автореферат диссертации по разработке полезных ископаемых, 05.15.10, диссертация на тему:Научно-методические основы технологии бурения наклонно направленных и горизонтальных скважин

, - г П 1

I 0 • "ОТКРЫТОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО

НАХ^НР-ПРОИЗВОДСТВЕННОЕ ОБЪЕДИНЕНИЕ - V К. ^ ' - ''БУРОВАЯ ТЕХНИКА" - ВНИИБТ

На правах рукописи

Оганов Александр Сергеевич

Научно-методические основы технологии бурения наклонно направленных и горизонтальных скважиЬ

Специальность 05.15.10 - Бурение скважин

Автореферат диссертации на соискание ученой степени доктора технических наук

Москва - 1998

Работа выполнена в Открытом Акционерном Обществе "Научно-Производственное Объединение "Буровая техника" - ВНИИБТ

Научные консультанты:

доктор технических наук, член-корр. Российской Академии Естественных Наук Б.А.Никитин;

доктор технических наук, член-корр. Азербайджанской Национальной Академии С.А.Ширин-Заде.

Официальные оппоненты:

доктор технических наук, профессор А.Г.Калинин; док-^ор технических наук, профессор В.И.Крылов; доктор технических наук, А.Т.Кошелев.

Ведущее предприятие - Открытое акционерное общество "Славнефть-Мегионнефтегаз".

Защита состоится " 04 " Об_ 1998г. в // часов на

заседании Специализированного Совета Д 104.03.01. в ОАО НПО "Буровая техника" по адресу: 113114 г.Москва, ул.Летниковская, 7-9.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ОАО НПО "Буровая техника" - ВНИИБТ.

Автореферат разослан " ^ 9 " 1998г.

\ А.Г.Мессер

Ученый секретарь Специализированного Совета, кандидат технических наук

Общая характеристика работы

Актуальность проблемы. Подъем экономики Российской Федерации п значительной степени зависит от развития нефтегазовой отрасли промышленности.

Ранее около 60% всех капитальных вложений в промышленность поглощали сырьевые отрасли, при этом доля топливно-энергетического комплекса в конце восьмидесятых годов уже достигла 21%.

В настоящее время решение проблемы сохранения уровня или замедления темпов падения добычи нефти и газа становится сложной задачей из-за ряда неблагоприятных факторов, в частности: обводнения скважин, лстощения старых месторождений, сокращения объемов геолого-разведочных забот, увеличения количества бездействующих скважин, сокращения объемов строительства новых скважин на действующих площадях.

Поэтому, первостепенное значение приобретают те направления технического прогресса, которые будут сопровождаться существенным :нижением капитальных затрат на строительство скважин.

И и первую очередь, это методы формирования оптимальной системы разработки, а также восстановления продуктивности месторождений на юздней стадии эксплуатации с помощью горизонтальных и наклонно оправленных скважин с большим углом входа в пласт.

Современный этап развития технологии направленного бурения :арактеризуется возрастанием средней глубины и отклонения от вертикали склонных и горизонтальных скважин, строительством наклонных скважин в >айонах со сложными для проведения буровых работ геологическими условиями, вскрытием горизонтальным стволом маломощных продуктивных [ластов, увеличением величины зенитного угла и жестким его регламентированием при бурении конечных интервалов наклонных скважин.

Однако, несмотря на существенный прогресс в освоении технологи! строительства скважин качественные и технико-экономические показател! проводки горизонтальных скважин, наклонно направленных скважин ( большим отклонением ствола от вертикали, а также дополнительной горизонтального ствола из эксплуатационных колонн бездействующих скважш в нашей стране все еще не удовлетворяют современным требованиям, а в ряд случаев значительно ниже результатов аналогичных скважин за рубежом.

Анализ данных законченных бурением и введенных в добычу скважи показывает, что не всегда полностью решается поставленная геологически задача, обеспечивается точное и качественное выполнение проектног профиля, как в части достижения протяженности горизонтального ствола продуктивном горизонте, так и реализации траектории в пределах толщин! пласта.

Таким образом, исследование этих многочисленных и сложных пробле» имеющих важное научное и практическое значение, является одной I актуальных проблем в области технологии строительства направленнь скважин.

Цель работы. Разработка и внедрение новых научно методических технико-технологических решений в области теории и практики стронтельст! наклонно направленных, горизонтальных скважин и восстановлен) бездействующих нефтяных и газовых скважин с целью повышения I качественных и технико-экономических показателей.

Основные задачи работы

1. Разработка и внедрение технологии проводки наклонно направленш скважин с большим вертикальным участком и по рациональнь криволинейным профилям, обеспечивающей надежную эксплуатац» погружного внутрискважинного оборудования.

2. Исследопгшие поведения ориентируемых п пеориентируеммх компоновок низа бурильной колонны при бурении скважин с применением забойного двигателя и роторным способом для повышения оперативности управления искривлением скважины.

' 3. Исследование поведения компоновки низа обсадной колонны во взаимосвязи с параметрами искривления наклонной и горизонтальной скважины.

4. Разработка гидравлической программы бурения, в том числе создание способа двухкапальной циркуляции бурового раствора для снижения гидродинамического давления при бурении и креплении скважин с большими отклонениями ствола от вертикали.

5. Разработка методических основ выбора и расчета конструктивных -параметров технических средств и КНБК для одновременного решения задач по снижению гидравлических сопротивлений в кольцевом пространстве и управлению траекторией ствола направленной скважины.

6. Разработка новых и совершенствование известных технико-технологических решений для повышения эффективности технологического процесса проводки горизонтальных, по различным радиусам искривления, и наклонно направленных скважин.

7. Разработка проектных решении, технических средств, технологии и проведение комплекса работ по строительству дополнительного горизонтального ствола при восстановлении бездействующих нефтяных и газовых скважин.

8. Разработка методических и регламентирующих документов регионального и отраслевого значения. Промышленное внедрение результатов исследований. Анализ экономической эффективности проводки дополнительного горизонтального ствола из эксплуатационных колонн при капитальном ремонте скважин.

Методы исследовании. Методической основой исследований явился комплексный подход к решению основных задач работы.

Теоретические, экспериментальные и промысловые исследования проведены с использованием методов теории упругости, сопротивления • материалов, аналитической и дифференциальной геометрии, размерностных характеристик (фрактальной н фазовой) динамических систем, вероятностно-статистических методой и с помощью ПЭВМ

Научна» новизна. Научно обоснованы новые технические и технологические решения.

1. Разработан единый метод исследования и алгоритмы расчетов на ПЭВМ ориентируемых и неориентируемых компоновок низа бурильной колонны для количественной и качественной оценки влияния параметров КНБК и основных технологических факторои бурения на процесс искривления ствола скважины.

2. Созданы научно методические основы проектирования и выбора рациональных геометрических параметров неориентируемых КНБК для снижения гидродинамического давления в скважине при выполнении различных технологических операций.

3. Впервые создан способ двухканальной циркуляции (A.C. №1112113, 1350327) и определены условия, при которых возможно осуществление движения по обоим каналам пязкопластичного бурового раствора;

4. Разработаны рекомендации по регулированию параметров режима бурения горизонтального стеолз на основе размерностных характеристик (фрактальной и фазовой) динамической системы углубления скважины.

5. Впервые исследовано поведение компоновки низа обсадной колонны во взаимосвязи с компоновками низа бурильной колонны и фактической траектории ствола с целью достижения параметров проектного профиля при дальнейшем углублении скважины.

6. Разработаны новые технологические решения, включая способы и технические средства по управлению траекторией скважины (A.C. №№1606672, 1656114, 1744233, 1747671, 1788192 и др.), программное обеспечение для ПЭВМ, комплекс мероприятий по повышению эффективности проектирования 1 управления процессом строительства наклонных и горизонтальных скважин, зошедших в программу "Горизонт".

7. Созданы научно методические основы технологического процесса зырезания колони, зарезки и бурения дополнительного горизонтального ствола 13 эксплуатационных колонн 0146, -168 и 178мм по среднему и малому задиуеам искривления, базирующегося на разработанных: макете рабочего 1роекта, программном обеспечении проводки скважин, средствах измерения и <онтроля параметров, специальных технических средствах.

8. Выведены новые критерии оценки качество выполнения проектных >ешений по бурению наклонно направленных и горизонтальных скважин.

Основные защищаемые положения. Научно-методические, технические i технологические решения и рекомендации по управлению процессом ;троительства наклонно направленных, горизонтальных скважин и зосстановленига бездействующих скважин:

1. Технология строительства направленных скважин по криволинейным и ; большим вертикальным участком профилям, обеспечивающих вскрытие 1роду_ктивных пластов пологими стволами.

Проектирование профиля наклонно направленных и горизонтальных жважин с учетом взаимосвязи основных его параметров и конструкции жважин.

2. Единый подход к исследованию поведения неориентируемых и ориентируемых КНБК. Алгоритмы расчетов. Уточнение границ технологических возможностей и области применения различных отклоняющих систем.

3. Методический подход к оснащению низа бурильной колонны центраторами, исходя из соответствия фактической траектории ствола проектному профилю, и создания требуемых значений прогиба и направления поворота оси обсадной колонны.

4. Способ двухканалыюй системы циркуляции бурового раствора и технические средства его реализации при бурении наклонно направленной скважины с большим отклонением ствола от вертикали.

5. Проектирование рациональных 1СНБК для снижения гидравлических сопротивлений и управления траекторией ствола скважины. Инженерна* методика определения гидродинамического давления, возникающего пр1 выполнении различных технологических операций в скважине.

6. Результаты оценки влияния геометрических, весовых и жесткостны? параметров КНБК, а также осевой нагрузки, кривизны 'ствола, твердое™ разбуриваемых горных пород и скорости вращения бурильной колонны (пр! роторном бурении) на величину отклоняющего усилия и угол поворота оси ; долота.

7. Технико-технологический комплекс по восстановлении бездействующих нефтяных и газовых скважин.

Практическая ценность. Достоверность выводов и установлеины; закономерностей теоретических исследований подтверждена промысловым] экспериментами, разработкой и внедрением технико-технологических решети' и регламентирующих документов:

- разработано программное обеспечение для ПЭВМ по проектированию 1 оперативному управлению технологическим процессом строительств наклонно направленных и горизонтальных скважин;

разработаны на уровне изобретений технические средств: методические и технологические решения и рекомендации, обеспечивающи повышение качественных и технико-экономических показателей проводк наклонно направленных и горизонтальных скважин;

разработаны научно-методические принципы проектирования конструкции и профиля наклонно направленной и горизонтальной скважины, а также КНБК, обеспечивающие высокое качество и надежность реализации технико-технологических решений на этапах строительства и эксплуатации скважины;

- разработаны инженерная методика определения гидродинамического давления в направленной скважине при использовании различных КНБК и мероприятия по снижению давления в скважине;

- разработан методический подход к определению качества строительства направленных скважин;

- разработаны рекомендации по выбору параметров режима бурения с использованием вероятностно-статистических методов;

разработаны регламентирующие документы выполнения технологических операций по восстановлению бездействующих скважин.

Практическая значимость работы характеризуется отражением основных направлений и результатов исследований в составных частях при выполнении следующих научно-технических программ:

1. "Комплексная программа создания принципиально новых систем разработки месторождений нефти с помощью горизонтальных и разветвленно-горизонтальных скважин (ГС и РГС) и их широкомасштабное внедрение" (Программа "Горизонт").

2. "Важнейшие народно-хозяйственные программы и проекты", Министерство науки и технической политики РФ, госзаказ - код 802, "Технология и техника строительства горизонтального ствола по малому радиусу искривления из эксплуатационных колонн бездействующих нефтяных и газовых скважин" (1994-1996гг.).

3. Приоритетный НИОКР ЦФ Комитета нефтяной промышленности Минтопэнерго РФ:

92.107.92. "Разработка ТЭС по технологии и техническим средствам радиального бурения"

92.109.93. "Разработка КНБК и технологии "ориентированного" бурения горизонтальных скважин турбинно-роторным способом".

Роснефтегаза:

93.013.2000. "Разработка технологии и технических средств многозабойного бурения"

93.002.2000. "Разработка технологии строительства наклонно направленных скважин с отходом от вертикали 2.5км и более".

Реализация работы в промышленности. Результаты исследований внедрены в производство и имеют перспективу дальнейшего применения.

Техника и технология строительства наклонно направленных скважин с большим вертикальным участком, обеспечивающая надежную эксплуатацию внутрискважинного оборудования, была использована при строительстве более 100 скважин в условиях месторождений АО "Мегионнефтегаз" и АО "Ноябрьскнефтегаз".

Технико-технологические решения по проводке горизонтальных скважин по большому и среднему радиусам искривления применены при бурении скважин в Ж "Белоруснефть", АО "Саратовнефтегаз", НК "Туркменнефть", СП "Вьетсовпетро" (5 скважин), с увеличением дебина в 2.5 - 4 раза .

Технология оперативного управления при строительстве наклонно направленных скважин с отходами ствола более 1500м применена в АО НК "Славнефть-Мегионнефтегаз" (9 скважин), с экономическим эффектом 4.5 млдр.руб, в ценах 1997г..

Способ двухканальнон циркуляции бурового и цементного раствора применен при бурении Саатлинской сверхглубокой скважины (СГ-1) и наклонно направленных скважин в ВПО "Каспморнефтегаз" (Зскважины).

Проектные профили и конструкции скважин с отклонением ствола от вертикали до 5000м при глубине скважины 3200м и 2500м легли в основу

рабочих проектов на строительство этих скважин, соответственно, на месторождениях "Комсомольское" и "Самотлорское" в АО "Пурнефтегаз" и АО 'Нижневартовскнефтегаз".

Применение технико-технологического комплекса позволило с помощью дополнительного горизонтального или наклонного ствола восстановить в условиях АО "Уренгойгазпром" (3 скважины), а в СП "Вьетсовпетро" (1 жважина) с увеличением дебита скважин в 4-12 раз.

Для предприятий НК "Роснефть" разработан РД "Технология и технические средства для бурения горизонтальных скважин по радиусу искривления 10-30м из эксплуатационных колонн диаметром 146-168мм".

Апробация работы. Основные положения диссертационной работы юкладывались, обсуждались и были одобрены на научно-технических ювещаниях, конференциях и симпозиумах по проблемам бурения:

- на НТС Миннефтепрома СССР в 1987-1991гг. и НК "Роснефть" в 1994г. г.Москва);

- на семинаре "Техника и технология бурения наклонно направленных жважин" секции бурения Московского правления ВКТО им.Губкина , 1988г. г.Москва);

- на совместном семинаре Миннефтепрома СССР, Мингазпрома СССР и ЗНИИБТ, 1988г., (г.Москва);

на секции экспертного совета нефтяной промышленности УГинтопэнерго РФ в 1993 г. и в 1996г. (г.Москва);

- на НТС по отделу топливно-энергетического комплекса ГКНТ РФ в 1995г. (г.Москва);

- на 14 Мировом Нефтяном Конгрессе (Норвегия) в 1994г.;

- на семинарах НК "Роснефть" по горизонтальному бурению на ВВЦ РФ в 1992-1994гг. (г.Москва);

- на III Международном симпозиуме по бурению скважин в осложненных условиях в 1995г. (г.Санкт-Петербург);

- на IV Международной выставке-конгрессе "Минерально-сырьевые ресурсы стран СНГ" в 1996г. (г.Москва);

- на II Международном семинаре "Горизонтальные скважины" в 1997г. (г.Москва);

- на XIII Губкинских чтениях в 1994г. (г.Москва);

- на НТС "Нефтяной центр по проблемам бурения наклонных и горизонтальных скважин" при РАЕН РФ в 1997г. (г.Москва);

- на расширенном Ученом Совете и НТС "НИПИморнефтегаз" и СП "Вьетсовпетро" в 1993-1996гг. (Вьетнам);

- на НТС Китайского нефтяного института REPID в 1992г.(Китай);

- на НТС Индийской нефтяной компании "Oillndia" и Национального нефтяного института ONGS в 1997г. (Индия);

- на НТС Иранской национальной нефтяной компании NIOC и национальной иранской буровой компании NIDC в 1997г. (Иран);

- на технических совещаниях АО "Мегионнефтегаз" в 1987-1997гг. (г.Мегион), АО "Уренгойгазпром" в 1993-1994гг. (г.Уренгой);

- на Ученом Совете НПО "Буровая техника" - ВНИИБТ в 1983 - 1997гг.

Публикации. Основное содержание диссертации опубликовано в 65

печатных работах , в т.ч. 9 авторских свидетельствах на изобретения и патентах РФ, а также 22 фондовых работах.

Структура работы. Диссертация состоит из введения, 8 разделов, выводов и рекомендаций, библиографии (167 наименований) и приложений.

Диссертация изложена на ^iV страницах машинописного текста, включая рис., У таблиц и приложения.

Автор благодарен ученым и специалистам Балденко Д.Ф., Рогачеву O.K., Федорычеву В.А., Браженцеву В.П., Цыбину A.A., Фарукшину JI.X., Повалихину A.C., Беляеву В.М., Прохоренко В.В., Позднышеву C.B., (НПО "Буровая техника"), а также научным консультантам д.т.н. Никитину Б.А. и

д.т.н. Шнрин-Заде С.А., благодаря сотрудничеству с которыми были достигнуты практические результаты работы.

Содержание работы Во введении приводится обоснование актуальности проблемы разработки научно методических основ технологии бурения наклонно направленных и горизонтальных скважин, наклонных скважин с большими отходами ствола от вертикали и восстановления бездействующих скважин. Дается постановка задач исследования.

В первом разделе кратко анализируется современное состояние техники и технологии строительства направленных скважин. Значительный вклад в развитие и прогресс теории и практики строительства наклонно направленных и горизонтальных скважин внесли М.М.Александров, А.А.Аветисов, С.Н.Бастриков, А.С.Бронзов, В.О.Белоруссов, В.Ф.Буслаев, Л.П.Балицкий, Ю.С.Васильев, Ю.В.Вадецкий, Х.Валкер, Г.Вудс, Х.Г.Гулатаров, А.Н.Григорян, Н.А.Григорян, М.П.Гулизаде, В.Г.Григулецкий, М.Т.Гусман, Г.Делафон, Р.Де-Тревиль, Р.А.Иоаннесян, Ю.Р.Иоанесян, А.Г.Калинин, Н.Коллас,

B.В.Кульчицкий, А.Т.Кошелев, В.И.Крылов, В.Г.Лукъянов, А.Лубинский, О.А.Марков, А.В.Мнацаканов, Г.Милхейм, А.Х.Мирзаджанзаде, Б.А.Никитин,

C.А.Оганов, В.Д.Поташников, С.С.Сулакшин, Б.З.Султанов, ЛЛ.Сушон, Ф.А.Федоров, С.А.Ширин-Заде, К.Б.Шахбазбеков, А.У.Шарипов, Е.К.Юнин, АМ.Ясашин и другие.

Выполненные ими теоретические исследования процесса направленного Зурения, а также созданные высокоэффективные технические и технологические разработки, позволили поднять научные основы бурения на товый уровень развития.

Вместе с тем, до настоящего времени остаются нерешенными ряд крупных проблем, связанных с комплексным рассмотрением всех технико--ехнологических аспектов строительства глубоких направленных скважин,

особенно, горизонтальных, наклонных скважин с большим отклонением ствола от вертикали к при восстановлении бездействующих скважин.

Массовый переход на глубинно насосную эксплуатацию в основных нефтедобывающих регионах и возросшие в связи с этим требования к качеству и ограничениям по пространственному искривлению ствола скважин усугубили известные недостатки, присущие широко распространенному в отечественной практике (до 80%) четырехинтервальному профилю.

Качественно новым этапом в разпитии технологии направленного бурения является разработка и совершенствование технологии бурения скважин по специальным профилям, с большими отклонениями стеолов от вертикали, большими значениями зенитных углов входа в продуктивный пласт и горизонтальных скважин.

При этом, не исследованы некоторые специфические аспекты строительства таких скважин, в частности, не получило дальнейшего развития решение проблемы увеличения значений отклонений от вертикали более 3000м и до 10000м, обоснование профиля и конструкций, разработки гидравлической программы, поведения низа обсадной колонны с учетом требований искривления скважины, управления процессом искривления.

Развитие теоретических знаний в области исследования поведения компоновок низа бурклыюй колонны при бурении направленных скважин п России и за рубежом, при многообразии методик расчета КНБК, достигло определенного уровня и идет в параллельных направлениях.

Отсутствие надежных рекомендаций по выбору геометрических параметров неориентируемых и ориентируемых КНБК, особенно, при переходе на малый диаметр долота, и соответствия КНБК геолого-техническим условиям бурения не всегда позволяет сделать правильное определение метода расчета КНБК.

При этом отметим, что у специалистов не существует однозначного мнения о предпочтении какому-либо одному из существующих подходов к

проектированию КНБК.

Поэтому, а данной работе предпринята попытка разработки единого подхода к расчетам ориентируемых и нсориентируемых КНБК.

Как известно, технологические решения по проводке горизонтальных скважин были разработаны А.М.Григоряном в 1952г.

На этом этапе отсутствовала промышленная технология бурения горизонтальных скважин, не было эффективных технических средств для реализации проектных решений.

В последствии работы Французского института нефти и фирмы Эльф-Акитен легли в основу западной технологии строительства горизонтальных скважин. Успехи и опыт зарубежных фирм базируются на применении специальной техники и средств оперативного контроля и передачи информации на поверхность.

В 1985г. программа "Горизонт" наметила отечественный путь создания техники и технологии строительства горизонтальных скважин, возложив руководство этим направлением работ на ВНИИБТ.

За истекший период в России достигнуты значительные успехи в области создания научных и технико-технологических решений, проведено более 400 горизонтальных скважин.

Как известно, отечественная технология бурения наклонных пополнительных стволов базировалась в основном на безориентнрованном способе забуривания ствола, отсутствовали регламентирующие технико-гехнологические документы и макет технического проектирования зосстановления скважин.

При этом отметим, что технико-технологические особенности процесса фоводки дополнительного ствола скважины и требования к конструкции технических средств исключали возможность использования для бурения ;ополнителыюго ствола серийную технику, а также средства контроля и 1змерения параметров ствола скважины для наклонного и горизонтального

бурения.

Достигнутые результаты в области создания технических средств и реализации технологии в зарубежной и отечественной практике строительства дополнительных направленных стволов из эксплуатационной колонны определили формулирование ряда задач, требующих скорейшего их решения.

Перечень направлений был отражен в программе "Горизонт" и включал разработку технологий и комплекса технических средств по строительству дополнительных горизонтальных стволов из эксплуатационных колонн 0146мм и 0168мм по малому и среднему радиусам.

Во втором разделе освещается методический подход к проектированию профиля наклонно направленных и горизонтальных скважин.

Проведен анализ существующих методических решений по проектированию профиля направленных скважин.

На основе результатов исследований показана взаимосвязь между параметрами проектного профиля и конструкции скважин различного типа и назначения, разработаны профили наклонно направленных, горизонтальных и наклонных скважин с большим отклонением ствола от вертикали, состоящие из двух-шести интервалов, рекомендованные к применению в зависимости от конкретных горно-геологических и технологических условий бурения и обеспечения дальнейшей эффективной эксплуатации продуктивного объекта.

Даны рекомендации по выбору типа (продольный или полого направленный) и формы горизонтального участка (прямая, вогнутая, выпуклая волнообразная) в зависимости от структуры, толщины и угла наклон; продуктивного пласта.

Предложена схема проведения расчета профиля горизонтально! скважины по различным радиусам искривления, в т.ч. при необходимост1 достижения значительного по величине предварительного отклонения ствола о* вертикали у кровли продуктивного горизонта.

Для надежной работы внутрискважинного оборудования, повышеии

ТЭП бурения и качества проводки наклонно направленных скважин разработаны профили, обеспечивающие изменение величины вертикального участка ствола в широком диапазоне с целью расширения возможности регулирования отклонения от вертикали в пределах, предусмотренных сеткой разработки и количеством скважин в кусте.

Отметим, что при расчете таких профилен длина вертикального участка наклонно направленной скважины определяется глубиной расположения внутрискважинного оборудования, например, для условий нефтяных месторождений Западной Сибири ее величина находится в пределах 1300 -2000м, и условием достижения максимального смещения на конечной глубине.

Дальнейшие исследования показали, что оптимальным решением представляется освоение 2-3 интервальных профилей с малоинтенсивным искривлением верхнего интервала и большими углами входа в продуктивный пласт за счет интенсивного искривления ствола ниже глубины установки насосного оборудования или непосредственно перед продуктивным пластом. Так пересечение продуктивного горизонта под углом 70град. позволяет получить удлинение ствола в 2.92 раза о сравнению с вертикальным вскрытием, а, следовательно, увеличение площади фильтрации и дебита скважины.

Реализация поставленной задачи заложена в разработке следующих криволинейных профилей: "энергосберегающего" (с растущей по определенному закону в виде "цепной линии" интенсивностью зенитного угла на всем протяжении профиля) и профиля с постоянной интенсивностью набора зенитного угла.

Применительно к бурению, форму "цепной линии" принимает свободно подвешенный бурильный инструмент или обсадная колонна, нижний конец которых отведен в сторону на расстояние, равное отклонению конечного забоя наклонно направленной скважины от вертикали. Профиль скважины по "цепной линии" в идеале должен совпадать с кривой, описываемой выражением:

У-В=-ахс11[(Х-А)/а] (2.1)

где У, X - координаты, а, А, В - параметры "цепной линии", которые определяются глубиной скважины, ее отходом и конечным зенитным углом участка набора кривизны отклоняющей компоновкой.

С целью определения областей рационального применения, связанных с проводкой и надежной эксплуатацией скважин, исследовались по нагрузкам на крюке при перемещениях бурильного инструмента, обсадной колонны в стволе скважины и крутящему моменту на роторе свойства профилей трех типов:

- криволинейного вида "цепной линии";

- криволинейного с постоянной интенсивностью увеличения зенитного

угла;

- трехинтервального с прямолинейно-наклонным участком.

Сравнения приведены на конкретном примере. Глубина скважины равна

2800м, горизонтальное смещение - 1800м., вертикальный участок скважины составляет - 700м. Интенсивность изменения зенитного угла на участке бурени* отклонителем равна 1.5град./10м. Для данных параметров наклонной скважинь: существует единственный вариант трехинтервального профиля с зенитнык углом наклонно прямолинейного участка, равным 44град., в то время как дл; криволинейного профиля существует множество вариантов, которые зависят, I основном, от угла 9 в конце участка выведения ствола на проектно< направление с помощью отклонителей. Исследования показали, что пр! увеличении 9 существенно увеличиваются нагрузки на крюке, причем дл: углов & меньше ЗОград. существует некоторое преимуществ! "энергосберегающего" профиля.

Для трехинтервального профиля нагрузка но крюке на 17% больше, чел для криволинейных профилей.

При угле & равном 20град. нагрузка на крюке для трехинтервальноп профиля больше уже на 20%, чем для профиля с постоянной кривизной участк увеличения зенитного угла и на 30% больше, чем для "энергосберегающего

профиля.

Отмечено, что в случае рассмотрения криволинейного профиля по "цепной линии" снижение угла 9 приводит к снижению сил сопротивления в скважине, в то время как крутящий момент имеет минимум при угле 8 равном 15град., а при дальнейшем уменьшении 9 крутящий момент увеличивается.

На основании проведенных исследований можно утверждать, что для достижения максимальных отклонений ствола о вертикали рекомендуется трехинтервальный профиль, а в случае жестких ограничений на величину зенитного угла на участке набора кривизны отклонителем, при решении задач вскрытия пластов под большим углом и выхода ствола скважины на горизонтальное положение целесообразно использовать криволинейные профили. При строительстве глубоких наклонных и горизонтальных скважин предпочтение следует отдать профилю с постоянной интенсивностью увеличения зенитного угла из-за относительной простоты его технической реализации.

Третий и четвертый разделы посвящены исследованию поведения ориентируемой и неориентируемой КНБК в прямолинейно наклонном и криволинейном стволе скважины на основе единого научно методического подхода.

Среди ряда типов отклоняющих устройств наиболее широкое применение получили кривой переводник, турбинные и шарнирные отклонители, шпиндели-отклонители, винтовые забойные двигатели-отклонители.

На практике известны случаи, когда фактические параметры искривления скважины резко отличаются от прогнозируемых.

Основной причиной недостаточной эффективности ориентируемых КНБК является неполное соответствие математической модели расчета КНБК, на основе которой производится выбор соответствующего типа отклонителя и его параметров, реальным условиям поведения КНБК в скважине.

В связи с изложенным, рассмотрено поведение ориентируемой КНБК с учетом влияния малоизученых факторов, таких как осевая нагрузка на долото, кривизна ствола скважины, твердости горных пород.

Оценено влияние вышеперечисленных факторов, а также геометрических, распределенных весовых и жесткостных параметров КНБК на отклоняющее усилие на долоте и угол поворота оси КНБК у долота, каь определяющих процесс искривления.

Установлено, что осевая нагрузка в пределах ее критического значения не оказывает существенного влияния на расстояние от места изгиба отклонителя до точки касания труб (УБТ), установленных над отклонителем, с нижпеГ стенкой скважины, а, следовательно, и на величину отклоняющего усилия т долоте.

Предложена уточненная зависимость для определения расстояния С (м) 01 механизма искривления до верхней точки касания системы со стенко? скважины:

е= 2 [(М,Ф(и) + 1 Е]„ (3 - 2У(и» /чХ(и)] 1/2 (3.1)

где Му - значение момента в сечении изгиба искривленного переводника кНм; Е1а- жесткость на изгиб УБТ, кНм2; я - вес единицы длины УБТ, кН/м;

Ф(1Л), уР(и), Х(и) - введенные функции учета влияния осевой нагрузки;

\ - интенсивность изменения зенитного угла, град. /10м.

Показано, что независимо от угла изгиба искривленного переводника I зенитного угла с ростом интенсивности искривления величина отклоняющее силы уменьшается.

Анализ поведения отклоняющей КНБК показывает, что с увеличение,\ момента, возникающего в сечении изгиба отклонителя, возрастает величин! угла и прогиба оси забойного двигателя, что может привести к деформацш корпуса забойного двигателя и изменению направления ствола скважины. Та] как величина момента зависит от жесткости всей системы, от отклонителя д< точки касания УБТ, бурильных труб, установленных над отклонителем, с

стснкой скважины, то для повышения эффективности применения отклонителя следует использовать такую систему, при которой жесткость УБТ Е.1,, будет меньше жесткости ВЗД, турбобура Е.1Т.

Расчетным путем установлено, что при нахождении соотношения в установленных пределах: 0.5 < Е10/ЕЛГ < 0.75, на долоте создается достаточная отклоняющая сила и обеспечивается минимальное значение прогиба корпуса двигателя.

Нами установлено также, что в существующих зависимостях по определению радиуса искривления скважины следует принимать не всю длину системы, расположенной над механизмом искривления, а только расчетное расстояние до первой точки касания КНБК с верхней стенкой ствола скважины, ограниченное четвертой частью выпученного участка.

При этом угол перекоса осей механизма искривления у определяется по следующей формуле:

у = р, + р2 = уи+ Я^2/ ЗЕЛте + Чт ¿^¡па / 8Е.1те + Мт/01(2-п<-/^0.5п0 (3.2) где р), р2 - углы перекоса верхней и нижней частей отклонителя, рад.; Я -отклоняющее усилие на долоте, кН; а - зенитный угол, град.; ЕЛГ , qr , 4 -жесткость на изгиб, вес единицы длины и длина отклонителя; е = 1 - С/Ок.р , в, - соответственно, осевая и критическая нагрузка на отклонитель, кН; п = (в/ ЕЛв)0-5; у„ = (с1, - с1г) / 21,<1 - диаметр долота, м; сЗ, - диаметр отклонителя, м; 6г - длина нижней части отклонителя, м.

В табл. 3.1 представлены основные геометрические размеры и вычисленные значения углов перекоса верхней и нижней частей для наиболее применяемых на практике отклонителей, на базе турбобура и винтового забойного двигателя.

Таблица 3.1

Основные геометрические размеры турбинных и винтовых отклонителей

№ а'п Параметры отклонителя Турбинные отклонители Винтовые отклонители

ТО2-¡72 ТО2-195 Т02-240 Ш01-195 Д-105 ДГ-106 ДГ2-106 ДГ2-Ю6 ДГ-155

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11

1 Наружный диаметр <3„. мм 172 195 240 195 105 106 106 106 155

2 Общая длина Ь, мм 10745 10110 10170 4600 5570 3230 2900 2900 4300

3 Длина шпиндельной секции, мм 2000 2020 2350 2485 2500 650 1420 1420 1600

4 Длина верхней секции, с, с, мм 8745 8090 7820 2115 3070 2370 1430 1480 2700

5 Диаметр долота <1„ мм 190.5 215.9 295.3 215.9 120.6 120.6 120.6 139.7 190.5

6 Угол перекоса нижней части отклонителя в скважине [3,, град. 0.27 0.30 О.бБ 0.25 0.18 0.65 0.30 0.35 0.63

7 Угол перекоса верхней части отклонителя в скважине р3, град. 0.12 0.17 0.40 0.57 0.30 0.35 0.57 0.66 0.75

8 Суммарный угол 1р = Р1 + град. 0.38 0.47 1.08 0.82 0.48 1.00 0.87 1.01 1.38

сс

Из данных табл. 3.1 видно, что практически по всех вариантах компоновок Ер < (Хк.,1. , что свидетельствует о том, что фактически при использовании данных отклонителей имеет место не ассимметричное разрушение горной породы в процессе бурения с более высокой интенсивностью набора зенитного угла, как заложено в принципе их действия, а процесс фрезерования, Следует отметить, что ввиду сравнительно небольших длин нижней секции огклонителей в условиях их эксплуатации, прогиб секций не происходит, а, следовательно, возникающий в сечении перекоса отклонителя изгибающий момент может явиться причиной аварийной ситуации, например, отворота нижней секции, слома переводников. В целях повышения эффективности применения вышеперечисленных огклонителей, предупреждения аварий и осложнений рекомендуется на практике использовать отоонители, угол изгиба которых ак.„. < Е(3 . Данный вывод позволил определить границы области применения кривого переводника и отклонителей на базе турбобура и ВЗД, в зависимости от соотношения диаметра долота и забойного двигателя.

Анализ практических данных показывает, что кривой переводник в сочетании с УБТ более эффективно применять в скважинах большого диаметра, в то время как отклонители предпочтительнее использовать в скважинах диаметром не более 244.5мм. При этом проектный радиус искривления скважин при применении отклонителей целесообразно определять по предложенным зависимостям с учетом поправок, представленных в работе.

При забуриваиии нового ствола на больших глубинах, применяемые отклоняющие КНБК в основном являются гибкими системами, вследствии чего образуются резкие перегибы ствола скважины и ухудшается проходимость в месте зарезки жестких КНБК для подготовки ствола к спуску обсадных колонн, и в последующем самих обсадных колонн.

Для устранения указанных выше недостатков предложена новая конструкция КНБК, включающая долото, турбобур или ВЗД, кривой переводник, расчетной длины отрезок УБТ, центратор.

Установлено, что с увеличением диаметра центратора и угла перекоси отклонителя отклоняющее усилие на долоте возрастает, в то же время при постоянном значении отклоняющего усилия и зенитного угла предоставляется возможность уменьшения значения угла перекоса.

При определенных сочетаниях зенитного угла, интенсивности искривления ствола скважины и диаметра центратора регулируется состояние выпученной части УБТ над отклоннтелем.

Показано, что с увеличением диаметра центратора отклоняющее усилие можно повысить на 30 - 60% в зависимости от знака и величины интенсивности искривления. В связи с этим представляется возможность увеличения общей жесткости отклоняющей КНБК, за счет уменьшения угла перекоса оси кривого переводника и увеличения диаметра центратора.

Одновременно наличие центратора в компоновке, диаметром большим или равным наружному диаметру муфты обсадной колонны, подлежащей спуску в скважину, обеспечивает нормальную проходимость обсадной колонны до пробуренной глубины.

Известно значительное число исследований, посвященных стабилизации и регулированию зенитного угла и азимута в процессе бурения наклонных скважин с помощью неориентируемых КНБК с опорно-центрирующими элементами (ОЦЭ). Однако, в этих работах при расчетах не уделено достаточного внимания влиянию твердости горных пород (податливости грунта), слагающих стенки скважины в точках опор, т.е. в указанных работах при исследовании КНБК стенки скважины принимались жесткими. Опыт проводки наклонных скважин показывает, что в большинстве случаев, особенно при бурении верхних горизонтов, сложенных мягкими породами,

такое допущение приводит к резкому снижению эффективности работы компоновок из-за внедрения ОЦЭ в породу под действием поперечных сил.

С целью количественной оценки влияния податливости стенки скважины на величину бокового усилия принято, что удельное давление, передаваемое на грунт в месте контакта центратора со стенкой скважПны, не должно превышать величины предела податливости основания, т.е. вследствии податливости стенки скважины центратор внедряется в нее на глубину пропорционально прижимающей силе.

В проведенных исследованиях неориентируемая компоновка рассматривалась как упругая балка на четырех шарнирных опорах, расположенная на различных уровнях относительно друг друга в зависимости от кривизны ствола скважины и геометрических размеров элементов компоновки, и соответствующих точкам касания труб (УБТ) центратора, калибратора и долота. Система находится под действием продольных (осевых) нагрузок и поперечных (составляющих собственного веса) сил.

Принято, что породы, слагающие стенки скважины в точках опоры податливы к действию поперечных сил.

Задачи, связанные с расчетом таких балок, относятся к статически неопределимым.

В работе представлена выполненная с использованием ПЭВМ количественная оценка влияния кривизны скважины на величину отклшшощего усилия на долоте для различных КНБК.

Существенное влияние податливости стенок скважины на величину прижимающих усилий на ОЦЭ наблюдается при больших значениях зенитного угла. Закономерность изменения отклоняющего усилия от интенсивности искривления ствола при различных зенитных углах сохраняется и изменяется только количественное соотношение, при этом влияние кривизны скважины с увеличением зенитного угла увеличивается.

Установлено, что при больших положительных значениях отклоняющего усилия влияние податливости пород на величины упомянутой силы значительно больше, чем при ее малых значениях.

Для сравнения проведены расчеты для различных КПБК для жесткого основания, т.е. коэффициент ц = 0, и для условия податливого основания 0 < р <2 х 10"3 м/кН.

Максимальное значение отклоняющего усилия достигается при установке калибратора на расстоянии 0.6 - 0.8м от долота, а увеличение последнего до 2.0м и более, наоборот - уменьшает. Однако, при этом, степень влияния кривизны на величину отклоняющего усилия практически не меняется.

Следует отметить, что с увеличением угла наклона ствола скважины усилие на долоте возрастает, если при этом калибратор установлен близко к долоту. В то же время при удалении калибратора от долота величина усилия па долоте уменьшается, причем более интенсивно с ростом угла наклона скважины. На величину 110 большое влияние оказывает также расстояние (а между долотом и калибратором, при использовании калибратора, диаметром меньше номинального диаметра скважины по мере увеличения (0 величина бокового усилия Я0 сначала увеличивается, а затем после определенного значения этого расстояния, начинает уменьшаться. При применении полноразмерного калибратора величина указанной силы уменьшается по мере увеличения расстояния между долотом и калибратором.

Установлено, что независимо от диаметра калибратора и угла наклона ствола скважины, а также расстояния между долотом и калибратором, с увеличением податливости пород величина бокового усилия на долоте уменьшается.

По предложенной методике построены графики, с помощью которых представляется возможность оперативно регулировать значение зенитного угла и стабилизировать азимут ствола скважины, выбирать рациональные размеры

центраторов для устранения внедрения их в грунт, слагающий стенки скважины.

В работе представлены результаты оценки влияния месторасположения ОЦЭ на величину отклоняющего усилия на долоте, для различных КНБК. Так для КНБК, состоящей из долота 0393.7мм, двигателя 0240мм, центратора 0380мм и УБТ 0203мм осевая нагрузка на долото изменялась от 0 до 80кН, при зенитных углах ствола скважины 40град. и 50град. Установлено, что при бурении КНБК указанной выше, при установке центратора 0380мм на расстоянии Зм от режущей кромки долота, при а = 40град. и ц = 1 х 10"3 м/кН усилие на долоте составляет -0.4кН, т.е. долото прижимается к нижней стенке ствола скважины. В то же время при бурении более крепких пород, т.е. при значении (1 = 5 х Ю"4 м/кН величина указанной силы составляет 0.5кН, т.е. долото прижимается к верхней стенке скважины. Отсюда можно сделать вывод, что эффективность КНБК с калибратором или центратором зависит от знания влияния податливости грунта.

Анализ результатов на ПЭВМ показывает, что характер влияния диаметра и места установки калибратора, коэффициента ц и зенитного угла на величину отклоняющего усилия при бурении долотом 0295.3мм такой же, как и при бурении долотом 0215.9мм, отличие в только в количественном отношении.

Для комбинированного турбинно-роторного метода бурения наклонных скважин в интервале проходки роторным способом получены зависимости реакции на долоте от числа оборотов вращения бурильной колонны, осевой нагрузки на долото и угла искривления ствола скважины.

Установлено, что с увеличением угловой скорости вращения долота значение отклоняющего усилия уменьшается, причем до со порядка 3.33-4.17с'1 уменьшение усилия происходит более интенсивно, чем при и свыше 4.17с"1 . Иначе говоря, чем меньше скорость вращения долота, тем больше величина

усилия и, следовательно, тем больше темп снижения угла искривления ствола скважины.

Однако, увеличение со свыше 4.17с"1 практически не уменьшает значения искомого усилия, а увеличение жесткости низа бурильной колонны и прогиба способствует увеличению усилия на долоте.

Результаты численных экспериментов на ПЭВМ при различных осевых нагрузках показали, что осевая нагрузка в пределах применяемых на практике значений практически не влияет на величину усилия на долоте.

Пятый раздел диссертации посвящен разработке научно методического подхода к проектированию технологической оснастки промежуточной обсадной колонны во взаимосвязи с траекторией ствола направленной скважины.

До настоящего времени выбор количества и расстояний между центраторами на обсадной колонне проводился без учета требований технологии проводки направленных скважин, заключающихся в проведении фактической трассы ствола, совпадающей или близкой к траектории проектного профиля. Именно поэтому, как показывает анализ промысловых данных, в процессе дальнейшего бурения после вскрытия "башмака" зацементированной промежуточной обсадной колонны часто наблюдается уменьшение зенитного угла и изменение азимута ствола скважины, что особенно недопустимо при строительстве горизонтальной скважины, когда последняя промежуточная колонна спускается в кровлю продуктивного горизонта и достаточно сложно восстановить параметры траектории ствола. Отрицательные результаты объясняются эксцентричным расположением низа обсадной колонны па забое скважины, в результате чего между сссвым направлением нижнего конца обсадной колонны и ствола скважины возникает угол несоосиости, величина и знак которого определяют отклонение траектории ствола от первоначальных параметров при дальнейшем углублении.

Для реализации профиля в зависимости от технологических требований ¡урения скважины с учетом обеспечения качественного цементирования кважины предложен новый метод расчета количества и места установки (ентраторов на обсадной колонне. Сущность метода заключается в следующем. 1ля выбора расстояния между нижними центраторами, причем независимо от ix общего числа на колонне, перед спуском обсадной колонны по результатам тклипометрических замеров строится фактическая траектория и профиль кважины. В зависимости от требований дальнейшего бурения по проектному фофилю выбирается соответствующий тип компоновки низа обсадной олонны (КНОК). При этом возможны три варианта КНОК. Первый вариант -:огда, согласно конструкции скважины, глубина спуска колонны приходится ia интервал набора зенитного угла по профилю и, следовательно, после репления колонны требуется осуществить донабор угла. С этой целью первый [ектратор устанавливаете;: непосредственно в зоне "башмака" колонны, а торой центратор отдаляется на такое расстояние ¿„ чтобы обеспечить ¡аксимально допустимый прогиб f и направление угла поворота оси колонны © верх от оси скважины. Значения (п и 0 определяются по формулам: ¿„= [(165.5 х EJ х f) / (q х sin а)]"4 (5.1) 0 = (¿ц3 q х sin а) / 24 EJ (5.2) где f = 1/2 (DCKB. - Dot.) - f, - f„; DCKB, D01(. - диаметры скважины и обсадной олонны, м; fд - допустимый минимальный зазор между обсадной колонной и кважиной для обеспечения качественного цементного кольца, м; fu - прогиб ланок центрирующих фонарей, м; EJ - жесткость на изгиб обсадной колонны, Им2; qsina - поперечная составляющая веса колонны, кН/м.

Во втором варианте, когда при дальнейшем бурении скважины еобходимо стабилизировать зенитный угол скважины, низ обсадной колонны олжен быть оснащен таким образом, чтобы угол поворота оси колонны 0 звнялся нулю, т.е. чтобы ось обсадной колонны была совмещена с осью ствола

скважины. Такое положение может быть достигнуто путем установки третьегс центратора в середине между первыми двумя.

Третий вариант - когда обсадная колонна спускается на глубину, где согласно профилю скважины, при углублении требуется осуществит! уменьшение зенитного угла. В этом случае низ колонны оснащается однии-центратором, удаленным от "башмака" на максимально допустимое расстояние /ц, при котором нижний консольный конец колонны, прогибаясь, не касаето стенки скважины и остается зазор, достаточный для обеспечения надежного цементирования.

Значение угла поворота оси колонны 0 определяется по выражению:

0 = [Г/ Са + (а х ¿ц3 х Бша) / 24Е! + (Мц х (и) / ЗЕ1] (5.3) где Мц - изгибающий момент на центраторе (кНм), равный

Мц = - [(ЗЫ х 1) I ¿ц2+ (я х (и2 х зта) / 8 ] (5.4)

Пользуясь приведенными в работе графиками, можно подобран необходимую компоновку низа обсадной колонны для дальнейшей регулирования параметров искривления скважины.

Качественное крепление направленной скважины в значительной степеш зависит от правильного выбора интервалов и количества центраторов на все] длине обсадной колонны.

Сравнение результатов расчетов по известной и предложенной методика;* показывает, что расстояние между центраторами на обсадной колонне наклонном стволе может быть увеличено на 20 - 25% .

Результаты расчетов по определению расстояния между центраторами н обсадной колонне имеют практическое значение, т.к. увеличение расстояни между центраторами и уменьшение их количества облегчает услови проходимости обсадных колонн, что особенно важно при строительств скважины с большими отходами от вертикали и при малых значения кольцевых зазоров.

Следует отметить, что после оснащения низа обсадной колонны опорно-1ентрирующими элементами по приведенной выше методике и ее крепления федполагается, что бурение скважины будет осуществляться юответстпующими компоновками низа бурильной колонны.

Существующая практика строительства наклонных и горизонтальных жважин предусматривает применение двух различных КНБК - для зазбуривания цементного стакана и "башмака" обсадной колонны и для зурения интервала ствола скважины из-под промежуточной колонны.

Однако, при использовании предложенной методики можно успешно эешать поставленные задачи одной КНБК.

Разработанная методика позволяет определять геометрические параметры <НБК, соответствующие положению оси КНОК и обеспечивающие )ффективное управление траекторией ствола скважины. При расчете КНБК учитывается различная жесткость и вес погонного метра элементов «змпоновки, влияние продольных сил от действия составляющей веса колонны I осевой нагрузки на долото.

В этом разделе определена минимальная длина УБТ, в пределах 24 - 36м, * составе КНБК при роторном бурении цементного стакана внутри обсадной солонны с учетом угла наклона ствола скважины, соотношения диаметров долота, центратора и УБТ, обеспечивающая предупреждение прихвата шструмента.

Согласно принятой методике расчета, после определения ( , в ¡ависимости от влияющих факторов, задача сводится к нахождению угла юворота оси КНБК у долота (калибратора). По величине и знаку этого угла троизводится выбор компоновки низа для разбуривания цементного стакана шутри обсадной колонны и продолжения углубления скважины ниже 'башмака" колонны.

При выборе КНБК следует учитывать, что КНБК для разбуриваш цементного стакана должна создавать на долоте минимальную по величи] отклоняющую силу, чтобы не разрушить внутреннюю поверхность колонны.

Используя предложенную методику, представляется возможность пут< установки низа обсадной колонны под углом к апсидальной плоскос изменять и азимут ствола скважины.

В шестом разделе рассмотрены проблемы строительства наклон! направленных скважин с большим отклонением ствола от вертикали.

Предложенный нами подход к вопросам проводки наклон! направленных и горизонтальных скважин характеризуется комплекснь рассмотрением всех аспектов их строительства.

Успешное строительство наклонных скважин с большим отходом значительной степени зависит от правильного научно-обоснованного выбо] конструкции скважины, проектного профиля и технологического процесса.

Конструкция скважины с большим отклонением ствола отличается I конструкций обычных наклонных скважин тем, что она, как правило, состо] из большего числа промежуточных обсадных колонн, обусловлены!, необходимостью сокращения интервалов неперекрытой части ствола с цель предупреждения осложнений в процессе выполнения технологическ] операций в скважине при больших значениях зенитного угла.

•. Глубина спуска обсадных колонн определяется помимо уче геологических особенностей разреза скважины, также во взаимосвязи параметрами проектного профиля. В скважине с большим отклонепш первоначальное искривление ствола обычно производится в интервале буреш под спуск жестких кондуктора или первой промежуточной колонны.

Другим принципиальным отличием технологии бурения скважин отходом свыше 5000м и коэффициентом отклонения ствола более 1,5 являет необходимость бурения интервала из-под "башмака" обсадной колонн

например "хвостовика" 0168мм - 0178мм, с помощью долот и бурильного инструмента малого диаметра.

Из множества известных профилей наклонных скважин рекомендуется проводку таких скважин осуществлять по трехинтервальному профилю, включающему интервалы: вертикальный, набора параметров по радиусам искривления 458 - 687м, и стабилизации параметров кривизны.

В работе представлены разработанные типовые конструкции и профили скважин с большим отклонением ствола от вертикали, в том числе для условий НК "Роснефть" и ОАО "Пурнефтегаз".

Оптимизация профиля наклонных скважин с большим отк-лонеиием ствола от вертикали выполнена по минимуму величины силы сопротивления при движении бурильного инструмента и спуске обсадных колонн, а также расчетной мощности, затрачиваемой на процесс углубления. Расчеты на ПЭВМ по определению усилия на крюке, на примере скважины с глубиной по вертикали 3000м и различными отклонениями ствола от вертикали от 2000м до 7000м, показали, что в скважине при глубине точки набора зенитного угла Н0 = 1500м по сравнению со скважиной с Н0 = 500м величина усилия на крюке при подъеме бурильного инструмента на 26 - 30% ниже. Интенсивность увеличения усилия на крюке при подъеме для первого варианта профиля в 1.18 раза меньше, чем для второго варианта при увеличении значений отклонений ствола. При этом уменьшение величины усилия при подъеме инструмента происходит с большей интенсивностью при снижении значений коэффициента трения, например, при введении в буровой раствор смазывающих добавок и стеклянных шариков. Отмечено также, что при спуске бурильного инструмента более высокая интенсивность уменьшения нагрузки на крюке наблюдается для варианта профиля с Н0 = 500м с коэффициентом трения равном 0.3, при уменьшении величины нагрузки в 2.46 раза в зависимости от отклонения.

Научный и практический интерес представляет разработка гидравлической программы промывки и бурения скважины с большим

отклонением в связи со значительным увеличением длины ствола таки; скважин, а следовательно, и величины путевых потерь давления npi сохранении соотношений значений пластового давления и давлеии) гидроразрыва пластов. Предложенная гидравлическая программа содержит:

- выбор плотности бурового раствора при вскрытии продуктивной пласта;

- расчет гидравлических сопротивлений в циркуляционной системе npi вскрытии продуктивного пласта;

- определение гидродинамических давлений в скважине при спуск бурильного инструмента на максимальной глубине скважины;

- расчет гидравлических сопротивлений в процессе цементировани эксплуатационной колонны.

Для месторождений Западной Сибири для скважин со значениям! зенитного угла более 50град. плотность бурового раствора, исходя из услови устойчивости стенок скважины и предупреждения гидроразрыва пласт; следует постепенно увеличивать. При зенитных углах более 80град. плотност бурового раствора должна быть увеличена в 1.09 - 1.12 раза.

При расчете гидравлических сопротивлений в циркуляционной систем при вскрытии продуктивного пласта решается задача по определенш величины оптимального количества прокачиваемого бурового раствора Qoir обеспечивающего минимизацию репрессии на пласт, при предупреждени других видов осложнений - потери устойчивости стенок и проявлений пласта.

До настоящего времени, при проведении расчетов гидродинамическог давления в скважине, составляющей АР от КНБК пренебрегали.

Вместе с тем, разнообразие конструкций и геометрических параметре КНБК создают определенные трудности при расчете гидродинамическог давления. Проведенные нами исследования стационарных и динамически гидродинамических характеристик КНБК предоставили возможность находи"

максимальное гидродинамическое давление, возникающее в скважине при выполнении различных технологических операций.

При оценке последней, составляющая ЛР от КНБК в целом рассматривается как местное гидравлическое сопротивление, поскольку ее длина намного меньше длины бурильного инструмента. Потери давления в кольцевом пространстве на УБТ, расположенном выше последнего опорно-центрируЮщего элемента, определяются как путевые, а на элементах КНБК - по следующим формулам. При промывке:

АРГ.Л. = 8 £pQ2 / tT(D2 - ázf или ДРг.д. = 1/2 (£pQ21 f¡*) (6.1) При перемещениях бурильного инструмента:

APr.., = (Vc„2/2) (cpff/f,,,2) (6.2),

где D, d - диаметр, соответственно, номинального элемента и гладкой части трубы (тела), м; - коэффициент местного гидравлического сопротивления (табл.6.1); р - плотность бурового раствора, кг/м3; Q расход бурового раствора, м3/с; fj„, fj - площадь, соответственно, гладкой части (трубы) перед местным сопротивлением и сечения местного сопротивления, м2; Vcn - скорость спуска бурильного инструмента, м/с.

Таблица 6.1

Коэффициенты местных гидравлических сопротивлении элементов КНБК

Элемент КНБК .5 tf/W

Трехшарошечное долото типа МЗ-ТКЗ 224-232 1.66

Калибратор с прямыми лопастями типа К 91-98 2.02

Калибратор трехлопастной спиральный типа КС 196-212 2.51

Калибратор трехшарошечный типа КШ 192-206 1.76

Центратор типа ЦД 222 - 236 1.19

Центратор типа РСТК 254 - 266 1.23

Центратор шестилопастиой 196-208 1.16

Показано, что коэффициенты местных гидравлических сопротивленш элементов КНБК не зависят от числа Рейнольдса (при Я > 2 х 104) 1 реологических параметров бурового раствора.

Следовательно, при строительстве скважин практическая реализаци; технико-технологических мероприятий должна быть основана на регулируемо! снижении гидравлических сопротивлений за счет изменения конструкцш элементов, состава КНБК и ведении СПО на допустимых скоростях.

Результаты расчетов по определению Ргд в скважине при различны; значениях параметров КНБК - диаметра насадок долота, длины и диаметр, забойного двигателя, а также скорости спуска бурильного инструмента Ут показали, что при увеличении скорости спуска; Ут от 0.5 до 3.0м/с величин гидродинамического давления в скважине возрастает кратно, и причем боле интенсивно в зоне КНБК. Так, при скорости спуска бурильного инструмент 1.0м/с в зоне КНБК величина составляющей гидродинамического давлени может превышать З.ОМПа.

Показано, что величина дополнительной репрессии при цементировани) обсадной колонны должна определяться с учетом увеличени гидродинамического давления на пласт при прокачке жидкости с увеличение! глубины и отклонения скважины.

Одним из путей снижения гидродинамического давления в глубоки направленных скважинах является создание системы двухканалыю циркуляции бурового раствора при выполнении операций по промывке цементирования колонн. Применение разработанных специальных конструкци глубоких направленных скважин, предусматривающих спуск извлекаемы обсадных колонн - "фальш-колонн", позволяет, при определенны соотношениях обсадных колонн и специальной технологической оснасткс увеличивать площадь проходного кольцевого пространства, за сче распределения восходящего бурового раствора между бурил ыш

инструментом и "фальш-колониой", а также между "фальш-колонной" и промежуточной обсадной колонной.

Метод двухканальной циркуляции бурового раствора был применен в сверхглубокой скважине СГ-1 при забое скважины 8220м и при бурении глубоких скважин на шельфе Каспия.

Седьмой раздел посвящен разработке специальных технических средств и технологий бурения наклонно направленных скважин, обобщению работ выполненных под руководством автора по программе "Горизонт" и анализу результатов промышленного внедрения методических и технико-технологических решений.

В настоящее время при строительстве наклонных и горизонтальных скважин для контроля и измерения параметров бурения широко применяются телеметрические системы с различными каналами связи. Важнейшей составляющей успеха в создании технических средств и технологий является использование получаемой забойной информации. С целью разработки новых решений по выбору рациональных режимов бурения горизонтального ствола был поставлен промышленный эксперимент при строительстве горизонтальных скважин электробуром.

Как известно, при бурении горизонтального ствола одной из основных проблем является передача на долото необходимой осевой нагрузки и преодоление сил сопротивления при перемещениях бурильного инструмента.

Сравнение величин осевой нагрузки, полученной по показаниям индикатора веса и вычисленной по силе тока при электробурении, показали расхождение значений в 1.6-2.1 раза.

Для анализа забойной информации, полученной с помощью измерительной системы электробура при строительстве горизонтальных скважин №1632 и №1633 месторождения Когуртепе, использовался новый подход к решению с применением метода нечетких множеств.

В условиях случайности и динамичности процесса углубления скважины метод позволил оценить характер изменения наблюдающихся тенденций в системе. На основе рассмотрения развернутой динамики системы в многомерном пространстве показано, что для моделирования процесса бурения горизонтального ствола достаточно иметь четыре параметра (осевая нагрузка, расход бурового раствора, частота вращения, зенитный угол ствола скважины), из которых наиболее информативным является осевая нагрузка.

Исследования интенсивности изменения осевой нагрузки на долоте на основе нелинейной эволюционной модели позволили определить диапазон рациональных величин осевых нагрузок при проводке горизонтального ствола.

В результате установлено, что верхним пределом рациональной осевой нагрузки на долоте является величина 200кН, против 450кН при бурении скважины №1632 ниже глубины 3480м, т.к. величина превышения нагрузки затрачивается на преодоление сил трения при доведении нагрузки на забой.

В данном разделе также представлены технические решения и технологические мероприятия, в т.ч. на уровне изобретений (A.C. №№ 1606672, 1656114, 1747671, 1744233, 1788192 и другие), по бурению вертикапьногс участка скважины большой протяженности, интервалов набора и стабилизации параметров ствола скважины.

Показана возможность уменьшения длины УБТ и количества опорно-центрирующих элементов в КНБК при роторном и турбинном способах бурении вертикального участка.

Так наличие двух полноразмерных центраторов повышают устойчивое™ низа от продольного изгиба на 30 - 40%, что позволяет, соответственно увеличить осевую нагрузку на долото без опасения искривления скважины. 11; основе исследования поведения жестких и маятниковых компоновок низ; бурильной колонны разработаны КНБК с центраторами для предупреждения i борьбы с искривлением вертикального ствола скважины.

Для условий реализации криволинейных профилей наклонных и горизонтальных скважин определены геометрические параметры двигателя-отклонителя с двумя перекосами в шпиндельной части (типа ОТУ), отклонителя с дополнительным верхним искривленным переводником, расположенным в плоскости изгиба корпуса шпинделя (типа БЭ), двигателей-

отклонителей для горизонтального бурения по среднему и малому радиусам

/

(типа ДГ, ОДГ) с различными элементами искривления, неориентируемых КНБК с двумя центраторами, обеспечивающими увеличение интенсивности изменения зенитного угла с ростом его значения. Описаны технологии и представлены технико-экономические данные по результатам бурения более 100 скважин по двух-трехинтервальным профилям с малоинтенсивным набором зенитного угла на месторождениях, разбуриваемых Мегионским УБР ОАО "Мегионнефтегаз" (скважины №469, к.23 Северный Покур, № 432 к.151 Вата, №1349 к. 153 Аган и др.) и Подмосковной ЭГБ (№151 Невская), а также скважин с увеличенной длиной вертикального участка на месторождениях ОАО "Ноябрьскнефтегаз" (скважины № 5024 к.14, №922 к.7, №946 к.4, №2524 месторождения Муравленковское и др.), ОАО "Мегионнефтегаз" (скважины №1343 к. ¡53 Аган, №827/21 Покамасс, №1337/122 Аган, №5214/151 Вата и др.).

Экономическая эффективность на 1 скважину по МУБР в ценах 1997г. составила 456 млн.руб.

Обоснованы технико-технологические решения по строительству гоизонтальных скважин по большому и среднему радиусам с применением комбинированного турбинно-роторного способа, ВЗД и электробура (скважина №815 МСП-8 месторождение Белый Тигр СП "Вьетсовпетро", №140 месторождение Березинское ПО "Белоруснефть" и др.). Показано, что скважина №815 МПС-8 Белый Тигр проведена по криволинейному профилю. Отмечено увеличение добычи нефти в этих скважинах в 2.5 - 4.0 раза по сравнению с наклонными скважинами.

Выявлено, что одним из главных преимуществ технологии провод скважин по большому радиусу является возможность качественной реализац профиля скважины на основе серийных технических средств для управлен технологическим процессом.

На основании проведенных исследований и анализа результат внедрения разработаны и переданы нефтегазодобывающим предприятш руководящие документы (РД).

В работе представлена методика оценки качества выполнения проекты! решений по строительству наклонно направленной и горизонтальной скважин

Оценка базируется на комплексном рассмотрении критерш характеризующих:

- качество вскрытия продуктивного горизонта для получения стабильн добычи нефти и газа на период, спрогнозированный геологической службой

К,;

- реализацию проектного профиля, в плане доведения забоя скважины заданный круг допуска - К2; минимизация удлинения фактического ствола i за корректирования направления скважины - К3; отклонения фактическ протяженности горизонтального ствола (К4) в пределах заданного диапазо мощности пласта-К5.

При стремлении произведения критериев sup П К; = 1, где К; - критер1 возможно достижение цели по качественному выполнению проектш решений.

В заключении раздела представлены технико-технологическ рекомендации по бурению горизонтальных скважин.

В восьмом разделе даны новые технико-технологическйе решения восстановлению бездействующих нефтяных и газовых скважин с оценк экономической эффективности проводки дополнительного горизонтальнс ствола скважины из эксплуатационной колонны.

Технология и техника разработаны методически как единый и достаточный комплекс, предназначенный для выполнения поставленной технологической задачи.

Создан макет рабочего проекта на строительство дополнительного направленного ствола скважины. Система проектирования базируется на применении программного обеспечения для ПЭВМ, включающего пакеты трограмм на:

- проектирование профиля дополнительного ствола;

- оптимизацию профиля скважины;

- расчеты профиля с минимальными силами сопротивления;

- расчеты сил сопротивления при перемещении бурильных и обсадных шлонн в скважине различного профиля, что важно для выбора грузоподъемности буровой установки;

- расчет и конструирование фактического профиля скважины с элементами управления отклонителем, прогнозирование траектории ствола жважины;

- технико-технологические рекомендации по проводке дополнительного горизонтального ствола скважины в различных условиях.

Разработанная комплексная система используется при проектировании и зурении наклонных и горизонтальных стволов при восстановлении скважин в эазличных нефтегазодобывающих регионах России (Уренгойгазпром, Татнефть г других).

Совместно с МНТК "Нефтеотдача" определены основные принципы и сритерии выбора первоочередных объектов для бурения дополнительных •оризонтальных стволов. В первую очередь, это:

- низкопроницаемые неоднородные и терригенные коллектора малой -олщины;

- слоистые пласты, в которых важно обеспечить увеличение степени *хвата коллектора;

• нефтегазовые и водонефтяные залежи малой толщины;

- месторождения углеводородов на территориях с ограниченно возможностью ведения буровых работ.

Созданная технология ориентированной проводки дополнителыюг ствола скважины из удаленного участка эксплуатационной колонн] предусматривает следующие этапы:

- определение фактического пространственного положения ствол бездействующей скважины;

- вырезание участка колонны и установку цементного моста в зон разрушенного участка;

- ориентирование отклонителя ь обсадной эксплуатационной колонне;

- забуривание и бурение дополнительного горизонтального ствола;

- контроль за параметрами ствола скважины;

- заканчивание скважины.

Новый комплекс технических средств для реализации технологи! включает:

- универсальное вырезающее устройство типа УВУ для колонн 146 168мм, разрушающее колонну в стружку со скоростью 0.7 - 1.Ом/час, 1 фрезеры-расширители, позволяющие расширить ствол и призабойную зону;

- устройство для ориентирования двигателя-отклонитсля в обсадно) колонне, состоящего из забойного ориентирующего переводника "Зенит" ! гироскопического инклинометра ИГ-Зб;

- двигатели-отклонители ДГ-108 и ДГ-95 с технологической оснасткой включающей механизмы искривления, шарнирные, центрирующие I децентрирующие элементы; /

- малогабаритную извлекаемую телеметрическую систему для контроля з; положением отклонителя и зенитным углом скважины ЭТ02-М диаметров 36мм;

- основные элементы КНБК, в т.ч. долота 0120.6 - 139.7мм, калибраторы, енграторы;

- устройства подвески и герметизации "хвостовика" в эксплуатационной олонне;

- технологическую оснастку для цементирования обсадной колонны или пуска фильтра.

С целью решения проблемы проводки дополнительного горизонтального твола по малому радиусу по нашему предложению и заданию ГП "Роснефть" и ос комитета РФ по науке и технологиям разработан и изготовлен комплекс Тракт". Данный комплекс был ориентирован на создание отечественных пециальиых технических средств и отличной от зарубежных аналогов ехнологий.

Технология проводки горизонтального ствола по малому радиусу 10 - 30м азируется на сочетании преимуществ двух схем восстановления скважин, т.е. в эне выфрезерованнон обсадной колонны устанавливается уипсток с пакер-корем.

Разработаниы конструкции извлекаемого и неизвлекаемого уипстока. Система спускается до места установки и перед заякориванием системы, в зоне ерхнего конца оставшейся части обсадной колонны, уипсток ориентируется в роектном направлении с помощью гироскопического инклинометра.

Поспе установки цементного моста осуществляется зарезка нового ствола уипстока с помощью неориентируемой шарнирной КНБК на базе винтового абойного двигателя (ВЗД). Созданные во ВНИИБТ ВЗД с минимальными для одобного класса машин осевыми габаритами, что в сочетании с корпусными гарнирами, которые могут также устанавливаться в составе бурильного иструмента, обеспечивают реализацию поставленных задач.

Следует отметить, что созданию специальных технических средств редшествовал большой объем научно-исследовательских и опытно-онструкторских работ.

Так, в результате исследований были определены основны геометрические параметры ВЗД типа ДГ-108, ДГ-95, ОДГ-95.

На рис. 8.1 показана схема выбора механизма искривления в конструкци ВЗД для решения конкретных технико-технологических задач и достижени проектного радиуса кривизны ствола скважины.

Эффективность предложенных в работе научно-методических и технике технологических решений была подтверждена результатами восстановлени бездействующих скважин в условиях газоконденсатных месторождений Д1 "Уренгойгазпром" скважины №12130, №850, скважины №74 МПС-1 месторождения Белый Тигр СП "Вьетсовпетро".

Расчеты экономической эффективности проводки дополнительной горизонтального ствола из бездействующей скважины №2346 в условия: УПНПиКРС "Уренгойгазпром" при суточном дебите восстаповленно] скважины принятом в 2 раза более дебита наклонно направленной скважины ] с учетом стоимости услуг сторонних организаций, участвующих в проводк дополнительного ствола, стоимости проектных работ и специальны: технических средств сроки окупаемости капитальных затрат составили дл: вертикальной и наклонной скважины - 6.06 лет, для горизонтальной скважины 4.54 года, для дополнительного ствола - 0.63 года.

Отметим, что согласно перспективе бурения дополнительны; горизонтальных стволов в обводнившихся и низкодебитных скважинах н; Уренгойском газоконденсатном месторождении (УГКМ) запланировали восстановить 37 скважин, что может позволить осуществить за счет полученно! экономии средств строительство на УГКМ 31 наклонной скважины глуби но I 3000м. /

Я, м

701

-я

а

<а

о

£ 50

«

2

а. Ьй

У.

э 0-. 30

10

2.0

2.5 275 3.0 3.5 4.0 4.5

Угол перекоса механизма искривления

1 ! ! \ | : ! : : ; 1

\ \ 1 ' \ ! : \ ! ! ! 1 1

1 Жесткий : | Шарнирный 1 | 1 !

отклонитель ■ |ч I 1 - I 1 1 отклонитель 1 1 1 ^ !

! 1 1 ! 1 ! 1

град

Рис.8.1 Технологические возможности двигателя-отклонителя 0 95мм в сочетании с долотом 0 120.6мм

Выводы и рекомендации

1. Разработаны научно методические основы технологии бурения наклонно направленных и горизонтальных скважин, включающие:

- единый научно методический подход к исследованию поведения ориентируемых и неориентируемых компоновок низа бурильной колонны, с созданием алгоритма расчетов на ПЭВМ, позволивший уточнить границь: технологических возможностей и области применения турбинны> отклонителей и винтовых забойных двигателей-отклонителей;

- научно методические принципы разработки конструкций и профиле! наклонно направленных скважин с большим отклонением ствола от вертикали пологих и горизонтальных скважин, обеспечивающих минимальные усилия прг подъеме бурильного инструмента, доведения осевой нагрузки до забоя I надежную эксплуатацию внутрискважинного оборудования;

- гидравлическую программу строительства глубоких наклоннс направленных скважин с большим отклонением ствола от вертикали основанную на снижении репрессии на пласт при выполнении технологически? операций в скважине;

- методику расчетов по оснащению промежуточной обсадной колоннь центраторами, исходя из соответствия проектного профиля и фактическое траектории, позволяющая предотвратить изменение параметров ствола пр! дальнейшем углублении, в частности при бурении в продуктивном горизонте;

- новые критерии оценки качества выполнения проектных решений п< строительству наклонно направленных и горизонтальных скважин.

2. Разработана и внедрена технология строительства направленных скважш по криволинейным с большим углом входа в пласт и трехинтервальным I измененной величиной вертикального участка профилям, обеспечивающа: повышение дебита скважины и ресурса работы глубинно-насосног оборудования.

3. Показано, что для регулирования гидродинамического давления, юзникающего при выполнении технологических операций в скважине, следует 'читывать величину составляющей от местных гидравлических сопротивлений, «пределяемую по предложенным полуэмпирическим зависимостям с учетом кспериментальных исследований стационарных и динамических

идравлических характеристик КНБК.

/

4. На основе применения метода нечетких множеств для определения штимальных параметров режима бурения горизонтальной скважины в хловиях сложности и изменчивости динамики исследуемого технологического >бъекта установлена одновременность хаотичности и управляемости характера [роцесса проводки горизонтального ствола. Показано, что исходя из анализа фостранственной размерности для моделирования технологического процесса, (остаточно использовать информативность по четырем параметрам бурения, из :оторых основным является осевая нагрузка на долото.

5. Впервые создана система двухканальной циркуляции бурового раствора гаклонных скважинах с большим отклонением со спуском обсадных "фапьш-:олонн", которая позволяет снизить на 15-20% величину гидродинамического (авления в скважине.1

Эффективность двухканальной циркуляции подтверждена авторскими видетельствами (A.C. №1112113, A.C. №1350327) и результатами бурения ^аатлинской сверхглубокой скважины СГ-1, глубоких скважин на шельфе 'аспия.

6. Разработаны новые технико-технологические решения, юдтвержденные 9 авторскими свидетельствами и патентами РФ, обеспечившие :овышение эффективности бурения наклонных и горизонтальных скважин.

Промышленное внедрение предложенных решений осуществлено на ¡олее, чем 100 скважинах нефтяных и газовых месторождений России и за убежом (Белоруссия, Туркмения, Азербайджан, Словакия, Вьетнам).

Общий экономический эффект от применения разработанных технико технологических решений только на 8 направленных скважинах составил 3.( млрд.руб. (в ценах 1997г.).

7. Для восстановления бездействующих и малодебитных нефтяных i газовых скважин создан комплекс специальных технических средств i технологических рекомендаций по строительству наклонно направленного i горизонтального ствола по среднему и малому радиусам кривизны.

Разработаны методические и регламентирующие документь регионального и отраслевого значения.

По предложенной технологии восстановлены скважины на глубинах дс 3000м наклонным или горизонтальным стволом в условиях ДГ «Уренгойгазпром» и СП «Вьетсовпетро».

Показано, в частности, что сроки окупаемости капитальных затрат не восстановление скважин, путем вырезания участка эксплуатационной колоннь и бурения горизонтального ствола, в 9 раз ниже по сравнению с таковыми пру строительстве наклонных скважин в ДП «Уренгойгазпром».

Основные научные результаты диссертации опубликованы в следующш работах:

1. Рагимов K.M., Оганов A.C. Методика определения диаметр; стабилизатора для набора зенитного угла при турбинном бурении наклонны) скважин, Техническая информация, АзНИИНТИ, вып.З, 1979г.

2. Оганов A.C., Солодкий K.M., Безумов В.В., Повалихин A.C. Пуп повышения качества проводки кустовых наклонно направленных скважин i Западной Сибири, Труды ВНИИБТ, вып.66,1988г.

3. Оганов A.C., Оганов Г.С., Прохоренко В.В. Принципы выбор; неориентируемых компоновок низа бурильной колонны для направленной бурения скважин, Обзорная информация "Бурение газовых и газоконденсатпы> скважин", вып.6, 1989г.

4 У.

4. Оганов A.C., Симоняиц C.JI., Мухаметшин М., Грошев В.Ф. Выбор 1БК для регулирования гидродинамического давления, "Нефтяное |Зяйство", вып.11, 1989г.

5. Оганов A.C. Некоторые гидравлические аспекты выбора компоновки [за бурильной колонны, "Нефтяное хозяйство", вып.З, 1984г.

6. Селимханов O.K., Оганов A.C., Манвелян А.П., Опыт крепления

/

»омежуточной обсадной колонны в поисковой скважине №2 на площади Андриевского, НТИС "Нефтегазовая геология, геофизика и бурение" вып.4, »84г.

7. Мамедов H.H., Бабаев А.Г., Оганов A.C. Оценка величин давлений, вникающих при выполнении отдельных технологи-ческих операций в важине, "Азербайджанское нефтяное хозяйство", вып.11, 1983г.

8. Оганов A.C. Определение гидравлических характеристик лопастных либраторов, РНТС "Бурение", вып.9,1983г..

9. Оганов A.C., Чудковский Д.М. Опыт применения устройств для жращения времени на спуско-подъемные операции, Экспресс-информация, )течественный производственный опыт" вып.6, 1988г.

10. Солодкий K.M., Федоров А.Ф., Семак Г.Г., Оганов A.C., Повалихин .С. Пути совершенствования профиля добывающих скважин, Обзорная (формация, "Строительство скважин" вып. 10, 1989г.

11. Оганов A.C. Определение потерь давления в кольцевом пространстве i элементах КНБК, Труды ВНИИБТ, вып.57, 1983г.

12. Оганов A.C. Автореферат диссертации, Гидравлические рактеристики компоновок низа бурильной колонны и мероприятия по [ижению гидродинамического давления в скважине, ВНИИБТ.

13. Оганов A.C. Стенд для исследования гидродинамических давлений в :важине при перемещении бурильного инструмента, Труды ВНИИБТ, вып.57, »83 г.

14. Селимханов O.K., Манвелян А.П., Оганов A.C. Цементирован« обсадных колонн большого диаметра в глубоких скважина: "Нефтедобывающая промышленность", АзНИИНТИ, вып.21, 1983г.

15. Селимханов O.K., Рагимов K.M., Оганов A.C. Опыт проводк наклонных скважин турбинно-роторным методом, Техническая информаци: АзНИИНТИ, вып.2,1979г.

16. Оганов A.C., Оганов Г.С. Принципы построения и оценк возможности использования ориентируемых КНБК с многосекционным турбобурами, НТИ. Сб. Научно-производственные достижения нефтяно промышленности в новых условиях хозяйствования, вып.2, 1989г.

17. Оганов A.C. Опыт бурения глубоких наклонных скважин Песчанинском Морском УБР. Тезисы II научно-технической конференци молодых специаластов ВПО Каспморнефтегазпром. 1979г.

18. Оганов A.C., Оганов Г.С., Прохоренко В.В. Анализ существующи методик расчетов КНБК для бурения наклонно направленных скважин, Тезиа докладов, "Строительство нефтяных и газовых скважин", Краснодар ВНИИКРнефть, 1989г.

19. Оганов A.C., Гимаев Р.Ф., Каспаров A.A. Разработка технико технологического комплекса для направленного бурения, Тезисы докладо£ "Строительство нефтяных и газовых скважин", Краснодар, ВНИИКРнефт1 1989г.

20. Бухман Ю.А., Литвинов А.И., Оганов A.C., Матевосян А.Г Использование оптически активных сред для моделировани гидродинамических буровых процессов, Деп. во ВНИИОЭНГ, №1488 НГ 1988г. /

21. Оганов A.C., Симдянов А.И. Оценка максимального значени давления, возникающего при разрушении структуры бурового раствора пр проведении различных технологических операций, Деп. во ВНИИОЭНГ №1301 НГ, 1986г.

22. Мительман Б.И., Оганов A.C., Симдянов А.И. Определение тродинамического давления при выполнении технологических операций в зажине, ВИНИТИ "Депонированные научные работы" вып.12, 1988г.

23. Оганов A.C., Мамедов H.H., Бабаев А.Г. Способ создания циркуляции омывочной жидкости в скважине, А.С.№1112113, Открытия, изобретения >л.вып.3/3, 1984г.

24. Оганов A.C., Задпорпых В.Н., Литвинов А.И. Двухканальная система омывки скважин, А.С.№ 1350327, 1987г.

25. Оганов A.C., Повалихин A.C., Федоров А.Ф., Солодкий K.M. лройство для направленного бурения, А.С.№1606672.

26. Оганов A.C., Беляев В.М., Прохоренко В.В, Исследование-обешюстей криволинейных профилей наклонно направленных скважин, Гефтяное хозяйство", №6, 1991г.

27. Оганов A.C., Безумов В.В., Гаджиев Н.Р. Влияние отклоняющей силы 1 энергетические параметры отклоняющей КНБК при забуривании вторых ■волов забойными двигателями, "Нефтяное хозяйство", №3, 1991г.

28. Глебов В.А., Оганов A.C. Технологические предпосылки повышения ссплуатациошгой надежности кустовых наклонно направленных скважин, ■Гефтяное хозяйство" №3, 1990г.

29. Оганов A.C., Солодкий K.M., Повалихин A.C., Федоров А.Ф., оросгелсва Г.В. Устройство для проводки наклонного ствола скважины 1бойным двигателем, А.С.№1656114, 1989г., бюл.22 от 15.06.91г.

30. Техника и технология бурения горизонтальных скважигг из <сплуатационных колонн для вторичного вскрытия продуктивных пластов, -Гефтяное хозяйство" №1,1993г.

31. Бплденко Д.Ф., Оганов A.C. Техника и технология восстановления ездействующих нефтяных и газовых скважин, Экспресс-информация, Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море", вып.8, 1993г.

32. Оганов A.C., Повалихин A.C. Техника и технология строитсльет горизонтальных скважин, Экспресс-информация, "Газовая промышленное! Геология, бурение, разработка и эксплуатация газовых и газокондснсатш месторождений", вып.4-5, М. 1993г.

33. Оганов A.C., Повалихин A.C. Отклоннтсль с двумя изгибами и мет

I

его расчета, Экспресс-информация, "Газовая промышленность. Геолоп-бурение, разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатш месторождений", вып.6-7, М. 1993 г.

34. Оганов A.C., Беляев В.М., Повалихин A.C., Ахметов A.A., Москвич В.Н. Проводка дополнительного горизонтального ствола из эксплуатациошк колонны бездействующих скважин, "Нефтяное хозяйство", вып.9, 1993г.

35. Оганов A.C., Гаджиев Н.Р., Миркеримов Ф.С., Гюли-заде У./ Безумов В.В. Одношарошечное долото, Решение Государственной патентт экспертизы изобретений о выдаче A.C. от 25.10.91г. по заяв №4915881/03.(12.2093).

36. Оганов A.C., Жестовский А.Д., Солодкий K.M. Устрой-ство д. проводки вертикальных скважин, A.C. №1788192.

37. Оганов A.C., Прохоренко В.В., Гимасв Р.Н., Беляев В.М. Съсмпь стабилизатор, A.C. №1747671.

38. Оганов A.C., Прохоренко В.В., Бадреев З.Ш., Бойко H.A. Техполоп бурения наклонно направленных скважин, обеспечивающих надежн> эксплуатацию глубинно насосного оборудования, НТЖ "Строительст нефтяных и газовых скважин на суше и на море", №3 1994г.

39. Оганов A.C., Солодкий K.M., Данилевич В.Н., Жестовский А.Д. Ош строительства горизонтальной скважины №140 Березинская Г "Белоруснефть" по большому радиусу искривления, НТЖ "Строительст нефтяных и газовых скважин на суше и на море", №3 1994г.

40. Оганов A.C., Рогачев O.K., Беляев В.М., Повалихин A.C., Ахмег A.A., Москвичев В.Н. Технические средства для проводки дополнительно

горизонтального ствола скважины, НТЖ "Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и па море", №3 1994г.

41. Оганов A.C., Повалихик A.C. Программное обеспечение технологического процесса строительства горизонтальных и наклонных скважин, НТЖ "Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море" №3 1994г. .

42. Оганов С.А., Шарипов А.У., Оганов A.C. Разработка конструкции и проектного профиля наклонно направленной скважины малого диаметра с большим отклонением ствола от вертикали, НТЖ "Экономика топливно-энергетического комплекса России", вып.6,1994г.

43. Оганов С.А., Шарипов А.У., Оганов A.C. Актуальные проблемы бурения глубокой наклонной скважины малого диаметра с большим отклонением ствола от вертикали, НТЖ "Экономика и управление нефтегазовой промышленности", вып.7, 1995г.

44. Оганов A.C., Повалихин A.C., Солодкий K.M. Оптимизация профиля наклонной скважины, НТЖ "Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море", вып.6-7, 1994г.

45. Оганов A.C., Повалихин A.C., Глебов В.А., Федоров А.Ф. Проблемы проводки наклонных скважин по оптимальному профилю, Труды ВНИИБТ, вып. 67, 1989г.

46. Оганов A.C., Лыонг В.Т. Строительство первой горизонтальной скважины на шельфе Вьетнама, НТЖ "Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море", 1996г. №8-9.

47. Мнацаканов A.B., Оганов A.C. Техника и технология бурения горизонтальных скважин, НТЖ "Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море" №10-11 1996г.

48. Оганов A.C. Технология бурения горизонтальных скважин с большим и средним радиусом искривления, НТЖ "Строительство нефтяных и газовых скважин, 1996г. №10-11.

49. Оганов A.C., Лыонг B.T. Строительство первой горизонтально скважины, Тезисы докладов IV Международного конгресса "Минералык сырьевые ресурсы стран СНГ", 1996г. Санкт-Петербург.

50. Мессер А.Г., Оганов A.C. Капитальный ремонт скважин нуте бурения дополнительного горизонтального ствола, Тезисы докладов, 1997 Белград.

51. Оганов A.C., Беляев В.М. Техника бурения горизонтальных технология скважин из эксплуатационных колонн для вторичного вскрыти продуктивных пластов, Тезисы докладов III международного симпозиума п бурению скважин в осложненных условиях, 1995г. Санкт-Петербург.

52. Оганов A.C., Повалихин A.C., Солодкий K.M. Искривляющи оптимальные КНБК для горизонтального бурения, НТЖ "Строительств нефтяных и газовых скважин, №1,1997г.

53. Оганов A.C., Рогачев O.K. • Комплекс технических средств дл измерения и контроля параметров дополнительного горизонтального ствол скважины, НТЖ "Строительство нефтяных и газовых скважин," №1, 1997г.

54. Технология восстановления бездействующих нефтяных и газовы скважин, НТЖ "Строительство нефтяных и газовых скважин, №12, 1996г.

55. Мнацаканов A.B., Оганов A.C., Повалихин A.C., Прохоренко В.В. др., Бурение горизонтальной скважины на месторождении Белый Тигр шельф Вьетнама, "Нефтяное хозяйство" №2 1997г.

56. Оганов A.C., Прохоренко В.В., Беляев В.М., Гимаев Р.Н. Съемны стабилизатор бурильной колонны, A.C. №1744233 , 1990г.

57. Оганов A.C., Прохоренко В.В., Лыонг В.Т., Ньяк Л.К. Технологи проводки наклонно направленных и горизонтальных скважин п криволинейным профилям, НТЖ "Строительство нефтяных и газовых скважи на суше и на море". №3-4, стр. 6-9.

58. Оганов A.C., Рогачев O.K. Федорычев В.А. Лыонг В.Т. Ньяк Л.К Забуривание нового ствола из эксплуатационной колонны скв. 74 МСГ1-6 и

шельфе Вьетнама, НТЖ "Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море". № 6-7, стр. 3.

59. Оганов А .С., Мнацаканов А.В. Техника и технология ВНИИБТ по строительству горизонтальных скважин и восстановлению бездействующих нефтяных и газовых скважин, Тезисы докладов Н-го Международного семинара "Горизонтальные скважины", Москва, 1997г.

60. Балденко Д.Ф., Глебов В.А., Оганов А.С., Повалихин А.С. Забойная компоновка для набора кривизны и проводки горизонтальных скважин, Решение о выдаче патента, 20.02.95г. №95102305/03(004448).

61. Оганов А.С., Прохоренко В.В. Криволинейные профили наклонных и горизонтальных скважин, Газовая промышленность, №10, 1997г.стр.8-10.

62. Мнацаканов А.В., Оганов А.С., Повалихин А.С., Дубов Н.М., Данг Куа, Н.Хой, Тронов Ю.А. Восстановление бездействующей нефтяной скважины на шельфе Вьетнама, Нефтегазовые технологии, вып.2, 1998г.

63. S.A.Shirin-Zade, A.C.Mirzadzhan-Zade, A.S.Oganov, H.G.Gulatarov Drilling of horizontal wells with electric down hole motor 14^ World Petroleum Congress, Stavanger Norway, 29 may -1 june 1994.

64. A.V.Mnatsakanov, A.S.Oganov Still at the sharp end. Oil & Gas Vol.2. No.4. 1993. p.32-34.

65. S.A.Shirin-Zade, A.C.Mirzadzhan-Zade, A.S.Oganov, H.G.Gulatarov Drilling of horizontal wells with electric down hole motor. Proceedings of the 14th World Petroleum Congress 1994 The Executive Board of the World Petroleum Congress Published by John Wiley & Sons.

Соискатель