автореферат диссертации по разработке полезных ископаемых, 05.15.10, диссертация на тему:Научные основы разработки и реализации технологии строительства наклонно-направленных и горизонтальных скважин

Научно-производственное объединение "Бурение" ( AQQT НПО "Бурение" )

РГ0 w

л о • - г l':..^

На правах рукописи Никитин Борис Александрович

УДК 622.243.27.

• Научные основы разработки и реализации технологии строительства наклонно-направленных и горизонтальных скважин.

Специальность 05.15.10 - Бурение скважин

Диссертация в виде научного доклада на соискание ученой степени доктора технических наук

Краснодар 1996

Официальные оппоненты:

доктор технических наук, М.Р. Мавлютов профессор

доктор технических наук, А.И. Пеньков профессор

доктор технических наук, С.А. Оганов профессор

Ведущая организация - НПО "Буровая техника" (ВНИИБТ,

г. Москва)

Защита состоится "Л" ШУЦ^К 1996г. в часов на заседании диссертационного совета Д. 104. 04. 01 при научно-производственном объединении "Бурение" по адресу: 350624, г. Краснодар, ул. Мира, 34.

С диссертацией в виде научного доклада можно ознакомиться в библиотеке НПО "Бурение" ( Краснодар, ул. Мира, 34).

^Диссертация в виде научного доклада разослана ' Ь " 1996г.

Ученый секретарь диссертационного совета Л.И.Рябова

Содержание

Общая характеристика работы.................................................................5

Введение...................................................................................................11

1. Проблемы и перспективы использования наклонно-направленных

н горизонтальных скважин..................................................................12

1.1. Области применения наклонно-направленных, горизонтальных и разветвленно-горизонтальных скважин..........12

1.2. Горизонтальное и разветвленно-горизонтальное

бурение - метод резкого повышения нефтегазоотдачи пластов... 16

1.3. Выбор объектов разработки наклонно-направленными горизонтальными и разветвленно-горизонтальными скважинами....................................................................................17

1. 4. Основные направления в решении проблемы бурения и применения наклонно-направленных, горизонтальных и разветвленно-горизонтальных скважин.......................................25

2. Проектирование профиля наклонно-направленных скважин.............27

2.1. Выбор профиля наклонно-направленных скважин......................27

2.2. Принципы выбора рациональной конструкции наклонно-направленных скважин с учетом геологических и технико-технологических факторов............................................................31

2.3. Профили горизонтальных и разветвленно-горизонтальных скважин...........................................................................................34

2.4. Расчет профиля многозабойных скважин....................................38

3. Совершенствование технических средств и технологии проводки

наклонно-направленных и горизонтальных скважин.........................39

3.1. Технология проводки горизонтальных и разветвленно-горизонтальных скважин..............................................................39

3.2. Принципы выбора и проектирования КНБК, обеспечивающих реализацию проектных профилей................................................41

3.3. Технология проводки наклонно-направленных скважин большого диаметра методом опережающего ствола....................44

3.4. Повышение эффективности создания нагрузки на долото

в горизонтальных скважинах........................................................53

3.5. Выбор эффективных долот............................................................55

4. Реализация основных результатов в промышленности......................59

4.1. Организация научно-исследовательских и опытно-конструкторских работ....................................................59

4.2. Организация опытно-промышленного бурения...........................60

4.3. Промышленная реализация результатов исследований и опытно-конструкторских работ....................................................61

4.3.1. Бурение наклонно-направленных скважин.............................61

4.3.2. Проводка горизонтальных скважин в РАО "Газпром"..........65

4.3.3. Бурение горизонтальных скважин на Ириновском нефтяном месторождении........................................................70

4.4. Опыт и технико - экономическая оценка результатов эксплуатации газовых, газоконденсатных и нефтяных горизонтальных скзажин.....................................................................72

Основные выводы и результаты работ...................................................80

Общая характеристика работы

Актуальность проблемы

Научно-техническая революция во второй половине XX века привела к огромному потреблению нефти и газа. В настоящее время мировая годовая добыча составляет 3 млрд.т. нефти и 1,8 трлн.м3 газа.

В России с начала разработки месторождений извлечено из недр 12,7 млрд.т. нефти и конденсата и 6,5 трлн.м3 газа. Однако в последнее время наметился значительный спад добычи нефти, что связано как с экономическими, так и геолого-техническими проблемами.

За последние 20 лет доля крупных месторождений, среди вновь открываемых, снизилась с 15 до 10%, ухудшаются коллекторские свойства продуктивных отложений и качественный состав насыщающих их флюидов. Высокая выработанность запасов обусловливает обводненность продукции и снижение дебитов скважин. Из-за несовершенства техники и технологии разработки нефтеотдача нефтегазовых месторождений не превышает 30...40%. Более полное извлечение углеводородов из пластов является важнейшей народнохозяйственной задачей.

Вскрытие продуктивной толщи горизонтальными и разветвлен-но-горизонтальными скважинами позволяет:

• повысить продуктивность скважин за счет увеличения площади фильтрации;

» повысить добывные возможности скважин за счет продления периода их безводной эксплуатации;

• повысить степень извлечения углеводородов на месторождениях, находящихся ка поздней стадии эксплуатации, за счет интенсификации перетоков из низкопродуктивчых зон по площади и продуктивному разрезу залежи;

• увеличить степень извлечения жидких углеводородов за счет повышения эффективности процессов активного воздействия на пластовые флюиды:

• вовлечь в разработку месторождения с низкими коллекторски-ми свойствами пород и высокими вязкостями нефтей;

• освоить месторождения морского шельфа и других труднодоступных районов и заповедных зон;

• повысить эффективность создания и эксплуатации подземных хранилищ газа.

Решение этих задач связано с совершенствованием техники и технологии бурения, разработкой и освоением рациональных профилей и конструкций наклонно-направленных и горизонтальных скважин и т.д.

Таким образом повышение технико-экономических показателей и качества строительства наклонно-направленных, горизонтальных и

разветвленно-горизонтальных скважин является актуальной научно-технической проблемой, имеющей важное народнохозяйственное значение.

Цель работы

Повышение эффективности и качества строительства наклонно-направленных и горизонтальных скважин на основе обобщения, исследования, разработки и внедрения научно-обоснованных технических и технологических решений, .идя обеспечения освоения месторождений нефти и газа морского шельфа и других труднодоступных районов, а также залежей с трудно извлекаемыми запасами.

Основные задачи

1. Обобщение и разработка методических основ выбора и проектирования рациональных профилей наклонно-направленных и горизонтальных скважин с учетом влияния геологических, технологических и технических факторов.

2. Разработка методических основ расчета основных параметров конструкций наклонно-направленных скважин.

3. Разработки технических решений повышения эффективности передачи нагрузки на долото при бурении горизонтального участка ствола скважины.

4. Разработка технологии проводки наклонно-направленных скважин с большими отклонениями забоя методом бурения опережающего ствола.

5. Разработка методических основ выбора породоразрушающего инструмента и расчета конструктивных параметров КНБК для повышения эффективности процесса бурения и управления траекторией ствола скважины.

6. Исследование влияния основных параметров горизонтального ствола на продуктивность скважины в зависимости от характеристик продуктивного объекта.

7. Промышленное внедрение результатов исследований, разработанных технических и технологических решений, и их технико-экономическая оценка.

Основные защищаемые положения

На защиту выносятся:

1. Совокупность научных разработок и положений, методик, технических и технологических решений и рекомендаций, обеспечивающих качественную проводку наклонно-направленных и горизонтальных скважин при максимальном сохранении их потенциальных добывных возможностей с высокими технико-экономическими показателями.

2. Принципы проектирования профилей и основных параметров конструкций наклонно-направленных и горизонтальных скважин.

3. Результаты теоретических исследований зависимости отклоняющей силы на долоте от геометрических характеристик КНБК.

4. Новое направление повышения эффективности передачи нагрузки на долото при бурении горизонтального участка ствола скважины с помощью крутильных колебаний.

Научная новизна

1. Обоснованы значения технологических параметров, обеспечивающих спуск обсадных колонн большого диаметра в сильно искривленные стволы с зазорами, принятыми при бурении глубоких вертикальных скважин.

2. Показано, что при бурении горизонтальных скважин длина зоны распространения крутильных колебаний больше длины зоны распространения продольных колебаний. Характер движения бурильной колонны при крутильных колебаниях близок к характеру движения при вращении колонны ротором. Установлены условия обеспечения уровня нагрузки на долото при крутильных колебаниях, адекватных нагрузкам, досгигаемым при вращении колонны ротором.

3. Методом динамического программирования исследовано влияние геометрических параметров ствола скважины 5 ее зенитного угла, компоновки низа бурильной колонны и изменения нагрузки на долотона величину и направление отклоняющей силы.

4. Выявлена связь рейсовой скорости и стоимости метра проходки с произведением механической скорости и проходки на долото, и предложен критерий, позволяющий при неполней информации производить выбор долот на основании показателя, аналогичного технико-экономическим критериям.

5. Обоснованы критерии выбора объекта разработки наклонно-направленными и горизонтальными скважинами, определены условия их рационального использования.

6. На уровне изобретения разработаны:

• способ забуривания нового ствола скважин в заданном направлении - A.C. СССР № 1086103;

• компоновка низа бурильной колонны - A.C. СССР № 98903.

Практическая ценность

На основании обобщения и проведения автором теоретических и промысловых исследований разработаны:

научно-методические принципы определения и регламентирования основных параметров конструкций технологических процессов и операций при бурении наклонно-направленных и горизонтальных

скважин (глубины вертикального участка, интенсивности искривления, выхода из под колонны и др.);

методы проектирования рациональных профилей наклонно-направленных скважин с учетом закономерностей естественного искривления ствола;

рекомендации по выбору компоновок инструмента для бурения и расширения опережающих стволов с углами искривления до 70°;

принципы определения целесообразности бурения горизонтальных скважин и основных их параметров, обеспечивающих эффективность разработки нефтяных и газовых месторождений.

Предложено техническое решение для реализации метода снижения силы трения с помощью крутильных колебаний.

Обоснован критерий выбора эффективных долот.

Реализация в промышленности

Основные положения диссертационной работы использовались при разработке:

"Комплексной программы создания принципиально новых систем разработки месторождений нефти с помощью горизонтальных и разветвленно-горизонтальных скважин (ГС и РГС) и их широкомасштабное внедрение", (Программа "Горизонт", 1991 -1995 г.г.);

"Программы освоения ресурсов нефти и газа на арктическом шельфе Российской Федерации", 1994 г.;

"Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности",! 993 г.;

Программ научно-исследовательских и опытно конструкторских работ в области строительства скважин в РАО "Газпром";

Проектов разработки нефтяных и газовых месторождений России (в т.ч. Бованенковского ГКМ) горизонтальными и разветвленно-гори-зонтальными скважинами.

Основные результаты работы реализованы на производстве путем:

• использования при подготовке технико-экономических обоснований и проектов разработки нефтяных и газовых месторождений;

• включения в технические проекты на строительство наклонно-направленных и горизонтальных скважин;

• организации промышленного бурения наклонно-направленных и горизонтальных скважин на нефтяных и газовых месторождениях Российской Федерации;

• организации разработки, производства и внедрения оборудования для бурения и заканчивания наклонно- направленных и горизонтальных скважин;

• организации исследований, разработки и внедрения технологий проводки наклонно-направленных и горизонтальных скважин.

Основной объем внедрения разработок осуществлен в производственных предприятиях РАО "Газпром" и бывшего Миннефтепрома.

В целом комплекс разработок позволил решить основные технические и технологические задачи бурения наклонно-направленных и горизонтальных скважин со значительными смещениями забоя.

Внедрение разработанной технологии бурения направленных скважин только в ПО "Коминефть" в 1989 г. позволило получить прибыль 3,2 млн. руб.

Технико-экономические расчеты показывают, что экономический эффехт (в ценах 1989 г.) при разработке месторождений горизонтальными и раззетвленно-горизонтальными скважинами относительно базового варианта составляет:

• для Бованенковского ГКМ - 1 млрд. руб.;

о ддя Ириновского нефтяного -100 млн. руб..

Апробация работы.

Основные положения диссертации докладывались:

• на Всесоюзной конференции "Современное состояние и перспективы развития морской нефтегазодобычи" (Баку, сентябрь 1973 г.);

• на выездном заседании секции бурения Научно-технического совета Миннефтегазпрома СССР по вопросу "О состоянии и перспективах развития техники и технологии горизонтальных скважин" (Саратов, апрель 1990 г.);

• на заседании секции бурения Научно-технического совета Миннефтегазпрома СССР (Москва, сентябрь 1991 г.);

• на Первой международной конференции "Освоение шельфа арктических морей России" (Санкт-Петербург, 21-24 сентября 1993 г.);

• на заседании секции "Техника и технология разработки морских месторождений" Научно-технического совета РАО "Газпром" (Москва, 28 декабря 1994 г.);

• на Международной конференции и выставке "Подземное хранение газа" (Москва, 11-15 сентября 1995 года);

» на Второй международной конференции "Освоение шельфа арктических морей России" (Санкт-Петербург, 18-21 сентября 1995 г.);

• на Международном российско-норвежском семинаре "Разработ ка шельфовых месторождений нефти и газа" (Сочи, 30 октября - 1 ноября 1995 г.);

• на Совещании руководителей буровых предприятий РАО "Газпром" (Новый Уренгой, ноябрь 1995 г.);

• на заседании секции "Техника и технология разработки морских месторождений" Научно-технического совета РАО "Газпром" ( Москва, 15 ноября. 1995г.);

• на Всероссийской научной конференции "Фундаментальные проблемы нефти и газа" (Москва, 22-25 января 19% г.).

Публикации. Основные положения диссертационной работы изложены в 41 печатной работе, в т. ч. 1 монографии и 3-х авторских свидетельствах.

Введение

Проблема повышения эффективности и качества строительства наклонно-направленных и горизонтальных скважин за последнее время стала определяющей для развития нефтегазодобывающей отрасли.

Рост объемов бурения наклонно-направленных и горизонтальных скважин, превращение из специального вида буровых работ в основной, увеличение смещения забоя от вертикали и длины горизонтального участка ствола скважин требует совершенствования применяемой техники и технологии.

Решение этих вопросов представляет сложную задачу, требующую проведения значительных теоретических, экспериментальных и промысловых работ.

Труды Александрова М.М., Аветисова А.Г., Ангелопуло O.K., Балицкого П.В., Бондаренко Т.М., Белорусова В.О., Булатова А.И., Васильева Ю.С., Виллерса Ф.А., Вудса Г., Гержберга Ю.М., Григоряна H.A., Григулецкого В.Г., Гулизаде М.П., Иоанесяна P.A., Калинина А.Г., Лубинского А., Мавлютова М.Р., Мирзаджанзаде А.Х., Оганова С.А;, Сарояна А.Е., Семака Г.Г., Середы Н.Г., Сеид-Рза М.К., Симо-нянца JI.E., Сулакшина С.С., Султанова Б.З., Сушона Л.Я., Тимофеева Н.С., Федорова B.C., Шаньгина А.Н., Ширин-Заде С.А:, Эйгелеса P.M., Эпштейна Е.П., Юнина Е.К., Яремийчука P.C., Ясова В.Г. и др. составили большой вклад в решение этой проблемы и способствовали подъему отечественной технологии бурения наклонно-направленных скважин на различных этапах его развития.

Вместе с тем необходимость повышения надежности прозодки наклонно-направленных и горизонтальных скважин с большими отклонениями забоя от вертикали предопределяют целесообразность дальнейшего совершенствования технологии их строительства.

Ниже приводится анализ тенденций и проблемы современного развития буровых работ на нефть и газ в России, а также результаты исследовательских и опытно-конструкторских работ, выполненных и внедренных автором в различных районах страны, характеризующихся сложностью геологических разрезов и суровыми природно-климатическими условиями.

Эти работы выполнялись автором за длительный период. В свое время все они были опубликованы в статьях в центральных изданиях, трудах ВНИИБТ, ВНИИ, МИНХиГП, СахалинНИПИнефть и широко обсуждались.

Изложенные идеи и технические решения становились общепризнанными и многие из них в настоящее время могут звучать как очевидные.

Многие идеи автора были использованы при разработке "Уточненной комплексной программы создания принципиально новых

систем разработки месторождений нефти с помощью горизонтальных и разветвлснно-горизонтальных скважин ( ГС и РГС) и их широкомасштабное внедрение" (Программа "Горизонт"), руководителем и генеральным конструктором которой является автор.

1. Проблемы и перспективы использования наклонно-направленных и горизонтальных скважин

1.1. Области применения наклонно-направленных, горизонтальных и разветвленно-горизонтальных скважин.

Развитие нефтегазовой промышленности в течении длительного времени обеспечивалось наращиванием объемов бурения. Высокие темпы прироста проходки явились следствием оптимального использования экстенсивных и интенсивных факторов, массового внедрения передовых технологий и новых технических средств. Реализация данной технической политики сопровождалось увеличением скоростей бурения скважин в 1,3-1,7 раза, проходки на долото - в 1,6-1,9 раза. Все это позволило в 1988 г. освоить 38,3 млн. м. эксплуатационного и разведочного бурения. В нефтедобычу ежегодно вводилось 13-17 тыс. новых нефтяных и газовых скважин.

Однако последние годы характеризовались широким вовлечением в разработку низкопродуктивных месторождений. Повсеместное распространение получили интенсивные технологии и механизированные способы добычи нефти. Все большую актуальность в этих условиях приобретает проблема ускоренного наращивания эксплуатационного фонда скважин, повышения их надежности и качества, снижения удельных капитальных вложений.

Изменения, происшедшие к насгоящему времени в структуре затрат на строительство скважин, снизили эффективность технической политики, ориентированной на повышение коммерческих скоростей бурения. Опережающий рост стоимости технических средств, материалов, услуг, подготовительных и строительных работ в сочетании с достигнутыми темпами сокращения сроков строительства скважин сопровождались кратным снижением доли затрат, зависящих от времени, в общей стоимости 1 м проходки. Это, наряду с массовым вводом в эксплуатацию малодебитных скважин, ограничило возможность действенного влияния временного фактора на повышение эффективности эксплуатационного бурения.

Очевидно, новая техническая политика в области строительства скважин должна быть ориентирована не только на наращивание буровых мощностей и сокращение сроков строительства нефтегазодобы-

вающих объектов, но и на повышение эффективности эксплуатационного бурения. Приоритетными целями этой политики должны стать повышение производительности скважин, снижение удельного объемов подготовительных и строймонтажных работ, обеспечение высокой эксплуатационной надежности скважин в условиях механизированной добычи и применения современных способов интенсификации притоков.

Указанные цели достигаются повышением качества вскрытия продуктивной толщи, освоением профилей наклонно-направленных скважин, обеспечивающих значительное увеличение числа скважин на одном кустовом основании, широким внедрением горизонтального бурения. Первые результаты промышленной апробации этих направлений весьма обнадеживающие. В частности, строительство горизонтальной скважины вместо вертикальной сопровождается ростом дебита в 2-10 раз, снижает риск прорыва в скважину газа и воды.

Основное преимущество горизонтальных скважин заключается в увеличении области дренирования и повышении поверхности вскрытия продуктивного пласта. В связи с этим перспективным является применение горизонтальных скважин при доразработке нефтяных, нефтегазовых и газовых месторождений на поздней стадии разработки. На таких месторождениях возможно восстановление бездействующих и ма-лодебитных скважин методом зарезки и бурения дополнительных горизонтальных стволов из эксплуатационных колонн.

В связи с подъемом подошвенных вод на месторождениях Западной Сибири в качестве средств восстановления фонда эксплуатационных скважин большую перспективу имеет применение горизонтальных стволов.

Так, в настоящее время на месторождении Медвежье полностью обводнились 8 скважин, у 23 скважин уровень подошвенных вод находится у нижних дыр фильтра, в 40 скважинах их уровень находится на 1-7 м от нижних дыр фильтра. Попытки изолировать обводнившиеся интервалы успеха не приносят.

Аналогичная ситуация складывается в сеноманских отложениях и на других месторождений Западной Сибири. В связи с этим предполагается на Уренгойском. Медвежьем и Ямбургском месторождениях в 1995-2000 гг. осуществить строительство 225 горизонтальных ремонт-но-восстановительных скважин в верхней части разреза, что позволит кардинально уменьшить опасность конусообразования и прорыва подошвенных вод.

Высоко перспективны для применения горизонтальных скважин низкопроницаемые валанжинские отложения Бованенковского и Хара-савейского месторождений полуострова Ямал. В связи с высокой вязкостью нефти широкое их использование прогнозируется на месторождении Новый Порт.

Проведенные ВНИИГАЗом расчеты показывают, что дебиты горизонтальных скважин превысят дебиты вертикальных скважин на Астраханском ГКМ в 2,5-3 раза, в связи с этим намечено пробурить 10 скважин вдоль охранной зоны (УКПГ-1, 3, 5), а в последующем довести их количество до 100.

Большие перспективы имеет строительство горизонтальных скважин и на подземных хранилищах газа (ПХГ). Проводка горизонтальных скважин на ПХГ позволяет не только существенно сократить общие затраты на разбуривание и обустройство хранилища, но и улучшить условия отбора газа за счет уменьшения обводненности скважин на ПХГ, создаваемых в водоносных пластах, или прорывов к скважинам нефти на ПХГ, создаваемых в истощенных месторождениях. Уменьшение репрессии при закачке газа и депрессии при его отборе позволит уменьшить знакопеременные напряжения в породах, слагающих пласты-коллекторы ПХГ, и предотвратить вынос песка из пластов, сложенных слабосцсментированными песчаниками. Кустовое размещение устьев горизонтальных скважин позволяет оптимизировать их наземную обвязку и автоматизировать процесс управления скважинами.

На ряде эксплуатируемых и проектирующихся ПХГ, расположенных вблизи населенных пунктов (Елшанское и Ургинское ПХГ) или в заболоченной местности (Невское ПХГ), значительные части структур не могут быть разбурены вертикальными скважинами из-за жилой застройки или невозможности заложения скважин на болоте. В то же время проводка на этих хранилищах горизонтальных скважин позволит обеспечить включение в эксплуатацию всей газонасыщенной площади структуры и существенно повысит возможности хранилищ в обеспечении пиковых отборов газа.

Кроме Кущевского ПХГ, бурение горизонтальных скважин на котором уже ведется, наиболее перспективными хранилищами для проводки горизонтальных скважин являются Невское, Елшанское, Ка-рашурское, Гордошурское, Новотроицкое, Таловское и СевероСтавропольское.

Следует отметить, что для обеспечения должного эффекта от разбуривания подземных хранилищ газа горизонтальными скважинами их конструкции должны обеспечивать использования лифтовых колонн диаметром 146 мм и 168 мм. Это, в свою очередь, требует освоения предприятиями РАО "Газпром" технологии проводки горизонтальных скважин, имеющих эксплуатационные колонны диаметром 219 или 245 мм, спускаемые в ствол скважины, имеющей радиус кривизны 200.. .250 м.

Актуальной является проблема освоения морских месторождений, обусловленная перспективой истощения запасов на материке и

открытием богатейших месторождений нефти и газа на континентальном шельфе.

Российская Федерация располагает почти четвертью площади шельфа Мирового океана. Континентальный шельф арктических морей России общей площадью 2,9 млн. км2 по оценке специалистов содержит свыше 75 млрд. т углеводородов (в нефтяном эквиваленте). Недра шельфа Баренцева, Печорского и Карского морей по состоянию на 1995 г наиболее изучены и в них содержится 54 млрд. т углеводородов. Геолого-геофизическими предприятиями в этом регионе выявлено 48 перспективных площадей и открыто 9 месторождений нефти и газа, среди которых 4 гигантских по запасам: Штокмановское-газоконденсатное; Ленинградское, Русановское-газовые и Приразлом-ное-нефтяное.

Таким образом на шельфе Арктики создана сырьевая база для организации морской добычи нефти и газа.

Обобщение практики проведения поисковых разведочных и эксплуатационных работ на различных акваториях России, позволило нам сформулировать следующую концепцию освоения морских ресурсов нефти и газа:

Ускоренное комплексное и широкомасштабное изучение и освоение рентабельных в современных условиях морских нефтяных и газовых ресурсов на базе высокопроизводительной техники и технологии, обеспечения требований рационального использования недр и охраны окружающей природной среды и при условии эффективного сочетания бюджетных и внебюджетных источников финансирования.

Данная концепция определяет основные стратегические направления в части размещения объемов и масштабов работ, создания специальной техники и технологии, определения размеров и динамики инвестиций и т.д..

В настоящее время РАО "Газпром" и АО "Рссшельф" совместно с ведущими научными и проектными организациями и предприятиями при участии и под руководством автора разработана программа по конверсии ряда предприятий военнопромышленного комплекса. Эта программа предусматривает мероприятия по следующим основным направлениям:

• проектирование и строительство буровых и эксплуатационных платформ различного назначения;

• проектирование строительство плавучих технических средств для обеспечения всех технологических операций, связанных со строительством и эксплуатацией объектов освоения морских месторождений, в частности для обеспечения буровых работ, строительства и эксплуатации стационарных платформ и магистральных трубопроводов;

• разработка и внедрение высоких технологий, в частности, навигационного оборудования для наклонно-направленного бурения, высококачественного бурового инструмента и др.;

• разработка и организация производства технологического оборудования для морской добычи нефти и газа.

Программа включает и другие мероприятия, обеспечивающие комплексный подход к решению наиболее сложных проблем освоения морских месторождений нефти и газа.

Таким образом организация промышленного бурения наклонно-направленных, горизонтальных и разветвленно-горизонтальных скважин в настоящее время является важнейшей народно-хозяйственной задачей, а развитие и совершенствование техники и технологии строительства подобных скважин- актуальной научно-технической проблемой.

1.2. Горизонтальное и разветвленно-горизонтальное

бурение - метод резкого повышения нефтегазоотдачи

пластов.

Опыт применения горизонтальных и разветвленно-горизонтальных скважин показывает, что в определенных горногеологических условиях значительно повышается нефтеотдача пластов и увеличивается объем добычи нефти и газа. Это связано с коренным изменением дренажной системы коллекторов и повышением поверхности вскрытия продуктивного пласта. В результате появляется возможность разрядить сетку скважин, снизить депрессии, значительно увеличить время безводной эксплуатации, повысить эффективность многих методов воздействия на пласт при их реализации с помощью горизонтальных скважин, эффективно, в промышленных масштабах извлечь запасы углеводородов ранее относящихся к категории неиз-влекаемых. С 1949 по 1980 гг. в 13 районах, на 30 площадях бывшего Советского Союза пробурено 110 РГ скважин при глубинах по вертикали от 400 до 2300 м, в том числе 57 эксплуатационных, 35 разведочных, 8 противофонтанных, 10 водопонизительных и нагнетательных скважин.

В разветвленных скважинах забурено 320 дополнительных стволов общей протяжностью 175440 м, в том числе забурено 210 резко искривленных ответвлений с общей проходкой 21000 м из "открытого" ствола. Максимальная интенсивность искривления достигла 10...12°/10м проходки. Максимальная длина горизонтального участка 632 м.

Примером мощного прироста добычи нефти за счет применения РГС является разработка одной залежи объединения Бориславнефть

(Западная Украина), эксплуатировавшейся ранее 43 года ( с 1914 г.) очень густой сеткой скважин с расстоянием 90... 100 м.

Суточные дебиты там составляли 0,05...2 т/сут после "истощения" залежи, в 1957 г. были пробурены 4 РГС, которые дали дебит в 8...14 раз выше самой высокодебитной старой вертикальной скважины. За 15 лет работы эти 4 скважины дали 47,2 % добытой нефти.

Рост дебита горизонтальных скважин по сравнению с вертикальными для различных месторождений мира приведен в табл. 1.

Таблица 1

Рост дебита горизонтальных скважин

Месторождение (страна) Глубина залегания продуктов ного пласта, м Длина горизонтального участка, м Дебит, т/сут Рост дебита

горизонтальная скважина вертикальная скважина

Роспо Маре (Италия) 1380 470 525... 1908 89...270 6...23

Колд Лейк (Канада) 480 1016 4000 500 8

Прадхо Бей США) 2700 476 1670 400 4,1

Вирджиния США) 1020 600 3400 2100 1,6

Яблоновское (быв. СССР) 540 150 40 23 1,7

Карташевское (быв. СССР) 475 51...328 120 6...8 15...20

Тереклинское (быв. СССР) 1300 <100 64 32 3...6

Бориславское (быв. СССР) 600 100 10...28 0,1...2,0 7...40

Южно-Карское (быв. СССР) 260 - 70.. .140 4...35 2...35

1.3. Выбор объектов разработки наклонно-направленными горизонтальными и разветвленно-горизонтальными скважинами

Как отмечалось выше, наклонно-направленные и горизонтальные скважины эффективны при освоении залежей с трудноизвле-каемыми запасами углеводородного сырья, с ограниченной площадью для установки бурового оборудования, морских нефтяных и газовых месторождений, для повышения нефтеотдачи пластов при доразработ-ки месторождений на поздней стадии эксплуатации и т.д.

Чтобы определить области рационального применения наклонно-направленных, горизонтальных и разветаленно-горизонтальных скважин с учетом коллекторских свойств пласта был проведен численный анализ влияния характеристик пласта и геометрических параметров скважин на их дебиты. При этом использовались аналитические соотношения Renard, Dupuy, Ю.П.Борисова, а также приближенные формулы S. Joshi и В.Г.Григулецкого.

Эти зависимости получены при следующих допущениях: фильтрация пластовой несжимаемой вязкой жидкости подчиняется линейному закону Дарси; функции, определяющие потенциалы давления и скорости движения жидкости в пласте выражаются линейными уравнениями Лапласа; стационарный приток "мертвой" жидкости к скважине в круговой залежи происходит при естественном режиме фильтрации; пластовый флюид характеризуется средними значениями вязкости и пластового объемного фактора.

Рассмотрим стационарный приток нефти к одиночной наклонно-направленной скважине, расположенной в центре круговой залежи. Для наглядности исследуем случай, когда эта скважина вскрывает продуктивный пласт полностью.

В табл.2 приведены значения суточного дебита нефти одиночной наклонно-направленной скважины в пластах различной толщины. Результаты получены при следующих исходных данных: вертикальная проницаемость пласта kv= 75 • 1015 м2, горизонтапьная проницаемость кь = 150 • 10-1S м2, вязкость пластового флюида ц = 2,4 • 1(И Па • с, радиус контура питания круговой залежи RK = 300 м, радиус ствола наклонно-направленной скважины Re = 0,1 м, перепад давления между давлениями на границе контура питания и на стенке скважины Ар = 1,2-9,81 -10* Па.

Из табл. 2 следует, что наклонно направленные скважины целесообразно бурить при разработке анизотропных пластов большой толщины: при этом достигается наибольший эффект за счет увеличения поверхности дренирования вокруг ствола скважины. Дебит совершенных вертикальных скважин Qv при этих же условиях и толщине продуктивного пласта h, равной 15 и 150 м, составляет соответственно 0,529 и 5,289 и3/ сут.

Чтобы выяснить влияние диаметра ствола наклонно-

напрвленной скважины на ее дебит, рассмотрим данные табл.3. Приведенные результаты получены при h = 15 м; kv = 150 • 10 -15 м2; kh=75'10-,sM2; Ар=1,2 • 9,81 • 10« Па; ц=2,4- 10-2Па с; R*=300 м.

Из табл. 3 видно, что увеличение диаметра ствола скважины незначительно повышает суммарный дебит. Кроме того, относительное изменение дебита в большей степени зависит от изменения угла наклона ствола. Это необходимо учитывать при выборе типа профиля сква-

жины для конкретных горно-геологических условий.

В табл. 4 представлены значения дебита нефти наклонно-направленной скважины диаметром 2С0 мм в пластах различной проницаемости при следующих исходных данных: h=15 м; Лр=1,2-9,81-Ю4 Па; ц=2,4-10-2 Па с; Rk=300 м: Rc=0,i м.

Из табл. 4 видно, что увеличение kh значительно повышает дебит скважины. Если kv > kh, то дебит наклонно-направленной скважины меньше дебита совершенной вертикальной скважины и значительно меньше при kv < kh.

Таблица 2

Зависимость дебита скважин от толщины пласта и зенитного угла ствола

Толщина Дебит скважины, м3/сут. при зенитном угле ствола скважины а, градус

пласта, м 10 20 30 40 50 60 70. 80

.15 0,689 0,693 0,714 0,759 0.836 0.963 1,187 1,708

150 6,317 6.373 6,724 7,412 8,615 10,804 15,543 33,849

Таблица 3

Зависимость дебита скважин от зенитного угла и диаметра ствола

Диаметр ствола скважины, мм Дебит скважины, м3/сут. при а, градус

10 20 30 40 50 60 70 80

200 0,436 0,457 0,480 0,512 0,558 0,627 0,742 1,001

300 0,455 0,476 0,500 0,532 0,578 0,646 0,760 1,018

Таблица 4

Зависимость дебита скважины от соотношения вертикальной и горизонтальной проницаемости пласта

Проницаемость пласта, Дебит скважины, м3/сут. при а, градус

1012 м2 10 20 30 40 50 60 70 80

кУ=75 кь=150 0,698 0,703 0,714 0,759 0,836 0,963 1,187 1,708

кч=75 к),=750 2,120 1,990 2,014 2,146 2,405 2,869 3,754 5,976

ку=750 кь=75 0,483 0,528 0,565 0,606 0,656 0,725 0,836 1,087

При оценке эффективности горизонтальных скважин необходимо принимать во внимание влияние анизотропии проницаемости продуктивного коллектора.

В табл.5 приведены дебиты нефти для горизонтальных скважин различных диаметров в анизотропном продуктивном пласте. Данные табл. 5 получены при толщине продуктивного пласта Ь=15 м; "вертикальной" проницаемости 1и=75 • 1015 м2; горизонтальной проницаемости к|1=150 • 1015 м2; вязкости пластового флюида ц=2,4 ■ 10 2 Па • с; радиусе контура питания круговой залежи Лк=300 м; перепаде давления между давлениями на границе контура питания и на стенке скважины Др= 1,2 • 9,81 • 104 Па.

Из табл. 5 видно, что изменение диаметра ствола скважины незначительно влияет на суммарный дебит горизонтальной скважины в анизотропном пласте: увеличение диаметра ствола на 50% повышает дебит нефти на 3%. Аналогичные результаты получены для изотропного пласта. Таким образом, на практике нецелесообразно увеличивать диаметр ствола горизонтальной части скважины.

В табл. 6 приведены значения дебита нефти для горизонтальных скважин в анизотропном коллекторе различной толщины. Дебит совершенных вертикальных скважин <2У при этих же условиях при толщине продуктивного пласта 15 м и диаметре ствола скважины 200 и 300 мм равен соответственно 0,5291 и 0,5574 м3/сут.

Из табл. 6 видно, что горизонтальные скважины целесообразно бурить при разработке анизотропных пластов малой толщины: при этом получается большее относительное увеличение дебита. Например,

при Ь=15 м достаточно пробурить горизонтальный ствол длиной 150 м и диаметром 200 мм, чтобы дебит нефти увеличился в 4,43 раза (2,3489/0,5291 »4,43). Для получения такого же эффекта в продуктивном пласте толщиной 150 м необходимо пробурить горизонтальный ствол длиной около 600 м.

Результаты табл. 6 получены при следующих исходных данных: кУ=75 • 10 |5м2; кь= 150-1015м2;ц=2,4-Ю-2 Па • с; Лр=1,2 • 9,81 104 Па; Як=300 м.

Чтобы оценить эффективность применение горизонтальны:" скважин в анизотропных коллекторах, рассмотрим влияние проницае-мостей на суммарный дебит нефти. В табл. 7 приведен дебит нефти для горизонтальных скважин с диаметром ствола 200 мм и толщиной пласта 15 м при разной проницаемости продуктивного коллектора.

Дебит совершенных вертикальных скважин при кУ=75 • 1015 м2 и кь= 150 • 10-15 м2 равен 0,5291 м3/сут; при ку=150 • 1015 м2; и кь= 75 ■ 10-|5м2 - 0,5291 м3/сут и при к„=750 • Ю-15 м2 и кь= 75 ■ 1015м2 -1.1332 м3/сут.

Как следует из табл. 7 дебит горизонтальной скважины при кУ>кь значительно меньше, чем при кУ< кь. Эффект, в основном, определяется длиной горизонтальной части ствола скважины.

Таблица 5

Зависимость дебита скважины от диаметра и длины горизонтального ствола

Диаметр ствола СКВ.,мм Дебит скважины, м3/сут при длине горизонтального ствола, м

100 150 200 250

200 1,877 2,349 2,792 3,235

300 1,929 2,403 2,850 3,296

Таблица 6

Зависимость дебита скважины от толщины пласта и диаметра ствола

Толщина пласта.м Дебит скважины м3сут при длине горизонтального ствола, м

100 150 200 250

Диаметр ствола 200 мм

15 1,877 2,349 - 3,235

150 4,150 5,963 - 9,435

Диаметр ствола 300 мм

15 1,929 2,403 _ 3,296

150 4,413 6,324 9,976

Таблица 7

Зависимость дебита скважины от проницае-мостей анизотропного пласта

ку 10 -15м2 кь 10 -|5м2 С)У м3/сут, при длине ствола, м

100 200

10 300 1,847 3,159

50 250 2,615 4,061

100 200 2,472 3,690

150 150 2,024 2,952

200 100 1,434 2,057

250 50 0,755 1,067

300 10 0,158 0,220

Рассмотрим стационарный приток нефти к одиночной горизонтальной многозабойной скважине, расположенной в центре круговой залежи. Для наглядности исследуем случай, когда одиночная скважина имеет п горизонтальных стволов, расположенных в середине продуктивного коллектора.

В табл. 8 представлены значения суточного дебита нефти одиночной скважины при различном числе горизонтальных стволов раз-

личной длины.

Результаты табл. 8 получены при следующих исходных данных: вязкость пластового флюида р. = 2,4 х Ю-2 Па • с; толщина продуктивного пласта Ь = 15 м; радиус контура питания круговой залежи 11к-300 м; радиус горизонтальной части ствола Яс=0,1 м; перепад давления между давлениями на границе контура питания Рк и на стенке скважины Рс, т.е. АР = 1, 2 9, 81 104 Па.

Из табл. 8 видно, что увеличение числа горизонтальных стволов повышает дебит нефти. Наибольший относительный прирост добычи нефти по сравнению с одиночной горизонтальной скважиной наблюдается при использовании двухзабойных горизонтальных стволов. Кроме того , одинаковые дебиты нефти можно получить в одной горизонтальной скважине с двумя стволами длиной по 100 м или и одиночной горизонтальной скважине с одним стволом длиной 200 м (в каждом конкретном случае важно установить технико-технологические и экономические факторы, определяющие целесообразность бурения горизонтальных скЕажин).

В табл. 9 приведены расчетные значения суточного дебита нефти одиночной многозабойной горизонтальной скважины с разной длиной ствола в коллекторах различной проницаемости.

Из нее видно, что увеличение горизонтальной проницаемости пласта повышает дебит горизонтальной скважины.

Дебит нефти одиночкой многозабойной скважины возрастает при увеличении длины горизонтальной части ствола и числа стволов. Расчетами установлено, что повышение дебита нефти происходит при увеличении толщины продуктивного пласта и диаметра горизонтальной части стволов.

Таблица 8

Зависимость дебита скважины от числа горизонтальных стволов

и Дебит скважины, м3/сут

Отношение вертикальной проницаемости пласта к горизонтальной

0,0333? 0,2 | 0,5 1,0 2,0 5,0 30

Ь = 100 м

1 1,847 2,615 2,472 2,024 1,434 0,753 0,158

2 3,259 4,061 3,690 2,952 2,057 1,067 0,220

3 3,924 4,615 4,059 3,191 2,196 1,127 0,231

4 4,477 4,971 4,291 3,339 2,282 1,165 0,237

п Дебит скважины, м3/сут

Отношение вертикальной проницаемости пласта к горизонтальной

0,03333 0,2 0,5 1,0 2,0 5,0 30

Ь = 200 м

1 3,159 4,061 3,690 2,952 2,057 1,067 0,220

2 5,707 6,972 6,215 4,921 3,404 1,754 0,360

3 7,076 7,999 6,944 5,420 3,712 1,897 0,387

4 8,082 8,692 7,428 5,752 3,918 1,993 0,405

Таблица 9

Зависимость дебита скважин от горизонтальной проницаемости*)

п Дебит нефти, м3/сут

Горизонтальная проницаемость пласта, м2*1015

75/300 75/450 0,125

Ь - 100 м

1 3,2877 4,5162 5,6096

2 5,0524 7,0784 8,9243

3 5,6903 8,1054 10,3523

4 6,0974 8,7721 11,2934

Ь = 200 м

1 5,0524 7,0784 8,9243

2 8,6294 12,2075 15,5071

3 9,6294 14,0948 18,1016

4 10,6317 15,3760 19,8800

*) Вертикальная проницаемость пласта - 75*1015 м2

1. 4. Основные направления в решении проблемы бурения и применения наклонно-направленных, горизонтальных и разветвленно-горизонтальчых скважин.

Обобщение опыта строительства наклонно-направленных и горизонтальных скважин позволяет определить следующие основные принципы и критерии выбора первсочередных объектов разработки:

« морские нефтяные, газовые и нефтегазовые месторождения;

• месторождения на территориях с ограниченней возможностью ведения буровых работ; -

• залежи высоковязких нефтей при естественном режиме фильтрации;

• низкопроницаемые, неоднородные коллектора малой толщины;

• карбонатные низкопродуктивные пласты с вертикальной тре-щиноватостью;

• слоистые пласты, в которых необходимо увеличить степень охвата коллектора;

• месторождения, находящиеся на поздней стадии разработки, г том числе восстановление бездействующих и малодебитных скважин методом зарезки и бурения дополнительных стволов.

Применение этого типа скважин позволяет решить следующие задачи:

• освоить новые месторождения морского шельфа, труднодоступных районов и заповедных зон;

• повлечь в разработку месторождения с низкими коллекторски-ми свойствами пород и высокими вязкостями нефтей;

• увеличить степень извлечения жидких углеводородов за счет повышения эффективности процессов активного воздействия на пласт;

• повысить степень извлечения углеводородов на месторождениях, находящихся на поздней стадии эксплуатации за счет интенсификации перетоков из низкопродуктивных зон по площади и продуктивному разрезу залежи;

• повысить продуктивность скважин за счет увеличения площади фильтрации;

• повысить добывные возможности скважин за счет продления

периода их безводной эксплуатации;

• повысить эффективность создания и эксплуатации подземных хранилищ газа.

Для кардинального решения проблемы качественного и эффективного бурения и освоения наклонно-направленных и горизонтальных скважин необходимо:

• разработать эффективные технические средства для бурения этих скважин;

• разработать принципы проектирования рациональных профилей и конструкций скважин;

• разработать и освоить эффективную технологию строительства скважин, в том числе вскрытие пластов, крепление и освоение скважин;

• разработать систему оптимального управления траекторий глубоких наклонно-направленных, горизонтальных и разветвленно-горизонтальных скважин с учетом различных горно-геологических условий и способов бурения;

• исследовать напряженное состояние горных пород, вскрываемых этими скважинами и механику формирования ствола породо-разрушающими инструментами различных типов;

• исследовать гидродинамику пласта нефтяных и газовых залежей различных типов с целью разработки технологии освоения скважин и создания оптимальных систем разработки местороджений наклонно- направленными, горизонтальными и разветвленно-горизоитальными скважинами;

• исследовать экономические и организационные аспекты строительства наклонно-направленных скважин и разработки нефтяных и газовых месторождений.

2. Проектирование профиля наклонно-направленных скважин

2.1. Выбор профиля наклонно-направленных скважин.

Профиль добывающей наклонно-направленной скважины состоит из направляющей части, включающей все участки профиля от устья до точки с заданными координатами, которая расположена в кровле или непосредственно в продуктивном пласте, и завершающего участка пересекающего этот пласт.

Профиль скважины должен обеспечгть:

о высокое качество скважины как эксплуатационного объекта;

• минимальные нагрузки на буровое оборудование при спуско-подъемных операциях;

• свободное прохождение по стволу скважины приборов и устройств;

• надежную работу внутрискважинного эксплуатационного оборудования;

• возможность применения методов одновременной эксплуатации нескольких горизонтов в многопластовых месторождениях;

» минимальные затраты на строительство скважин.

При кустовом бурении профиль направленных скважин должен обеспечить заданную сетку и экономически рациональное число скважин в кусте.

Проектирование профиля скважины заключается в выборе типа и вида профиля, а также в определении необходимого для расчета геометрии профиля комплекса параметров, включающего:

• проектные значения глубины и отклонения ствола скважины от вертикали;

• длину вертикального участка;

в значения предельных радиусов кривизны и зенитных углов ствола скважины в интервале установки и работы внутрискважинного оборудования и на проектной глубине.

Профиль ствола наклонно-направленной скважины выбирается с учетом:

• назначения скважины;

• геологических и технологических особенностей проводки скважины;

• установленных ограничений на зенитный угол ствола скважины в интервале установки и работы внутрискважинного эксплуатационного оборудования, связанных с его конструктивными особенностями и условиями работы;

• установленных ограничений на угол наклона ствола скважины

на проектной глубине.

Принципиально профили наклонно-направленных скважин подразделяются на три типа:

• тангенциальные;

• Б- образные;

• ]- образные.

Тангенциальный профиль обеспечивает максимальное отклонение ствола скважины ог вертикали при минимальном зенитном угле. Его применяют при кустовом бурении для проектирования скважин <5 большим вертикальным участком и для скважин с большим отклонением конечного забоя от вертикали.

Б - образный профиль применяется в тех случаях, когда вскрытие нефтегазосодержащего пласта предусматривается вертикальным стволом, а также при проектировании глубоких наклонных скважин.

Б - образный профиль наклонно-направленной скважины с участком естественного уменьшения зенитного угла может использоваться:

• в случаях, когда при бурении завершающих интервалов скважины не допускается применение КНБК с опорно-центрирующими элементами;

• в районах, где интенсивность естественного уменьшения зенитного угла не велика.

I - образный профиль целесообразно применять:

в целях минимизаций зенитного угла ствола скважины в интервале установки и работы внутрискважинного оборудования;

для вскрытия и пересечения продуктивного пласта под большим углом;

при строительстве кустовых скважин для обеспечения заданного отклонения конечного забоя скважины от вертикали и рационального количества скважин в кусте при выполнении требований к величине зенитного угла в интервале расположения внутрискважинного оборудования для добычи нефти;

для сокращения до минимума интервала ориентированного бурения отклонителем.

Известно, что дуга окружности по сравнению с другими формами профиля определяет минимальное сопротивление участка скважины движению труб при одинаковом изменении ее зенитного угла на данном участке. Поэтому целесообразно все искривленные участки профиля наклонно-направленной скважины проектировать в виде дуги окружности. При этом длину каждого участка профиля, а также вертикальную и горизонтальную проекцию можно рассчитать по формулам, приведенным в табл. 10.

Таблица 10

Формулы для определения проекций участков профиля

Вид участка Проекция участка Длина участка

профиля горизонтальная вертикальная

Вертикальный 0 Нв Нв

Участок начального искривления R(l-cosa) R sin a aR/57,296

Малоинтенсивное R( cos аз - cos ai) R(sin a? - sin ai) (a2 - ai)R/57,2%

увеличение зенитного угла

Малоинтенсивное R( cos см - cos ai) R(sin ai - sin cli) (a, - a2)R/57,296

уменьшение зенитного угла

Тангенциальный

участок (известна L sin аь L cos аь L

длина участка Ь)

Тангенциальный

участок (известна Hi tg аь HT Нт/ cos ai.

его вертикальная проекция Нт)

В табл. 10 приняты следующие обозначения:

Нв - длина вертикального участка;

Ь- длина тангенциального участка;

а,(Х1,а2 - зенитные углы соответственно в конце участка начального искривления, в начале и в конце искривленного участка;

аь- зенитный угол тангенциального участка;

К - радиус кривизны участка профиля.

Следует отметить, что 8 - образный профиль имеет существенные недостатки:

• предусматривает увеличенный по сравнению с другими видами профиля интервал бурения с отклонителем, что повышает стоимость и снижает технико-экономические показатели скважины в целом;

• интервал уменьшения зенитного угла реализуется за счет фрезерования боковой поверхностью долота стенки ствола скважины, что

снижает ресурс его работы;

• этот профиль характеризуется максимальными по сравнению с другими профилями нагрузками на буровое оборудование при подъеме колонны бурильных труб из скважины;

• наличие значительных суммарных углов охвата и изменения знака кривизны профиля приводит к появлению прижимающих усилий, способствующих желобообразованию, изнашиванию обсадных колонн и штанг при эксплуатации скважин.

На рис. 1 представлены зависимости нагрузок на крюке от глубины скважины для трех типов профиля при отклонении от вертикали на проектной глубине 2700 м, равном 900 м и длине вертикального участка 500 м.

Сравнение результатов расчета показывает, что нагрузка при подъеме колонны бурильных труб из скважины при бурении по Б - образному профилю на 35% выше, чем при бурении по второму и на 20% выше, чем по первому профилю. При этом прижимающие усилия, которые играют решающую роль при желобообразовании и износе обсадных колонн, в первом приближении прямо пропорциональны нагрузкам при подъеме бурильных труб и с этой точки зрения второй профиль предпочтительнее первого и тем более предпочтительнее третьего.

Тангенциальные и I - образные профили и технология их выполнения позволили:

• уменьшить суммарный угол охвата и непосредственно связанных с ним нагрузку на буровое оборудование при подъеме колонны бурильных труб, а также контактные усилия и силы трения;

• минимизировать длину участка начального искривления, а также зенитный угол в интервале работы внутрискважинного оборудования;

• расширить возможность регулирования отклонения кустовых скважин от вертикали в пределах, предусмотренных сеткой разработки и количеством скважин в кусте;

• осуществлять строительство скважин с большими проектными отклонениями;

• строить кусты скважин с экономически целесообразным их количеством при выполнении требований к качеству скважин и надежности их эксплуатации;

• наиболее полно использовать вес бурильной колоййы для создания нагрузки на долото, что в значительной мере определяет успех проводки наклонно-направленных скважин с большим отклонением забоя от вертикали, а также скважин с большими углами наклона ствола на проектной глубине.

Основным недостатком тангенциального и I-образного типов профиля по сравнению с :'•>• образным является более сложная техноло-

гия проводки тангенциального участка и участков малоинтенсивного увеличения зенитного угла.

Р, т 60

0 500 1000 1500 2000 2500 3000

Рис. 1. Зависимость нагрузки на крюке от глубины скважины.

Профили:

1 - 8-образный;

2 - тангенциальный; Ъ- 1-образный.

2,2. Принципы выбора рациональной конструкции наклонно-направленных скважин с учетом геологических и гехнико-технвлогических шактооов.

В данной «пет-' работы рассмотрены проблемы, связанные с разработкой и внедрением технологии бурения направленных скважин с большими отклонениями забоя. Автором выполнен большой комплекс

исследований и ОКР в различных районах страны, характеризующихся сложностью горно-геологических разрезов и суровыми природно-климатическими условиями.

Прежде всего был рассмотрен вопрос об основных принципах выбора рациональной конструкции скважины, включающих:

• выбор оптимальной глубины вертикального участка ствола;

• выбор допустимой величины выхода ствола наклонно-направленной скважины из-под башмака предыдущей обсадной колонны.

При строительстве наклонно-направленных скважин с большим отклонением забоя от вертикали и глубине залегания продуктивного горизонта, соизмеримой с величиной отклонения, технологи при проектировании конструкции скважины сталкиваются с необходимостью удовлетворения противоречивых требований.

Для обеспечения эффективной нагрузки на долото глубина вертикального участка должна быть максимально возможной, но при этом зенитный угол достигает больших величин (80-85°).

С другой стороны, чтобы сократить число рейсов с применением отклонителя и обеспечить проектное отклонение, необходимо начинать искривление ствола в непосредственной близости от устья. Но тогда возникает необходимость спуска кондуктора в ствол, искривленный до 70°. В связи с этим возникает вопрос об оптимальной глубине вертикального участка.

Исходя из того, что величина зенитного угла ствола при заданном отклонении забоя прямо пропорциональна глубине вертикального участка и используя известное понятие коэффициента отклонения X, равного отношению горизонтального смещения забоя к вертикальной глубине скважины, нами на примере условий шельфа Северного Сахалина, установлено следующее правило выбора конструкции скважины.

Конструкции скважин с вертикальным кондуктором наиболее целесообразно применять при значениях X £ 0,6 -5- 0,7. При этом установлена следующая зависимость для определения оптимальной глубины вертикального участка Ьв:

где £о - длина недеформированной части колонны в искривленном участке, м;

К - радиус искривления скважины, м; р - коэффициент трения колонны о стенки скважины; I- длина колонны ниже точки начала деформации колонны в искривленном участке, м;

1в =

г)-*. ,(2-1)

ЕТ - жестк эсть колонны, (н/м2)м4;

а - зенитный угол, рад.

При значении X > 1, приближающихся к единице или более необходим спуск наклонного кондуктора.

Использование одноколонной конструкции с наклонным кондуктором не исключает вероятность возникновения целого ряда трудностей, главные из которых вызваны наличием наклонного участка значительной протяженности, не обсаженного колонной.

Это желобообразование и прихваты бурильного инструмента, рост сил сопротивления при спуско-подъемных операциях, а также затруднения с прохождением каротажных приборов.

Все это приводит к необходимости применения многоколонных конструкций и спуску промежуточных колонн в искривленные стволы.

При этом возникает необходимость оценки возможности спуска обсадной колонны на заданную глубину в необсаженном наклонном стволе с учетом действующих на нее сил сопротивления.

С учетом этих результатов была определена допустимая величина выхода ствола наклонно-направленной скважины под спуск обсадных колонн:

где: Б - зазор между внутренним диаметром кондуктора и наружным диаметром муфты спускаемой обсадной колонны, м;

щ - коэффициент трения металла обсадной колонны о металл кондуктора;

Г - коэффициент сопротивления движению обсадной колонны по стенке скважины;

а - максимальный угол наклона ствола скважины, рад; q - вес 1 п. м обсадной колонны в промывочной жидкости, н/м. Полученные зависимости использовались при проектировании рациональных профилей наклонно-направленных скважин.

Дальнейшее развитие рациональных профилей направленных скважин осуществлялось на нефтяных месторождениях Тимано-Печерской нефтегазовой провинции.

Основным препятствием в развитии кустового строительства скважин на нефтяных месторождениях Тимано-Печерской провинции были низкие показатели бурения наклонно-направленных скважин, особенно глубиной, более 3000 м, вследствие несовершенства используемых способов управления траекторией стволов.

При бурении первых наклонно-направленных скважин 80-90%

1,в + Л (авта + соза -1)-(зта - а сова) /х,

384еЕУ

/зта - сова

(2.2)

дополнительного времени затрачивалось на работы, связанные с управлением траекторией их ствола и изменением по этой причине комплекса технологических операций.

Промысловые исследования позволили нам изучить закономерности естественного искривления ствола скважины и на базе этого определить оптимальные типы его профилей для отдельных залежей и структурных блоков, разработать соответствующий технико-технологический комплекс при четком выполнении которого обеспечивалась бы успешная проводка наклонно-направленных скважин.

По нашему предложению на структурных блоках при равномерном угле менее 4° глубокие скважины бурили по пятиинтервальному профилю, а при равновесном угле более 4° - по шестиинтервальному.

Благодаря использованию закономерностей искривления, доля бурения с ориентируемым отклонением для скважин глубиной до 2000м снизилась до 5 • 7%, а глубиной свыше 2000 м - до 3 - 5%. В 75% скважин исключена необходимость корректировки профиля с применением отклонителей.

2.3. Профили горизонтальных и разветвленно-горизонтальных скважин

Профиль горизонтальной скважины состоит из двух сопряженных между собой частей: направляющей части и горизонтального участка.

Под направляющей частью профиля понимается часть ствола от устья до точки с заданными координатами на кровле и непосредственно в самом продуктивном пласте, эта часть является началом горизонтального участка под строго заданным углом. Назначение направляющей части профиля горизонтальной скважины заключается в выведении ствола под определенным углом в точку продуктивного пласта с заданными координатами.

Поэтому при расчете этой части профиля горизонтальной скважины кроме проектной глубины и отклонения ствола скважины от вертикали необходимо задавать величину зенитного угла на проектной глубине. Методика расчега направляющей части профиля горизонтальной скважины основана на решении системы уравнений проекций участков профиля на вертикальную и горизонтальную оси.

Вертикальную и горизонтальную проекции, а также длину каждого участка профиля можно рассчитать с использованием формул, приведенных в табл. 10. По радиусу кривизны ствола различают три типа профиля горизонтальной скважины: с большим, средним и коротким радиусами.

Горизонтальные скважины с большим (>190м) радиусом кривиз-

ны могут быть реализованы при кустовом способе бурения на суше и на море, а также при бурении отдельных скважин с большим отклонением от вертикали при длине горизонтального участка 600... 1500 м и более. При строительстве таких скважин используется стандартная техника и технология наклонно-направленного бурения, позволяющая получать максимальную интенсивность искривления +0,7...2,0°/10 м проходки.

Горизонтальные скважины со средним радиусом кривизны применяются при бурении как одиночных скважин, так и для восстановления продуктивности эксплуатационных скважин. При этом максимальная интенсивность искривления скважины находится в пределах от 3° до 10°/10 м (радиус 60... 190 м) при длине горизонтального участка 450...900 м. Горизонтальные скважины, выполняемые по среднему радиусу, наиболее экономичны, так как имею, значительно меньшую длину ствола (по сравнению со скважинами с большим радиусом), а также обеспечивают более точное попадание ствола в заданную точку на поверхности продуктивного пласта, что особенно важно для разбу-ривания нефтяных и газовых пластов малой толщины.

Горизонтальные скважины с малым радиусом искривления успешно используются при разбуривании месторождений, находящихся на поздней стадии эксплуатации, а также для бурения ствола скважины из вырезанного участка эксплуатационной колонны.

Профиль екзажины с малым радиусом искривления позволяет разместить насосное оборудование в вертикальном участке скважины и обеспечить наибольшую то чность попадания ее ствола в заданную точку поверхности продуктивного горизонта. При этом радиусе кривизны скважины составляет 10..,30 м (интенсивность искривления 1,1...2,5°/ м) при длине горизонтального участка 90...250 м.

С уменьшением радиуса кривизны ухудшается условия работы бурильных труб, снижается вероятность прохождения в ствол скважины забойных двигателей, геофизических приборов и обсадных труб. Поэтому даже при бурении по среднему радиусу кривизны в компоновку низа бурильной колонны включают специальные трубы и укороченный двигатель. Проводка скважин с коротким и ультракоротким радиусом (< Юм) кривизны невозможна без специальных бурильных труб и инструмента. Большое разнообразие геолого-технических условий эксплуатации нефтяных и газовых месторождений, различное состояние их разработки требуют индивидуального подхода к проектированию горизонтальных скважин даже в пределах одного месторождения или площади.

Основной целью бурения ГС является не пересечение продуктивного пласта в поперечном направлении, а вскрытие пласта продольным стволом.

Поэтому проектирование горизонтальной скважины целесооб-

разно начинать с определения протяжености, формы и направления горизонтального участка скважины. Эти параметры зависят от степени неоднородности продуктивного пласта, его толщины и литологии, распределения горной породы по твердости и устойчивости разреза.

Эксплуатационная характеристика пласта должна включать:

• запасы нефти, добыча которых вертикальными или наклонными скважинами затруднена или практически невозможна;

» пластовое давление;

• направление трещиноватости;

• состояние разработки залежи;

• близость водоносных пластов;

• режим работы пласта;

• способы эксплуатации и предполагаемая частота, причины и характер ремонтов;

• эффективность других методов интенсификации добычи и методов увеличения нефтеотдачи.

В продуктивных пластах (однородных или неоднородных) небольшой толщины (5...7 м на глубине залегания до 800 м и 10...15 м на глубине залегания 800...2000 м) целесообразно вписывание горизонтального участка в среднюю по толщине часть пласта по траектории, параллельной кровле и подошве пласта.

Низкопроницаемые нефтяные пласты значительной толщины с преимущественно вертикальной трещиноватостью в водоплавающих залежах с активной подошвенной водой целесообразно разбуривать параллельным горизонтальным стволом. Если продуктивный пласт имеет небольшую мощность и неоднородную структуру, при которой продуктивные зоны чередуются с непродуктивными прослоями, причем если точное расположение продуктивных зон неизвестно, то такие пласты целесообразно вскрывать волнообразным стволом.

В условиях слоисто-неоднородных пластов небольшой толщины, расчлененных непроницаемыми прослоями, характерных для многих залежей нефти Западной Сибири, горизонтальный ствол, параллельный кровле или подошве пласта, может пройти по одному из непродуктивных прослоев, и окажется изолированным от остальных. Основная часть разреза при этом окажется невскрытой. При пересечении песчаников с глинами целесообразно пересекать продуктивный пласт пологонаклонным горизонтальным стволом от кровли до его подошвы.

Скважины с горизонтальным участком протяженностью свыше 500 м проектируются для снижения сил сопротивления при перемещении бурильного инструмента в скважине, а также создания достаточной нагрузки на долого только с большим радиусом кривизны.

Профили с коротким и ультракоротким радиусами кривизны используются для проектирования профиля дополнительного ствола

скважины, бурение которого производится из вырезанного участка обсадной колонны, а также для вскрытия, горизонтальным стволом продуктивных пластов малой толщины.

Принципиальной схемой при мтюгозабойном вскрытии пластов являются разветзления скважины. В настоящее время разработано много различных форм разветвлений и профилен стволов многозабойных скважин (МЗС), отличающихся друг от друга числом ответвлений, их формой и протяженностью. Профили МЗС можно разделить на следующие тиггм:

МЗС с горизонтальными пологонаклонными стволами, пробуренными из основного ствола;

многоярусные скважины;

радиальные, в которых и.» одного 1 еркзонталшего стропя бурится система (до 100 и более) радиальных стволов.

Как показывает отечественный и зарубежный опыт, МЗС были пробурены в основном для разработки нефтяных месторождений с низким пластовым давлением, доразработки выработанных в значительной степени залежей, для разработки залежей с высоковязкими нефтями, для разработки слоистых продуктивных пластов, для дегазации угольных пластов и т. д.

В однородном пласте стволы МЗС размещают в средней по толщине части пласт«, при напорных режимах в залежах с гравитационным режимом - в нижней части пласта и желательно, чтобы профили стволов имели форму, с небольшим подъемом стволов в верхнюю часть периферийной зоны участка пласта, разработанного с помощью МЗС.

В слоистом или зонально неоднородном пласте МЗС могут иметь волнообразный профиль. Если продуктивный пласт небольшой тол-шины имеет высокое пластовое давление (и при искусственном поддержании давления), а над ним залегают неустойчивые породы, а также водоносные, газоносные и поглощающие пласты, то целесообразно применять МЗС, п - стволоз которой размещены на поверхности конуса с вершиной выше интервалов возможных осложнений в плотных устойчивых породах, с креплением этих стволов в осложненных интервалах.

Для пластов большой толщины (100 м и более) в некоторых случаях целесообразно использовать многоярусные скважины. В каждом ярусе бурят 3...4 дополнительные скважины. Для лучшего дренирования пласта направление отдельных стволов в плане в различных ярусах не должно совпадать.

Многоярусные скважины с горизонтальными стволами могут быть рекомендованы для залежей большой толщины, имеющих газовую шапку. В этом случае верхний ярус (3...4 ствола) будет в пределах газовой шапки, а нижний - в пределах нефтяной части залежи.

Профиль многоярусной скважины, можно использовать на водоплавающих залежах для борьбы с конусами подошвенных вод и для осуществления схем вертикального вытеснения нефти. Многоярусные скважины с пологонаклонными стволами в каждом ярусе могут быть рекомендованы для разработки продуктивных пластов большой тол-шины, представленных чередованием слоев нефтеносных песчаников и песков с непроницаемыми слоями глин, мергелей.

Технология радиального бурен пя на глубине от 300 до 3000 м из горизонтального ствола длиной до 900 м диаметром 177,8...215,9 мм (7,0...8,5") предполагает пробурить на расстоянии 5 м и более друг от-друга свыше 100 радиальных стволов диаметром от 88,9 до 114,3 мм (от 3,5 до 4,5") общей протяженностью до 150 км.

Основной горизонтальный ствол МЗС проводится в наиболее продуктивной части пласта, а все дополнительные радикальны j стволы вскрывают продуктивный пласт таким образом, чтобы увеличить область дренирования пласта.

2.4. Расист профиля многозабойных скважин

В настоящее время для горизонтального бурения разработана методика расчета проектного профиля ГС различного типа. К ним относятся профили с прямолинейным горизонтальным участком в продуктивном горизонте, профили с малоинтенсивным набором и снижением величины зенитного угла, а также профиль с синусоидальным участком ствола в продуктивном слое.

На основе анализа результатов строительства МЗС разработана обобщенная методика расчета проектного профиля МЗС.

Многообразие типов профилей МЗС может быть сведено к обобщенному профилю, который состоит из следующих участков: вертикального, набора зенитного угла, услоЕно-горизонтального, ответвлений условно-горизонтального ствола.

Проектный профиль МЗС в общем случае имеет пространственный характер.

Конфигурация оси скважины на участках ответвлений представляют собой дуги окружностей с падением или набором зенитного угла.

Расчет профиля сводится к определению длины вертикального-участка, обеспечивающего при заданном радиусе искривления достижение необходимого зенитного угла условно-горизонтального участка на требуемой глубине, длин и проекций остальных характерных участков профиля, координат конечных точек ответвлений и значений зенитного угла и азимута в них при бурении по заданному радиусу.

К исходным данным для проектирования профиля скважины относятся:

глубина по вертикали начала условно-горизонтального участка;

радиус набора зенитного угла;

зенитный угол, азимут и длина условно- горизонтального участка;

расстояние между началом забуривания ответвлений по длине горизонтального ствола, смещения конца участка ответвлений относительно условно-горизонтальногс ствола в вертикальной и горизонтальной плоскостях, радиусы искривления ответвлений.

В результате такого обобщения удалось унифицировать зависимости для расчета длин и проекций характерных участков профилен, зенитных углов и азимутов в конце различных ответвлений условно-горизонтального ствола.

Задание проектного профиля МЗС производится комбинацией ответвлений требуемого типа.

Методика принята за основу для создания компьютерной пространственной модели и программного обеспечения для проектирования и управления проводкой многозабойных скважин.

3. Совершенствование технических средств и

технологии проводки наклонис-направлекных и горизонтальных скважин

Ниже кратко описываются применяемые во многих буровых организациях России технические средства и технологии, в разработке которых автор принимал непосредственное участие.

3.1. Технология проводки горизонтальных и раз-ветвленно-горизонтальных скважин

Бурение вертикальной части ствола скважины. Горизонтальная скважина состоит из направляющей части и горизонтального участка. Направляющая часть включает вертикальный участок, участок начального искривления, тангенциальный (прямолинейный) участок и участки увеличения зенитного угла или состоит только из вертикального участка увеличения зенитного угла.

Одним из главных участков такой скважины является вертикальный. В процессе бурения вертикального участка его ось отклоняется от вертикали и скважина приобретает вид спирали. Такое искривление препятствует дальнейшему нормальному ходу бурения скважины, так как ухудшаются условия продвижения инструмента в ней в процессе спускоподъемных операций, создания достаточной нагрузки на забой, проведения инклинометрических и геофизических работ и т. д.

Для уменьшения величины отклонения применяют компоновки

низа бурильных колони (КНБК) самых разнообразных конструкций, подразделяющихся на два основных типа: маятниковые и жесткие.

Эффективность работы КНБК при этом определяют три основных элемента: жесткость, величина зазора между компоновкой и стенками скважины и длина компоновки. В настоящее время применяются в основном жесткие КНБК, расчет места установки в них опорно-центрирующих элементов ведется с допущением, что отклоняющая сила на долоте равна нулю и угол между осью компоновки и осью скважины также равен нулю. Большие перспективы использования имеют компоновки УНБК (устройство низа бурильной колонны), в которых над забойным двигателем устанавливается шарнирный полноразмерный центратор, препятствующий вредному действию изгибающего момента, обусловленного продольным изгибом вышележащей части бурильной колонны.

Бурение наклонной части ствола.

При бурении добывающих скважин на нефтяных и газовых месторождениях России используются следующие основные виды откло-нителей:

1. Долото диаметром 295,3 мм, одна секция турбобура ТСШ-240 (А9ГТШ, Т12РТ), искривленный переводник, 178- или 203- мм утяжеленная бурильная труба (УБТ).

2. Долото диаметром 215,9 мм, винтовой двигатель ДЗ-172 или Д5-172, искривленный переводник, 178 - мм УБТ.

3. Долото диаметром 295,3 мм, турбинный отклонитель Т02- 240.

4. Долото диаметром 215,9 мм, турбинный отклонитель Т02-195.

5. Долото диаметром 215,9 мм, шпиндель - отклонитель Ш01-195, одна или две турбинные секции турбобура диаметром 195 мм.

6. Долото диаметром 215,9 мм, шпиндель винтового забойного двигателя (ДЗ-172, Д5-172), искривленный переводник, рабочая пара двигателя.

7. Долото диаметром 215,9 мм, шпиндель винтового забойного двигателя (Д2-195), искривленный переводник, - рабочая пара двигателя.

8. Долото диаметром 190,5 мм, турбинный отклонитель ТО -172.

9. Долото диаметром 215,9 мм, шарнирный забойный двигатель-отклонитель ОШ-172, шарнир сферического типа.

Отклонители должны включать наддолотные калибраторы. Процесс бурения и набор зенитного угла, а также управление траекторией ствола горизонтальной скважины осуществляется, в основном, отклонителями, выполненными на базе турбобуров и винтовых забойных двигателей.

Бурение горизонтальной и разветвленно- горизонтальной части ствола скважины. При бурении искривленных и прямолинейных участков горизонтальных и разветвленно-горизонтальных скважин в

КНБК для набора зенитного угла по большому радиусу используются турбинные стклонители ТО2-240 и ШО-195. В зависимости от угла искривленного переводника и диаметра долота обеспечивается интенсивность искривления 0,8...2,0с/10 м (11=286...716 м).

При использовании в качестве отклонителя винтового двигателя Д2-172 в зависимости от угла искривленного переводника обеспечивается интенсивность искривления ствола скважины в диапазоне 2,9...3,8°./10 м (11=150...200м). При использовании двигателей ДГ-172, ДГ-155 и искривленного переводника с подпором интенсивность ис-кри!5.ге;п1Я в пределах 5,7...1 П,0°/Ю м (11=5,7... 100 м).

При использовании отклонителей ДГ2-106, ДГ-155, ОШ-1/2 с шарнирным соединением обеспечивается интенсивность искривления в диапазоне ¡.¡...¡.47м (11-40...50 м). Применение отклонителей ДГ-106, ДГ2 - 1 Сб и ДГ - 155 в сочетании с корпусным шарниром дает возможность получить интенсивность искривления в пределах 1,9...2,9°/м (Я=2С...ЗО м).

КНБК для стабилизации, малоинтенсивного увеличения и уменьшения зенитного угла базируются на использовании серийных турбобуров и винтовых забойных двигателей с центратором на корпусе забойных двигателей. Конструкция КНБК обеспечивает ее проходимость в искривленном стволе скважины и бурение горизонтального участка с интенсивностью искривления 0...5°/100 м.

3.2. Принципы выбора и проектирования КНБК, обеспечивающих реализацию проектных профилей

Значительные усилия были направлены на разработку эффективной методики выбора компоновки низа бурильной колонны (КНБК).

Основные принципы, положенные в основу проектирования КНБК, включали:

• нечувствительность КНБК к колебаниям осевой нагрузки

• исключение ограничения по вращающему моменту на долоте.

При решении вопросов управления траекторией ствола скважины

и при расчете отдельных элементов компоновок широко используется исследование сил, действующих на нижнюю часть бурильной колонны.

Схема КНБК представляет стержень с осью неопределенной формы и гередко со сложными упругими связями между элементами компоновок

Аналитическое решение таких статистически неопределенных задач затруднено. Даже при использовании приближенных методов, полученные решения можно применять в ограниченных условиях.

Например, в ранее выполненных исследованиях напряженного состояния бурильной колонны получены решения только для прямо-

линейного ствола скважины.

Бо многих случаях, особенно при проводке наклонно-направленных скважин, бурильная колонна работает в искривленном стволе. Использование в таких условиях известных решений приводит к значительным ошибкам.

Одним из эффективных методов решения таких задач является динамическое программирование.

Метод основывается на последовательных поисках оптимального значения функционала полной потенциальной энергии системы, удовлетворяющего заданным условиям, при варьировании неизвестных параметров.

При изучении работы КНБК такими параметрами могут быть, например, расстояние до нижней точки контакта колонны со стенками скважины при плоском изгибе или шаг спирали при пространственном изгибе оси труб.

По сравнению с другими методами поисков оптимальных решений, например, матричными, динамическое программирование значительно уменьшает объем вычислений и повышается точность решения, так как поиск проводится на каждом шаге расчета.

Методом динамического программирования изучена деформация КНБК для безориентированного набора, стабилизации и уменьшения зенитного угла. На рис. 2 показаны закономерности изменения отклоняющей силы на долото при различных условиях.

Анализ полученных данных позволил определить, что с увеличением расстояния между центратором и долотом, влияние зенитного угла скважины на отклоняющую силу снижается; изменение нагрузки на долото в исследуемом диапазоне 100-250 КН несущественно влияет на величину и направление отклоняющей силы; минимальный радиус кривизны при безориентированном наборе зенитного угла, с использованием исследуемой компоновки, ограничен пределом от 1000 м при Ь=5 м до 500 м при Ь=1 м; при использовании компоновки в стволе большей кривизны радиус кривизны скражины увеличивается до определенного значения, уменьшение диаметра центратора по сравнению с диаметром долота, а также увеличение диаметра ствола скважины по сравнению с номинальным, снижают отклоняющие силы в пределах 0,5-3,0 кН на 1 см в зависимости от расстояния до центратора.

Рис. 2. Зависимость между отклоняющей силой и расстоянием до наддолотного центратора. Компоновка низа бурильной колонны: долото 295 мм; турбобур ЗТСШ -240; наддолотный центратор 295 мм; УБТ 178 мм.

Зенитный угол: 1, 5 , 7, 9 - 3-7°; 2 -8-12°; 3 - 13-17°;

4,6,8,10-18-22». 1,2,3, 4 - скважина прямолинейная;

5,6 - радиус кривизны оси скважины 1000 м; 7, 8 - радиус кривизны оси скважины 600 м; 9, 10 - радиус кривизны оси скважины 100 м.

Проведенные исследования позволили установить, что наиболее полно основным принципам оптимизации КНБК отвечают следующие типы компоновок:

• для набора и стабилизации угла жесткие компоновки с отклоняющим устройством или без него соответственно;

• для снижения угла - маятниковые компоновки.

Для проверки сходимости прогнозируемой траектории скважины с фактической при применении компоновок с центраторами, проведен анализ промысловых материалов по Усинскому и Вазейскому месторождениям Коми АССР. При их сравнении ( по зенитному углу и отклонению ствола скважины от вертикали, проходящей через устье) определено, что при использовании известной методики Г.Вудса и А.Лубинского и базирующихся на них работ среднеквадратичное отклонение прогнозируемых параметров от фактических составило соответственно 14-23% и 18-26%. При применении для прогнозирования траектории расчетов, проведенных методом динамического программирования, ошибка составила соответственно 8-15% и 10-16%.

3.3. Технология проводки наклонно-направленных

скважин большого диаметра методом опережающего

ствола

При бурении наклонИо-направленных скважин с отклонением забоя 2000 м и более, а также при строительстве ПХГ возникает необходимость искривления стволов большого диаметра, предназначенных для спуска кондукторов на глубину 1000-1500 м.

Нами для бурения наклонных скважин большого диаметра было предложено использовать метод проводки опережающего ствола диаметром 269 мм с последующим его расширением до 394 мм.

На основании исследования деформации изгиба некоторых типов компоновок нижней части бурильной колонны при бурении скважин большого диаметра методом проводки опережающего ствола было установлено, что простой перенос технологии расширения вертикальных стволов в условиях больших зенитных углов ствола (около 60°) не дает положительных результатов, наблюдается зарезка. новых стволов, уступов и т.п..

В связи с этим были проведены работы по разработке более совершенной КНБК для расширения опережающего ствола наклонно-направленной скважины, обеспечивающей расширение ствола до требуемого размера в соответствии с заданной траекторией опережающего ствола, формирование ствола с учетом беспрепятственного спуска обсадной колонны, исключения проработок и шаблонирования скважины.

В результате была разработана конструкция низа бурильной колонны ( рис. 3 ), обеспечивающая формирование ствола заданного диаметра по запланированной траектории.

Центрирующее устройство, устанавливаемое в рассматриваемой компоновке перед расширителем, выполнено в виде штыревой муфты. В результате этого, поперечное сечение опережающего ствола по форме приближается к окружности, уменьшаются поперечные колебания компоновки и ось расширенного ствола не отклоняется от оси опережающего, что соответствует условию расширения скважины по заданной траектории ранее пробуренного ствола.

Применение колибратора (рис.3) также способствует формированию расширенного ствола круглой формы и сводит к минимуму отклонение оси компоновки от оси скважины.

Для нахождения рациональной длины компоновки низа, которая используется для расширения опережающего ствола, получена следующая зависимость:

ь-г +1 - [ШЕы. (31)

Ь-Ц + Ь-^ 0Л7 0Л7 , (3.1)

¿ = 2,5^ 1 + Я11 -

V ]/ £,у

где: Е)Р - диаметр расширенного ствола, м;

Ок - диаметр колибратора над расширителем, м;

И. - радиус кривизны ствола скважины, м;

с1 - диаметр опережающего ствола скважины, м;

(1т - наружный диаметр штыревой муфты, м;

Б|, Б2 - радикальные зазоры соответстзенно между стенками опережающего ствола и наружным диаметром штыревой муфты и между многошарошечным расширителем и установленным над ним калибратором, м:

1л - длина компоновки от штыревой муфты до расширителя, м;

Ьг - длина компоновки, включающего расширитель и верхний колибратор, м.

На рис. 4 показана зависимость рациональной длины компоновки нижней части бурильной колонны от значения радиуса искривления ствола скважины.

Промысловые исследования в процессе строительства скважин 2, 4 Одопту - море и скважины 55 Паромай позволили отработать технику и технологию бурения и расширения опережающих стволов с углами искривления от 40° до 70°.

Рис. 3. Схема КНБК при бурении наклонных скважин большого диаметра методом проводки опережающего ствола.

В процессе этих работ была усовершенствована компоновка для расширения наклонных опережающих стволов, элементами которой являются:

• центрирующее устройство с регламентированным зазором в пробуренном опережающем стволе;

• шестишарошечный расширитель конструкции ВНИИБТ, наружный диаметр которого соответствует необходимому размеру скважины;

• второе центрирующее устройство или калибратор, выполненные с регламентированным зазором по наружному диаметру относительно расширенного ствола.

Наряду с искривлением скважин большого диаметра по методу проводки опережающего ствола с последующим его расширением до требуемого диаметра были проведены исследования по отработке технологии искривления и стабилизации направления скважин непосредственно при бурении долотами большого диаметра турбинным способом. В процессе работ были опробованы два основных вида конструкции нижней части бурильной колонны:

• компоновка с двумя перекосами резьб, состоящая из секционного турбинного отклонителя ( ТО ) и дополнительного кривого переводника;

• компоновки, включающие турбобур с кривым переводником.

При бурении скважины № 2 - Одопту- море с проектным отклонением забоя от вертикали 3000 м предусматривался спуск 324 - миллиметрового кондуктора на глубину ] ООО м в ствол, искривленный до 70°.

При наборе зенитного угла в этой скважине с глубины 160 м применяли компоновку, состоящую из долота диаметром 394 мм, ОТС-240 с углом искривления 1°30', кривого переводника с перекосом осей 2°30', 229 - миллиметровой УБТ длиной 10 м 140 - миллиметровых стальных бурильных труб. Плоскости действия верхнего и нижнего кривых переводников совмещали с помощью набора стальных колец, устанавливаемых в резьбовом соединении верхнего переводника турбобура и кривого переводника.

Для промывки использовали буровой раствор с плотностью р=1,25 -т- 1,27 Г/см3, вязкостью 30 35 сек при производительности буровых насосов (2 = 50 55 л/сек и осевой нагрузке на долото Рос = 10 ч-12 т.

В интервале 160-580 м с применением рассматриваемой компоновки при стабильном приросте угла искривления с интенсивностью 1°00' на каждые 10 м проходки зенитный угол был увеличен с 4°00' до 44°ЗС\

Рис. 4. Зависимость длины КНБК ( Ь ) от радиуса кривизны ствола скважины (Я).

1 - Б1 = 2 мм, Ег = 4 мм;

2 - Б» = Ег = 2 мм.

Поскольку при дальнейшей работе с данной компоновкой отмечалась стабилизация угла искривления, для последующего увеличения угла наклона ствола скважины № 2 - Одопту - море прибегли к проводке опережающего ствола.

В основу расчетов и промысловых испытаний КНБК, включающей турбобур с кривым переводником, была положена зависимость интенсивности искривления от основных технических, технологических и геологических факторов:

4С" = т(Р +0)+ т8>п(о ±у).

аЬ I /г. ос I

где: а - текущий зенитный угол;

Б - длина участка искривления, м;

1 - длина направляющего участка ствола;

Р - угол несоосности;

9 - угол поворота оси долота иод действием приложенных нагрузок ;

Г -коэффициент фрезерующей способности долота;

Иот - отклоняющая сила, действующая перпендикулярно оси долота в вертикальной плоскости;

Бос - осевая нагрузка;

Ь -индекс анизотропии пород по буримосги;

у - угол падения пластов в азимуте скважины.

На основании первых результатов, полученных по скважинам №2 - Кеута -море и 3 - Одопту-море, которые при наборе кривизны бурили долотами большого диаметра, было установлено, что для рассматриваемого случая в качестве расчетной следует принять схему КНБК с кривым переводником, при которой расположенные выше (над откло-нителем) трубы не касаются верхней стенки скважины.

Выбор такой расчетной схемы КНБК позволил предварительно оценить темп искривления скважины с учетом обеспечения нормального спуска обсадной колонны большого диаметра на проектную глубину.

С применением рассматриваемой КНБК было осуществлено искривление скважин №5 - Одопту - море, 3 - Кеута - море и 2 - Астрахановская - море. При этом достигнуты проектные углы наклона (табл. 11 ).

Данные об интенсивности прироста угла искривления скважин хорошо согласуются с расчетными данными, что подтверждает высокую эффективность работы КНБК и правильность выбора расчетной схемы.

При проводке перечисленных выше скважин также проводили работы по стабилизации зенитного угла наклона ствола диаметром 394

мм ( табл. 12 ). В качестве стабилизирующего устройства применяли центратор, устанавливаемый на корпусе турбобура на расчетном расстоянии от долота.

Из представленных материалов видно, что наилучшая стабилизация угла наклона была достигнута по скважинам МЬ 3 - Кеута - море, №5 - Южное Одопту - море, № 2 - Астрахановская - море и № 55 - Па-ромай. По этим скважинам на участках стволов большой протяженности не наблюдается уменьшение угла искривления. Применявшиеся при проводке этих скважин КНБК включали следующие элементы: долото диаметром 394 мм, наддолотный калибратор диаметром 390 - 392 мм, двухсекционный турбобур ТС5Б - 240 с центратором диаметром 370 - 380 мм, устанавливаемым на расстоянии 3,6 - 4,0 м от долота, 203 - или 178 миллиметровое УБТ длиной 12 - 28 м.

Таким образом, проведенные промысловые исследования позволили полностью отработать технологию искривления скважин и стабилизацию угла наклона их стволов при бурении долотами большего диаметра. Благодаря этому исключены операции по расширению стволов наклонных скважин перед спуском в них колонн большого диаметра путем проводки опережающего ствола с его последующим расширением.

Результаты набора зенитного угла при опытно-промышленном бурении

Таблица 11

Ыа скважины Площадь Интервал бурения,м Проходка КНБК гри наборе угла наклона Пф=мв1рырв№*«а бураин Пригары бдаясго роствсра | Диапазон измерения зенитного угла Средняя интенсивность прироста угла Отклонение от расчетной интенсивности искривления (+/-), %

типо-размер долота тип турбобура перекос осей кривого переводника диаметр X длина УБТ, мм/м Диаметр бурильных труб, мм Рос,ТС О, л/сек Л г/см3 Т, сек

5 Одопту-море 50 - 539 489 2Д-394С Т12МЗ-9 3°00" 203x11 140 4-6 50 1,28 35 1°30-5з°оа 1°03 -16

, 3 Кеута-море 60-280 240 2Д- 394С Т12МЗ-9 зРоо" 229x10 140 5-6 40 1,18 25-30 1°оа- 40^00 1°36 ¿7

2 Астра хановс кая море 270-570 300 2Д-394С Т12МЗ-9 з°оо" 203x10 140 4-6 45 1,18 25-30 1°45- 1°12 -4

Таблица 12

Результаты стабилизации зенитного угла при бурении скважин долотами

большого диаметра

X КНБК при стабилизации Диапазон Средняя Параметры режима бурения Пакаэатели бурового раствора

№ скважины i S X с типо-раэмер долота | i * | тип турбобура Диаметр центратора/ расстояние его от долота, мм/м ' и г II- 1 изменения зенитного угла интенсивность искривления, О/100 м 'l и. О' Р> г/см1 8 н

2 Каута-море 705900 195 2Д-394С - ТС5Б-240 350 1 3,2 - 140 62*00'-бО'ОО' -1°00' 8 - Ю 45 .1,30 40

3 Кеута-мора S»0-1002 702 2Д-394С 392 ТС5Б-240 370 / 3,8 233 / 10,5 127* 3»°00-41°00 - 0°15 12-14 45 1,25 35

4 Южнее Одопту-норе 411540 1(9 2Д-394С 312 ТС5Б-240 350 / 2,6 178/ 23 140 59*45'-57*00' 2°35" 12-14 40 1,24 35

540-• 04 264 2Д-394С 392 ТС5Б-240 370 / 2,8 178/ 11 140 67*00'-49*00' -3°00' 14-16 40 1,24 35

5 То жа 339906 437 2Д-394С 392 ТС5Б-240 370 / 3,8 203 / 11 140 63*00'-66*00' + 0°25 14 40 1.22 35

2 Астрах» невская 5701250 710 2Д-394С 390-394 ТС5Б-240 380 / 3,6 203 1 12 140; 147" 36'16'-40*15 + 0*15 10-12 45 1,18 30

12601503 223 2Д-394С 390-394 ТС5Б-240 360 1 4,0 203 / 12 140; 147" 40*16'-43*00' + 0°20 13-14 45 1,16 30

55 Паро-май 500825 325 2Д-394С 392 ТС5Б-240 370 / 4,0 178/ 28 140 46*00' - 14-15 45 1,3 35-40

3.4. Повышение эффективности создания нагрузки на долото в горизонтальных скважинах

С ростом длины горизонтального участка технико-экономические показатели бурения горизонтальных скважин снижаются и намного уступают показателям строительства вертикальных и наклонных скважин.

Помимо увеличения длины ствола и осложнений, связанных с неустойчивостью пород и накоплением шлама, на снижение показателей оказывает влияние способ создания нагрузки на долото. Поэтому нами проведено сравнение известных технологий повышения эффективности создания нагрузки на долото и предложено новое направление совершенствования технологии бурения горизонтального участка с забойным двигателем в режиме ориентирования отклоняющей компоновки. Следует подчеркнуть, что здесь не рассматривается альтернативный случай неориентированного бурения, когда доведение осевой нагрузки до забоя не представляет проблемы.

Основное внимание сконцентрировано на группе факторов, которая определяет коэффициент трения и явления адгезии. Прочие условия, к которым относятся силы контактного давления и взаимодействия колонны с механическими препятствиями, предполагаются во всех рассматриваемых случаях одинаковыми.

К основным известным методам снижения коэффициента трения и явлений адгезии относятся применение смазывающих добавок к буровому раствору, введение в буровой раствор инертного наполнителя в виде стеклогранул и возбуждение колебаний бурильной колонны.

Действие первых двух методов распространяется на всю бурильную колонну, в то время как зона действия колебаний может быть ограничена частью бурильной колонны. Однако в отличие от двух первых методов влияние колебаний бурильной колонны на силы трения проявляются во всех отдельных механизмах действия: улучшаются параметры смазывающего слоя, снижается шероховатость породы, циклически меняется площадь контакта труб со стенками скважины и увеличивается скорость перемещения бурильной колонны относительно стенок скважины по сравнению со скоростью подачи долота.

Характер движения бурильной колонны при крутильных колебаниях близок к характеру движения при вращении колонны ротором. Без большой погрешности можно считать, что в обоих случаях в любой момент времени колонна способна вращаться вокруг своей горизонтальной оси. Однако в случае крутильных колебаний вращение ограничено определенными углами поворота относительно среднего положения, которое определяется моментом, затрачиваемым на разрушение породы долотом. Следует стремиться обеспечить достаточно высокий уровень скорости движения внешней поверхности труб отно-

сительно стенки скважины на длине дуги окружности, соответствующей сумме упомянутых углов поворота. В идеале этот уровень должен приближаться к окружной скорости наружной поверхности труб, вращаемых ротором в режиме неориентированного положения компоновки. В таком предельном случае можно обеспечить создание уровня нагрузки на долото достигнутого при вращении колонны с поверхности.

Для реализации метода снижения сил трения • помощью крутильных колебаний на вал забойного двигателя над долотом устанавливается генератор крутильных колебаний. С целью оценки потенциальных возможностей рассматриваемого нового направления снижения сил сопротивления было проведено сопоставление знаний длины зон распространения крутильных и продольных колебаний бурильной колонны в горизонтальном участке. В расчетах использовали известную формулу ( 3.4 ) для продольных колебаний (Е.К.Юнин) и выведенную по аналогии с ней формулу (3.5) для крутильных колебаний.

2

е - п УХу4о (3.4)

Оо~~ . . ?

kgsma

где Ао и у зависит от источника колебаний:

1) Зубцовые колебания: ^ _ ^^ _ !

1П2 .

V =- '

60

2) Волнистый забой (три ухаба):

Ао« 0,005 м п

V =

20

п 2УЯ ф0£> ( , (3.5)

4*gsina V £)

где So и So' дайна зон распространения соответственно продольных и крутильных колебаний, м;

к - коэффициент трения; *

а - зенитный угол (здесь а = 90°, sin 90° = 1); Ао - амплитуда продольных колебаний, м; V- частота колебаний, Гц; п - частота вращения долота, с1;

X, А, - скорость распространения соответственно продольных и крутильных возмущений вдоль колонны, м.с"1; g- ускорение свободного падения, м.с 2; К - радиус периферийного венца шарошки, м; 1 - передаточное отношение шарошек долота; г- число зубцов шарошки; N - число ухабов: обычно N=3; О, <1 - наружный и внутренний диаметр труб, м; <ро- угол закручивания колонны от генератора крутильных колебаний,рад.

Исходные данные и результаты расчета по ф. (3.4) и (3.5) приведены в табл.13.

Таблица 13

Результаты расчета длины зоны распространения колебаний

^чПарамет-Вийч" ры колебаний \ к а п, об/ мин X А. Ао N 6 фо, град

Продольные 0,2 90 180 5130 0,005 з Ибо

Крутильные 0,2 90 180 3200 0,127 0,107 30 1360

Из табл. 13 видно, что дайна зоны распространения крутильных колебаний больше длины зоны в случае продольных колебаний. Следует обратить внимание, что значение длины зоны распространения крутильных колебаний получено для значений угла закручивания, которые обычно меньше углов закручивания от момента, реализуемого на долоте при разрушении породы. На практике в конкретных случаях можно подбирать оптимальное соотношение между моментами на долоте и генераторе крутильных колебаний.

3.5. Выбор эффективных долот

Опыт наклонного бурения показывает, что по мере увеличения отклонения ствола от вертикали и роста протяженности скважины по бурильному инструменту в значительной степени ухудшаются условия обеспечения эффективных режимов бурения. Это приводит к снижению технико-экономических показателей бурения, уменьшению механи-

55

ческой скорости и проходки на долото. Увеличение количества спуско-подъемных операций вызывает дополнительный износ промежуточных обсадных колонн, интенсивное образование желобов на открытых искривленных участках.

Исследования, проведенные в области режимов бурения при проводке опорно-технологических скважин показали, что обеспечение оптимальных режимов бурения по всему стволу скважины требует применения как забойных двигателей, так и роторного способа бурения для конкретных условий. При этом важным является вопрос выбора рационального типа долота.

В связи с необходимостью интенсификации процесса проводки наклонно-направленных скважин в целом и нижних интервалов в частности нами рекомендовано применение долот типа ИСМ при турбинном способе бурения. Было показано, что при этом удается поддерживать угол наклона на участке стабилизации направления ствола.

В настоящее время для сравнительной оценки эффективности технологии отработки , долот, а также выбора наиболее эффективного долота в качестве критериев выбора используются такие показатели, как рейсовая скорость и стоимость 1 м проходки.

Следует отметить, что в некоторых случаях для оперативной оценки используется механическая скорость (Уср) или проходки за рейс долота ( И ). Однако наиболее объективным критерием считается минимум стоимости метра бурения. Используя этот критерий разрабатываются программы выбора долот на стадии проектирования строительства скважин, основанные на информации о самой низкой стоимости метра, достигнутой в этом районе, при этом стоимость метра для каждого рейса долота можно представить в следующем виде:

где с - стоимость метра, USD/m; t - время механического бурения, ч; t - продолжительность спуско - подъемных операций, ч; М - часовая ставка буровой установки, USD/ч; h - общая проходка на долото, м. В - стоимость долота, USD.

(3.6)

гдеУр - рейсовая скорость, м/ч;

(3.7)

Если построить графическую зависимость

то точка пересечения ее с осью ординат дает значение т.е.

h

стоимость метра проходки обусловленную ценой породоразру-шающего инструмента.

Легко показать, что у _ jr

где Vm - механическая скорость бурения, м/ч;

К - безразмерный коэффициент.

£ = / ten (3.8)

1 + tJtJ

Анализ показывает, что коэффициент К имеет максимум при tm/t cn— 1, К — 0,5 и с ростом tm/tcn>l монотонно убывает.

Отсюда видно, что при tcn~ const рост рейсовой скорости определяется динамикой роста произведения (h Vm).

Анализ отработки импортных долот на Уренгойском месторождении показывает, что максимум рейсовой скорости наступает позже максимума коэффициента "К", но раньше (h Vm ) мах. при этом характер изменения VP и ( h Vm ) идентичен, что позволяет использовать произведение ( h Vm) для анализа эффективности отработки долот.

На графике ( рис. 5 ) представлены результаты отработки долот по скважинам штата Южная Алабама ( США), отобранные на основе компьютерного анализа по критерию минимума стоимости метра проходки различных интервалов при планировании бурения скважины Kelly 1, а также данные испытания импортных и отечественных долот при бурении скважин на Уренгойском месторождении.

Представленные результаты показывают, что между стоимостью 1 м проходки и значением (h Vm)"0,5 имеется линейная связь. Использование для сравнительной оценки эффективности долот произведения (h'Vm) позволяет при неполной информации производить выбор долот на основании показателя адекватного технико-экономическим критериям - стоимости метра проходки и рейсовой скорости.

Рис. 5. Зависимость стоимости метра проходки от произведения ( ИУм) нагрузки на крюке от глубины скважины.

1 - данные по скв. "Kelly";

2 - долото фирмы " Смит Интер . Инк "; '

3 - долото МСГНУ R-45 ;

4 - долото ЕНР51Н фирмы "Рид Тул ".

4. Реализация основных результатов в промышленности

4.1. Организация научно-исследовательских и опытно-конструкторских работ.

Основные положения, изложенные выше, были использованы при планировании и организации НИОКР в области строительства наклонно-направленных и горизонтальных скважин и их использования при разработке нефтяных и газовых месторождений.

Автор являлся руководителем (генеральным конструктором) раз-рабогки и реализации "Утопленной комплексной программы создания принципиально новых систем разработки месторождений нефти с помощью горизонтальных и развгтвленно-горизонтальных скважин и их широкомасштабное внедрение" ( Программа "Горизонт", 1991 - 1995 г.г.).

В программе выделено шесгь подсистем, пять из которых объединяют работы по технологическому принципу: разработка, строительство скважин, геофизические и гидродинамические исследования, эксплуатация ГС и РГС, экономика, координация НИОКР. При этом проводится шпготсос привлечение конверсионных предприятий оборонного комплекса.

Большой объем научно-исследовательских и опытно-конструкторских работ по созданию технических средств и технологии проводится под руководством автора в рамках программ НИОКР в области строительства скважин в РАО "Газпром", по которым финансируются разработки отечественного оборудования (телесистем, забойных двигателей, устройств для вырезания окон з обсадных колоннах, оборудования для заканчизания скважин и т.п.), по техническим и эксплуатационным характеристикам приближающегося к мировому уровню.

На эти цели, только по тематике Управления по бурению газовых и газоконденсатиых скважин, в 1994-95 гг. уже выделено 5,818 млрд. рублей.

В соответствии с утвержденным планом на Уренгойском ГКМ планируется проведение промысловых испытаний телеметрических систем (с кабельным и электромагнитным каналами связи), разрабатываемых АО "ННТ-Курс".

По договору с ВНИИБТ ведутся работы по созданию усовершенствованного вырезающего устройства (для колонн 168,3, 117,8 и 219 мм) и винтового забойного двигателя в габарите 95 мм с изменяющемся углом перекоса осей.

Изготовление и испытание опытных образцов указанного обору-

дования намечено на 1996 г.

В соответствии с утвержденным календарным планом институтом "СевКав НИПИгаз" и НПО "Бурение" разрабатывается комплекс специального оборудования для заканчивания горизонтальных скважин ( в том числе восстанавливаемых скважин старого фонда). Изготовление опытных образцов намечено на начало 1996 г..

Учитывая, что большинство месторождений каменной соли, расположенных на территории Российской Федерации и пригодных для строительства ПХГ, являются маломощными, большую перспективу имеют работы, выполняемые НТЦ "Подеемгазпром" по разработке технологии и оборудования, предназначенного для создания подземных резервуаров туннельного типа методом растворения каменной соли из горизонтальных скважин.

В 1994 г. под руководством и при участии автора АО "Росшельф" и РАО "Газпром" разработана программа освоения ресурсов углеводородного сырья на арктическом шельфе России. Предусматривается в 1995-2010 г.г. проведение поисково-разведочного бурения на 29 перспективных площадях с глубиной дна 10-350 м, подготовка к эксплуатации 10 месторождений нефти с общими разведанными запасами свыше 500 млн. т и 5 месторождений газа с запасами 12 трлн. м3. Добычу нефти и газа планируется осуществлять наклонно-направленными и горизонтальными скважинами с платформ, которые будут производиться , согласно планом конверсии ПО "Севмашпредприятие" Минобороны.

В результате реализации программы Россия получит новый источник топливно- энергетического сырья и подготовит необходимую материально-техническую базу для создания новых нефтегазолерера-батывающих регионов на шельфе морей центральной и восточной Арктики.

4.2. Организация опытно-промышленного бурения

Для эффективного решения задач массового бурения горизонтальных скважин на базе предприятий "Оренбургбургаз" "Тюменбургаз" и "Кубаньгазпром" созданы и функционируют центры горизонтального бурения.

Структура Оренбургского центра включает в себя следующие подразделения:

• две технологические бригады;

• группу профилактики, калибровки и ремонта телеметрических систем;

• группу профилактики и ремонта забойных двигателей;

• финансово-юридическую службу;

• транспортную службу.

В стадии организации находится инженерно-аналитический отдел.

Центр в настоящее время оснащен отечественным навигационным оборудованием с проводным каналом связи и пятью комплектами телесистем фирмы "АпасШИ", отечественными и импортными забойными двигателями, двумя комплектами оборудован.™ для восстановления старого фонда скважин, включающими телесистемы, элементы компоновок и вырезающие устройства.

Введен в действия цех по профилактике и ремонту телеметрических систем и винтовых забойных двигателей.

По мере оснащения центра оборудованием предполагается увеличить количество специализированных технологических бригад до 8 ( в том числе 2 бригады по восстановлению старого фонда скважин), что позволит начать выполнение сервисных работ по строительству горизонтальных скважин для других предприятий РАО "Газпром".

Структура центра горизонтального бурения созданного при "Тюменбургазе" аналогична Оренбургской! В настоящее время ведется работа по его оснащению необходимым оборудованием и подбору кадров. В 1997 г. планируется укомплектовать 6 специализированных технологических бригад, в том числе 4 бригады, для восстановления старого фонда с. важин.

4.3. Промышленная реа-шзацкя результатов исследований и опытно-конструкторских работ

4.3.1. Бурение наклонно-направленных скважин

В результате внедрения разработок автора в течение последних 20 лет объединением "Сахалиннефть" был накоплен значительный опыт строительства наклонно-направленных скважин с большими отклонениями забоев от вертикали. В сравнительно короткие сроки в результате этого удалось произвести оценку перспектив морских антиклинальных структур Одопту-море, Кеуту-море, Южное Одопту-море, стоящих от береговой линии на расстоянии свыше 2000 м и начать промышленную разработку Одоптинского прибрежного нефтяного месторождения.

На рис. 6, 5 приведены фактические параметры траектории ствола скважины № 1 Одопту-море, спроектированной с учетом разработанных автором зависимостей и реализованной с использованием предложенных КНБК. За счет применения разработанной 1ехники и технологии бурения скважины были закончены с высокими технико-экономическими показателями: коммерческая скорость бурения соста-

ю >>

с;

Отклонение, м

200 0 -200 -400 -600 -800 -1000 -1200 -1400 -1600 -1800 -2000 -2200 -2400

1 1 14- ■

3 Отаюнение, и

V Еи

10 ,7» П

В20 МО

123 V1 0

\1! Г)

V вое 104

:88 24! в

604 77 ¡7

Г,

И :

N

У¥ « ^ ► Е

8

Вертикальная проекция — Горизонтальная

проекция ■ Забой скважины

3406

оооооооооооо ООО о оооооооо мчюшомчвмом«

т-т-т-т-т-ГЧС^СМ

Отклонение, м

Рис. 6. План и профиль наклонно-направленной скважины № 1 - "Одопту-море".

вила 764 м/ст-мес., производительное время - 95,6 %, стоимость 1 м проходки была в 1,5 раза снижена по сравнению со стоимостью I м проходки разведочного бурения в целом по объединению "Сахалиннефть".

В течение 1971 - 1975 гг. в условиях шельфа Северного Сахалина было осуществлено строительство наклонных кустов, объединяющих 2-3 разведочных скважины. Средняя глубина скважин 3400 м. Бурение скважин с одного и того же куста производилось без дополнительных работ по перемонтажу бурового оборудования, что позволило уменьшить затраты на строительство скважин за счет исключения монтажа последующих буровых, исключения прокладки дорог на трудно проходимой территории Одоптинского месторождения и т.д. на сумму более 1,1 млн. рублей.

Закончено строительство четырех кустов, объединяющих 14 скважин.

В процессе разведочных работ на континентальном шельфе Охотского моря стояла задача проводки наклонно-направленных скважин со смещением забоев от вертикали свыше 2000 м при глубине залегания продуктивных горизонтов соизмеримой с горизонтальным смещением.

Для обеспечения проектного отклонения забоя необходимо было начинать искривление в непосредственной близости от устья скважины, что привело к применению конструкции скважин, которыми предусматривался спуск обсадных колонн большого диаметра - кондукторов - в сильно искривленные стволы. Для реализации этой задачи были разработаны технологические критерии и способы, обеспечивающие успешный спуск обсадных колонн большого диаметра в искривленные стволы.

Например, в скв. № 1 Одопту - море 299 мм кондуктор был спущен на глубину 745 м при максимальном угле искривления 53°, а в скв. № 4 и 5 Одопту - море аналогичные кондукторы спущены на глубины соответственно 802 м при угле искривления 59°30' и 996 м - при угле искривления 64°30'. Г1о всем перечисленным скважинам интенсивность набора зенитного угла в среднем составила 1° -1°30' на 10 м проходки.

Таким образом, проведенные промысловые исследования позволили установить технологические критерии параметров, обеспечивающих спуск обсадных колонн большого диаметра при соответствующей подготовке стволов в сильно искривленные стволы с теми же зазорами относительно стенки скважины, которые приняты при бурении глубоких вертикальных скважин.

При бурении наклонных стволов большого диаметра в объединении "Сахалиннефть" реализован предложенный автором метод проводки опережающего ствола диаметром 269 мм с последующим его расширением до 394 мм, а также метод искривления и стабилизации

зенитного угла непосредственно долотами большого диаметра.

Промысловые исследования в процессе строительства скважин 1, 2 и 4 Одопту-море и скважины № 2 Кеута-море позволили отработать предложенную нами технику и технологию бурения и расширения опережающих стволов с углами искривления от 40° до 70°. В процессе этих работ была усовершенствована компоновка для расширения наклонных опережающих стволов, элементами которой являются:

центрирующее устройство, соответствующее диаметру пробуренного опережающего ствола;

шеслишарошечный расширитель конструкции ВНИИБТ, наружный диаметр которого соответствует необходимому размеру скважины;

второе центрирующее устройство или колибратор, выполненное с регламентированным зазором по наружному диаметру относительно расширенного ствола.

Наряду с искривлением скважины большого диаметра но методу проводки опережающего ствола с последующим его расширением до требуемого диаметра в условиях объединения "Сахалиннефть" были проведены исследования и отработана технология искривления и стабилизации направления скважин непосредственно при бурении долотами большого диаметра турбинным способом. В процессе работ были опробованы два основных вида конструкций нижней части бурильной колонны:

компоновка с двумя перекосами резьб, состоящая из секционного турбинного отклонителя /ТО/ и дополнительного кривого переводника;

компоновки, включающие турбобур с кривым переводником.

В связи с необходимостью интенсификации процесса проводки наклонно-направленных в целом и в частности нижних интервалов нами рекомендовано применение долот типа ИСМ при турбинном способе бурения.

Это позволило поддерживать угол наклона на участке стабилизации направления ствола.

Учитывая мировой опыт бурения наклонных скважин роторным способом, нами для Одоптинского нефтяного месторождения при бурении наклонно-направленных эксплуатационных скважин проектной глубиной 2300 - 2500 м с отклонением забоя до 500 м рекомендовано применение роторного способа бурения. Применение роторного бурения на участке стабилизации зенитного угла позволило повысить проходку на долото в 1.5 - 2,0 раза и сократить общее количество рейсов на отдельных скьажинах с 46 - 50 при турбинном способе до 27 - 32 рейсов при работе ротором. Нами испытаны и нашли в Тимано-Печерской нефтегазовой провинции широкое применение такие современные технологические процессы, как безориентированннй набор и

уменьшение угла наклона ствола; стабилизация направления бурения; проведение инклинометрии в ЛБТ; включение в состав КНБК калибраторов по всему стволу; обработка бурового раствора нефтью (до 20 % ), графитом и ПАВ; ограничение интенсивности искривления и величины зенитного угла.

Другой характерной особенностью предложенной технологии является широкое применение роторного способа бурения. Так, для бурения скважин глубиной до 2000 м применяют в основном (80 - 90 %) роторный способ, а в глубоких скважинах этим способом достигают 2800 м.

Внедрение комплекса перечисленных рекомендаций оказало положительное влияние на проводку наклонно-направленных скважин. Так, затраты времени на управление траекторией наклонного ствола сократились в 4 - б раз, силы сопротивления уменьшились в 2 раза, практически были исключены тяжелые аварии и осложнения, а скорость бурения возросла в 1,6 - 2.0 раза.

По завершении освоения данной технологии показатель бурения наклонно-направленных скважин глубиной до 2000 м не уступали аналогичным показателям бурения вертикальных скважин.

Высокие показатели были достигнуты при бурении скважин № 1027 на Усинской и № 535 на Возейской площадях, когда скорость бурения составила соответственно 3020 и 4023 м/сг - мес.

В 1993 г. на Приразломном месторождении в Баренцевом море с использованием наших разработок пробурена скважина № 3 и вскрыт продуктивный пласт на буровом растворе с добавкой ПАВ ПКД - 0215.

В результате дебит скв. № 3 возрос в 2 раза по сравнению с дебитом ранее пробуренных скважин, в частности скважины № 1.

4.3.2. Проводка горизонтальных скважнн в РАО "Газпром"

В настоящее время на предприятиях РАО "Газпром" накоплен определенный опыт проводки горизонтальных скважин: к 1 июля 1995 года было пробурено и сдано в эксплуатацию 44 горизонтальные скважины; 9 скважин находилось в бурении.

Бурение горизонтальных скважин на Оренбургском НГКМ было начато трестом "Оренбургбургаз" в 1990 году. К июлю 1995 года были пробурены 21 горизонтальная скважина, находились в строительстве еще 8. При проводке 16 законченных бурением скважин использовались отечественные технические средства и технология.

При проводке горизонтальных скважин по отечественной технологии используются следующие технические средства: турбобуры-отклонители ТО - 240; ТО - 195; турбобуры ТСШ - 240 и ТСШ - .172; винтовые объемные двигатели-отклонители ШО - 172; винтовые объ-

емные двигатели Д1-172, ДЗ-172 и Д1-195; калибраторы-расширители; удлинители; много плоскостные шарнирные муфты; упругие центраторы; опорные элементы с вращающимся корпусом; устройства "Зенит"; переводники с магнитным репером; телеметрические системы с кабельным каналом связи СТТ - 190.

Особенности проводки горизонтальных скважин при использовании отечественной технологии заключаются в следующем:

Набор зенитного угла начинается при бурении под промежуточную колонну с использованием компоновки, состоящей из долота диаметром 295,3 мм, турбобура - отклонителя ТО - 240, устройства "Зенит" или переводника с магнитным репером (после набора зенитного угла более 4°), алюминиевой трубы длиной 12 метров, стальных бурильных труб. Данная компоновка используется для набора зенитного угла до 10° и увеличения темпов прироста зенитного угла до 1° на 10 метров проходки.

В дальнейшем используется неориентируемая компоновка, состоящая из: долота диаметром 295,3 мм, калибратора-расширителя, трех или двухсекционного турбобура, утяжеленных бурильных груб и бурильных труб. Данная компоновка не требует азимутальной ориентации и обеспечивает необходимые темпы увеличения зенитного угла.

При бурении горизонтальных скважин для добычи нефти после спуска промежуточной колонны бурится прямолинейно-наклонный участок ствола до вскрытия интервала нефтяной оторочки.

Проводка прямолинейно-наклонного и горизонтального участков осуществляется компоновкой состоящей из долота диаметром 215,9 мм, калибратора-расширителя, упругого центратора, удлинителя, многоплоскостного шарнира, винтового объемного двигателя, стальных или алюминиевых бурильных труб, утяжеленных бурильных труб и стальных бурильных труб.

При переходе к бурению горизонтального ствола скважины используется компоновка, состоящая из долота диаметром 215,9 мм, калибратора-расширителя, опорного элемента с вращающимся корпусом, удлинителя, многоплоскостного шарнира, винтового объемного двигателя, стальных или алюминиевых бурильных труб, утяжеленных бурильных труб и бурильных труб.

Замеры пространственного положения ствола скважины осуществляются инклинометрами ИН1 - 721, которые спускаются внутри бурильных труб. При зенитных углах менее 45° используются инклинометры КИТ. Для контроля за азимутальной ориентацией ствола в компоновку нижней части бурильной колонны включаются алюминиевые бурильные трубы. Замеры с помощью инклинометра проводятся как в процессе долбления, так и во время специальных рейсов бурового инструмента с открытым концом. Доставка инклинометров и других геофизических приборов в горизонтальный участок ствола скважины

осуществляется потоком промывочной жидкости с использованием для этой цели специального лубрикаторного устройства, устанавливаемого на верхнюю часть бурильной колонны.

Геофизические исследования в горизонтальном стволе ограничены инклинометрией и радиоактивным каротажем. После начала работ по набору зенитного угла и до окончания проходки горизонтального ствола на буровой осуществляется постоянное дежурство геофизической партии. Для оперативного контроля за газо- и нефтенасыщен-ностью проходимых пород при проводке ряда горизонтальных скважин использовались геофизические партии геолого-технологических исследований.

На рис. 7 приведены профили наиболее характерных из пробуренных на Оренбургском НГКМ горизонтальных скважин.

При проводке горизонтальных скважин по отечественной технологии набор кривизны начинался на глубинах 1200...1600 метров при бурении под промежуточные колонны диаметром 245 мм, которые спускались на 40...60 метров ниже кровли филипповского горизонта (угол наклона ствола скважины на глубине установки башмака промежуточной колонны, как правило, составлял 25...300).

Приведенные профили горизонтальных скважин, пробуренных для добычи газа, позволяют сделать вывод о том, что при бурении под промежуточную колонну и на начальном участке бурения под-эксплуатационную колонну скважины 1-ГТ, 2-ГТ, 3-ГТ имеют очень близкие траектории. Это было достигнуто за счет использования компоновок, обеспечивающих постоянный темп набора зенитного угла. При проводке скважины 10023 добиться необходимых темпов набора зенитного угла не удалось, и при глубине скважины 1380 метров были использованы компоновки, способствовавшие резкому его росту. Из-за этого в дальнейшем возникла необходимость в стабилизации зенитного угла в интервале глубин 1440... 1650 мм ( по вертикали). При последующем наборе зенитного угла для перехода от участка его стабилизации к проводке горизонтального ствола необходимые темпы набора зенитного угла обеспечить не удалось и бурение скважины было закончено при подхс, ,е ствола скважины к подошве артинского яруса. В тоже время, при проводке скважины 10024 при более строгом выполнении наших рекомендаций удалось обеспечить практически постоянный темп набора зенитного угла, который позволил добиться точного попадания горизонтального участка ствола скважины в заданный диапазон допуска. Длина горизонтального участка ствола этой скважины составила 580 метров при общем отклонении забоя скважины от вертикали, равном 795 метров. По мере накопления опыта проводки горизонтальных скважин происходит постоянное уменьшение радиусов кривизны их стволов на участках набора зенитного угла при переходе к проводке горизонтального участка ствола (с 300...400 метров до 200)

и увеличение глубины окончания бурения вертикального участка ствола скважины с 1250 до 1600 метров.

9004 1000 ] 11001 1200 ; 1300

| шю

! 1500

I

: 1600

| 1700 1800 1900 2000

Я >

II ! ! !

|1 1

11 1_

] 1

1|л 1_ 1 ! 1 ! 1

■1с к | : 1

1 1 И! 1 ^ " — 1 1 1

ННММ

ггггтр1' !

Р Ё

1" 1,1.

—»-Оваи»е № 1-ГТ —*—Сквэ**е №2-ГТ —в-Овамна№$ГТ

-Озам^на №10023

Овалте № 10024 Оваииа №533+Г —»—Скватв№155-ТГ —Оегиина № 157-ТГ ——Оеэима №751-Н —Скважна №530+Г

-0®з*ма№1-ЭГ

---Оеамма №545-ЬГ

В 8 § 8 ё

N Ы Ч «О <£

Гсрлиатшювоппочшшт, и

Рис. 7. Профили горизонтальных скважин, пробуренных на Оренбургском НГКМ.

В таблице 14, приведены средние технико-экономические показатели по пробуренным горизонтальным скважинам.

Из таблицы видно, что средняя длина ствола горизонтальных скважин, пробуренных по отечественной технологии превышает на 23% длину ствола вертикальных скважин, а коммерческая и»1ехниче екая скорости меньше скоростей бурения вертикальных скважин в 2,63 и 2,56 раза. При этом общие затраты времени на бурение и кропление горизонтальных скважин в среднем в 3 раза больше времени бурения вертикальных и наклонных скважин. Проходка за долбление на них составляет 57%, а механическая скорость 44% от средних значений этих показателей на вертикальных и наклонных скважинах.

Таблица 14

Технико-экономические показатели по пробуренным горизонтальным и вертикальным (в т.ч. наклонным ) скважинам на Оренбургском НГКМ.

Наименование показателей. Средние показатели-. Относительные показатели по горизонтальным скважинам

по горизонтальным скважинам, пробуренным по отечественной технологии. по вертикальным и наклонным скважинам.

1. Глубина скважины ( по стволу ), м. 2326,82 1895,48 1,23

_ коммерческая скорость бурения, м/ст.-мес. 431,09 1128,00 0,38

3. Техническая скорость бурения, м/ст,- мес. 470,66 1210,32 0,39

4. Проходка за долбление, м. 45,18 79,44 0,57

5. Механическая скорость проходки, м/час. 2,48 5,60 0,44

6. Общие затраты времени на бурение и крепление, час. В тон шсле: 3739,91 1240,33 3,02

6.1. .'этраты времени на всломогстельные работа,час. В том числе: 1567 36 356,05 4,40

6.1.1. Затраты времени иа геофизически.. исследования, час. 234,36 53,71 4,36

6.1.2. Затраты времени на проработку ствола скважины, час. 134,73 13,71 9,82

6.1.3. Затраты времени на спуско-подъемные операции, связанные с вспомогательными работами, час. 202,09 19,67 10,28

6.1.4. Затраты времгни на промывку скважины, час. 230,55 16,48 13,99

Уменьшение проходки на долото и механической скорости проходки связано с необходимостью их ограничения при наборе зенитного угла и бурении горизонтального участка ствола скважины, а также с уменьшением осевой нагрузки на долото из-за трения колонны бурильных труб о стенки скважины. Уменьшение коммерческой и технической скоростей обусловлено не только более низкими показателями работы долот, но и существенным ростом затрат времени на вспомогательные работы, которые на горизонтальных скважинах в среднем в 4,4 раза больше, чем на вертикальных и наклонных. Среди вспомогательных работ сильнее всего увеличиваются затраты времени на геофизические исследования - в 4,4 раза, на проработку ствола скважины - в 9,8 раза, на спуско-подъемные операции, не связанные с проходкой ( в том числе СПО для проведения геофизических исследований) - в 10,2 раза, на промывку ствола скважины - в 14 раз.

В ценах 1991 года на Оренбургском НГКМ сметная стоимость строительства горизонтальной скважины для добычи газа ( проект № 138 ) составляет 1858,18 тыс. рублей, а сметная стоимость строительства горизонтальной скважины для добычи нефти ( проект № 139 ) -1979, 66 тыс. рублей. Сметные стоимости строительства наклонных и вертикальных скважин составляют соответственно - 1514, 05 тыс. рублей и 1172,25 тыс. рублей.

Удорожание проводки горизонтальных скважин для добычи газа по сравнению с наклонными составляет 22.7 %, а по сравнению с вертикальными - 58,5 %. Удорожание же горизонтальных скважин для добычи нефти по сравнению с наклонными и вертикальными составляет соответственно 30,7 % и 68,8 %.

4.3.3. Бурение горизонтальных скважин на Ириновском нефтяном месторождении

Строительство скважин в ПО "Саратовнсфтегаз" на Ириновском месторождении с горизонтальной частью ствола осуществляют обычным стандартным отечественным буровым оборудованием. Конструкция скважины в основном следующая: кондуктор диаметром 324 мм и длиной 100 м; техническая колонна диаметром 245 мм и длиной 560 м; эксплуатационная колонна диаметром 140 мм до проектной глубины. При этом ствол скважины в продуктивной части перекрывают перфорированной трубой без цементирования. Длина ствола по продуктивной части с учетом выхода на горизонталь и собственно горизонтального участка составляет более 200 м. Глубина скважин по вертикали до 650 м. Длина ствола всей скважины немного более 800 м.

Толщина продуктивной части заволжских отложений на месторождении позволяет осуществлять строительство скважин по двум профилям. Первый состоит из участков: вертикального в интервале

глубин 0 - 450 м, наклонно-направленного под промежуточную колонну диаметром 245 мм в интервале 450 - 600 м, резко искривленного в интервале 600 - 640 м и далее условно горизонтального участка под эксплуатационную колонну. По указанному профилю построена скв. 46.

Указанные участки ствола скважины бурят следующей КНБК.

1. Вертикальная часть - о(5ычная, как при бурении всех вертикальных скважин.

2. Искривленная часть: долото 295,3 СЗГВ; турбинный отклони-тель ТО - 240 (с углом перекоса 1°15'); кривой переводник (с углом перекоса 1,5°); установочный переводник устройства ориентирования от-клонителя типа "Зенит"; ЛБТ 129 - 25 м, СБТ - 127 - остальное. Набирается зенитный угол до 12 - 16°. Промежуточную колонну спускают в кровлю заволжских отложений с углублением по стволу 2 м.

3. Выход на горизонталь в продуктивном горизонте осуществляют в три этапа.

3.1. Первый интервал протяженностью не менее 12 м из-под башмака промежуточной колонны. Компоновка: долото 215,9 СЗГВ; калибратор 215,9; двигатель укороченный винтовой Д -172; отклонитель Р - 1 (с углом перекоса 2 -1,5°); переводник с магнитным репером; две свечи СБТ 127,2; две свечи УБТ 178; СБТ 127 остальное.

3.2. Второй интервал набора зенитного угла до 95 - 100°. Компоновка: долото 215,9 СЗГНУ; муфта-калибратор МК-215,9; отклонитель шарнирный ОШ-172 (с углом перекоса 2°45'); переводник с шарнирным соединением; УБТ 146 - 8 м; переводник с магнитным репером и посадочным штырем для датчика ориентатора и инклинометра; ЛБ'Г 129 -три свечи; одна свеча СБТ 127; две свечи УБТ 178; СБТ 127 до устья; переводник кабельный (ПК), который после наращивания спускают в скважину.

3.3. Третий интервал бурения условно горизонтального участка. Компоновка: долото 215,9 СЗГНУ; забойный двигатель Ду -172 со стабилизирующими планками на корпусе диаметром 208 - 212 мм; ЛБТ -девять свечей; УБТ 178 - две свечи; СБТ 127 - остальное.

Если зенитный угол уменьшается, то его можно увеличить следующей компоновкой: долото 215,9 СЗ ГНУ; соединительный переводник; упругий центратор диаметром 220 мм (ЦУ - 195/225); УБТ 146 -1 м; переводник с шарнирным соединением; двигатель Ду -172; ЛБТ 129 - девять свечей; УБТ 178 - две свечи; СБТ 127 - остальное.

Второй профиль отличается от первого лишь тем, что вертикальный участок удлиняется до 550 м. Существующие КНБК позволили сформировать искривленный участок ствола скважины с минимальным радиусом 33 м. В качестве промывочной жидкости. используют обычный, как и для вертикальных скважин, полимер-глинистый буровой раствор плотностью 1,12 - 1,14 г/см3. Крепление ствола скважины

осуществляют но следующей схеме. Колонну диаметром 245 мм спускают на глубину примерно 600 м для перекрытия газового горизонта заволжских отложений аномальностью, превышающей аномальность нефтеносного пласта, т. е. для создания условий снижения плотности бурового раствора и более качественного вскрытия нефтеносного продуктивного горизонта; цементирование проводят в обычном порядке. Эксплуатационную колонну диаметром 140 мм по продуктивной части пласта спускают в перфорированном виде (плотность перфорации 4 отв./м). Ее цементируют от кровли продуктивного горизонта до -устья. Для более надежной изоляции заволжского газового горизонта над перфорированной частью колонны устанавливают заколонный па-кер.

4.4. Опыт и технике - экономическая оценка результатов эксплуатации газовых, газокоцденсатных и нефтяных горизонтальных скважин

Основной объем горизонтального бурения в РАО "Газпром" сосредоточен в трех регионах страны - Оренбургской области (Оренбургское ГКМ), Западной Сибири (Ямбургское и Уренгойское ГКМ) и в Краснодарском крае (Кушевское ПХГ), (табл. 15).

Опыт эксплуатации горизонтальных скважин, пробуренных на месторождениях и ПХГ РАО "Газпром", говорит об их высокой эффективности.

На Оренбургском ГКМ производительность газовых горизонтальных скважин превысила в 10 - 12 раз производительность рядом расположенных вертикальных скважин. Для нефтяных скважин данный показатель находится в пределах 6-14 раз (табл. 16).

Выборочный анализ по пробуренным скважинам Ямбургского и Уренгойского месторождений так же показывает их высокую эффективность (табл 17).

Полученное увеличение производительности горизонтальных скважин достигнуто при значительно меньших депрессиях на вскрытые пласты.

Таблица 15

Состояние работ по строительству горизонтальных скважин на 01.12.95 г.

в том числе в 1995 г.

Предприятие Количество горизонтальных скважин, законченных строительством по состоянию на 01.12.95г. закончено строительством по состоянию на 01.12.95г. находится в бурении по состоянию на 01.12.95г.

Оренбургбургаз 27 14 6

Кубаньгазпром 15 9 2

Тюменбургаз 10 5 2

Астраханьгазпром 1 _ _

ИТОГО: 53 28 10

Таблица 16

Сравнительные эксплуатационные показатели горизонтальных скважин Оренбургского НГКМ

(01.01.96 г.)

№ Л* Номера скважин, Дяши горизонтального Эксгиужаиия Вертикальные «стакины

п / п Дата окончания бурения участка, М 0 тыс.м7 сут Рг МПа Рст МПа № СКВ. Расстояние Рг МП» 0 тьи.»*/ сут

Газовые скважины

1 1ГТ 10.90 г. 432 ы» 4,5 12,1 684 685 500 50 4.7 4.8 12 25

2 2ГТ 07.91 г. 457 245 5,1 16,5 675 657 1000 1250 4,9 4,7 15 20

3 ЗГГ 02.92 г. 525 251 4,6 16,0 675 657 1000 1X50 4,9 4,7 15 20

4 10023 07.92 г. 150 250 5,6 15,5 10049 750 4,9 50

5 10024 02.93 г. 580 220 5,3 15,5 668 125 4,6 120

6 10038 Г 09.94 г. 455 150 6,5 624 623 750 1000 4,5 4,2 15 90

№ № Номер* скважщ, Длина П|ш»в талыюго Эксплуатация Вертикаялые скважины

п / п Дата окончания бурения участка, М О тыс.м1/ сут Рг МПа Рст МПа Л! СКВ. Расстояние Рг МПа д т/сут

Нефтяные скважины

1 533НГ 08.93г. 400 72 3,6 527Н 526Н 125 125 3,8 4,0 5 7

2 155ТГ 12.93г. 448 12 2,0 8,0 158 1000 с уровне 1200 м 12

3 157ТГ 01.94г. 440 150 (3 мм) 4,5 10,2 157 250 5,0 122 (8 мм)

4 751НГ 10.03.94 г. 421 60 6,5 14012 50 6,4 10

5 530НГ 05.94г. 423 40 3,6 526Н 80 4,0 7

6 545НГ 04.94г. 382 27 3,6 7,9 551Н 548 Н 250 250 3,6 3,5 6 5

Таблица 17 Результаты эксплуатации горизонтальных

и наклонно-направленных скважнн

Месторожде ние Номер скважи ны Длина го-ризонтальн ого ствола скважины, метры Тип скважины Вид флюида Дебит скважи ны

1 2 3 4 5 6

Уренгойское 20627 353 Горизонтальная Нефть 74 т / сут

20623 Наклонно-направлен -ная Нефть 27,7 т/сут

20626 Наклонно-направлен -ная Нефть 38,18 т/сут

Увеличение дебита в 2,67 и 1,94 раза соответственно

Ямбургское 13010 120 Горизонтальная Газ 369тыс .м3 сутки

13002 Наклонно-направлен -пая Газ 111тыс .м5 сутки

13001 Наклонно-направлен - ная Газ 195тыс .м3 сутки

Увеличение дебита в 3,35 и 1,89 раза соответственно

Так дебит горизонтальной скважины № 20626 Уренгойского ГКМ, на 8 мм штуцере, превысил производительность наклонно-направленной скважины в 1,94 раза при меньшей в 3 раза депрессии на пласт (соответственно 3,7 и 11,4 Мпа).

Подобная закономерность прослеживается и по скважинам пробуренным на ПХГ.

Дебит горизонтальной скважины № 104 Кущевского ПХГ (длина горизонтального ствола 234 м), в процессе отбора газа, составил 82 тыс. м3/сут, что в 2,4 раза выше среднего показателя взятого по одиннадцати ближайшим вертикальным скважинам (32,3 тыс. м3/сут).

Дебит горизонтальной скважины № 118 того же ПХГ (длина горизонтального ствола 280 м) составили 70 тыс. м3/сут и в 3 раза превысил аналогичные показатели соседних вертикальных скважин.

Сопоставление фактических затрат на бурение показало, что при кратном увеличении дебитов на Оренбургском ГКМ удорожание стоимости строительства горизонтальных скважин по сравнению с вертикальными находится в пределах 58 - 68%, на Уренгойском 37 -46%, Кущевском ПХГ - 60 - 67%.

Согласно имеющихся расчетных данных и прогнозных оценок по отдельным месторождениям и ПХГ общее количество горизонтальных скважин подлежащих строительству до 2000 г., составляет свыше 1200, в том числе более 400 скважин подлежат восстановлению из старого фонда.

Основной объем горизонтального бурения будет сосредоточен на Оренбургском ГКМ, месторождениях Западной Сибири и подземных хранилищах газа находящихся на балансе предприятий "Кубаньгазпром", "Мострансгаз", "Югтрансгаз", "Лентрансгаз".

В качестве основных объектов Оренбургского ГКМ выбраны среднекаменоугольная залежь нефти и нефтяная оторочка филип-повской залежи западного участка, а также ассельская и артинско-сакмарская залежи нефти восточной части ОГКМ.

Суммарные запасы нефти по этим четырем объектам составляют 178,9 млн. тонн.

Технико-экономические расчеты, выполненные ВолгоУралНИ-ПИгазом, показали, что при разработке этих объектов максимальный уровень добычи составит 1640 тыс.т/год при бурении 1157 вертикальных скважин.

При разработке этих объектов наклонными и горизонтальными скважинами уровень добычи составит 2695 тыс.т/год при общем количестве 877 скважин, в т. ч. 574 горизонтальных.

Согласно утвержденной протоколом ЦКР РАО "Газпром" № 3/94 от 22. 02. 94 г. "Технологической схемы разработки..." артин-ско-сакмарскую нефтяную залежь предложено разрабатывать эксплуатационными скважинами с горизонтальным участком в продуктивной

толще в коридоре глубин 1870 - 1920 метров.

При этом общая стоимость строительства комплекса наклонно-направленных и горизонтальных скважин по сравнению с вертикальными скважинами увеличится на 11% при росте дебита на 64%.

Проблемы строительства горизонтальных скважин на ПХГ были рассмотрены в "Технико-экономическом докладе по развитию подземного хранения газа", а также в записке "Перспективы применения горизонтального и наклонно-направленного бурения при создании ПХГ", подготовленных ВНИИГазом.

Указанными документами определены объемы работ на ближайшую перспективу с обоснованием целесообразности строительства горизонтальных скважин на ПХГ, рассмотрены имеющиеся проблемы и пути их решения.

В целом по всем ПХГ за период с 1996 по 2000 г. г. предложено пробурить 181 горизонтальную скважину, в том числе:

на Елманском ПХГ - 10 скв., Сев. - Ставропольском - 75 скв., Кущевском - 60 скв., Карамышенском - 10 скв., Удмуртском - 16 скв., Башкирском (нефтяном) - 5 скв.

В настоящее время принята технологическая схема создания Ку-щевского ПХГ. Строительство горизонтальных скважин ведется согласно "Технико-экономических расчетов эффективности применения горизонтального бурения скважин на подземных хранилищах газа на примере Кущевского ПХГ" и "Коррективов к плану размещения скважин на Кущевском ПХГ" подготовленных ВНИИГАЗом.

"Коррективами..." предусмотрено строительство 13 кустов, включающих 86 горизонтальных скважин, из которых 11 в настоящее время пробурены.

Основная перспектива использования горизонтальных скважин на месторождениях Севера Тюменьской области предполагается для решения следующих вопросов: на Уренгойском ГКМ

для компенсации падения добычи предполагается разбурить и ввести в эксплуатацию Таб - Яхинский участок (газовый отбор 7-10 млрд. м3 в год 50 наклонно-направленных скважин). Использование горизонтальных скважин позволит сократить на 30% эксплуатационный фонд и увеличить период безводной эксплуатации;

при разработке Ен - Яхинской площади для повышения степени дренирования периферийных участков, их общее число составит 15-20 скважин;

на вводимой в разработку Песцовой площади для эффективной разработки нефтяных оторочек валанжинских отложений общее число горизонтальных скважин составит 40 - 50 единиц; на Ямбургском ГКМ

с целью повышения степени отработки периферийной северной и

северо-восточной части целесообразно пробурить 40 горизонтальных скважин.

В связи с подъемом подошвенных вод на Уренгойском, Медвежьем и Ямбургском месторождениях, большую перспективу, в качестве средств восстановления старого фонда скважин, представляет бурение боковых горизонтальных стволов из эксплуатационных колонн.

Основные технические и технологические решения по повышению эффективности разработки месторождений горизонтальными и горизонтально-разветвленными скважинами были реализованы при разработке проекта для Бованенковского газоконденсатного месторождения, выполненного творческим коллективом под руководством и при участии автора.

Эти решения позволили увеличить степень дренирования в три -четыре раза, в результате чего стало возможным сократить фонд скважин в 2,8 - 2,9, а число кустов в 1,5 - 2,8 раза. Это обеспечило существенное сокращение территорий, отводимых под хозяйственную деятельность.

Коэффициент эффективности капитальных вложений в 2 - 2.1 раза выше нормативного. Срок окупаемости капитальных вложений снижается на 1,7 - 1,9 года. Экономия затрат относительно базового варианта (разработка месторождения наклонно-направленными скважинами) составила около 1 млрд. рублей по ценам 1989 года.

Основным объектом разработки Ириновского месторождения является нефтяная залежь заволжского горизонта размером 5,1 х 3,6 км. Залежь пластовая, сводовая, более 80% ее площади подстилается водой. Площадь нефтяной части составляет 8,2 км2. Породы - коллекторы относятся к порово-трещинному типу. Продуктивный пласт заволжского горизонта представлен прослоями светло-серых известняков, крепких, тонкокристаллических, низкопористых, неравномерно-трещиноватых. На отдельных участках залежи встречаются глинистые разновидности. Проницаемые прослои разделены слоями крепких, плотных глинистых известняков. Толщина последних меняегся от 0,3 до 9,3 м. Число проницаемых прослоев колеблется от 1 - 2 на периферии до 11 - в центральной части. Эффективная толщина нефтенасы-щенных прослоев изменяется от 0,6 до 31 м. Общая толщина продуктивного пласта в пределах залежи варьирует от 55 до 80 м, а эффективная нефтенасыщенная толщина - от 40 до 62 м. Средневзвешенная по площади залежи нефтенасыщенная толщина составляет 25 м. Средняя пористость по залежи 12,1%, средняя нефгенасыщенность 65%, коэффициент проницаемости незначителен. Площадь нефтенасыщен-ности в пределах внешнего контура, принятого на абсолютной отметке 562 м, равна 14,5 км2. На месторождении за 1945 - 1953 г. г. пробурено 32 скважины. Высокая степень расчлененности отложений, невыдержанность коллекторов по площади, низкие их параметры свидетель-

ствуют о низкой продуктивности залежи.

В период пробной эксплуатации (1949 - 1953 г. г.) было отобрано 4 тыс. т нефти. Для интенсификации притока в скважинах проводили соляно-кислотные обработки. В результате получено кратковременное увеличение дебитов нефти. С середины 1953 до конца 1986 г. из-за ма-лодебитности скважин месторождение находилось в консервации.

В июле 1986 г. на Ириновском месторождении впервые была закончена бурением скв. 45 с горизонтальным стволом протяженностью 109 м, вскрывшая продуктивный пласт в интервале 582 - 770 м. При исследовании скважины методом установившихся отборов на штуцерах диаметром 2, 3, 4, 5 мм дебит безводной нефти изменялся от 5 до 23 м3/сут при депрессии на пласт от 0,5 до 1,3 МПа. Коэффициент продуктивности составил 15,9 м3/ (сут • МПа). В декабре 1986 г. скважину ввели в эксплуатацию. Текущий дебит ее составляет 8т/ сут, обводненность 7%. С начала эксплуатации из скважины отобрано около 10 тыс. т нефти. Пробуренные к настоящему времени девять горизонтальных скважин по результатам освоения имеют дебиты от 23 до 36 т / сут, в то время как дебиты пробуренных ранее вертикальных скважин составляли 0,03 - 2,3 т/ сут.

Следует отметить, что в первых скважинах отрабатывались технические средства, технологические приемы, что безусловно повлияло на их стоимость. Практически после бурения первых пяти скважин буровая бригада совместно с собственными технологами способна была самостоятельно выполнять проводку четырех скважин. Стоимость первой горизонтальной скважины превысила 600 тыс. руб., а стоимость последних уже приблизилась к стоимости вертикальных скважин и составила около 300 тыс. руб.

Согласно проведенным гидродинамическим расчетам, для разработки залежи вертикальными скважинами потребуется бурение 150 добывающих и 50 нагнетательных скважин. Разработка залежи при этом продлилась бы более 100 лет, конечный коэффициент нефтеизвлечения не превысил 0,25. Расчеты для горизонтальных скважин показали, что наиболее оптимально применять пятиточечную сетку с четырьмя горизонтальными добывающими и одной в центре вертикальной нагнетательной скважинами. Приконтурная зона пласта нефтенасыщенной толщиной менее 15 м разбуривается по редкой сетке вертикальных скважин. При таком размещении скважин и протяженности горизонтальных стволов 200 - 250 м потребуется пробурить около 40 горизонтальных добывающих и 20 вертикальных нагнетательных скважин, т. е. сократить объем эксплуатационного бурения более чем в 2 раза. Разработка залежи по предложенной технологии позволит выработать залежь до утвержденного коэффициента нефтеизвлечения, равного 0,25, и сократить срок разработки месторождения до 70 - 80 лет. Ожидаемый народнохозяйственный эффект от внедрения данной технологии соста-

вит (в ценах 1989 г.) более 100 млн. руб. (табл. 18).

Таблица 18

Технике - экономические показатели разработки Ириновского месторождения вертикальными и горизонтальными скважинами

Показатель Скважины

вертикальные горизонтальные

Коэффициент нефтеизвлечения 0,25 0,34

Накопленная добыча нефти, тыс. т 4470 5593

Число скважин: 200 60

в том числе нагнетательных 50 20

Общий срок разработки месторождения, годы 100 75

Стоимость строительства скважин, тыс. руб. 270 300

Общие затраты, млн. руб.:

на строительства скважин 54 20

на нефтепромысловое строительство 2,5 1,2

Народнохозяйственный эффект, млн. РУб. - 100,0

Для интенсификации добычи нефти планируется широко-маштабное проведение соляно-кислотных обработок, пароциклическое воздействие на призабойную зону добывающих и нагнетательных скважин.

Выполненные экспериментальные исследования на образцах керна и расчеты показывают, что техноко-экономические показатели разработки могут быть значительно улучшены при нагнетании в пласт горячен воды. Конечный коэффициент нефтеизвлечения возрастет при этом до 34 %.

Основные выводы и результаты работ

1. Изменения, происшедшие к настоящему времени в структуре затрат на строительство скважин, снизили эффективность технической политики, ориентированной на повышение коммерческих скоростей бурения, что наряду с массовым вводом малодебитных скважин,

освоением месторождений морского шельфа и других труднодоступных регионов и заповедных зон обусловили необходимость разработки и реализации новой технической политики, ориентированной на снижение удельного объема подготовительных и строймонтажных работ, повышение производительности скважин и их эксплуатационной надежности, применение современных способов интенсификации притоков. В основе новой технической политике лежит развитие бурения наклонно-направленных, горизонтальных и разветвленно-горизонтальных скважин.

2. В результате проведенных теоретических и промысловых исследований, анализа промысловой информации, а также научного обобщения результатов аналитических и экспериментальных исследований, и конструкторских работ разработаны научно-обоснованные технические и технологические решения и создана эффективная технология строительства наклонно-направленных и горизонтальных скважин, обеспечивающая качественную проводку скважин с высокими технико-экономическими показателями и максимальное сохранение их потенциальных добывных возможностей. Технология включает:

методические основы и принципы выбора рациональной конструкции и профиля скважин с учетом геологических и технико-технологических факторов;

принципы выбора конструкции элементов КНБК, обеспечивающие реализацию проектного профиля;

критерии выбора эффективных долот;

волновые принципы повышения эффективности передачи нагрузки на долото при бурении горизонтального участка ствола скважины;

проводку наклонно-направленных скважин методом опережающего ствола;

зависимости для определения основных параметров ствола с учетом фильтрационно-емкостных свойств вскрываемого продуктивного пласта.

3. Впервые аналитически установлены зависимости оптимальной глубины вертикального участха и допустимой величины выхода наклонно-направленного ствола от проектных параметров траектории скважины и технических характеристик обсадных колонн.

4. Методом динамического программирования впервые получена зависимость отклоняющей силы на долоте от геометрических параметров КНБК, обеспечивающая высокую точность расчетов траектории.

5. Основные принципы выбора и проектирования КНБК, обеспечивающие реализацию проектных профилей, заключаются в обеспечении нечувствительности КНБК к колебаниям осевой нагрузки и исключение ограничений на вращающий момент на долоте. Показано,

что наиболее полно этим требованиям отвечают следующие типы КНБК:

для набора и стабилизации угла-жесткие компоновки с отклоняющим устройством или без него соответственно; для снижения угла - маятниковые компоновки.

6. Исследована вписываемость КНБК при бурении наклонного ствола большого диаметра методом опережающего ствола, что позволило обеспечить качественное формирование стволов с большим отклонением забоев и высокими темпами углубления.

7. Разработаны прогрессивные технические средства и технологии, обеспечивающие технико-экономические показатели проводки наклонно-направленных скважин на уровне вертикальных, нашедшие широкое применение в отрасли:

метод бурения опережающего ствола;

метод искривления стволов большого диаметра и технические решения для этого;

применение долот ИСМ при турбинном бурении;

применение роторного способа на участке стабилизации угла;

безориентированный набор и уменьшение угла наклона ствола;

стабилизация направления бурения;

проведение инклинометрии в ЛБТ;

включение в состав КНБК калибраторов по всему стволу;

обработка раствора ПАВ.

8. Показано, что колебания бурильной колонны снижают силы трения и повышают эффективность передачи нагрузки на долото при проводке горизонтального участка скважины эффективнее, чем обработка бурового раствора смазывающими добавками и ввод стеклогра-нул.

Аналитическими исследованиями установлено, что длина зоны распространения крутильных колебаний больше чем продольных колебаний. Определены условия обеспечения уровня нагрузки на долото при крутильных колебаниях, адекватных нагрузкам, достигаемым при вращении колонны ротором.

9. На основе аналитических исследований и обобщения промысловых данных показано, что использование в качестве критерия эффективности долот произведения механической скорости и проходки на долото позволяет произвести выбор долот, адекватный выбору по рейсовой скорости и стоимости 1 м проходки.

10. Разработаны технологические критерии, обеспечивающие успешный спуск обсадных колонн большого диаметра в сильно искривленные стволы с теми же зазорами относительно стенок скважины, которые приняты при бурении глубоких вертикальных скважин.

11. Аналитическими исследованиями показано, что в анизотропном коллекторе увеличение длины горизонтальной части ствола зна-

чительно влияет на суммарный дебит. Большее относительное увеличение дебита получается при разработке пластов малой толщины. Напротив, наклонно-направленные скважины целесообразно бурить при разработке пластов большой толщины.

Увеличение числа горизонтальных стволов повышает дебит. Однако, наибольший относительный прирост дебита наблюдается в случае двухзабойных горизонтальных стволов.

12. Разработаны критерии, позволяющие в каждом конкретном случае с учетом техннко-технологических, геологических и экономических факторов определять целесообразность бурения ГС и основные параметры ее горизонтального ствола.

13. Все результаты аналитических и экспериментальных исследований, конструкторских разработок и научно-обоснованных технологических решений полностью внедрены в промышленность, что позволило осуществлять скоростное и качественное стороительство наклонно-направленных и горизонтальных скважин с большими отклонениями забоев и таким образом решить актуальную проблему современного бурения-повышения эффективности разработки месторождений, расположенных в труднодоступных районах и залежей с трудноизвле-каемыми запасами - провести оценку перспектив морских структур; начать промышленную разработку ряда прибрежных нефтяных месторождений; существенно сократить территории, отводимые под хозяйственную деятельность и достичь сокращения затрат на 1 млрд. рублей в целах 1989 г.

Основные положения диссертации опубликованы в следующих работах:

1. Никитин Б.А. Обзор некоторых исследований неустановившегося движения жидкости при безнапорном и напорном течении. - Труды МИНХиГП им. Губкина. Вып. 73., 1967, с. 37-39.

2. Архипов И.Г., Аронов Ю.А., Безумов В.В., Калинин А.Г., Муха-метзянов Э.А., Никитин Б.А., Филимонов Л.И. Бурение наклонно-направленной скважины с отклонением забоя 2453 м. - НТС Бурение, 1972, № 11, с. 3-6.

3. Калинин А.Г., Беляев В.М., Архипов И.Г., Ароноа Ю.А., Безумов В.В., Голов В.А., Никитин Б.А„ Опыт строительства наклонно- направленных скважин с большими отклонениями забоев в условиях шельфа Северного Сахалина. - Труды ВНИИБТ, 1979, с, 14-26.

4. Никитин Б.А., Аксенов М.Г., Калмыков В.В. Опыт бурения наклонно-направленных скважин долотами большого диаметра в объединении "Сахалиннефть". - НТС Бурение, 1978, №1, с. 12-14.

5. Буслаев В.Ф., Рыбаков Ю.Ф., Гаджиев Н.Г., Никитин Б.А., Езепен-ко В.Н. Опыт бурения наклонно-направленных скважин на нефтяных месторождениях Тимано-Печорской провинции. - НТС Бурение, 1982, № 7, с. 8-9.

6. Аронов Б.А., Аксенов М.Г., Никитин Б.А., Родичев Ю.С.. К вопросу определения оптимальной глубины вертикального участка при креплении наклонных скважин. - Нефтяное хозяйство, 1974, № 5, с. 16-18 .

7. Калинин А.Г., Никитин Б.А., Аксенов М.Г. Бурение наклонных скважин большого диаметра методом проводки опережающих стволов. - Нефтяное хозяйство, 1976, № 5, с. 11-13.

8. Гержберг Ю.М., Чарков В.Д., Никитин Б.А. Исследование работы сложных компоновок низа бурильной колонны методом динамического программирования. - Нефтяное хозяйство, 1982, № 4, с. 21-23.

9. Гержберг Ю.М., Никитин Б.А., Дюсуше С.А., Старцева Т.Г., Скворцов К.И. Способ забуривания нового ствола скважин в заданном направлении. - Авторское свидетельство СССР 10861103. Бюлл. № 14,1984.

10. Гержберг Ю.М., Акопов Э.А., Потоцкий А.И., Никитин Б.А., Авакян Т.Г., Гаджиев Н.С., Захаров Б.И. Компоновка низа бурильной колонны. - Авторское свидетельство СССР 989032. Бюлл. № 2,1983.

И. Киченко Е.А., Юсупов Б.Х., Тронов Ю.А., НикитинБ.А. Опыт отбора керна при вскрытии продуктивного горизонта на нефть. - Труды ВНИИ, вып. 46,1973, с. 106- 115.

12. Никитин Б.А., Мухаметзянов Э.А., Сизов Б.М. Состояние и дальнейшее совершенствование технологии бурения глубоких скважин в объединении "Сахалиннефть". - Труды ВНИИ, вып. 48,1973, с. 35-40.

13. Мухаметзянов Э.А., Сизов Б.М., Никитин Б.А. Совершенствование конструкций глубоких скважин в объединении "Сахалиннефть". -Труды СахалинНИПИнефть, вып. 2,1974, с. 47-49.

14. Сизов Б.М., Мухаметзянов Э.А., Никитин Б.А. К вопросу оптимизации удельного веса бурового раствора на площади Северного Сахалина. - Труды СахалинНИПИнефть, вып. 2,1974, с. 43- 46.

15. Никитин Б.А., Аксенов М.Г., Королев Б.И. К расчету высоты установки нефтяных ванн. - Труды СахалинНИПИнефть, вып. 2, 1974, с. 54-56.

16. Калинин А.Г., Аксенов М.Г., Никитин Б.А. Особенности разработки конструкций наклонно-направленных скважин. - Труды ВНИИБТ, вып. XXXVII, 1976, с. 11-19.

17. Калинин А.Г., Никитин Б.А., Нагаев М.Л., Ершов Р.Н. Оптирди-зация проводки наклонно-направленных скважин роторным способом. - Труды ВНИИЭГАЗпрома, PC Бурение газовых и газоконденсатных скважин, выи. 4,1977, с. 3-10.

18. Никитин Б.А., Рахимов М.А. и др. Опыт бурения скважин алмазными долотами на Усинском Месторождении. - НТС Бурение, ВНИИОЭНГ, № 1, 1977, с. 3-4.

19. Никитин Б.А., Холодилов В.А. Поэтапное поисковое бурение в Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции. - НТС Нефтегазовая геология и геофизика, ВНИИОЭНГ, № 12,1983, с. 4-5.

20. Никитин Б.А., Лузянин Г.С., Зайцев Г.Г. и др. Бурение скважин с горизонтально-направленным стволом как один из методов повышения эффективности разработки залежей с трудноизвлекаемыми запасами. - Нефтяное хозяйство, №11, 1990, с. 17-23.

21. Ибрагимов Р.Х., Леско С., Никитин Б.А., Шевалдин Р.Г., Абдул-лин P.A. Опыт безамбарного, экологически чистого бурения скважин в Западной Сибири. - Нефтяное хозяйство, № 2, 1992, с. 35- 36.

22. Никитин Б.А., Григулецкий В.Г. Перспективы и проблемы строительства наклонно-направленных и горизонтальных скважин. -Нефтяное хозяйство, № 7,1992, с. 6-8.

23. Никитин Б.А., Григулецкий В.Г. Стационарный приток нефти к одиночной горизонтальной скважине в изотропном пласте. -Нефтяное хозяйство, № 8,1992, с. 9-10.

24. Никитин Б.А., Акатьев В.А., Глебов В.А., Шевалдин Р.Г. Состояние и проблемы развития буровых работ на нефть и газ в России. Нефтяное хозяйство, № 9,1992, с. 2-3.

25. Никитин Б.А., Григулецкий В.Г. Стационарный приток нефти к одиночной горизонтальной скважине в анизотропном пласте. - Нефтяное хозяйство, № 10,1992, с. 10-12.

26. Nikitin B.A. Between Rocks and Hard Places. - Oil and Gas of Russia and the Post-Soviet Republics, 1992, vol. 1,№ 2, p. 6-7, 72.

27. Никитин Б.А., Григулецкий В.Г. Перспективы и проблемы использования горизонтальных скважин для увеличения объемов добычи нефти и газа. - Нефть и газ в СНГ, вып. 1,1993, с. 12-16.

28. Никитин Б.А., Перчик А.И. Экономические и правовые аспекты организации проектирования и строительства сооружений континентального шельфа арктических морей России. - Труды Первой Международной конференции "Освоение шельфа арктических морей России" (С.-Петербург, 21-24 сентября 1993 года), Москва, 1994, с. 10-12.

29. Велихов Е.П., Никитин Б.А. Компания "Росшельф" и освоение нефтегазовых месторождений арктического шельфа России. - Труды Первой Международной конференции "Освоение шельфа арктических морей России" (С.-Петербург, 21-24 сентября 1993 года), Москва, 1994, с. 13-15.

30. Никитин Б.А. ГАЗПРОМ и РОСШЕЛЬФ уверенно смотрят в будущее. - Oil and Gas Report, № 51-52,24-31 декабря 1993г., с. 21-23.

*

31. Гержберг Ю.М., Махавкин В.Я., Никитин Б.А., Матвеев Г.И., Авакян Т.Г., Моримонт С.Г. Шарошечные долота. Авторское свидетельство 1079818, бюлл.Ю, 1984.

32. Никитин Б.А., Буслаев В.А., Шейн С.А., Яковлев П.И., НазаровА.В. Разработка газоконденсатных месторождений горизонтальными и горизонтально- разветвленными скважинами. - Газовая промышленность, 1993, № 12, с. 30-31.

33. Григулецкий В.Г., Никитин Б.А. Стационарный приток нефти к одиночной горизонтальной многозабойной скважине в анизотропном пласте. - Нефгяное хозяйство, 1994, № 1, с. 29-30.

34. Никитин Б.А., Григулецкий В.Г.. Стационарный приток нефти к одиночной наклонно-направленной многозабойной скважине в анизотропном пласте. - Нефтяное хозяйство, 1994, № 7, с. 8-10.

35. Никитин Б.А., Гноевых А.Н., Рябоконь A.A., Левшин В.Н., Бабичев A.A. Опыт и перспективы горизонтального бурения. - Газовая промышленность, 1995, № 9, с. 16-19.

36. Калинин А,Г., Никитин Б.А., Солодкий K.M., Повалихин A.C. Профили направленных скважин и компоновки низа бурильных колонн. - Москва, Издательство "Недра", 1995, с. 305.

37. Никитин Б.А., Гноевых А.Н., Рябоконь A.A., Киршин В.И., Потапов А.Г., Юнин Е.К. Некоторые аспекты научно-технического обеспечения строительства горизонтальных скважин. - Газовая промышленность, Серия "Бурение газовых и газоконденсатных скважин", Москва,

38. Калинин А.Г., Никитин Б.А. Повышение газонефтеотдачи продуктивного пласта при бурении горизонтальных и разветвленно-горизонтальных скважин. - Москва, ВНИИОЭНГ, 1595.

39. Никитин Б.А. Состояние и перспективы работ РАО "ГАЗПРОМ" по освоению нефтегазовых ресурсов на российском шельфе. - Тезисы докладов Второй Международной конференции "Освоение шельфа арктических морей России" (Санкт-Петербург, 18-21 сентября 1995 года), Санкт-Петербургский государственный технический университет, 1995, с. 8-9.

40. Велихов Е.П., Никитин Б.А., Ровнин Л.И., Шемраев Г.А. Программа АО "РОСШЕЛЬФ" и РАО "ГАЗПРОМ" освоения арктического шельфа России до 2010 г. - Тезисы докладов Второй Международной конференции "Освоение шельфа арктических морей России" (Санкт-Петербург, 18-21 сентября ¡995 года), Санкт-Петербургский государственный технический университет, 1995, с. 22-24.

1995.