильный инструмент: магнитный фрезер, ловильный паук и т. д., которым извлечь из скважины оставшиеся детали;

б) при наличии на забое крепких пород спускают торцовый фрезер, которым размалывают оставшиеся на забое детали;

в) при неудаче ловли магнитным фрезером и пауком применяют торпедирование оставшихся деталей на забое.

4.3.1 Торпедирование инструмента

Процесс торпедирования заключается в следующем:

а) отвинчивают рабочую трубу и в бурильные трубы спускают шаблон для определения глубины прохождения торпеды;

б) после этого спускают рабочую торпеду, взрывать которую желательно в утолщенном месте трубы либо в замке или муфте;

в) после взрыва поднимают инструмент;

г) оставшуюся часть инструмента не извлекают и зарезают новый ствол выше оставшегося инструмента.

Зарезать новый ствол надо также в следующих случаях:

а) при полете инструмента и поломке его в двух местах и более или расположении его в скважине в два ряда;

б) при отклонении конца оставшегося инструмента от центра, невозможности его завода и установки конца в центр;

в) сломанный конец разворочен и не поддается обработке фрезером;

г) не удается восстановить циркуляцию.

4.3.2 Фрезерование и отвинчивание инструмента левыми трубами

При невозможности восстановить циркуляцию, чтобы установить нефтяную ванну, а также в случае, когда конец оставшихся труб находится в башмаке или чуть ниже и торпеда не проходит в бурильных трубах, извлекать трубы следует по частям фрезерованием с последующим отвинчиванием левым бурильным инструментом.

Извлечение оставшегося инструмента в таком случае происходит следующим образом:

а) при помощи ловильного инструмента (метчика, колокола или шлипса) соединяются с концом оставшегося инструмента и дают небольшую натяжку, затем, вращая влево, отвинчивают трубы;

б) после подъема отвинченных свеч спускают на обсадных трубах кольцевой фрезер (обуриватель) минимальная длина обсадных труб должна быть больше длины свечи; после офрезерования производится отвинчивание, следует помнить, что во избежание потери конца труб, оставшихся в скважине, офрезеровывать следует на 1--2 м ниже муфты или замка, подлежащих отвинчиванию.

В целях сокращения СПО под переводником с левых бурильных труб на обсадные внутри обсадных труб рекомендуется монтировать метчик.

Однако не всегда имеются левые трубы. Тогда оставшиеся трубы извлекают правыми трубами в следующем порядке:

а) ниже конца оставшихся в скважине труб на 100--150 м производят торпедирование;

б) спускают ловильный инструмент, составленный в следующем порядке (считая снизу вверх): фрезер, обсадные трубы 100--150 м, в переводнике метчик и далее правые бурильные трубы;

в) офрезеровывают верхнюю часть оторванного инструментаниже нового конца на 1,5--2 м, после окончания офрезерования навинчивают метчик и поднимают трубы.

Все операции в такой же последовательности продолжаются до тех пор, пока не будет извлечен весь оставшийся в скважине инструмент.

4.3.3 Ловильные работы в кавернах

В скажинах с открытым стволом «голова» оборванных труб часто уходит в каверну. Обычная ловильная колонна с овершотом может пройти мимо «головы» труб и коснуться их гораздо ниже. В этом случае при вращении колонны направляющая воронка овершота слегка подклинивает, потом срывается. Может оказаться, что соединиться с оборванными трубами спущенной компоновкой не удается. Для ликвидации таких аварий может использоваться кривая труба.

Кривая труба. Труба, слегка изогнутая вблизи ниппеля и включенная в компоновку ловильной колонны непосредственно над овершотом, отводит инструмент под углом в сторону и иногда позволяет соединиться с ушедшей в «каверну» головой труб. Это самый простой и доступный способ. Некоторые специалисты используют переводник с боковым соплом. При прокачке жидкости из сопла выбрасывается струя, отжимающая переводник к противоположной стенке скважины. Этот способ не везде можно применять, так как струя размывает не только фильтрационную корку на стенке скважины, но и стенку.

Изготовляют специальные переводники, оси резьб которых наклонены друг к другу под определенным углом. Их называют кривыми переводниками, забурочными переводниками, переводниками со смещенными осями. Их можно применить вместо кривой трубы. Если использование кривой трубы не дает эффекта, можно заменить направляющую воронку овершота специальной направляющей воронкой с отводным крючком.



5. Практические расчеты при бурении скважин в осложненных условиях и ликвидации аварий

Пример № 1

Определить гидростатическое давление бурового раствора на забой, если глубина скважины Н=3000 м, плотность бурового раствора , статическое напряжение сдвига ?=0,03 или 30кН/м², диаметр скважины =200 мм.

Решение: Гидростатическое давление бурового раствора на забой скважины определяется по формуле

где - давление на свободной поверхности бурового раствора (в кольцевом пространстве на устье скважины).Это давление возникает в том случае, если буровой раствор выходит из скважины через герметизирующее приспособление или при задавке скважины с закрытым полностью или частично превентором. В нашем случае буровой раствор свободно выходит из скважины, т.е. ; - давление, которое может возникнуть на забое при появлении структурных свойств бурового раствора.

Если давление на забое начинает медленно возрастать в результате свободного притока жидкости в скважину, то до начала движения раствора величину необходимо брать со знаком плюс. Если происходит медленное отфильтровывание воды в нижней части скважины при неизменном положении уровня в скважине, то величину необходимо брать со знаком минус. Если скважина заполнена водой, то =0. Величину определяют по формуле:

Принимая в нашем примере величину со знаком плюс, получаем

Таким образом, в статическом состоянии давление на забой скважины в результате пластических свойств раствора отклоняется от гидростатического на 1,8 Мпа. Если раствор долгое время находился в состоянии покоя, в силу тиксотропных свойств и других причин статическое напряжение сдвига раствора может возрасти в 3-5 раз. При этом также возрастет и . Это всегда следует учитывать при определении начального давления на выкиде насосов в процессе продавки бурового раствора, который долгое время находился в покое.

Примечание. На практике величиной пренебрегают, тогда гидростатическое давление бурового раствора на забой: , а если устье скважины свободно открыто, то и .

Пример № 2

Определить, как изменится статический уровень в скважине при замене глинистого раствора водой для следующих условий: глубина скважины H=617 м, плотность глинистого раствора статический уровень раствора в скважине

Положение статистического уровня воды в скважине при замене глинистого раствора водой устанавливается из выражения

где - высота столба воды,

ысота столба раствора в скважине;

статический уровень раствора в скважине.

Решение: Высота столба раствора в скважине:

Высота столба воды по формуле:

Положение статического уровня воды в скважине

Плотность жидкости для замены в скважине раствора с таким расчетом, чтобы статический уровень был на устье, вычисляется из уравнения

Пример № 3

При бурении под кондуктор в скважине глубиной H=487 м статический уровень раствора плотностью составлял Какова должна быть плотность бурового раствора, чтобы статический уровень был на устье?

Решение: По формуле

Если рост обусловлен переходом части выбуренной породы в активную твердую фазу, то восстановить ее можно разбавлением раствора водой с введением соответствующих реагентов.

Объем добавляемой воды на единицу объема раствора (м³) для уменьшения плотности от до вычисляется по формуле:

Плотность бурового раствора, обеспечивающая нормальную циркуляцию при поглощении, определяется из уравнения

где k=0,85 - коэффициент запаса; - глубина нахождения кровли поглощающего горизонта, м.

Пример № 4

Глубина нахождения кровли поглощающего пласта глубина положения статического уровня плотность бурового раствора . Определить плотность бурового раствора, который должен обеспечить нормальную циркуляцию при поглощении.

Решение: По уравнению находим плотность раствора

Вывод. Для осуществления нормальной циркуляции достаточно заменить циркулирующий буровой раствор водой при условии, если это позволяет геологический разрез скважины.

Объем бурового раствора (в м³), который поглотила скважина,

где S - площадь приемной емкости, м²; h - высота снижения уровня в емкости, м.

Интенсивность поглощения (в м³/ч)

где t - время (в ч), за которое уровень в емкости снизился на величину h.

Пример №5

При вскрытии трещиноватых и ошлакованных базальтов четвертичного возраста произошло поглощение бурового раствора. В процессе бурения при работе насоса за время уровень в емкости, площадь основания которой , снизился на Найти объем бурового раствора, который поглотила скважина, и интенсивность поглощения.

Решение: Объем бурового раствора, который поглотила скважина:

Интенсивность поглощения:

Коэффициент поглощающей способности при полном поглощении бурового раствора

где - динамический уровень раствора в скважине, м.

Классификация зон поглощения в зависимости от величины приведена в таблице 30.

Таблица 26: Классификация зон поглощения в зависимости от величины

Коэффициент	1	1-3	3-5	3-15	15-25	>25
Классификация зон поглощения	I	II	III	IV	V	VI
Поглощение	Частичное	Полное	Интенсивное	Катастрофическое

Пример № 6

Газоносный пласт, давление в котором P_пл=32 МПа, залегает на глубине H=2600 м. Требуется оценить относительное давление.

Решение: Относительное давление в пласте вычисляются из выражения:

где - плотность воды, кг/м³.

Плотность бурового раствора для предупреждения выброса при вскрытии продуктивного горизонта

где k_р - коэффициент превышения гидростатического давления над пластовым, величина которого выбирается в зависимости от глубины залегания горизонта H: k_р=1,10 при H<1200 м; k_р=1,05 при H>1200 м.

Пример № 7

Глубина залегания кровли газоносного горизонта H=3120 м, пластовое давление P_пл=39,2 МПа. Определить плотность бурового раствора для предупреждения выброса при вскрытии продуктивного пласта.

Решение: Принимаем k_р=1,05. Подставляя данные в формулу , находим

Значение с_б.р, необходимое для создания противодавления на пласт, можно также вычислить из выражения

где Дс - требуемая величина превышения гидростатического давления над пластовым, устанавливаемая ПБ.

Пример № 8

На глубине H=950 м пластовое давление P_пл=12 МПа. Для безопасности требуется превышение гидростатического давления над пластовым Дс=2 МПа. Какой должна быть плотность бурового раствора?

Решение: Из уравнения

Давление (в Па) сдвига вязкопластичной жидкости на забое

Пример № 9

Из скважины, диаметр которой D=398 мм=398?10^-3 м, требуется поднять бурильную колонну наружным диаметром d=140 мм=140?10^-3 м и длиной L=1600 м. Определить давление, необходимое для начала движения глинистого раствора в кольцевом пространстве (снижение давления на стенки скважины), если статическое напряжение сдвига утяжеленного глинистого раствора, заполняющего скважину, и=18 Па.

Решение: Давление (в Па), необходимое для начала движения бурового раствора в кольцевом пространстве

где L - длина бурильной колонны, м; D, d - диаметр соответственно скважины и бурильных труб, м.

Искомое давление находим по формуле:

Опорожнение скважины при подъеме бурильной колонны может служить самостоятельной причиной возникновения проявления и в сочетании с другими факторами.

Условие возникновения газопроявления при подъеме труб из скважины выражается неравенством

где с_г - гидростатическое давление, создаваемое столбом бурового раствора; Дс_ст - снижение статического давления в неподвижном буровом растворе.

Объем бурового раствора для долива скважину определяется исходя из объема поднятых труб с учетом объемов разлитого при подъеме раствора и налипшего на стенках труб.

В таблицах 27 и 28 приведен расчетный объем бурового раствора для долива скважины при подъеме по объему металла бурильной колонны. Периодичность долива скважины зависит от конкретных геолого-технических условий бурения.

Ликвидация возникшего флюидопроявления состоит в удалении из скважины поступившего в нее флюида. Первоначальная информация о виде поступившего в скважину флюида может быть получена путем использования показания манометров на выкидной линии превенторов и стояке.

Для инженерных расчетов удобны формулы, полученные без учета структурных свойтсв бурового раствора:

для оценки пластового давления на забое

для оценки плотности флюида

где P_у - давление на устье скважины в затрубном пространстве;

P_н - давление в нагнетательной линии насосов;

h_ф - длина столба флюида, которую находят по объему поступившего в скважину флюида, равного объему вытесненного бурового раствора, и по площади сечения кольцевого зазора.

Считается, что при с_ф=1080-1200 кг/м³ в скважину поступила пластовая вода, а при с_ф<360 кг/м³ - газ. В случае с_ф= 360-1080 кг/м³ возможно поступление нефти с газом, нефти, воды с газом.

Пример № 10

Оценить вид флюида, поступившего в скважину. Исходные данные: диаметр скважины в открытом стволе 200 мм; бурильная колонна состоит из УБТ диаметром 146 мм длиной 180 м и бурильных труб диаметром 127 мм; плотность бурового раствора с_б..р=1490 кг/м³; объем поступившего флюида 4,4 м³; давление на устье в кольцевом пространстве P_у=9,0 МПа, а в трубах 5,4 МПа; глубина скважины в начале проявления 3100 м; глубина спуска 219-мм промежуточной колонны 2200 м (открытый ствол 3100-2200 = 900 м)

Решение. Объем (в м³) кольцевого пространства между УБТ и открытым стволом

Поскольку объем поступившего флюида больше объема кольцевого пространства в интервале УБТ и открытого ствола (4,4>6,2), высота столба поступившего флюида

где 0,0187 - площадь сечения кольцевого пространства между бурильными трубами и открытым стволом (S=3,14/4(0,2²-0,127²)=0,0187 м²)

Тогда по формуле (…) находим плотность поступившего флюида

Так как с_ф<360 кг/м³, можно считать, что в скважину поступил газ. Для окончательной оценки вида флюида следует воспользоваться дополнительной информацией, например показаниями газокаротажа.

Для глушения флюидопроявления наиболее распространен метод ожидания и утяжеления, когда для приготовления бурового раствора для глушения (утяжеления раствора) требуется определенное время (время ожидания). Метод использует один цикл циркуляции для удаления флюидов и глушения скважины. При этом утяжеленный буровой раствор закачивают при определенной пониженной подаче насоса и регистрируют общее давление на стояке

где P_бт - статическое давление в бурильных трубах при закрытом устье; P_с1 - давление циркуляции.

Подачу бурового насоса поддерживают постоянной до тех пор, пока буровой раствор глушения не заполнит бурильные трубы. При этом давление в бурильных трубах снижается от в начале циркуляции до , когда раствор глушения достигает долота (регулировкой штуцера давление поддерживают постоянным, пока раствор глушения не заполнит затрубное пространство и не выйдет на устье). Сущность метода рассмотрим на примере.

Пример №11

После обнаружения флюидопроявления в 215,9 мм скважине глубиной 3048 м и закрытия ее были зарегистрированы следующие давления: в бурильных трубах P_бт=1,38 МПа; в кольцевом пространстве P_к.п.=2,76 МПа. В скважину на глубину 2621 м спущена обсадная колонна диаметром 244,5 мм (из труб из стали группы прочности N-80 весом 648 Н/м) и внутренним диаметром 222,4 мм. Прочность обсадной колонны на разрыв от внутреннего давления для труб из стали группы прочности N-80 составляет 40,86 МПа. Бурильная колонна включает: УБТ наружным и внутренним диаметрами 127 и 108,6 мм, весом 290 Н/м. Давление циркуляции 13,78 МПа при числе ходов n_х=60 ходов/мин и 3,44 МПа при n_х=30 ходов/мин; плотность бурового раствора с_б.р=1200 кг/м³. При каждом ходе поршня подача насоса составляет Qn_x=1=0,0159 м³.

Определить следующие параметры: объемы бурильных труб и УБТ, кольцевого пространства; максимально допустимое давление в обсадной колонне; пластовое давление; плотность раствора глушения; давление на стояке в начале циркуляции утяжеленного раствора; конечное давление циркуляции на стояке; время, требуемое для замены содержимого бурильных труб на раствор глушения (время одного цикла); время, необходимое для замены содержимого скважины на раствор глушения; общее число необходимых ходов поршня при условии, что подача насоса составляет 15,9 л на ход поршня.

Решение:

Длина бурильных труб

3048-152=2896 м

Объем бурильных труб

Объем УБТ

Общий объем бурильной колонны

Общий объем кольцевого пространства

Для дополнительной безопасности максимальное давление в обсадной колонне при закрытом устье не должно превышать 85%-ного давления разрыва труб от внутреннего давления, т.е. максимальное допустимое давление в обсадной колонне

,73

Поскольку P_к.п<< (2,76<<34,73), скважина может быть закрыта без разрыва обсадной колонны (расчет выполнен без учет наружного давления на обсадную колонну).

Пластовое давление определяется из выражения

Плотность бурового раствора, необходимая для уравновешивания пластового давления (плотность раствора глушения),



С учетом некоторого запаса плотности, который в зарубежной практике рекомендуется принимать примерно 50 кг/м³,

Давление на стояке в начале циркуляции

Начальное давление циркуляции при

Время заполнения бурильных (мин) труб утяжеленным буровым раствором

Общее время, необходимое для замены бурового раствора в скважине:

Вывод. Через 218 мин раствор глушения должен полностью заполнить скважину, а значения P_бт и P_н.п будут равны 0, когда насосы отключены.

Общее число ходов поршня, необходимых для полной замены содержимого скважины на раствор глушения,



6. Некоторые справочные материалы и данные для практических расчетов

Таблица 27: Расчетный объем металла 1000 м бурильных труб

Диаметр труб, мм	Толщина стенки, мм	Объем, м3	Диаметр труб, мм	Толщина стенки, мм	Объем, м3
Трубы бурильные стальные ТБВ, ТБН, ТБВК, ТНБК	Трубы бурильные стальные с приваренными замками ТБПВТ
101,6	7 8 9 10	2,39 2,66 2,92 3,19	114,3	7 8 9 10	2,8 3,1 3,4 3,7
114,3	7 8 9 10 11	2,66 3,19 3,45 3,73 3,99	127	7 8 9 10	3,2 3,5 3,8 4,2
			Алюминиевые бурильные трубы с замками
127	7 8 9 10	3,10 3,46 3,99 4,26	114 129 147	10 9 11 9 11 13 15 17	3,6 3,8 4,5 4,5 5,2 6,0 6,7 7,3
139,7	8 9 10 11 12 13,5	3,99 4,26 4,78 5,05 5,63 6,13

Таблица 28: Расчетный объем металла 100 м УБТ

Шифр УБТ	Внутренний диаметр УБТ, мм	Объем, м3	Шифр УБТ	Внутренний диаметр УБТ, мм	Объем, м3
УБТ-146 УБТ-178 УБТ-203 УБТ-219 УБТ-245 УБТС1-120 УБТС2-120 УБТС1-133 УБТС2-133 УБТС1-146	74 90 100 112 135 64 64 68	1,24 1,85 2,46 2,87 3,41 0,81 1,07 1,31	УБТС2-146 УБТС1-178 УБТС2-178 УБТС1-203 УБТС2-203 УБТС1-229 УБТС2-229 УБТС1-254 УБТС1-273 УБТС1-299	68 80 80 90 100 100 100	1,31 1,99 2,73 3,48 4,28 5,07 6,24

Таблица 29: Предельные (соответствующие пределу текучести) растягивающие нагрузки для стальных бурильных труб (ГОСТ Р 50278-92)

Наружный диаметр трубы, мм	Толщина стенки, мм	Растягивающая нагрузка, кН (при Мк=0)
		Д	Е	Л	М	Р
114,3	8,6	1082	1476	1870	2070	2656
	10,9	1342	1830	2320	2564	3293
127	9,2	1290	1760	2230	2465	3166
	12,7	1728	2358	2907	3300	4240
139.7	9,2	1430	1950	2470	2730	3508
	10,5	1615	2203	2792	3086	3964

Таблица 30: Предельные (соответствующие пределу текучести) крутящие моменты для стальных бурильных труб (ГОСТ Р 50278-92)

Наружный диаметр трубы, мм	Толщина стенки, мм	Растягивающая нагрузка, кН (при Qр=0)
		Д	Е	Л	М	Р
114,3	8,6	30724	41940	53100	58690	75390
	10,9	36616	49950	63280	69950	89850
127	9,2	40926	55830	70730	78180	100420
	12,7	51930	70835	89744	99200	127420
139.7	9,2	50525	68920	87320	96520	123980
	10,5	56050	76460	96870	107070	137540

Таблица 31: Предельные (соответствующие пределу текучести) осевые растягивающие нагрузки в кН в клиновом захвате на бурильные трубы по ГОСТ Р 50278-92 или стандарту АНИ для клина длиной 400мм при коэффициенте охвата С=1

Наружный диаметр трубы, мм	Толщина стенки, мм	Группа прочности/ марка стали
		Д	Е/Е-75	Л/Х-95	М/G-105	Р/S-135
114,3	8,56	926	1260	1598	1765	2270
	10,92	1160	1577	1999	2208	2840
127	9,19	1091	1484	1881	2078	2672
	12,7	1469	1998	2533	2798	3599
139.7	9,17	1186	1613	2045	2259	2905
	10,54	1351	1830	2330	2574	3310
152,4	8,23		1571	1992	2200	2829
	9,65		1828	2316	2559	3291
168,3	8,38		1740	2205	2436	3133

Таблица 32: Предельное внутреннее давление для стальных бурильных труб(ГОСТ Р 50278-92)

Наружный диаметр трубы, мм	Толщина стенки, мм	Растягивающая нагрузка, кН (при МПа=0)
		Д	Е	Л	М	Р
114,3	8,6	42,48	55,92	88,33	95,35	122,6
	10,9	58,00	77,70	109,4	120,9	155,4
127	9,2	40,32	52,78	83,09	91,82	118,00
	12,7	61,41	82,00	114,70	126,7	162,9
139.7	9,2	34,92	45,32	75,54	83,48	107,3
	10,5	42,48	55,92	86,23	95,26	122,4

Таблица 33: Предельное наружное давление для стальных бурильных труб (ГОСТ Р 50278-92)

Наружный диаметр трубы, мм	Толщина стенки, мм	Растягивающая нагрузка, кН (при МПа=0)
		Д	Е	Л	М	Р
114,3	8,6	42,48	55,92	68,08	73,58	87,9
	10,9	58,00	77,70	96,73	105,9	131,70
127	9,2	40,32	52,78	63,96	68,96	81,52
	12,7	61,41	82,00	103,1	113,00	141,40
139.7	9,2	34,92	45,32	53,96	57,68	66,71
	10,5	42,48	55,92	68,00	73,48	87,70



Литература

1. Курочкин Б.М. Техника и технология ликвидации осложнений при бурении и капитальном ремонте скважин, ч. 1. - М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», 2007. - 598 с.

2. Ю.Л. Кашников, С.Г. Ашихмин. Механика горных пород при разработке месторождений углеводородного сырья - М.: Недра, 2007

3. Басарыгин Ю.М., Булатов А.И., Проселков Ю.М. Осложнения и аварии при бурении нефтяных и газовых скважин: Учеб. пособие для вузов. - М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2000.- 677 с.: ил.

4. Ганджумян Р.А., Калинин А.Г., Никитин Б.А. Инженерные расчеты при бурении глубоких скважин: Справочное пособие/ Под ред. А.Г. Калинина. - М.: ОАО «Издательство «Недра», 2000.- 489 с.: ил.

5. М.О. Ашрафьян. Технология разобщения пластов в осложненных условиях. - М.: Недра, 1989. - 228 с.: ил.

6. Пустовойтенко И.П., Сельващук А.П. Справочник мастера по сложным буровым работам.-3-е изд., перераб. и доп. М., Недра, 1983, с. 248.

7. Л.Н. Долгих. Крепление, испытание и освоение нефтяных и газовых скважин: электронное учебное пособие / Л.Н. Долгих. - Пермь: Изд-во Перм. гос. техн. ун-та, 2009. - 296 с.

8. Краткий справочник мастера по сложным буровым работам. И.П. Пустовойтенко, А.П. Сельващук. М., изд-во «Недра», 1971, стр. 232.

9. Ясов В.Г., Иыслюк М.А. Осложнения в бурении: Справочное пособие. - М.: Недра, 1991. - 334 с.: ил.

10. Справочник инженера по бурению. В 2-х томах, Т. 2. Под ред. В.И. Мищевича, Н.А. Сидорова. М., «Недра», 1973. 376 с.

11. Городнов В.Д. Физико-химические методы предупреждения осложнений в бурении. - 2-е изд. перераб. и доп.- М.: Недра, 1984. 229 с.

12. Булатов А.И., Долгов С.В. Спутник буровика: Справ. пособие: В 2 кн. - М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2006. - Кн. 1. - 379 с.: ил.

13. Булатов А.И., Долгов С.В. Спутник буровика: Справ. пособие: В 2 кн. - М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2006. - Кн. 2. - 534 с.: ил.

14. Басарыгин Ю.М., Булатов А.И., Проселков Ю.М. Бурение нефтяных и газовых скважин: Учеб. пособие для вузов. - М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2002. - 632 с.: ил.

15. Кудряшов Б.Б., Яковлев А. М. Бурение скважин в осложненных условиях: Учеб. Пособие для вузов. - М.: Недра, 1987. - 269 с.

16. В.С. Литвиненко, А.Г. Калинин. Основы бурения нефтяных и газовых скважин: Учебное пособие / В.С. Литвиненко, А.Г. Калинин / Серия «Золотой фонд Российской нефтегазовой литературы» / - М.: ЦентрЛитНефтеГаз, 2009. - 544 с.

17. Инструкция по эксплуатации бурильных труб РД 39-013-90. - Куйбышев, 1990.

18. Элияшевский И.В., Сторонский М.Н., Орсуляк Я.М. Типовые задачи и расчеты в бурении. Учебное пособие для техникумов. - 2-е изд., перераб. и доп. - М., Недра, 1982. 296 с.

19. Бабаян Э.В. Технология управления скважиной при газонефтеводопроявлениях / Э.В. Бабаян. - Краснодар: «Совет. Кубань», 2006. - 154 с.

20. Вадецкий Ю.В. Бурение нефтяных и газовых скважин. - М., Недра, 1978. 465 с.

21. Абатуров В.Г. Курс лекций. Бурение в сложных геологических условиях. - Институт нефти и газа ТюмГНГУ, 2003.

22. Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности - СПб.: Изд-во БиС, 2003.

23. Крылов В.И. Изоляция поглощающих пластов в глубоких скважинах. - М.: Недра, 1998. - 304 с.

24. Подгорнов М.И., Пустовойтенко И.П. Ловильный инструмент. Учеб. пособие для рабочих. М.: Недра, 1984. - 148 с.

25. Шевцов В.Д. Предупреждение газопроявлений и выбросов при бурении глубоких скважин. - М.: Недра, 1988. - 200 с.: ил.

26. Кемп Г. Ловильные работы в нефтяных скважинах. Техника и технологи: Пер. с англ. /Пер. Г.П. Шульженко. - М.: Недра, 1990. - 96 с.: ил.

27. Логанов Ю.Д., Соболевский В.В., Симонов В.М. Открытые фонтаны и борьба с ними: Справочник. - М.: Недра, 1991. - 189 с.: ил.

28. Блохин О.А., Иогансен К.В, Рымчук Д.В. Предупреждение возникновения и безопасная ликвидация открытых газовых фонтанов. - М.: Недра, 1991.

29. Иванов В.М. Предупреждение аварий при бурении глубоких скважин на нефть и газ: Учебное пособие. - 2 изд., М., Учебно-методический кабинет МПР РФ, 1998.

Размещено на Allbest.ru

...