1. В результате научного обобщения сделан вывод о том, что несмотря на определенные достижения ООО "Газпром бурение" в области строительства скважин, сегодняшнее организационно-техническое и технологическое состояние буровых работ требует разработки и внедрения инновационных технико-технологических проектов по ускорению сроков строительства скважин, обеспечению сохранности естественных фильтрационно-емкостных свойств и надежности разобщения вскрываемых продуктивных пластов. 2. Обоснованы и оптимизированы рецептуры промывочных жидкостей. Для вскрытия продуктивных пластов с коэффициентами аномальности до 1,24 рекомендован состав: картофельный крахмал - 2 %, каустическая сода (NaOH) -0,08 %, метасиликат натрия - 1,2 %, хлорид калия - 3 %, остальное - пластовая либо техническая вода. Для пластов с коэффициентом аномальности более 1,24 можно использовать: полимер (сульфацел до 3 %, либо картофельный крахмальный реагент - до 5 %, либо Xanthan gun - 0,1-10,15%) + электролит (формиат натрия 9-45 % или ацетат калия - 28 %) + утяжелитель (мраморная крошка - до 45 % или барит - 10-60 %). В случае применения инертных добавок (утяжелителей), последний предварительно обрабатывают ПАВ - ФХЛС (феррохромлигносульфонат) - до 3 %. Для предупреждения возможного вспенивания раствора вводится пеногаситель MAC 200, растворенный в дизтопливе в соотношении 1 : 20 - до 0,4 %, остальное - техническая вода. Разработаны технологические схемы их приготовления. В зависимости от степени минерализации дисперсионной среды параметры раствора остаются стабильными при температурах 20-30°С в течение 20-30 суток, а при циклическом повышении и снижении температуры раствора в диапазоне 20-90 °С - в течение 15-20 суток. Растворы без метасиликата натрия ферментативно устойчивы в течение 7-Ю дней. При опытно-промышленном внедрении отмечено отсутствие загрязненных зон в приствольной части продуктивных пластов (отрицательный скин-эффект порядка 2,5-4,6), продуктивность скважин при испытании возросла: в разведочных скважинах в 2,8-5,2 раза, в эксплуатационных, нефтяных - в 1,25-1,8 раз, в газовых - в 1,7-1,9 раза по сравнению с базовыми. Чистый экономический доход предприятия составил 250-275 рублей на метр глубины скважины. 3. Модернизирована технология вскрытия продуктивных пластов за счет использования метода кольматации в щадящем режиме, с применением в качестве кольматационной среды биополимерсолевого раствора. Время "существования" кольматационного экрана управляется реагентами-деструкторами (метасиликат натрия, пероксид водорода и пергидрат мочевины). При введении в раствор порядка 0,1 % пергидрата мочевины проницаемость коллектора восстанавливается полностью. Пероксид водорода в сочетании с мочевиной нейтрализует активность ферментов, процесс ферментативного брожения прекращается. После дополнительной обработки крахмальным реагентом раствор восстанавливает свои свойства и может быть использован на следующей скважине. 4. Для решения проблемы обеспечения сохранности коллекторских свойств продуктивных пластов рекомендовано использование биополимерсолевых растворов. Биополимер адсорбируется на поверхности поровых каналов, сужает их, образует кольматационный экран на глинистых включениях, предотвращает их гидратацию и набухание. Связывая значительное количество дисперсионной среды, он способствует снижению процесса фильтратоотдачи бурового раствора. Электролиты (соли хлорида калия, ацетата калия либо формиата натрия) ингибируют процессы гидратации и диспергации глинистых включений, снижают поверхностное натяжение и капиллярное давление, защищают биополимерный реагент от воздействия бактерицидов и регулируют плотность раствора. Для повышения ферментативной устойчивости и термостабильности крахмального реагента предложен ввод в его состав метасиликата натрия. 5. Разработана и рекомендована к внедрению методика контроля и управления осевой нагрузкой на долото и частотой вращения породоразрушающего инструмента при бурении наклонно направленных и горизонтальных скважин для изменения величин момента и нагрузки до посадки долота на забой и непосредственно при нагружении долота. Методика успешно использована при бурении скважин на Уренгойском и Урненском месторожден иях. 6. Теоретически обосновано и экспериментально доказано, что модульное разделение ротора винтового забойного двигателя по окончании шага винтовой линии, последующее их объединение и разворот осей на определенный угол снижает уровень поперечных колебаний двигателя, повышает энергетические характеристики и увеличивает сроки его работы. Для двигателей Д1-195В, ДГР-178.6/7.57 и ДГР-178.7/8.37 установлено увеличение механической скорости бурения в среднем на 18 %, моторесурса двигателя на 60-70 %. 7. Для повышения надежности разобщения продуктивных горизонтов рекомендовано использование методов гидроактивации тампонажного раствора: при его приготовлении включением в технологическую схему цементирования ротационно-пульсационного активатора (РПА). Гидродинамическая активация РПА осуществляется воздействием на обрабатываемую среду гидравлических ударов, кавитации, больших напряжений сдвига, возникающих в узких радиальных зазорах между вращающимися и неподвижным цилиндрами. Изучено положительное их влияние на изменение физико-механических свойств тампонажных растворов. Для осуществления гидровоздействия на свойства тампонажного раствора при его выходе из башмака обсадной колонны разработаны два варианта конструкции последнего. В первом варианте генерирование импульсов давления основано на принципе образования парогазовой воронки за счет закручивания потока, во втором - генератор сконструирован на принципе жидкостного свистка. Разработана техническая документация на их изготовление и применение, РПА использован на 18 скважинах, забойные генераторы кавитационных импульсов давления на - 23 скважинах. В полном комплексе (РПА и забойные генераторы) использованы на 13 скважинах. 8. Доказано, что применение водорастворимых высокомолекулярных соединений в составе тампонажных растворов снижает их фильтратоотдачу, повышает седиментационную устойчивость и герметичность заколонного пространства. Обоснован выбор полимеров из группы оксиэтилцеллюлозы -Tylose марок ЕНМ в количестве 0,3-0,5 % и EHL - 0,5 %. Рекомендуется их введение в состав раствора виде кашицы, не исключается - в растворенном и сухом виде. Время перемешивания тампонажного раствора должно быть не менее одного часа. Для регулирования сроков схватывания и реологических свойств тампонажного раствора рекомендуемые полимеры успешно могут сочетаться с хлоридом кальция (2-3 %) и ЛСТП (0,1 %). Усадочные явления не оказывают воздействия на качество цементирования, поскольку они протекают в ранние сроки твердения. Объяснен механизм снижения фильтратоотдачи. Внедрено с положительным результатом на более чем 150 скважинах. 9. Разработана конструкция устройства, снижающего воздействия на цементный камень изменений внутренних и наружных давлений, температурных напряжений в процессе ожидания затвердевания тампонажного раствора и эксплуатации скважин, что исключает формирование каналов в контактных участках "цементный камень - обсадная колонна", "цементный камень - горная порода". Расчетным методом, по известным и принятым математическим моделям, проведена оценка прочностных характеристик основных узлов устройства. Результаты показали его работоспособность и возможность использования в составе обвязки обсадной-колонны. 10. Для предупреждения трещинообразования в цементном камне рекомендуется использование безперфораторного способа вторичного вскрытия с термофизическим воздействием на пласт, реализация которого обеспечивается установкой в компоновке низа обсадной колонны фильтров: односторонней связи, заколонного, противопесочного. Описаны технологии работ, области применения и варианты установок в зависимости от геологического расположения и строения залежей нефти и газа. 11. Теоретические и конструкторские разработки, результаты экспериментальных и промысловых исследований вошли в учебно-методические комплексы и используются при подготовке специалистов специальности "Бурение нефтяных и газовых скважин", бакалавров и магистров направления "Нефтегазовое дело", а также специалистами отраслевых институтов при разработке технологических регламентов и проектов на строительство скважин.