автореферат диссертации по разработке полезных ископаемых, 05.15.10, диссертация на тему:Проектирование и строительство скважин с кустовых площадок на нефтяных месторождениях Западной Сибири

На правах рукописи Для служебного пользования экз. №

БАСТРИКОВ СЕРГЕЙ НИКОЛАЕВИЧ

ПРОЕКТИРОВАНИЕ И СТРОИТЕЛЬСТВО СКВАЖИН С КУСТОВЫХ ПЛОЩАДОК НА НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЯХ ЗАПАДНОЙ СИБИРИ (проблемы, исследования, актуальные решения)

Специальность: 05.15.10 - Бурение скважин

АВТОРЕФЕРАТ диссертации на соискание ученой степени доктора технических наук

"Веююр Бук" Тюмень 2000

Работа выполнена в Сибирском научно-исследовательском инстигу] нефтяной промышленности (СибНИИНП)

Официальные оппоненты: - доктор технических наук,

профессор АЛЕКСЕЕВ Л.А. доктор технических наук,

профессор ВАРТУМЯН Г.Т.

доктор технических наук, профессор ЛУКМАНОВ Р.Р.

Ведущее предприятие:

ОАО «Тюменнефтегаз»

Защита диссертации состоится « 16 » июня 2000 г. в 9.00 часов н заседании диссертационного совета Д 064.07.03 при Тюменско! государственном нефтегазовом университете (ГюмГНГУ) по адресу: 625039,1 Иомень, ул.50 лет Октября, 38.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ТюмГНГУ по адрес} 625000, г. Тюмень, ул. Володарского, 38.

Автореферат разослан « 16 » мая 2000 г. Ученый секретарь диссертационного совета,

доктор технических наук,профессор В.П.ОВЧИННИКОВ

1/11$-1 7.П

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность проблемы. С начала освоения Западно-Сибирского нефтегазового территориально-производственного комплекса пробурено более 130 тыс.скважин с объемом проходки свыше 300 млн.м, введено в разработку 187 месторождений. Народному хозяйству страны поставлено 7,5 млрд.т нефти. Такие темпы развития в крайне сложных географических и климатических условиях Тюменского Севера были бы невозможны без создания и освоения в небывалых в мировой практике масштабах кустового способа разбуривания нефтяных месторождений наклонно направленными скважинами и качественно новых решений технологии их проводки. При этом объем кустового наклонного бурения составляет более 95% от общей проходки. Разбуривание месторождений кустами скважин потребовало принципиально новых организационных и технических решений в строительстве и нефтепромысловом обустройстве, что в совокупности обеспечило рост эффективности и ускорение окупаемости капитальных вложений. Вместе с тем возник ряд технико-технологических и экономических проблем, связанных с качеством выполнения проектных профилей, пересечением стволов бурящихся и ранее пробуренных скважин, прихватами бурильного инструмента, снижением эксплуатационной надежности внутрискважинного оборудования (ВСО). Здесь проявилось противоречивое влияние кустового метода разбуривания месторождений на экономическую эффективность развития нефтедобывающей отрасли. Так, увеличение числа группируемых в один куст скважин обеспечивает снижение удельных затрат на этапах работ по строительству и их обустройству. С другой стороны, неизбежный при этом рост углов наклона скважин снижает их качество, а также надежность работы глубинно-насосного оборудования. Последнее обусловливает рост текущих затрат при эксплуатации, что может свести на нет получаемый эффект на стадии обустройства. Объективные условия освоения новых месторождений на современном этапе обостряют эти противоречия, предопределяют неотложность развития наукоемких технологий для повышения качества строительства скважин с большими отклонениями забоев от вертикали, так как и далее определяющую роль будет играть кустовой метод бурения.

Это связано с продвижением фронта буровых работ на отдаленные от основных баз северные месторождения с усложненными условиями строительства и обустройства скважин, при более глубоком залегании продуктивных пластов. Большая часть их расположена в зонах приоритетного природопользования, в районах проживания коренного населения. Актуальность проблемы требует научного обоснования и практического решения вопросов снижения техногенного воздействия на окружающую природную среду, соблюдения требований к экологической чистоте как на стадии проектных решений, так в процессе строительства и последующей эксплуатации скважин.

Практическому решению указанных проблем и посвящена настоящая работа. Основные ее этапы выполнялись в соответствии с целевыми научно-техническими программами ГКНТ и АН СССР, Миннефтепрома (МНП), в том числе: 0.02.02 «Разработать и внедрить прогрессивные технологии и технические средства, обеспечивающие повышение технико-экономических показателей при строительстве нефтяных и газовых скважин (постановление ГКНТ № 555 от 30.10.85); «Программа научных исследований и разработок по комплексному использованию природных ресурсов и развитию производительных сил Сибири» (программа «Сибирь») (постановление ГКНТ и АН СССР № 385/96 от 13.07.84); «Комплексная программа создания и внедрения организационно-технических автоматизированных систем управления бурением нефтяных скважин (АСУ ОТ УБР) в 1981-1985гг.» (утверждена в МНП 06.03.81); «Программа НИОКР по повышению качества строительства скважин, их надежности, долговечности и организации работ при кустовом разбуривании нефтяных месторождений» (утверждена в МНП 11.03.86).

Цель работы. Повышение качества проектирования и строительства наклонно направленных скважин с кустовых площадок на основе разработки и внедрения наукоемких технологий и организационных мероприятий, обеспечивающих их эксплуатационную надежность и уменьшение техногенного воздействия на окружающую среду.

Основные задачи исследований

1. Критический анализ накопленного опыта и научное обоснование причин снижения качества строительства и эксплуатационной надежности наклонно направленных скважин при кустовом методе разбуривания месторождений.

2.Технико-экономическая оценка влияния зенитных углов и количества скважин на кустовых основаниях на формирование затрат при строительстве и обустройстве.

3. Уточнение требований к параметрам профилей наклонно направленных скважин на основе анализа качества их проектирования и проводки, оценки влияния на эксплуатационную надежность ВСО.

4. Разработка методического подхода к размещению кустовых оснований при проектировании схем разбуривания месторождений горизонтальными скважинами.

5. Исследование, разработка и опытная эксплуатация системы автоматизированного проектирования (САПР) очередности бурения и профилей наклонно направленных скважин и автоматизированной системы управления (АСУ) их искривлением.

6. Научное обоснование, разработка и реализация проектных решений для строительства скважин по экологически малоопасной технологии.

7. Создание базовой методики определения сил сопротивления в наклонном стволе при осевых перемещениях бурильного инструмента для оценки эф-

фективности смазочных сред. Разработка на ее основе и внедрение экологически малоопасных рецептур промывочных жидкостей с высокими смазочными свойствами.

Методы исследований. Методической основой исследований является комплексный подход к решению основных задач работы с использованием экспериментальных, аналитических и статистических методов. Теоретические исследования с применением ЭВМ были проведены при оценке влияния параметров профиля на показатели надежности работы ВСО, разработке САПР очередности бурения и профилей скважин и АСУ их искривлением, анализе и обобщении результатов экспериментальных и промысловых исследований. Экспериментальные и аналитические исследования проведены с применением методов планирования эксперимента и математической статистики, методов факторного анализа и теории распознавания образов. С целью определения достоверности и значимости научных положений диссертации осуществлено широкое промышленное внедрение их результатов, которые явились практическим выходом работы.

Научная новизна

1. Научно обоснован и разработан комплексный подход к оценке технико-экономической эффективности проектирования и строительства скважин с кустовых площадок на нефтяных месторождениях Западной Сибири.

2. На основе обобщения и анализа отечественного и зарубежного опыта разработаны требования к проектированию и производству работ на кустовой площадке для условий строительства скважин по экологически малоопасной технологии.

3. Исследовано влияние пространственного искривления стволов наклонно направленных скважин на эксплуатационную надежность внутрискважинного оборудования. Сформулированы научно-обоснованные требования к параметрам профилей скважин.

4. Впервые для условий разбуривания месторождений Западной Сибири кустовым методом создана научная основа и решены вопросы автоматизации проектирования очередности бурения, профилей скважин и оперативного управления их искривлением.

5. Разработаны методика оценки эффективности влияния смазочных сред на прихватоопасность и силы сопротивления движению бурильного инструмента в стволе наклонной скважины и экспериментальная установка (а.с. № 505789). Научно обоснована, теоретически и экспериментально доказана возможность применения гидрофобизирующих кремнийорганических жидкостей в качестве смазочных добавок к буровым растворам.

6. На основе теоретических и экспериментальных исследований разработаны смазочная композиция (патент РФ № 1738820), способ ее получения (патент РФ № 1737007) и экологически малоопасный буровой раствор (а.с. № 1821489) на основе рыбожировых отходов.

Основные защищаемые положения

1. Комплексный подход к оценке технико-экономической эффективности проектирования и строительства скважин с кустовых площадок.

2. Схемы размещения устьев скважин, технико-технологические и проектные решения для условий одновременного и безопасного ведения работ на кустовой площадке с учетом требований пожарной, промышленной и экологической безопасности.

3. Методика оценки эффективности влияния смазочных сред на прихвато-опасность и безаварийную проводку скважин с большими отклонениями забоев от вертикали.

4. Экологические малоопасные промывочные жидкости на основе гидро-фобизирующей кремнийорганической жидкости, композиции на основе рыбо-жировых отходов в качестве смазочных добавок и технологии их применения.

5. Система проектирования строительства скважин на основе технико-технологических регламентов и авторского надзора за реализацией проектных решений.

Практическая ценность работы

1. Комплексный подход к оценке технико-экономической эффективности строительства скважин с кустовых площадок с учетом минимизации затрат при их строительстве, обустройстве и эксплуатации реализуется при разработке схем кустования месторождений Западной Сибири, в частности такого уникального по своим запасам, как Приобского, расположенного в пойменной зоне р.Обь.

2. САПР очередности бурения и профилей наклонных скважин широко используется при проектировании схем кустования месторождений для оценки технологической возможности бурения скважин с «супер-кустов».

3. Разработаны и широко применяются на практике промывочные жидкости на основе гидрофобизирующих кремнийорганических жидкостей (типа ГКЖ-10) в качестве смазочных добавок, что впервые для условий бурения наклонно направленных скважин в Западной Сибири позволило исключить применение нефти и нефтепродуктов из обработки раствора. Объем бурения с применением ГКЖ только в период с 1978 по 1984 годы составил 23,7 млн.м горных пород или более 9200 скважин.

4. Разработаны рецептура, технология приготовления и применения промывочных жидкостей, содержащих смазочную добавку на основе рыбожиро-вых отходов, общий объем использования которой с 1991 по 1998 годы составил около 500 т при бурении 1365 скважин.

5. Учтенный экономический эффект от внедрения результатов работы составил около 15,0 млн.деноминированных рублей.

6. Разработаны и реализованы при проектировании и строительстве скважин следующие технико-технологические регламенты, руководящие документы и инструкции:

- инструкция по добавлению ПАВ в глинистые растворы. - Тюмень, Сиб-НИИНП, 1976;

- временная инструкция по применению ГКЖ-10 для обработки естественных глинистых растворов на месторождениях Западной Сибири. - Тюмень, СибНИИНП, 1977;

- руководство программиста. Программа выбора направления движения бурового станка, определения очередности бурения скважин в кусте и составления план-программ на разбуривание куста и проводку скважин. - Тюмень, СибНИИНП, 1982;

- технологические регламенты на проектирование и строительство нефтяных скважин (наклонно направленное бурение). - Тюмень, СибНИИНП, 1983;

- СТО 51.00.010-83. Комплексная система управления качеством продукции. Контроль качества строительства скважин. - Тюмень, СибНИИНП, 1983;

- РД 39-0148070-6.027-86. Инструкция по бурению наклонных скважин с кустовых площадок на нефтяных месторождениях Западной Сибири. - Тюмень, СибНИИНП, 1986; то же с Изменением № 1, 1990.

- СТО 51.00.018-84. Правила эксплуатации шпинделя-отклонителя Ш01-195. - Тюмень, СибНИИНП, 1984;

- инструкция инженера-технолога и оператора ЭВМ. Автоматизированная система управления искривлением скважин «Оператор». - Тюмень, СибНИИНП, 1987;

- технологические регламенты на проектирование и строительство скважин на месторождениях Главтюменнефтегаза (наклонно направленное бурение). -Тюмень, СибНИИНП, 1989;

- РД 39Р-0148463-0026-90. Инструкция по технологии бурения наклонно направленных скважин турбобуром диаметром 172 мм. - Тюмень, СибНИИНП, 1989;

- РД 39-0148070-0001-91. Инструкция по применению смазочной добавки на основе рыбожировых отходов при бурении скважин в Западной Сибири. - Тюмень, СибНИИНП, 1991;

- технологические регламенты на проектирование и строительство горизонтальных скважин на Самотлорском месторождении. - Тюмень, СибНИИНП, Нижневартовское УБР № 3,1991;

- инструкция по рекультивации шламовых амбаров и участков, загрязненных нефтью и нефтепродуктами при строительстве скважин, с помощью бакпрепа-рата «Путидойл». - Тюмень, СибНИИНП, 1992;

- техническое задание ТЗ 39-0148070-003/5-94. Технология экологически малоопасного бурения скважин без использования земляных шламовых амбаров на месторождениях Западной Сибири. - Тюмень, СибНИИНП, 1994;

- РД 39-0148070-003/8-95. Временный регламент производства подготовительных работ и сооружения кустовых оснований для опытно-промышленного бурения скважин Приобского месторождения. - Тюмень-Нефтеюганск, СибНИИНП, 1995;

- РД 39-0148070-003/7-95. Охрана окружающей природной среды при строительстве скважин на месторождениях АООТ «Юганскнефтегаз». - Тюмень-Нефтеюганск, СибНИИНП, 1995;

- РД 39-0148070-003/1-96. Регламент производства буровых работ по экологически безопасной технологии бурения скважин при пониженном гидростатическом давлении (ПГД) на месторождениях АООТ «Юганскнефтегаз». - Тюмень-Нефтеюганск, СибНИИНП, 1996;

- технологические регламенты на проектирование и строительство скважин на Ем-Еговском, Каменном и Талинском месторождениях ОАО «Кондпетролеум» (Наклонно направленное бурение. Углубление скважин. Буровые растворы. Охрана окружающей среды). - Тюмень-Нягань, СибНИИНП, 1997;

- РД 39-0148070-7/12-97. Технико-технологический регламент на бурение горизонтальных скважин с использованием приобретенного по импорту оборудования на месторождениях ОАО «Юганскнефтегаз»». - Тюмень-Нефтеюганск, СибНИИНП, 1997;

- РД 39-0148070-003/2-98. Технические требования на монтаж буровых установок, применяемых на предприятиях ОАО «Юганскнефтегаз». - Тюмень-Нефтеюганск, 1998;

- РД 39-0148070-007.1-2000. Макет рабочего проекта на строительство скважин на нефть и газ. - Тюмень, СибНИИНП, 2000.

Апробация работы

Основные положения и результаты диссертационной работы докладывались и обсуждались на Всесоюзных координационных совещаниях по наклонно направленному бурению (г.Москва, 1978, 1979гг.; г.Ивано-Франковск, 1980г.; г.Пермь, 1981г.), на научно-технических советах по выполнению «Комплексной программы создания и внедрения организационно-технических АСУ ОТ УБР» (г.Краснодар, 1983-1985гг.), Всесоюзных школах-семинарах по применению математических методов в бурении и нефтедобыче (г.Геленджик, 1986, 1988гг.), Международной научной конференции «Геология и разработка нефтяных и газовых месторождений (г.Тюмень, 1997г.), научно-технической конференции (г.Геленджик, 1996г.), Тюменской областной научно-технической конференции (г.Тюмень, 1997г.), научно-практической конференции «Состояние, проблемы, основные направления развития нефтяной промышленности в XXI веке», посвященной 25-летию СибНИИНП (г.Тюмень, 2000г.), научно-технических советах Главтюменнефтегаза, производственных объединений, заседаниях секции бурения Ученого совета СибНИИНП при защите отчетов по научно-исследовательской и хоздоговорной тематике.

Конкурсная работа «Разработка и внедрение в Западной Сибири системы автоматизированного проектирования строительства наклонных скважин», выполненная совместно с Шешуковой Г.Н., удостоена премии Тюменского комсомола в области науки и техники за 1981 год.

Исходный материал и личный вклад. В диссертационную работу вошли результаты теоретических, экспериментальных и промысловых исследований, выполненных при непосредственном участии автора или под его руководством в СибНИИНП. За этот период автор был руководителем более 40 научно-исследовательских тем, заказов-нарядов и договоров, объединенных единой задачей повышения качества проектирования и строительства скважин на месторождениях Западной Сибири.

Публикации. Основное содержание диссертации опубликовано в 53 печатных работах, включая 4 тематических обзора, 41 статью, 5 тезисов докладов, 2 патента РФ и 2 авторских свидетельства на изобретения.

Объем и структура работы. Диссертационная работа состоит из введения, 5 разделов, основных выводов и рекомендаций, изложенных на З'/О страницах машинописного текста, содержит 25 рисунков, 39 таблиц, список литературы из 153 наименований и приложения.

В работе использованы положения и выводы, полученные совместно со специалистами Главтюменнефтегаза, производственных предприятий Сургутнефтегаз, Юганскнефтегаз, Ноябрьскнефтегаз, Нижневартовскнефтегаз, ассоциации Тюменнефтегаз, ДОМНГ, ТЭРМ, ЗапСибНИГНИ, СургутНИПИнефть, Гипротюменнефтегаз, ТюменьНИИгипрогаз,

АзИНЕФТЕХИМ, ВНИИБТ, ГНИИХТЭОС, СибрыбНИИпроект.

Автор провел ряд теоретических, экспериментальных и промысловых исследований с Багаутдиновым Р.Х., Козубовским А.И., Казьминым A.B., Сидоровым A.A., Миллер М.Г., Зариповым С.З., Сафиуллиным М.Н., Хано-вым K.M., Балуевым A.A., Лушпеевой O.A., Шешуковой Г.Н., Аргентов-ской Т.Г., Кошелевым А.Т., Возмителем В.М., Куртековым A.B., Сорокиным О.В., Юшковым Ю.С., Кваше A.A., Штолем В.Ф., Симоновым В.Ф, Ев-стратовым В.Н., Огородним М.Д.

На различных этапах выполнения работы большую помощь оказывали профессора, доктора технических наук Калинин А.Г., Кошелев А.Т., Шари-пов А.У., старшие научные сотрудники, кандидаты технических наук Муллага-лиев Р.Т., Михеев B.JL, инженер Мельницер З.П., специалисты производственных предприятий Кикоть А.И., Краснов Б.И., Токарев B.C., Некрасов Д.А., Суфьянов Р.Х., Кузьмин H.H., которым автор глубоко благодарен.

Особую признательность и искреннюю благодарность автор выражает своему учителю доктору технических наук Сушону Леониду Яковлевичу, ученым-коллегам Емельянову Павлу Васильевичу, Добрянскому Виталию Григорьевичу.

Автор посвящает эту работу светлой памяти специалистов-буровиков, ученых и производственников, с которыми ему посчастливилось вместе работать. Это Сушон Леонид Яковлевич, Сафиуллин Мидхат Назифуллич, Мулла-галиев Рашит Тагирович, Белов Владимир Ильич, Карпов Валентин Мартыно-

вич, Крист Марат Оттович, Богопольский Алексей Иванович, Зарипов Самир-зян Зарипович, Казьмин Анатолий Васильевич, Токарев Виктор Сергеевич, Сорокин Олег Викторович, Биишев Асгат Гибатович, Мельцер Моисей Семенович, Юшков Юрий Степанович.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении обоснована актуальность диссертационной работы, определены ее цель и задачи, приведены основные результаты и сформулированы научные положения, выносимые на защиту.

В первом разделе на основе анализа качества проводки наклонно направленных скважин с кустовых площадок на нефтяных месторождениях Западной Сибири, состояния проектирования профилей и реализации их на практике, теоретических исследований влияния параметров профилей на эксплуатационную надежность внутрискважинного оборудования (ВСО) технико-экономической оценки строительства скважин определены основные направления повышения эффективности разбуривания месторождений кустовым методом.

Установлено, что качество строительства наклонных скважин в значительной степени определяется конфигурацией профиля скважин.

Профиль кустовых наклонных скважин в условиях Западной Сибири должен обеспечить эксплуатацию залежей нефти с применением методов, предусмотренных технологическими схемами разработки, спуск и подъем необходимых приборов и подземного оборудования, успешную проводку и качественное крепление скважин.

При бурении первых наклонных скважин в Западной Сибири был принят проектный профиль, состоящий из трех участков: вертикального, набора угла и наклонного прямолинейного. Данный профиль обеспечивает достижение проектной точки пласта при минимальных значениях зенитного угла, длины ствола, с минимальными его перегибами. Однако, при реализации профиля встретились большие трудности. Прежде всего, из-за отсутствия эффективных стабилизирующих устройств вместо наклонно-прямолинейного участка на практике был получен участок снижения угла, из-за чего приходилось набирать зенитный угол значительно больше расчетного. В дальнейшем благодаря творческим усилиям научных работников и технологов буровых предприятий создана технология и техника стабилизации кривизны. Но в связи с тем, что в нижних интервалах при бурении со стабилизатором увеличивается опасность прихватов инструмента, участок стабилизации был ограничен до глубины 1500 м по вертикали. Полученный четырехинтервальный профиль стал применяться повсеместно. Совместно со службами добычи нефти выработаны ограничения по интенсивности искривления скважин, которые отражены в РД 39-2-171-79. Установлено, что интенсивность искривления в интервале набора кривизны не

должна превышать 1,5° на 10 м, интервале установки глубинно-насосного оборудования - не более 3,0° на 100 м.

В результате анализа фактических данных по пробуренным скважинам в Главтюменнефтегазе (таблица 1) установлено, что основной объем скважин на месторождениях Западной Сибири (82%) имеют максимальные зенитные углы до 20 - 25° и отклонения от вертикали 300 - 900 м. По данным отдела техники и технологии добычи нефти СибНИИНП при этих зенитных углах значения межремонтных периодов (МРП) электроцентробежных (ЭЦН), штанговых глубинных насосов (ШГН) и удельные расходы газа при газлифтной эксплуатации незначительно отличаются от аналогичных показателей в вертикальных скважинах, т.е. сохраняются условия надежной эксплуатации внутрискважинного оборудования.

Таблица 1 - Данные по скважинам

Наименование показателя Отклонение забоя от вертикали, м

вертикальные 300 300600 600900 9001200 1200

Количество наклонно направленных скважин, процент 4 12 41 25 15 3

Максимальные зенитные углы, град 12 20 25 35 40

Интенсивность искривления, град/10 м По данным протоколов центральных комиссий объединений число скважин с превышением допустимой интенсивности составляет не более 2-3% от общего числа наклонных скважин

По нашему мнению на увеличение продолжительности межремонтного периода работы скважин наиболее существенно влияет интенсивность искривления ствола в интервале набора зенитного угла. Подтверждением этому являются результаты теоретических исследований, выполненные совместно с Кваше А.А. (ВНИИБТ). Для оценки влияния параметров профиля на надежность эксплуатации штанговыми насосами были проведены теоретические исследования при различных вариантах профилей наклонно направленных скважин. Указанные варианты профилей отличались глубиной зарезки, интенсивностью искривления, отклонением забоев от вертикали, максимальным значением зенитного угла в интервале установки внутрискважинного оборудования. Рассмотрены как трехинтервальные профили со стабилизацией, малоинтенсивным уменьшением зенитного угла, так и четырехинтервальные. Интенсивность

искривления ствола изменялась от 1,0 до 2,5° на 10 м, глубины зарезки - от 100 до 1000 м, отклонения забоя от вертикали - от 300 до 1000 м. Результаты приведены на рисунках 1 и 2.

Установлено что, имеется максимум прижимающих усилий, которому соответствует самый опасный с точки зрения износа штанг участок профиля, расположенный в начале интервала увеличения зенитного угла. Прижимающие усилия на этом участке значительно зависят от интенсивности искривления и глубины зарезки. Тип профиля, отклонение скважины от вертикали, максимальное значение зенитного угла практически не влияют на напряжение в штангах на опасном участке. Подтверждением этого послужили результаты обработки данных по 1400 эксплуатационным скважинам Федоровского и Быст-ринского месторождений, полученные совместно с Кошелевым А.Т. и Возми-телем В.М. Оценено влияние азимутального искривления на интенсивность снижения показателей надежности оборудования, а также совместное влияние искривления стволов наклонных скважин в зенитной и азимутальной плоскостях на указанные показатели надежности ВСО, т.е. их зависимость от пространственного искривления стволов наклонно направленных скважин.

Для проведения исследований использовались следующие промысловые данные: максимальный зенитный угол (а), максимальная пространственная интенсивность искривления стволов скважин (у*) в интервале транспортировки, а также в интервале работы оборудования, кроме того, раздельно интенсивность искривления стволов эксплуатационных скважин в зенитной (а*) и азимутальной плоскостях (Р*). Указанные параметры профиля скважин на данных интервалах (их максимальные значения) выбирались частично из модифицированной базы данных банка «Забой» (по зенитному искривлению ствола скважин), остальные определялись с помощью ЭВМ на основе данных пространственных координат (X, У, 2'.), взятых через интервалы 10 м по всему стволу скважин.

Так как дискретность отсчетов пространственного положения стволов скважин (Хь Уь Ъ^) осуществлялась через 10 м, но с использованием трех их значений, взятых через интервал 1 м, это позволило точно рассчитывать траектории стволов скважин с указанной дискретностью и определять приращение по пространственным координатам первого и второго порядка (Д(1)Х; Д(2)Х; Д(1)У; Д(2)У; Д(1)г; Д(2)г), а также интенсивность пространственного искривления стволов эксплуатационных скважин (у*) и темп изменения интенсивности их пространственного искривления (у").

Рисунок 1 - Зависимость растягивающих (Т) и прижимающих (Р) усилий, действующих на колонну штанг, от величины максимального зенитного угла (<£) в интервале набора кривизны при интенсивности искривления 1,5° на 10м

Т,кН Р

45 40 35 • 30 25 20 15 • 10

200180 160 140

120 100 ВО 6040 20

"7"

- Т.....

-О 2

"1..........!

О....Л.

—|-1->-1---1-1-г—*, град.

О 0 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50

1- интенсивность искривления 1,0" на 10м; 2- интенсивность искривления 1,5; на 10м; 3-интенсивность искривления 2,0 на Юм; 4-интенсивность искривления 2,5 на Юм.

- (Т); -о- - (Р)._

Рисунок 2 - Зависимость растягивающих (Т) и прижимающих (Р) усилий, действующих на колонну штанг, от величины максимального зенитного угла ( ^ ) в интервале набора кривизны при глубине зарезки 100м

В представительную выборку промысловых данных были включены материалы по скважинам в интервале транспортировки оборудования с максимальными зенитными углами до 40° включительно, с максимальными интен-сивностями пространственного искривления ствола скважин до 4°/10 м, интен-сивностями искривления в зенитной плоскости до 5°/10 м, в азимутальной плоскости до 10°/10 м.

Для повышения достоверности определяемых зависимостей в интервалах установки и транспортировки внутрискважинного оборудования, использовалась цифровая обработка информации со скользящим «окном» Хэмминга дополнительно с рекурсивной процедурой обработки информации. Указанный метод цифровой фильтрации позволяет достоверно определять явный вид детерминированных зависимостей в отличие, например, от метода, основанного на распознавании образа, где устанавливаются граничные области с довольно широкой зоной «неопределенности» принадлежности объекта к заданному классу.

В результате исследований установлено, что снижение межремонтного периода ВСО наиболее значимо, если последнее транспортируется или эксплуатируется в скважинах, имеющих резкие перегибы стволов на указанных интервалах.

Для оценки наличия перегибов стволов скважин дополнительно введен показатель, характеризующий степень изменения интенсивности пространственного искривления стволов скважин (Vj). Определение его сводится к вычислению первой производной от величины интенсивности искривления ствола по пространственной координате на отдельном участке ствола, т.е. к вычислению разности первого порядка от интенсивности пространственного искривления ствола на анализируемом участке.

Результаты обработки фактических данных показали, что область интенсивного снижения МРП в интервалах установки ВСО наблюдается при j > 0,4°/10 м и Vj > 1,5+2°/10 м, а в интервалах транспортировки оборудования, соответственно, j > 2710 м и Vj > 0,5710 м.

Анализ результатов обработки фактических данных по ликвидированным из-за нарушения допустимой интенсивности пространственного искривления 44 скважинам Быстринского месторождения показал, что преобладающее влияние на отказ внутрискважинного оборудования из параметров профиля оказывает не величина зенитного угла, а степень изменения интенсивности искривления ствола наклонной скважины. Так, для ЭЦН влияние ее на МРП работы оборудования в 26 раз больше, для ШГН - в 10,7 раз больше, чем влияние величины зенитного угла. Причем, из всех ликвидированных скважин 55% имели зенитные углы менее 20°, 20 % - от 20° до 30° и 25 % - более 30°.

В результате проведенных исследований было разработано и утверждено изменение №1 к РД 39-0148070-6.027-86 «Инструкция по бурению наклонных скважин с кустовых площадок на месторождениях Западной Сибири», опреде-

лены предельно-допустимые значения пространственного искривления стволов наклонных скважин по интервалам профиля, даны рекомендации по проектированию схем разбуривания месторождений из условия экономической целесообразности.

Установлено, что при проектировании схем кустования отклонения забоев скважин от вертикали должны приниматься исходя из максимально допустимого зенитного угла, с учетом глубины залегания по вертикали объекта разработки. Очевидно, что уменьшение величины зенитного угла в условиях конкретного месторождения приведет к уменьшению максимально допустимого отклонения забоев скважин от вертикали, и соответственно, снижению числа группируемых в один куст скважин. При этом весьма важно экономически оценить влияние снижения величины зенитного угла на уровень затрат по строительству и обустройству скважин, как в условиях одновременного разбуривания одного, так и нескольких объектов разработки.

Исследования проведены совместно с Сафиуллиным М.Н., Хановым K.M. и Плясуновым А.И. для 16 вариантов схем кустования При этом приняты следующие исходные условия:

- максимальные углы наклона скважин от вертикали - 10, 15, 20 и 25 градусов;

- число разрабатываемых продуктивных пластов - от одного до четырех;

- глубина залегания верхнего продуктивного пласта 2400 м, а последующих пластов увеличивается с интервалом через 50 м;

- плотность сетки разбуривания месторождения - 25 га/скв. для всех четырех объектов разработки;

- размещение скважин на месторождении по равномерной квадратной сетке совпадающей в плане для всех объектов;

- профиль ствола скважин - трехинтервальный;

- зенитные углы по стволу скважин, а также максимальные отклонения забоев от вертикали принимаются по верхнему пласту;

- набор зенитного угла производится с глубины 100 м;

- дебит новых скважин по жидкости - 60 т/сут.;

- четвертая часть из общего числа скважин в кусте - нагнетательные.

По заданным зенитным углам и глубине залегания продуктивных пластов определены максимальные отклонения забоев скважин от вертикали и число группируемых скважин в один куст (рисунок 3). При этом место расположения кустовой площадки принималось в 3-х вариантах: на одной из скважино-точек; в центре сетки скважин и между двумя смежными скважинами. На основе оценки всех возможных вариантов расположения площадок определены величины отклонений забоев всех скважин в кусте, их глубины и объемы бурения по каждому варианту. Число скважин в кусте определено как среднее по вариантам. Определено, что с ростом зенитного угла и отклонений забоев скважин от вертикали удельная стоимость строительства и обустройства одной скважины снижается.

200 400 600 800 1Q0Ü1100 «О. т № IBS Максимальное отклонение, м

Количество скважин в куста вариант I - А вариант 11-4 вариант III -12; вариант (V -16.

Количество скважин в кусте вариант I - 1 вариант II - 5 вариант III - 9 вариант IV-21

Количество скважин в кусте: вариант! - 2; вариант И - 6; вариант III- 8; вариант1\/- 16.

- вариант I ( U = 10' ■ - вариант II ( •i = 15'

вариант III (<U =20°); вариант IV ( «-¿ = 25*).

Рисунок 3 - Максимальная величина отклонений забоев и среднее

количество скважин в кусте при заданных зенитных углах

При двух, трех и четырех одновременно разрабатываемых объектах в один куст могут быть сгруппированы 24 скважины, максимальный зенитный угол по стволу которых составляет около 20 градусов и менее. При увеличении числа разрабатываемых объектов удельная стоимость строительства и обустройства одной скважины снижается и чем больше объектов разбуриваются одновременно, тем меньше стоимость одной построенной скважины по сравнению со стоимостью ее на однопластовом месторождении. Так, при величине зенитного угла 10 градусов стоимость одной построенной скважины снижается на 28,1; 37,3 и 42,6% в случаях двух, трех и четырех объектов, соответственно, по сравнению с вариантом, где один объект разработки.

Это объясняется тем, что при сопоставимых зенитных углах на месторождениях с большим числом объектов группируется в один куст большее число скважин. В соответствии с этим, удельные затраты по статьям на подготовительные работы к бурению, на вышкостроение и на все линейные сооружения снижаются.

Проведены исследования по определению оптимального количества скважин в кусте в зависимости от затрат на строительство и обустройство скважин для объектов разработки с глубинами по вертикали от 2000 до 2600 м с

с интервалом глубин через 100 м и группировании в один куст от 8 до 40 скважин. Глубины скважин по наклонному стволу определены при следующих сетках разбуривания месторождений: 400x400 м, 450x450 м, 500x500 м. Причем, при расчетах вариантов схем кустования максимальные величины отклонения забоев скважин от вертикали не регламентировались, чтобы не ограничивать пределы возможных величин куста по сопоставимым вариантам и получения корректных оценок.

Определено, что в результате укрупнения размеров куста, при прочих равных условиях строительства, происходит увеличение величины отклонений забоев скважин от вертикали. Однако, последнее вызывает усложнение технологии бурения: возрастает число скважин, в которых производится корректировка углов и азимутальных параметров наклонной скважины, осуществляется перебуривание ствола в отдельных интервалах глубин; часть скважин не попадает в круг допуска; происходят пересечения стволов; повышается вероятность осложнений и аварий в процессе бурения. Все эти факторы вызывают рост затрат времени на проводку скважины, снижают коммерческую скорость бурения, следовательно, обусловливают соответствующий рост стоимости ее строительства. Учет всех факторов в оценке стоимости строительства при различных размерах куста обеспечивается на основе сметной стоимости 1 м, с разбивкой затрат на зависящие от времени и от метра проходки. При этом затраты, зависящие от времени корректируются с учетом коэффициентов, отражающих изменение коммерческой скорости бурения, а затраты, зависящие от метра проходки корректируются на коэффициенты глубины. Таким образом, в затратах на строительство скважин по вариантам находят отражение усложнения технологии бурения, поскольку, коммерческие скорости бурения рассчитываются с учетом их изменения при укрупнении размеров куста.

Как видно из таблицы 2, для всех вариантов глубин скважин по вертикали и величин кустов, при различных геологических сетках разбуривания месторождений минимальные затраты на строительство и нефтепромысловое обустройство достигаются при группировании в один куст 24 скважин. Интерполяция затрат от оптимального варианта к вариантам с большим и меньшим числом скважин в кусте показывает, что темп изменения их от этого варианта не одинаковый. При всех глубинах скважин ближе к оптимальному находятся варианты с большим числом скважин в кусте, когда высокая плотность сетки бурения скважин.

С разряжением сетки разбуривания меньшая разность в затратах против оптимального варианта достигается при меньшей величине куста. Это объясняется тем, что при большой доле затрат на бурение редкая сетка разбуривания вызывает рост объемов и затрат на бурение, следовательно, рост величин куста становится экономически менее целесообразным. Поэтому, можно утверждать, что оптимальная величина куста может находиться и между этими смежными вариантами и поэтому оценка его дается возможной интервальной величиной.

Таблица 2 - Удельные затраты на строительство и обустройство одной скважины в кусте, тыс.руб. (в ценах 1984г.)

Глубина скважины по вертикали, м Сетка разбури-вания, м х м Удельные затраты, тыс.руб.

Количество скважин в кусте

8 16 24 32 40

2400 400 х 400 328,6 302,6 296,5 300,1 303,8

450x450 329,0 303,8 299,7 304,6 309,7

500 х 500 332,5 308,6 306,0 312,3 318,9

2500 400 х 400 341,2 315,4 309,4 313,7 316,4

450x450 341,7 317,3 312,6 316,7 320,6

500 х 500 345,3 321,5 318,4 324,2 329,0

2600 400x400 354,9 328,1 321,7 324,8 327,1

450x450 354,1 327,9 322,9 327,7 332,0

500 х 500 356,2 331,6 328,9 334,5 340,9

Вместе с тем очевидно, что в один куст может быть сгруппировано большее число скважин при соблюдении регламентированных отклонений их забоев, если на месторождении разбуриваются два и более продуктивных пласта и геологическая сетка их разработки в плане совпадает.

По результатам исследований установлено, что с учетом достигнутого уровня развития техники и технологии бурения имеются возможности для снижения удельных капитальных затрат на строительство и обустройство скважин в результате оптимизации величины кустов. С учетом минимальной величины затрат на строительство и обустройство скважин в кустах на большинстве нефтяных месторождений Западной Сибири оптимальное число группируемых в один куст скважин может составить до 24. С целью обеспечения экономичности проектных решений при разработке схем кустования скважин, следует учитывать все внешние инженерно-технологические и горногеологические условия строительства и бурения, исходные и нормативные показатели, отражающие фактический уровень развития производства, а также затраты в процессе эксплуатации месторождения.

Комплексный подход к оценке строительства скважин кустовым методом с учетом затрат на бурение, обустройство и эксплуатацию был реализован на практике при проектировании схем кустования Приобского месторождения и при планировании показателей добычи нефти в ПО «Ноябрьскнефтегаз» и «Красноленинскнефтегаз».

Опыт бурения и последующей эксплуатации первых в Западной Сибири скважин с горизонтальным окончанием стволов в продуктивных пластах (далее горизонтальные скважины (ГС) показал, что только создание системы разработки месторождений данными скважинами позволяет оценить реальную ее эффективность. На Федоровском месторождении ОАО «Сургутнефтегаз» схе-

ма разработки горизонтальными скважинами реализуется на практике (разработчики - ТО «СургутНИПИнефть», НГДУ «Федоровскнефть», ОАО «СибНИ-ИНП»), Отличительной особенностью рассматриваемой технологической схемы Федоровского месторождения (пласты АС^) является наличие скважин с пространственным искривлением стволов. В связи с этим проектный профиль должен быть рассчитан таким образом, чтобы текущий радиус искривления обеспечивал:

- нормальное прохождение различных компоновок бурильного инструмента и обсадных колонн;

- возможность спуска приборов при эксплуатации;

- надежную эксплуатацию глубинно-насосного оборудования.

Допустимая интенсивность пространственного искривления ствола скважины на интервале набора и корректирования параметров кривизны не должна превышать 2° на 10 м, по зенитному углу - не более 1,5° на 10 м длины ствола.

Опыт бурения первых горизонтальных скважин на Восточно-Сургутском, Лянторском и Федоровском месторождениях позволил рекомендовать для реализации рассматриваемой технологической схемы горизонтальные скважины с большим радиусом искривления. Бурение подобных скважин осуществимо с применением отечественных технологических средств.

На основании теоретических исследований, обобщения опыта проектирования и строительства ГС, с учетом требований к выполнению условий надежной эксплуатации ВСО предложен методический подход к размещению кустовых площадок для бурения ГС. Совместно с Емельяновым П.В. и Биишевым А.Г. проведены исследования по определению поля допуска смещения площадок, если этого требуют условия местности. В последнем случае были установлены ограничения на величину вертикального участка ствола и интенсивность изменения зенитного угла на участке первого интервала увеличения угла, максимального зенитного угла на участке стабилизации, глубину (по вертикали) конца участка стабилизации, а также определены глубина (по вертикали), азимутальное направление горизонтального участка, отклонение от вертикали в начальной точке этого участка, допустимая пространственная интенсивность (¡о) искривления ствола на участке выхода его на горизонтальное направление.

Приняты следующие допущения:

- интенсивность изменения зенитного угла на участке пространственного искривления ствола перед выходом на горизонталь зафиксирована;

- интенсивность пространственного искривления на указанном участке определяется по формуле:

где ¡о - допустимая интенсивность пространственного искривления, град/10 м; ¡а - заданная интенсивность изменения зенитного угла, град/Юм; ^ - допустимая интенсивность изменения азимута при заданных значениях 1о и ¡а.

(1)

Установлены следующие требования:

- зенитный угол не может иметь отрицательные значения;

- максимальная величина изменения азимута на участке пространственного искривления не превышает 90°.

Эти требования необходимы для исключения осложнений при бурении скважин (повышенное желобообразование и связанные с этим затяжки и посадки инструмента при спуско-подъемных операциях (СПО) и трудности при спуске обсадных колонн). Полученные в результате исследований поля допуска перемещения кустовых площадок приняты для практической реализации при бурении скважин в НГДУ «Федоровскнефть».

Для проектирования профилей ГС обычного типа разработаны номограммы, которые вместе с примерами расчета приведены в работе.

Результаты исследований использованы при разработке технологической схемы разбуривания Восточно-Моховой площади Федоровского месторождения горизонтальными скважинами.

Во втором разделе на основе анализа причин пересечений стволов наклонно направленных скважин, бурящихся с кустовых площадок, обоснована необходимость и рассмотрены вопросы разработки и внедрения системы автоматизированного проектирования (САПР) очередности бурения и профилей скважин.

Увеличение количества скважин, бурящихся с одной кустовой площадки, сгущение сетки разработки месторождений с одной стороны и привлечение к проектированию не имеющих достаточного опыта технологов с другой повышают сложность работ по выбору оптимального направления движения бурового станка (НДС), определению очередности бурения и глубин зарезки наклонных стволов, что влечет за собой пересечение бурящихся и ранее пробуренных скважин.

С 1970 по 1985 годы при бурении скважин произошло 70 пересечений стволов бурящихся и ранее пробуренных скважин.

Основная причина пересечений стволов (70%) - неправильное проектирование очередности бурения и глубин забуривания наклонных стволов, усугубляемое ошибками технологов при ориентировании отклонителя в интервале набора зенитного угла под кондуктор. Этот вывод подтверждается фактическими данными. Так, по этой причине в ПО «Юганскнефтегаз» из 10 случаев в 8 произошли пересечения стволов. Например, пересечение стволов скв. № 422 и скв. № 1721 куста № 19 Мамонтовского месторождения явилось следствием неправильного выбора глубины зарезки последующей скважины. При этом ошибка технолога в ориентировании отклонителя еще более усугубила положение, что и привело к пересечению траекторий стволов.

В ПО «Сургутнефтегаз» в Лянторской экспедиции глубокого эксплуатационного бурения (ЭГЭБ) при бурении скв. № 1251 куста № 313 Лянторского месторождения (21-ая в кусте) встречена скв. № 1243 (15-ая в кусте) на глуби-

нах по стволу 403 м и 410 м. Причина - нарушение плана разбуривания куста и ошибка технолога при ориентировании отклонителя.

По результатам критического анализа каждого случая пересечения по всем буровым предприятиям сделаны выводы, что при кустовом способе строительства скважин важное значение для предотвращения пересечения стволов бурящихся и ранее пробуренных скважин имеет проект разбуривания куста, в котором определяется оптимальное направление движения бурового станка, очередность бурения и проектные профили скважин, а безаварийная проводка наклонных скважин возможна только при исключении субъективного фактора, то есть при автоматизации процесса проектирования.

Система автоматизированного проектирования (САПР) профилей наклонных скважин, бурящихся с одной кустовой площадки, включает выбор оптимального направления движения бурового станка, определение очередности бурения скважин, проектных азимутов, расчет профилей и выбор компоновок низа бурильной колонны для реализации профиля.

Объектом проектирования является группа скважин на месторождении, объединенных для бурения с одной кустовой площадки. Для данной группы скважин формируется документ, в котором определяется расположение кустовой площадки на местности, очередность бурения и профили скважин.

При создании САПР разработаны рабочий проект, комплект эксплуатационных документов, проведены испытания системы в районных информационно-вычислительных центрах (РИВЦ) объединений, промышленное функционирование и приемочные испытания.

Все работы выполнялись с помощью вычислительной техники, имеющейся в кустовом информационно-вычислительном центре (КИВЦ) Главтюменнефтегаза, его РИВЦах либо в УБР или непосредственно на буровбЖПР профилей наклонных скважин разрабатывалась в СибНИИНП под руководством Сушона Л.Я. совместно с Емельяновым П.В., Аргентовской Т.Г. при участии специалистов кафедры «Бурение нефтяных и газовых скважин» АзИНЕФТЕХИМ им.М.А.Азизбекова (Гулизаде М.П., Кауфман Л.Я., Зельма-нович Г.М.). В испытаниях системы и внедрении ее на предприятиях Главтюменнефтегаза активное участие принимали сотрудники СибНИИНП Курте-ков A.B., Макшин В.Ф., Сорокин О.В., Шешукова Г.Н., работники технологических служб УБР Некрасов Д.А., Суфьянов Р.Х., Сосунов В.А., районных информационно-вычислительных центров - Габриелев Б.А., Герус В.М., Наза-ренко Т.Н.

САПР профилей наклонных скважин, бурящихся с одной кустовой площадки, состоит из элементов обеспечения, выполняющих определенные функции.

Структурная схема САПР профилей наклонно направленных скважин приведена на рисунке 4.

Рисунок 4 - Структурная схема САПР профилей наклонно направленных скважин Предусмотрено три режима работы программы. При первом режиме работы вводятся глубины, отклонения и азимуты скважин, подлежащих бурению с куста, заданные относительно начального положения бурового станка. Решением является план-программа разводки скважин, сгруппированных в батареи, с указанием очередности бурения для различных оптимальных вариантов направления движения бурового станка. При втором режиме работы программы вводятся направление движения бурового станка, а также исходные данные, используемые при работе программы в первом режиме, уточненные после строительства кустовой площадки. Решение, получаемое для заданного НДС, содержит распределение скважин куста между батареями, очередность их бурения, глубины забуривания наклонных скважин, глубины, отклонения и азимуты скважин с учетом привязки их к конкретным устьям. Также оформляется план-программа на проводку каждой скважины. По желанию пользователя выдаются на печать координаты проектных профилей и текущие зенитные углы.

Третий режим предназначен только для расчета планов-программ на проводку одной или группы скважин при заданных технологом глубинах забуривания наклонного ствола. В этом режиме работает программа расчета профилей, созданная совместно с Кваше A.A. (ВНИИБТ), позволяющая рассчитывать профили как по дугам окружности через радиус искривления, так и по физической модели, т.е. с учетом влияния геолого-технических факторов, имеющих место на конкретном месторождении.

Программа состоит из трех вариантов NDS1, NDS2 и NDS11 и подпрограмм COND*SKTR*BD*TRK»BBL*GR*AALF*DSKR«BBD*PLAN*PCH» •PROFIL. Основная программа NDS1 (NDS2* NDS11) осуществляет связь между подпрограммами и решает задачу оптимального нахождения НДС и определения очередности разбуривания скважин в кусте.

В программе NDS1 используются следующие константы:

- расстояние между устьями в батарее -5 м;

- расстояние между батареями - 50 м;

- максимальное число скважин в кусте - 24;

- максимальное число скважин в батарее -8;

В программе NDS2:

- расстояние между парами скважин -15 м;

- расстояние между устьями скважин, находящихся в одной паре - 2,4;

- максимальное число скважин в кусте - 32;

- максимальное число скважин в батарее -16.

В программе NDS11, так же как в NDS2, но:

- расстояние между группами в четыре скважины -15 м;

- расстояние между устьями скважин -5 м.

По результатам опытного функционирования в буровых предприятиях в 1983 году и приемочных испытаний в Главтюменнефтегазе (акт приемки от 24.10.83г. утвержден зам. начальника Богдановым B.JI.) система автоматизированного проектирования принята в промышленную эксплуатацию с 01.01.84г. (указание Главтюменнефтегаза № 27-у от 16.01.84г.).

На основе фактического материала по пробуренным скважинам создана информационная база данных по конкретным месторождениям или их группе, рассчитаны коэффициенты фрезерующей способности долот, анизотропии пород по буримости. На их основе в комплексе программ САПР прогнозируются интенсивности искривления на различных участках профиля наклонной скважины.

В 1985 году по просьбе ПО «Ноябрьскнефтегаз» комплекс программ САПР со всей технической документацией был передан для внедрения в РИВЦ-5 этого объединения. Там, для условий Суторминского месторождения была исследована возможность системы по решению задачи проектирования 80 скважин с одной кустовой площадки при ограничениях, которые определены РД 39-2-171-79.

В этом случае порядок подготовки исходных данных для решения задач определения очередности бурения и глубин забуривания наклонных стволов, глубин, отклонений и азимутов скважин с учетом привязки их к конкретным устьям остался такой же, как и в случае разводки 24 и 32 скважин с кустовой площадки. 80 скважин разделяются на группы с количеством, кратным 8, например: 24, 24, 24 и 8, 32, 32 и 16 скважин и т.д. Программа осуществляет разводку каждой группы скважин в отдельности. Особенность заключается в том, что координаты забоев скважин для каждой группы (азимутальный угол и от-

клонение) отсчитываются от местоположения устья первой скважины в группе. При построении схемы разбуривания скважин с кустовой площадки в масштабе этот факт необходимо обязательно учитывать, чтобы не допустить ошибки.

Определено три варианта расстановки устьев скважин вдоль НДС, а именно: 8x5-50 (максимальное количество скважин в батарее - 8, расстояние между скважинами в батарее -5 м, между батареями - 50 м), 2x2,4-15 (максимальное количество скважин в батарее - 16, в группе -2, расстояние между группами -15 м, между скважинами в паре - 2,4 м, между батареями - 50 м), 4x5-50 (максимальное количество скважин в батарее -16, в группе - 4, расстояние между скважинами в группе -5 м, между группами -15м, между батареями - 50 м).

На все виды расчета и получение распечаток для 80 наклонно направленных скважин затрачено 0,2 ч.

Эксплуатация САПР позволила обеспечить научно-обоснованное проектирование схем разводки скважин, бурящихся с кустовых площадок, что исключает вероятность пересечения стволов, способствует уменьшению числа корректировок и случаев перебуривания и в целом повышает эффективность буровых работ. САПР прошла внедрение в УБР производственных объединений «Нижневартовскнефтегаз», «Юганскнефтегаз» и «Ноябрьскнефтегаз». Объем внедрения составил 3237 скважин с экономическим эффектом 2023,0 тыс.рублей (в ценах 1986 года).

В третьем разделе приведены результаты исследований, разработки и опытной эксплуатации автоматизированной системы управления технологическим процессом (АСУ ТП) искривления наклонных скважин (АСУ «Оператор»), Объектом исследования является траектория ствола наклонно направленной скважины. Скважина должна вскрыть продуктивный пласт в проектной точке. Допустимое отклонение точки вскрытия пласта от проекта или радиус круга допуска зависит от назначения скважины, ее глубины и плотности сетки разработки месторождения.

Проводка наклонной скважины осуществляется путем ее искусственного отклонения от вертикали с помощью отклоняющих устройств в направлении проектной точки. Предыдущими исследованиями установлено, что на искривление скважины влияет совокупность геологических, технических и технологических факторов: элементы залегания пластов, анизотропия пород по бури-мости, типоразмеры долота, турбобура, утяжеленных бурильных труб (УБТ), параметры режима бурения, плотность промывочной жидкости.

На основе результатов исследования аналитических решений и опыта работы установлено, что процесс управления искривлением наклонной скважины включает ряд последовательных операций (этапов) по определению положения пробуренной части ствола в пространстве, принятию решений, обеспечивающих ориентирование ствола скважины в заданном направлении, и реализацию их. Основное их содержание заключается в следующем:

а) первоначальное определение положения отклонителя в вертикальном стволе и ориентирование его в заданном направлении с учетом угла закручивания бурильной колонны от реактивного момента забойного двигателя;

б) принятие решения по величине угла установки отклонителя в зависимости от полученных фактических координат забоя;

в) прогнозирование последующей траектории ствола скважины после каждого инклинометрического замера в процессе бурения интервала увеличения угла с отклонителем путем сравнения проектного и фактического профиля;

г) определение момента окончания бурения интервала увеличения угла и принятие решения;

д) определение фактических координат забоя скважины после каждого контроля инклинометрического замера, построение траектории ствола, сравнение фактического профиля с проектным;

е) принятие решения о проведении работ по корректированию траектории ствола или смене компоновки на основе результатов сравнения фактического и проектного профиля скважины по принятым критериям;

ж) прогнозирование траектории интервала коррекции с учетом попадания конечного забоя скважины в допустимый круг;

з) определение длины интервала корректирования и угла установки отклонителя с учетом закручивания колонны труб;

и) построение фактической траектории ствола скважины и сравнение ее с проектной после каждого проведенного инклинаметрического замера в процессе бурения интервала корректирования;

к) определения момента окончания бурения интервалов корректирования и прогнозирования длины последующих интервалов стабилизации и уменьшения зенитного угла;

л) построение фактической траектории ствола скважины при последующих контрольных инклинометрических замерах и принятие решения о длине участков стабилизации и уменьшения зенитного угла с учетом доведения забоя в круг допуска.

Все вышеприведенные этапы явились технологической основой для математической постановки задачи и разработки программного обеспечения управления искривлением траекторий скважин, бурящихся с кустовых площадок.

Методика управления искривлением предусматривает комплексное решение задачи, включающее контроль за положением текущего забоя скважины, прогнозирования последующего его положения, анализ создавшейся ситуации с точки зрения ее соответствия конечной цели бурения и принятие решений.

Решение о проведении коррекции принимается в том случае, если горизонтальная проекция касательной к оси скважины не проходит через круг допуска. На интервале увеличения зенитного угла определяется угол установки отклонителя, при котором коррекция азимута завершается к концу запланиро-

ванного рейса. Этим обусловливается достижение экономического эффекта за счет сокращения числа остановок механического бурения.

Если коррекция производится в конце интервала увеличения зенитного угла, то использование вышеприведенного критерия может привести к тому, что к концу коррекции зенитный угол превысит предусмотренный проектом угол стабилизации. Во избежание этого на указанном участке угол установки отклонителя и длина коррекции выбираются такими, чтобы в конечной точке интервала исправительных работ зенитный угол стал равным углу стабилизации, а касательная к горизонтальной проекции оси скважины проходила через круг допуска. Этот же принцип взят за основу при проведении коррекции на интервале стабилизации зенитного угла, если коррекция включает в себя изменение азимута скважины.

Если же целью коррекции на интервале стабилизации является только регулирование величины зенитного угла, то для этого предусматривается использование неоринтируемых КНБК, тех же самых, что и при обычном бурении. Регулирование осуществляется изменением диаметра центратора, выбор величины которого производится на основании РД-39-2-171-79 с учетом результатов предыдущих зафиксированных инклинометрических замеров.

При прогнозировании траектории коррекции предусмотрена проверка возможности попадания в проектный круг допуска при последующем естественном (без отклоняющих КНБК) уменьшении зенитного угла. Попадание считается неосуществимым, если интервал уменьшения зенитного угла, проводимый непосредственно из конечной точки коррекции, на проектной глубине имеет отклонение от вертикали, превосходящее проектное отклонение скважины не менее чем на радиус круга допуска. В этом случае, длина рейса коррекции, если он проводился неориентируемой КНБК, сокращается таким образом, чтобы из конечной его точки интервал уменьшения зенитного угла попадал в круг допуска. Если же коррекция производится ориентируемым отклонителем, то попадание в круг допуска достигается варьированием конечного зенитного угла на интервале коррекции, который в результате будет отличен от угла стабилизации.

Аналогично осуществляется коррекция на интервале уменьшения зенитного угла. Построение траектории естественного уменьшения зенитного угла производится на базе зависимости, приведенной в РД-39-2-171-79:

Аа=т<х + п, (2)

где Да - интенсивность изменения зенитного угла, град/Юм; а - зенитный угол, град; ш, п - эмпирические коэффициенты, зависящие от типа долота, значения которых рассчитываются в результате статистической обработки промыслового материала.

АСУ «Оператор» создавалась для управлений буровых работ (УБР) Глав-тюменнефтегаза, осуществляющих строительство скважин на нефтяных место-

рождениях Западной Сибири. Основанием для разработки послужила «Комплексная программа создания и внедрения организационно-технологических автоматизированных систем управления бурением нефтяных скважин (АСУ от УБР) в 1981-1985 гг.», утвержденным первым заместителем Министра нефтяной промышленности Игревским В.И. 06.03.1981г.

При разработке АСУ «Оператор» использованы результаты научно-исследовательских работ лаборатории кустового наклонного бурения СибНИИНП по созданию технологических основ проводки скважин в геолого-технологических условиях Западной Сибири и кафедры бурения АзИНЕФТЕХИМ. В процессе работы был собран, проанализирован и обобщен обширный промысловый материал, исследовались закономерности искривления скважин при бурении различными компоновками, определены коэффициенты, зависящие от типов долот, для интервалов уменьшения зенитного угла, уточнены закономерности азимутального искривления, выбраны и обоснованы методы управления, определена структура ввода и хранения массивов данных, разработаны формы входных и выходных документов, выбран и обоснован критерий управления. Для пользователя АСУ «Оператор» разработаны инструкция инженера-технолога, руководство программиста.

При функционировании системы «Оператор» целесообразно использовать результаты выбора очередности бурения скважин, глубин зарезки наклонного ствола и расчета профиля с применением САПР.

Опытная эксплуатация АСУ «Оператор» проводилась в Нефтеюганском УБР №1 ПО «Юганскнефегаз», Урайском УБР ПО «Красноленинскнефтегаз». Опытной эксплуатации предшествовали предварительные испытания системы, привязка программного обеспечения к конкретным условиям работы УБР на месторождении, обучение технологов буровых предприятий и операторов-программистов РИВЦ правилам эксплуатации системы и отладка всех звеньев при передаче информации по каналу связи «буровая-районная инженерно-технологическая служба (РИТС) -РИВЦ» и обратно.

Опытно-промышленная эксплуатация системы проведена при бурении 30 наклонно направленных скважин в Нефтеюганском УБР № 1, в том числе на Южно-Сургутском месторождении (куст 98 скв. 6081, 6104, 400; куст 122 скв. 412, 416, 5865, 5872; куст 107 скв. 6012, 1322, 1320, 6013; куст 116 скв. 5929, 5922, 446; куст 86 скв. 500, 5047, 6010; куст 95 скв. 397, 6091, 6120), Усть-Балыкском (куст 39 скв. 3679, 3668, 3680, 3692, 3678), Мамонтовском (куст 765 скв. 6042, 6039, 6035).

Перед проведением опытной эксплуатации системы «Оператор» совместно с технологической службой УБР проведен анализ работы КНБК на различных интервалах профилей скважин. Эта информация необходима технологу для внесения в форму «Проектные исходные данные».

Бурение скв. 5922 куст 116 Южно-Сургутского месторождения с использованием АСУ «Оператор» начато с глубины 200 м. После получения информации о замерах кривизны до указанного интервала и ввода ее в ЭВМ, а также

проектных и оперативных исходных данных был получен прогноз на дальнейшее бурение. На экране дисплея получены выходные данные, содержащие расчетные параметры трассы на интервале последующего замера, параметры управления на интервале увеличения зенитного угла, расчетные параметры трассы на участке бурения отклонителем. Прогнозирование траектории ствола скважины при бурении под эксплуатационную колонну проводилось с глубины 1000 м. Информация об инклинометрических замерах заполнялась на буровой в двух экземплярах для идентификации расчетов параметров трассы по программе, эксплуатируемой геофизическим трестом «Юганскнефтегеофизика», и системой «Оператор». Технолог с буровой передал замеры по рации в ЦИТС УБР начальнику смены. После ввода исходной информации в ЭВМ с помощью терминального устройства получены выходные данные и параметры управления (таблица 3).

Система «Оператор» рассчитала следующие параметры: координаты точки забоя, направление на проектный забой и расстояние до него, допустимые изменения азимутального и зенитного угла, диапазон интенсивности изменения зенитного угла (-0,36+ -0,85 град/100 м), обеспечивающий попадание забоя скважины в круг допуска. Кроме этого, сделан прогноз на бурение последующего участка компоновками, имеющимися в наличии на буровой. Примеры расчета приведены в работе. В результате бурения скважины получено незначительное отличие фактического профиля скважины от проектного, которое объясняется тем, что технолог на буровой вопреки рекомендациям системы «Оператор» на первое долбление применил центратор диаметром 214 мм вместо центратора диаметром 212 мм, что привело к увеличению зенитного угла до 32° на глубине по вертикали 1700 м.

В результате эксплуатации автоматизированной системы управления «Оператор» установлено соответствие функционирования ее требованиям технического задания. По результатам опытной эксплуатации в Нефтеюганском УБР №1 определены следующие технико-экономические показатели системы «Оператор»:

а) количество скважин, вскрывших продуктивный пласт за кругом допуска, сократилось с 14,6 до 6,7%;

б) количество скважин с корректированием параметров кривизны уменьшилось с 30,0 до 23,3%;

в) сокращение длины ствола в среднем по одной скважине за счет соблюдения прогнозируемого профиля составило 10,4 м;

г) затраты времени расчета на ЭВМ на одну скважину составили 0,02 ч.

Таблица 3 - Выходные данные (подлежащий бурению участок принадлежит интервалу стабилизации (ИСТ)

Дли- Зенитный Ази- Координаты, м

на угол мут,

ство- град мин град Абсолютные Относительные

ла, Отклонение Глубина Отклонение

м Север(+) Вос- по верти- В проект- От проект-

Юг(-> ток (+) кали ной плос- ной плос-

Запад(-) кости кости

к кругу (+) вправо (+)

от круга (-) влево (-)

1 2 3 4 5 6 7 8 9

1. Параметры конечной точки замера предыдущего пробуренного интервала

180 15 45 348 19 1 178 20 0

2. Параметры трассы скважины на интервале последнего замера

200 17 0 348 24 1 197 25 0

220 19 0 348 30 2 216 31 0

240 20 35 348 37 2 235 38 0

260 22 0 348 44 3 253 45 0

280 23 45 348 52 3 272 53 0

300 25 0 348 60 4 290 61 0

900 24 23 346 300 -14 839 299 -35

920 24 24 347 308 -13 857 307 -35

940 24 30 348 316 -12 876 315 -35

960 24 30 348 324 -12 894 323 -35

980 24 30 348 333 -И 912 332 -35

1000 24 35 348 341 -11 930 340 -35

Средняя интенсивность искривления на последнем пробуренном ин-

тервале с учетом изменения азимута, град/100 м 1.08

Азимут направления на проектный забой, град 351

Допустимые изменения азимута, град 5

Зенитный утол направления на проектный забой 20 град 4 мин

Допустимые изменения зенитного угла +1 град 46 мин

-1 град 48 мин

Остаточное отклонение забоя до центра круга, м 516

Средняя интенсивность изменения зенитного угла, обеспечивающая

попадание в круг допуска, град/100 м -0.60

- на ближний край круга допуска, град/100 м -0.85

- на дальний край круга допуска, град/100 м -0.36

Положительное значение параметра означает, что необходимо увеличение

зенитного угла, отрицательное - уменьшение зенитного угла.

АСУ «Оператор» по результатам опытной эксплуатации в Нефтеюганском УБР №1 ПО «Юганскнефтегаз» рекомендована приемочной комиссии Главтюменнефтегаза для принятия в промышленную эксплуатацию в управлениях буровых работ.

В Урайском УБР ПО «Красноленинскнефтегаз» система «Оператор» эксплуатировалась при проводке скв. № 3281 куст 1 Лазаревского месторождения, скв. № 2535 куст 5 Филипповского месторождения, скв. № 9222 куст 72 Ловин-ского месторождения. Организация работ аналогична принятой и реализованной в Нефтеюганском УБР №1. После проведения опытной эксплуатации АСУ «Оператор» в управлениях буровых работ, анализа ее результатов, необходимой корректировки в технической документации и программном обеспечении издано указание № 65-у от 30.07.1987г. заместителя Министра - начальника Главтюменнефтегаза В.И. Грайфера о проведении приемочных испытаний.

Приемочной комиссии были предъявлены техническое задание, программы опытной эксплуатации и испытаний, рабочие и технические проекты, протоколы опытной эксплуатации системы в Нефтеюганском УБР №1, Урайском УБР, план организационно-технических мероприятий по внедрению, первичный материал по всем скважинам. По результатам работы комиссии составлен протокол о проведении приемочных испытаний и акт приемки автоматизированной системы в промышленную эксплуатацию в УБР Главтюменнефтегаза.

Комиссия сделала вывод, что научно-технический уровень автоматизированной системы соответствует мировому.

Экономическая эффективность от внедрения АСУ ТП искривления наклонных скважин была достигнута за счет сокращения затрат на проведение незапланированных рейсов с отклонителем, перебуривание отдельных участков стволов скважин из-за нарушения профиля, содержание инклинометриче-ской партии на проведения работ по корректированию параметров кривизны.

По данным лаборатории экономического анализа СибНИИНП в 1988 году при объеме внедрения 250 скважин экономический эффект составил 420,7 тыс. рублей.

Работа начата под руководством Сушона Л.Я., продолжена под руководством Емельянова П.В. и автора, выполнялась совместно с Муллагалие-вым Р.Т., Аргентовской Т.Г., Шешуковой Г.Н., Куртековым A.B., Машинным В.Ф. при участии Кауфмана Л.Я. (АзИНЕФТЕХИМ) и Кваше A.A. (ВНИИБТ).

В четвертом разделе обоснованы основные направления и принципы совершенствования технико-технологических и проектных решений для строительства скважин по экологически малоопасной технологии.

Процесс строительства скважин нельзя рассматривать без учета последствий воздействия на окружающую среду и принимаемых мер для снижения отрицательных явлений, возникающих под влиянием техногенных нагрузок. Изучению этой проблемы, теоретическим исследованиям, разработке конкретных технико-технологических решений посвящены работы Андресона Р.К.,

Булатова А.И., Быкова И.Ю., Векилова Э.Х., Матыцина В.И., Шеметова В.Ю. и многих других ученых. Однако, к концу 80-х годов, когда ОАО «СибНИИНП» получил заказ от СП «Черногорнефть» (г. Нижневартовск) на разработку проекта строительства скважин по экологически малоопасной технологии, оказалось, что к тому времени нефтяная и газовая отрасли не располагали подготовленной к промышленному внедрению технологией безамбарного бурения.

Практикой установлено, что основные проблемы связаны с сооружением кустовых оснований, образованием больших объемов отходов, возникающих в результате бурения и промывки скважин, в частности бурового шлама, отработанного бурового раствора и буровых сточных вод. В связи с этим, требования к технологии промывки скважин и техническим средствам для приготовления, обработки и очистки буровых растворов должны быть направлены на ликвидацию источников загрязнения окружающей природной среды или на сведение их влияния к минимуму, соответствующему предельно допустимой концентрации или предельно допустимому сбросу в природные объекты. Анализ работ отечественных исследователей, опыта строительства скважин в экологически напряженных районах зарубежных фирм и компаний («Amoco», « Conoco», «JDF» и других) позволил сформулировать основные для условий Западной Сибири задачи, решение которых, при последующей их реализации, позволило уменьшить техногенное влияние на окружающую природную среду при производстве буровых работ.

а) Разработка конструкции кустовой площадки с экранирующим слоем, обеспечивающим при непланируемых разливах локализацию буровых сточных вод и жидких отходов бурения.

б) Совершенствование схем монтажа бурового оборудования на кустовой площадке для экологически малоопасной технологии бурения.

в) Применение современных отечественных и зарубежных технических средств для регулирования и очистки раствора и буровых сточных вод в замкнутом технологическом цикле.

г) Применение экологически малоопасных реагентов и смазочных добавок для буровых растворов.

д) Совершенствование технологических схем утилизации и захоронения твердых и жидких отходов бурения.

Рассматриваемые задачи были решены для суровых природно-климатических условий Западной Сибири совместно со специалистами научно-исследовательских, проектных организаций и буровых предприятий отрасли с учетом как отечественных, так и зарубежных видов оборудования и технологий.

Варианты кустовых площадок.

Для условий строительства кустовых оснований на пойме совместно с Евстратовым В.Н., Огородним М.Д. (ТЭРМ) разработаны инженерные решения по автономным площадкам, на которых размещается буровое и вспомогательное оборудование, предусмотрена система дренажно-ливневой канализации,

схемы сбора твердых отходов, обеспечивается защита от разрушающего воздействия ветровых волн и ледохода.

Требования к строительству кустовых оснований сформулированы нами в РД 39-0148070-003/8-95 «Временный регламент производства подготовительных работ и сооружение кустовых оснований для опытно-промышленного бурения скважин Приобского месторождения», Тюмень-Нефтеюганск, 1995г.

На основе анализа отечественного и зарубежного опыта работ (в частности, с платформ в Северном море), с учетом современных технологий разработано несколько вариантов схем размещения устьев скважин на кустовой площадке. Для опытно-промышленного бурения Госгортехнадзором и УГПС УВД Тюменской области согласован вариант, когда скважины куста располагаются по двум параллельным рядам на расстоянии не менее 2 м друг от друга, группами по 8, с расстоянием между группами 15 м. Расстояние между рядами скважин не менее 30 м.

Все решения разработаны с учетом разбуривания куста как отечественными буровыми установками типа Уралмаш-3000 ЭУК-1М, так и импортными. Все варианты были рассмотрены с точки зрения бурения, освоения, обустройства, эксплуатации и ремонта скважин, а также обязательного соблюдения правил технической и пожарной безопасности.

Совершенствование технологических схем очистки, обезвреживания и утилизации отходов бурения

Совместно со специалистами ВНИИКРнефть проведены исследования и разработаны проектные и технико-технологические решения для безамбарного бурения скважин с буровых установок типа Уралмаш-3000 ЭУК-1М.

В этом случае общий принцип размещения оборудования по сбору, утилизации и обезвреживанию отходов бурения заключался в обеспечении условий минимизации транспортных линий и удобства обслуживания. С этой целью блоки очистки и доочистки буровой сточной воды (БСВ) располагались между основными потребителями воды: вышечным, насосным и силовым блоками, а блок сбора отработанного бурового раствора (ОБР) монтируется у емкостей циркуляционной системы (ЦС); блок обезвреживания бурового шлама (БШ) - возле очистных механизмов буровой установки. При использовании общей площадки для отверждения обезвреженной массы блок обезвреживания и утилизации ОБР располагается в непосредственной близости от блока обезвреживания и утилизации БШ. К указанным блокам должны быть предусмотрены подъездные пути для загрузки отверждающих составов в бункеры-дозаторы. Сбор БСВ производится в накопительные емкости, смонтированные в местах образования наибольших объемов сточных вод.

За основное проектное решение принято эшелонированное расположение БУ 3000-ЭУК 1М, при этом блок обезвреживания шлама расположен между блоком очистки и блоком емкостей ЦС. Над местом сброса консолидированной массы шлама установлено обогреваемое укрытие для обеспечения его отверждения в холодное время года. Укрытие передвигается дополнительным подъ-

емным устройством (самоходным краном) при перемещении буровой на новую точку бурения.

Схема размещения оборудования предусматривает реагентную очистку БСВ коагуляционными методами (1 -я ступень очистки) и последующую доочи-стку минерализованных БСВ методом ионного обмена (2-я ступень очистки). БСВ, прошедшая предварительную очистку, используется в оборотном водоснабжении буровой установки, что позволяет снизить общее водопотребление. Отработанный буровой раствор собирается в блоке сбора ОБР и при необходимости может быть повторно использован. Утилизация экологически безопасного ОБР может быть осуществлена путем захоронения его в траншеях с последующей засыпкой минеральным грунтом или вывозом на узел переработки. Экологически вредный ОБР обрабатывается в блоке обезвреживания и утилизации и сбрасывается на специальную площадку для последующего захоронения в траншеях. С целью сокращения объемов наработки бурового раствора, а следовательно, и уменьшения объема ОБР, подлежащего обезвреживанию и утилизации, трехступенчатая система очистки дополняется центрифугой.

Рассмотренные технико-технологические решения были включены в проект № 408 строительства скважин на Приобском месторождении.

Анализ бурения первых скважин, изучение зарубежного опыта позволил уже в 1994 году перейти на технологию очистки бурового раствора на основе отечественного и импортного оборудования. Нами совместно со специалистами ОАО «Юганскнефтегаз» был разработан руководящий документ РД 39-0148070-003/3-94, где данная технология изложена.

Буровой раствор из скважины поступает на вибросита «Derrick Flow Line Cleaner». Очищенный на виброситах раствор попадает в емкость объемом 30 м3, откуда шламовым насосом ШН 2-200 подается на гидроциклоны ПГ-50. После очистки на гидроциклонах раствор поступает в активную емкость объемом 40 м3, которая постоянно задействована в ЦС. Для тонкой очистки буровой раствор насосом МЕ-80 подается из активной емкости на центрифугу «Alfa Laval DMNX 418», откуда стекает обратно в емкость. Из активной емкости очищенный буровой раствор буровым насосом УНБ-600 подается в скважину. Для осветления буровой раствор прокачивается через блок химического усиления центрифуг FCU фирмы IDF, по специальному трубопроводу насосом, где дополнительно обрабатывается реагентами (коагулянтами, флокулянтами), а затем поступает на центрифугу, где разделяется на твердую фазу и осветленную воду, которая поступает в емкость блока химического усиления, а оттуда в активную емкость. Шлам с вибросит, пульпа с пескоотделителей и кек с центрифуг поступает на транспортер и выносятся в шламосборник, откуда по мере накопления вывозятся для захоронения в специально отведенном месте. Предусмотрен вариант вывоза шлама без накопления в шламосборнике, либо утилизация другим способом, например, осушка в печи, изготовление стеновых камней для строительства нежилых помещений. Так как кустовая площадка выполнена без шламового амбара, то буровой раствор при промывке скважи-

ны в процессе освоения откачивается в специальные емкости, которые транспортируются для дальнейшего использования на другие кусты скважин, либо очищается в системе очистки бурового раствора.

Данная технология реализована в проекте № 433 ОАО «СибНИИНП» для строительства скважин Приобского месторождения.

Технология очистки и обезвреживания бурового раствора широко апробирована на месторождениях ОАО «Мегионнефтегаз» (Покамасовское, Ватин-ское, Северо-Покурское, Северо-Ореховское, Мегионское), расположенных в пойме реки Обь и ее притоков. В ее разработке непосредственное участие принимали специалисты Мегионского УУБР Бадреев З.Ш., Бойко H.A., Голов-ков В.В., Медведеров С.И. Проекты на строительство скважин по экологически малоопасной технологии разработаны ОАО «СибНИИНП».

Опыт бурения первых скважин без использования шламовых амбаров в сложных природно-климатических условиях Западной Сибири позволил сделать выводы, что комплексное сочетание отечественного и импортного оборудования в схеме монтажа буровой установки Уралмаш 3000 ЭУК-1 (1М) обеспечивает бурение скважин в зимнее и летнее время без использования шламовых амбаров, снижая тем самым техногенное воздействие на окружающую природную среду. Обязательным условием успешного выполнения работ является высокая организация труда и культура производства. Эффективная очистка буровых растворов способствует безаварийной проводке наклонно направленных скважин с большими отклонениями забоев от вертикали (более 1500 м). Снижение твердой фазы в буровом растворе перед вскрытием пласта позволило сохранить коллекторские свойства последнего. Приток флюида из пласта при освоении скважин куста № 194 Ватинского месторождения получен значительно быстрее в сравнении со скважинами, пробуренными по традиционной технологии. Суммарный суточный дебит нефти с четырех скважин составил 120 м3 в сутки при прогнозируемом дебите из восьми скважин куста 100 м3 в сутки.

Исследование, разработка и внедрение промывочных жидкостей с улучшенными смазочными свойствами.

Анализ состояния проблемы показал, что бурение скважин с отклонением забоев от вертикали выдвигает ряд технических и технологических проблем, связанных с преодолением значительных по величине сил сопротивления при перемещении колонны труб в пространственно искривленном стволе. Это вызывает увеличение натяжения на крюке, ухудшает возможности создания требуемой нагрузки на долото, увеличивает затраты мощности при спуско-подъемных операциях, является причиной возникновения сложных аварий-прихватов.

При разбуривании нефтяных месторождений Тюменской области все аварии, связанные с прихватом бурильного инструмента, можно разделить на три категории:

I - прихват под действием перепада между гидростатическим и

пластовым давлениями;

II - заклинивание инструмента при его движении в скважине;

Ш - прихват вследствие обваливания пород.

Наиболее распространенным видом прихвата является прилипание бурильного инструмента к стенке скважины под действием перепада давления, что объясняется наличием высокопроницаемых пластов большой мощности в разрезе месторождений.

Установлено, что профилактическими мерами предупреждения аварий, связанных с прихватом бурильного инструмента под действием перепада давления и вследствие обваливания пород, являются контроль за качеством промывочной жидкости, совершенствование и соблюдение технологии обработки химическими реагентами и смазочными добавками. Последнее позволяет уменьшить силы сопротивления при движении колонны труб в наклонной скважине, увеличить допустимые отклонения забоев скважин от вертикали.

На месторождениях Западной Сибири в качестве смазочной добавки к буровому раствору до конца 70-х годов использовались нефть и различные нефтепродукты (СМАД-1, СЖК и т.п.), в качестве дополнительной добавки -графит. Причем, графит в отсутствии нефти не является эффективным смазывающим средством. Недостатки существующих смазочных добавок на основе нефтепродуктов очевидны: высокая пожароопасность, загрязнение окружающей среды, сложности транспортировки больших объемов нефти (18-20% от объема циркулирующей среды) в труднодоступных районах. Нами была поставлена задача создания рецептуры промывочной жидкости с улучшенными смазочными свойствами без использования нефтепродуктов для массового бурения наклонно направленных скважин.

Изучению природы сил сопротивления движению бурильного инструмента в скважине посвящено ряд работ как отечественных, так и зарубежных исследователей. Весь круг рассмотренных можно разделить на три основные направления:

1. Экспериментальные исследования механизма прихвата и различных факторов, влияющих на коэффициент сопротивления (С.А.Аль-Фаяд, Э.В.Бабаян, М.П.Гулизаде, А.А.Григорян, М.А.Галимов, Н.Н.Зейналов, Т.З.Измайлов, Г.А.Ковтунов, МЛ.Кисельман, А.А.Линевский, Е.А.Лебедев, А.И.Малышев, В.Л.Михеев, А.К.Самотой, Э.С. Сакович, М.К.Сеид-Рза, Н.М.Шерстнев, E.L.Haden, G.R.Welsh, W.E.Helmick, A.J.Lonqley и др.).

2. Разработка методики расчета натяжения, возникающего в текущем сечении колонны труб в наклонной скважине и коэффициентов сопротивления для различных месторождений на основании промысловых данных (М.М.Александров, М.П.Гулизаде, Ф.Ю.Зейналов, М.Л.Кисельман, Д.М.Махмудов, Р.Т.Муллагалиев и др.).

3. Экспериментальные исследования структурно-механических, фрикционных и адгезионных свойств фильтрационных корок буровых растворов, обработанных химическими реагентами и смазочными добавками (М.П.Гулизаде,

А.А.Григорян, Д.С.Иорданов, Э.Г.Кистер, В.Л.Михеев, А.М.Мамедтагизаде, И-Р.Мурадов, БЛ.Пресс, Lucki Zbiqniew и др.).

Причины возникновения прихватов при бурении скважин, пути их предотвращения и ликвидации, результаты экспериментальных лабораторных и промысловых исследований в этом направлении достаточно полно отражены в современной научной литературе.

Анализ работы в области экспериментальных исследований механизма прихвата и свойств фильтрационных корок буровых растворов, обработанных и не обработанных химическими реагентами и смазочными добавками показал, что методы и пути решения задач у разных исследователей различны, а это, иногда, приводит к расхождению результатов работ. Например, А.М.Мамедтагизаде,, W.E.Helmick, A.J.Lonqley установлено, что величина сил адгезии, как составляющая сил сопротивления, является определяющей, в то же время работами В.Л. Михеева и Э.Г.Кистера (ВНИИБТ) на основании экспериментальных исследований по определению адгезии фильтрационных корок буровых растворов с различными добавками при перепаде давления до 3,0 МПа делается вывод, что «адгезия не может рассматриваться как основная причина затяжек и прихватов бурильного инструмента». Анализ исследований в области улучшения смазочной способности буровых растворов показал, что в настоящее время существует множество вариантов их химической обработки. Если качественная сторона решения всего круга проблем у большинства исследователей аналогична, то количественные показатели имеют иногда большие расхождения. Это объясняется не только возможностями экспериментальных установок, но и тем, что при планировании и проведении эксперимента не были учтены все факторы, влияющие на снижение сил сопротивления при взаимодействии пары «металл-порода», «металл-корка». В большинстве случаев рекомендуется целая гамма реагентов, часто высокой стоимости, что значительно усложняет технологию приготовления и обработки бурового раствора и удорожает его стоимость.

Очевидно, что для каждого конкретного района с характерными геолого-техническими условиями должны быть свои рекомендации по рецептуре химической обработки буровых растворов и оптимальному содержанию в них смазочных добавок. Постановка задачи послужила основанием для создания экспериментальной установки, позволяющей в широком диапазоне имитировать скважинные условия месторождений Западной Сибири (A.c. № 505789 совместно с Сушоном Л.Я., Багаутдиновым Р.Х.). Установка позволяет имитировать перепад давления в системе «скважина-пласт», изменение температуры промывочной жидкости, перемещение колонны труб на прямолинейно наклонном участке ствола скважины по фильтрационной корке и породе. Фильтрационная корка формируется как в статических, так и в динамических условиях под действием перепада давления на проницаемых металлокерамических цилиндрических фильтрах, имитирующих ствол скважины. Для изменения нормальной составляющей нагрузки от веса металлического имитатора колонны труб угол

наклона установки может изменяться от 0° до 90°. Конструкция установки и система связи от тензометрических датчиков к записывающим приборам позволяет проводить замеры в условиях, приближенным к скважинным.

Исследованиями М.М.Александрова, М.П.Гулизаде, А.А.Григоряна, В.Л.Михеева, А.К.Самотоя и других ученых установлено, что величина сил сопротивления движению бурильного инструмента в наклонной скважине зависит, в основном, от следующих факторов: величины нормальной нагрузки; параметров исходного бурового раствора; вида и количества смазочной добавки; времени неподвижного контакта бурильных труб с глинистой коркой; перепада давления между гидростатическим столбом жидкости и пластовым давлением; температуры в скважине; скорости перемещения бурильных труб; материала бурильных труб; вида флюида, заполняющего проницаемый пласт; проницаемости коллектора.

Настоящими исследованиями решается задача - выявить зависимость изменения сил сопротивления от вида и содержания смазочных добавок в буровом растворе для различных забойных условий. Для решения ее выбраны четыре основных влияющих фактора: перепад давления, температура, время контакта образца с глинистой коркой, процентное содержание смазочной добавки в буровом растворе. Остальные факторы зафиксированы на одном определенном уровне. Каждый из перечисленных факторов варьировался на пяти уровнях. Значения верхнего и нижнего уровней факторов определены конкретными условиями месторождений.

Для полного исследования взаимного влияния четырех факторов на пяти уровнях проведено планирование экспериментальных исследований по методике Протодьяконова М.М. Условно приняты обозначения X) - температура, град.; Х2 - перепад давления, МПа; Х3 - содержание смазочной добавки, %; Х4 -время неподвижного контакта, мин. Особенностью выбранных комбинаций факторов является то, что для каждого значения одного из факторов все значения прочих факторов встречаются одинаково часто, соблюдается независимость изменения факторов. С учетом этих особенностей получено 25 различных сочетаний факторов, что соответствовало 25 условиям опытов для каждой серии экспериментов. По условиям проведения экспериментальных работ замерялись величины следующих входных параметров: перепада давления, температуры промывочной жидкости, времени неподвижного контакта образца с фильтрационной коркой, процентного содержания смазочных добавок. Это независимые переменные факторы, значения уровней которых изменяются в соответствии со значениями, полученными при планировании экспериментальных работ. Контроль за их значениями осуществлялся прямым измерением с использованием существующих измерительных приборов. Экспериментальные работы проводились при следующих условиях: параметры исходного раствора постоянные и соответствовали параметрам раствора, применяемого на месторождениях Среднего Приобья: плотность -1100 кг/м3, условная вязкость по СПВ-5 - 20-25 с, водоотдача - 6 . 10"6 м3/1,8 кс, СНС - 0,6/2,0 Па, проницае-

мость металлокерамических фильтров, имитирующих породу - 4,08.10"13 м2, угол наклона участка ствола скважины - ЗОград. Температура промывочной жидкости менялась в интервале 303-343°К, нижний предел соответствовал температуре жидкости в проницаемых пластах сеномана, верхний - в пластах группы «Б» . Перепад давления в системе «скважина-пласт» изменялся в диапазоне 0,5-2,5 МПа.

Выходные параметры эксперимента: У[ - сила сопротивления на единицу площади контакта в момент отрыва образца, н/м2; У2 - сила сопротивления на единицу площади контакта при перемещении образца по фильтрационной корке, н/м2; У3 - сила сопротивления на единицу длины контакта в момент отрыва образца, н/м2; У4 - сила сопротивления на единицу длины контакта при перемещении образца по фильтрационной корке, н/м2; У5 - толщина фильтрационной корки, м; У6 - глубина внедрения образца в фильтрационную корку, м.

Для определения указанных величин в процессе эксперимента замерялись с помощью тензометрических датчиков усилие натяжения в момент отрыва образца (Fm), усилие натяжения при движении образца по фильтрационной корке (Fq), толщина корки до внедрения (hi) и после внедрения образца (h2).

Выходные параметры определялись по формулам: yi={Fm-(P-YP. V)cosa}/Sk, (3) У2 = {Fq - (Р - Yp. V) cos a}/Sk) (4)

y3={Fm-(P-YP. V)cosa}/L , (5) У4= {Fq - (P-yp. V)cos a}/L , (6)

Уз= h, , (7) У6 = hi - h2 ,

(8)

где P - вес образца, H; V - объем образца, м3; ур - плотность раствора, Н/м3; а - угол наклона установки, град.; Sk- площадь контакта образца с фильтрационной коркой, м2; L - длина образца, м.

Площадь контакта Sk вычислялась по формуле:

Sk =0,0175 ß-r-L, (9)

где: ß - угол охвата трубы коркой, рад; г - радиус образца, м; L - длина контакта, м.

Таким образом, измеренные показатели Fm, Fq, hb h2 и вычисленные значения площади контакта Sk позволили определить выходные параметры Уь У2, Уз, У4. У5. У6, величины которых являются одними из основных критериев оценки качества буровых растворов с точки зрения их смазочной способности.

Обработка результатов исследований проведена известными методами математической статистики с использованием программы «Коррег». Для всех исследуемых величин Уь У2, Уз, У4 было получено уравнение вида: yi = bi0 + bii . Xi + bi2. x2 + bi3. x3 + Ы4 . X4 + Ы5. Xi . x2 + biö . Xi . x3 + + bi7. Xi. x4 + big. x2. x3 + bi9. x2 ,x4 + biio. x3 .x4 + bitl. Xi2 + bii2. x22 + (10)

+ bin . X32 + bi]4 . X42 + bi]5 . Xi . X2 . X3 + Ы16 . X2 . X3. X4 + Ы17 .Xt.X3.X4

где XI,Х2, Хз, х4 - нормированные значения факторов. Полученные зависимости послужили исходной базой для выбора типа и оптимального количества смазочной добавки в растворе с учетом влияния различных забойных условий.

В практике разработки рецептур промывочных жидкостей имеются работы по исследованию в качестве добавок кремнийорганических соединений типа алкилсиликонатов натрия, но влияние их на смазочные свойства буровых растворов не изучено. Из алкилсиликонатов натрия наиболее широкое применение нашел этилсиликонат натрия ГКЖ-10. Совместно с А.И.Козубовским были проведены стендовые испытания, установлены количественная и качественная зависимости влияния ГКЖ-10 на изменение силы сопротивления в момент отрыва бурильного инструмента от времени контакта его с глинистой коркой в стволе наклонной скважины.

Содержание в растворе ГКЖ - 10, %

1 - время контакта 5 мин.; — 4 - время контакта 20 мин.; 2- время контакта 10 мин.; — 5- время контакта 25 мин. 3 - время контакта 15 мин.;

Рисунок 5 - Зависимость сил сопротивления от содержания ГКЖ -10

Результаты экспериментальных исследований приведены на рисунке 5. Из графиков видно, что вне зависимости от времени контакта увеличение со-

держания ГКЖ-10 от 0 до 1% ведет к уменьшению сил сопротивления, возникающих в момент страгивания образца по глинистой корке.

При изменении содержания ГКЖ-10 от 0 до 0,8% происходит резкое уменьшение величины этих сил, дальнейшее увеличение ГКЖ-10 в растворе уже не дает ощутимого эффекта. Результаты экспериментов убедительно показали, что при содержании ГКЖ-10 в растворе в количестве 0,6-0,8% от объема величина сил сопротивления получается такой же, как при вводе в раствор 1820% нефти.

Исследованиями, проведенными в лаборатории промывочных жидкостей СибНИИНП, установлено, что ГКЖ-10 снижает водоотдачу пресных растворов, вязкость, статическое напряжение сдвига и повышает их термостойкость до 473°К.

На основе экспериментальных исследований и лабораторных испытаний совместно с Казьминым A.B., Сидоровым A.A., Миллер М.Г. была предложена технология обработки бурового раствора, которая заключается в следующем.

При бурении из-под кондуктора в техническую воду вводится 0,4% ГКЖ-10 от объема воды. С глубины 600 м наработанный раствор обрабатывается КМЦ-600 в количестве 0,1-0,2% от объема раствора. Дальнейшая обработка КМЦ-600 производится через 200-300 м бурения по 0,05%. С глубины 1200 м глинистый раствор обрабатывается водным раствором ГКЖ-10 в соотношении 2 : 3 (ГКЖ-вода) в количестве 0,2% от объема за одну обработку в течение двух циклов. Дальнейшая обработка раствора производится через каждые 300 м для поддержания оптимального количества добавки ГКЖ-10 в количестве 0,6-0,8%.

Первые промышленные испытания ГКЖ-10 в качестве смазочной добавки на предприятиях Главтюменнефтегаза были проведены при бурении наклонно направленной скв. № 5561 Самотлорского месторождения.Скважина пробурена до проектного горизонта без каких-либо осложнений. Применение ГКЖ-10 значительно упростило технологию химической обработки бурового раствора, снизив в 2 раза расход КМЦ-600 и полностью исключив использование реагентов-понизителей вязкости. В процессе всего цикла бурения не производился сброс раствора для регулирования содержания твердой фазы. Темп наработки раствора снизился в 4 раза. Сравнительный анализ показателей работы долот по скважинам Федоровского, Локосовского и Мамонтовского месторождений, пробуренным с использованием промывочной жидкости, обработанной ГКЖ-10 и КМЦ-600, а также промывочной жидкости, обработанной по применяемой ранее технологии (с добавкой нефти), показал, что наряду с отмеченными выше положительными свойствами в рассматриваемых скважинах получено увеличение механической скорости и проходки на долото в ПО «Сургутнефтегаз» - на 19,8 и 4,3%, в ПО «Юганскнефтегаз» - на 16,5 и 12,7%.

ГКЖ - малоопасный реагент, имеет достаточно высокие значения предельно-допустимой концентрации (ПДК) в воде рыбохозяйственных водоемов - 1 мг/л и в водных объектах хозяйственно-питьевого и культурно-бытового

использования - 2 мг/л. Буровой раствор на основе ГКЖ-10 и КМЦ-600 относится к веществам 4 класса опасности, на него разработан токсикологический паспорт.

Рецептура на основе ГКЖ-10 и КМЦ-600 стала основной при бурении скважин предприятиями Главтюменнефтегаза. С 1978 года, когда началось широкое внедрение промывочных жидкостей на основе ГКЖ-10, по 1984 год с применением данной рецептуры пробурено 2550 скважин с объемом проходки 6,55 млн.м горных пород, что составило 27,6% от общего объема проходки на растворах с ГКЖ-10. Потребность ГКЖ-10 в 1986 году составила 9,5 тыс.т, на 1990 год планировалось 13,24 тыс.т и к 2000 году - 15,56 тыс.т.. Экономическая эффективность в ценах 1986 года составила 1500 руб. на скважину. Учитывая перспективность принятого направления нами совместно с Шапатиным A.C. (институт ГНИИХТЭОС, г. Москва), Миллер М.Г. (СибНИИНП) были начаты работы по созданию порошкообразных кремнийорганических соединений (КОС) как реагентов комплексного действия для буровых растворов. Проведена патентная проработка, выпущен опытный образец, однако из-за отсутствия финансирования работы были прекращены.

С середины 80-х годов, из-за отсутствия необходимого объема поставок ГКЖ-10 (при потребности в 1986 году 9,5 тыс.т фактически Главтюменнефте-газу было поставлено 2,5 тыс.т.) по результатам исследовательских работ Ша-рипова А.У. (институт ЗапСибНИГНИ, г.Тюмень) стали широко использоваться промывочные жидкости на основе импортных акриловых полимеров. Однако, применение их, особенно при бурении скважин с большими отклонениями забоев от вертикали, требует использования эффективных смазочных добавок. Поскольку одним из важнейших требований является экологическая безопасность смазочных добавок, то основой для их получения могут стать, главным образом, природные продукты.

В СибНИИНП (совместно с Сидоровым A.A., Ядрышниковой JI.M., Миллер М.Г., Зариповым С.З.), Главтюменнефтегазе (Кикоть А.И., Кордиалик А.В) и опорно-показательном рыболовецком колхозе (ОПРК) имени С.М.Кирова, г.Таллин (Аси А.А, Терас Ю.П., Сутт У.М.) проведены исследования по разработке и получению смазочной композиции на основе рыбожировых отходов консервного производства (патенты РФ № 1737007, 1738820). На ее основе совместно с Лушпеевой O.A., Зайко В.И., Наумовым В.И. разработана рецептура бурового раствора, которая прошла промышленные испытания в производственных объединениях «Сургутнефтегаз» и «Юганскнефтегаз» (A.c. № 1821489). Рецептура, технология приготовления и применения буровых растворов, содержащих порошкообразную добавку на основе рыбожировых отходов, прошла приемочные испытания и комиссией ассоциации «Тюменнеф-тегаз» в 1990 году рекомендована в промышленную эксплуатацию.

В лабораторных условиях проведены исследования образцов опытной партии на естественных глинистых растворах, приготовленных из глин геологического разреза. Определялись триботехнические и технологические показа-

тели бурового раствора. В качестве базы сравнения использовали промысловую нефть и смазки отечественного и импортного производства Спринт, ЭКОС-Б, ФК-2000, LUBE -167. Оценка смазочной способности производилась по коэффициенту трения пары «металл-металл» при нагрузке 1,03 МПа на приборе фирмы OFI, США (ЕР/LUBRICITY TESTER model 21200), коэффициенту трения скольжения груза по глинистой корке на приборе КТК-2.

Исследования показали, что смазочная добавка на основе продуктов переработки рыбы (CP) является самой эффективной среди исследованных продуктов. Это можно объяснить образованием прочных хемосорбционных связей с металлическими поверхностями, не разрушающихся даже при высоких контактных нагрузках, а частичная нейтрализация жирных кислот, входящих в состав продуктов переработки рыбы, способствует эмульгированию их в буровом растворе, и обеспечивает их полноценную доставку к трущимся металлическим поверхностям. Смазочная добавка CP совместима со всеми реагентами -стабилизаторами буровых растворов и не требует изменения в технологии их приготовления и применения. Широкомасштабному внедрению промывочных жидкостей с добавкой CP предшествовала разработка РД 39-0148070-0001-91 «Инструкция по применению смазочной добавки на основе рыбожировых отходов при бурении скважин в Западной Сибири», Тюмень, 1991г.

Экономический эффект от применения смазочной добавки на основе рыбожировых отходов формировался за счет увеличения срока службы бурового инструмента, сокращения времени на проработки, вследствие уменьшения сальникообразования на трубах и составил в среднем 123,4 тыс.рублей на 1 скважину в ценах 1998 года.

Экологической экспертизой смазочная добавка отнесена к 4 классу малоопасных веществ. Львовским отделением института биохимии им. А.В.Палладина АН УССР величина ПДК для воды рыбохозяйственных водоемов определена 0,4 мг/л.

Проведены исследования возможности производства CP на рыбозаводах Тюменской области. Актуальность решения несомненна. Во-первых, организация производства рядом с потребителями, значительно снижаются транспортные расходы, тем самым уменьшается цена продукта, во-вторых, у рыбозаводов появляется возможность утилизации своих отходов, т.е. решается проблема экологического характера.

На основе обследования отходов комбинатов, лабораторных испытаний рыбной жиромассы установлено, что суммарный возможный объем производства смазочных добавок по трем рыбокомбинатам Тюменской области (Салехардский, Ханты-Мансийский, Сургутский) составляет 880 т. Это позволит при расходе CP в количестве 0,5 т/скв. обработать буровые растворы на 1760 скважинах, что в 1990 году составляло 17% от общего объема бурения. С учетом увеличения объемов производства рыбокомбинатов количество скважин, бурящихся с применением CP, может достигнуть 20-30% .

Все новые разработки в области рецептур буровых растворов, включаемые в проекты строительства скважин, оцениваются не только с точки зрения их токсичности, влияния на водоемы рыбохозяйственного назначения, но и воздействия их фильтратов на проницаемость кернов. Совместно с Балуевым A.A. исследованы фильтраты буровых растворов на основе реагентов: 1) Кеш-Pas и POLY-KemD; 2) КМЦ-600 и ГКЖ-10 ; 3) Stabilose. Лабораторные исследования проводились на установке УИГПС-1М с усовершенствованной схемой обвязки, позволяющей прокачивать через образец керна две различные жидкости, последовательно в противоположных направлениях.

Установлено, что при воздействии фильтратов исследуемых буровых растворов на керны продуктивных пластов типа АСд.ю Лянторского и АС7.8 и АС? Быстринского месторождений коэффициенты восстановления проницаемости составляют от 63,2% до 88,7%.

Экспериментальными исследованиями, проведенными совместно с Пани-каровским В.В., Сауниным В.И., Касовым А.С, установлено, что при воздействии фильтратов бурового раствора на основе ГКЖ-10, КМЦ-600 и рыбожиро-вой смазки обеспечиваются достаточно высокие значения коэффициента восстановления проницаемости, что подтверждено результатами освоения скважин.

Пятый раздел посвящен анализу и формированию системы проектирования строительства скважин на основе технико-технологических регламентов и авторского надзора за реализацией заложенных в них решений. В этом же разделе показаны проблемы организационного характера, определены направления дальнейших исследований по повышению качества строительства скважин (совместно с Добрянским В.Г.).

Показано, что необходима обратная связь между проектировщиком и исполнителем работ - буровой организацией, а также потребителем - нефтедобывающим предприятием. Основой ее является авторский надзор за исполнением проектных решений. Принятая и хорошо отлаженная схема: «разработка регламента и проекта - строительство опорно-технологических скважин с участием исполнителей проекта - корректировка проекта» обеспечивает поддержание и совершенствование научно-технического уровня проектирования и исполнения.

На основе технико-технологических регламентов, разработанных в СибНИИНП с учетом результатов научно-исследовательских и опытно-промышленных работ, с 1995 по 1999 годы почти для всех нефтяных компаний, работающих в Западной Сибири, реализовано 160 проектов строительства добывающих, водонагнетательных, разведочных скважин, в том числе для бурения горизонтальных скважин - 17, с экологически малоопасной технологией - 26 проектов.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В результате научного обобщения и исследования технико-экономических и экологических проблем развития буровых работ в Западной Сибири решена важная научно-техническая проблема выбора методов повышения качества строительства и эксплуатационной надежности кустовых наклонно направленных скважин на основе применения автоматизированного проектирования и управления, наукоемких технологий и организационных мероприятий, снижающих техногенное воздействие на окружающую среду.

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

1. Теоретическими исследованиями, в результате анализа и обобщения фактического материала по добывающим скважинам, эксплуатируемым механизированным способом (объем выборки 1400 скважин), установлено, что преобладающее влияние на отказ ВСО оказывает пространственная интенсивность искривления. Установлены ее допустимые значения по интервалам профиля, которые включены в РД 39-0148070-6.027-86 (Изменение № 1). Научно обосновано, что величина максимального зенитного угла наклонно направленных скважин должна выбираться с учетом конкретных технико-экономических условий разработки месторождения, удельных суммарных затрат на их строительство, обустройство и последующую эксплуатацию.

2. На основе технологических требований, сформулированных в РД 39-2-171-79, теоретических исследований и промысловых испытаний разработана САПР очередности бурения и профилей наклонных скважин, бурящихся с одной кустовой площадки. Эксплуатация САПР позволила обеспечить научно-обоснованное проектирование схем разводки скважин, что исключило вероятность пересечения стволов из-за влияния субъективного фактора, способствовало уменьшению числа корректировок и случаев перебуривания и в целом повысило эффективность буровых работ.

3. Впервые для условий месторождений Западной Сибири выбраны и обоснованы критерии и методы управления искривлением и алгоритм их реализующий. Разработана АСУ ТП искривлением наклонных скважин (АСУ «Оператор»), которая была принята в промышленную эксплуатацию в УБР Главтю-меннефтегаза. Научно-технический уровень системы соответствует мировому. Экономическая эффективность от внедрения АСУ «Оператор» достигается за счет сокращения затрат на проведение незапланированных рейсов с отклоните-лем, перебуривание отдельных участков стволов скважин из-за нарушения профиля, содержание инклинометрической партии по корректированию параметров кривизны.

4. Теоретическими и экспериментальными исследованиями и большим объемом опытно-промышленных работ определена возможность использования гидрофобизирующих кремнийорганических жидкостей (ГКЖ) в качестве до-

бавки к буровому раствору для бурения наклонно направленных скважин, обеспечивающей ему повышенную смазочную способность, что впервые для условий месторождений Западной Сибири позволило исключить нефть и нефтепродукты из обработки раствора и приступить к созданию экологически малоопасных промывочных жидкостей. В периоде 1978 по 1984 годы пробурено 2550 скважин с объемом проходки 6,55 млн.м с применением рецептуры на основе ГКЖ-10 и КМЦ-600, что составило 27,6% от общего объема проходки на растворах с ГКЖ.

5. Созданы научные предпосылки для организации в России крупнотоннажного производства порошкообразных кремнийорганических соединений (КОС) как реагентов комплексного действия для буровых промывочных жидкостей.

6. Теоретически обоснованы, экспериментально подтверждены и реализованы на практике способ получения, смазочная композиция и рецептура бурового раствора на основе рыбожировых отходов (патенты РФ 1737007, 1738820, A.c. 1821489). Рецептура, технология приготовления и применения буровых растворов, содержащих порошкообразную смазочную добавку, прошла приемочные испытания и комиссией ассоциации «Тюменнефтегаз» с 1990 года рекомендована в промышленную эксплуатацию. Объем внедрения за период с 1991 по 1998 год составил 1365 скважин.

7. Экспериментальными исследованиями установлено, что рецептура бурового раствора на основе ГЮК-10, КМЦ-600 и рыбожировой смазки обеспечивает достаточно высокие значения коэффициента восстановления проницаемости, что подтверждено результатами освоения скважин.

8. Для всех реагентов и рецептур промывочных жидкостей проведены сани-тарно-токсикологические и органо-лептические исследования и определены значения ПДК в рыбохозяйственных водоемах. Разработаны токсикологические паспорта, что позволило включать их в проектно-сметную документацию на строительство скважин в природоохранных зонах.

9. Результаты теоретических, экспериментальных и промысловых исследований легли в основу руководящих документов, инструкций, технико-технологических регламентов, по которым осуществляется проектирование и строительство скважин в Западной Сибири.

Основные положения диссертации опубликованы в следующих печатных работах:

1. Сушон Л.Я., Багаутдинов Р.Х., Бастриков С.Н. Экспериментальное исследование влияния смазывающих добавок к промывочной жидкости на силы сопротивления в наклонной скважине / Тр. Гипротюменнефтегаза. - Тюмень, 1974. - Вып. 39. - С. 26-32.

2. Сушон Л.Я., Багаутдинов Р.Х, Журавлев B.C., Бастриков С.Н. Исследование влияния добавок нефти к промывочному раствору на величину сил сопро-

тивления движению колонны труб в наклонной скважине / Науч.техн.сб. Проблемы нефти и газа Тюмени. - Тюмень: ЗапСибНИГНИ, 975.- Вып. 25.-С.29-31.

3.Багаутдинов Р.Х., Сушон Л.Я., Бастриков С.Н. Номограмма для определения угла остановки отклонителя на забое / Нефт.хоз-во. М.:Недра,1975.-Вып. 5.

4. Сушон Л.Я., Багаутдинов Р.Х., Кувандыков И.Ш., Бастриков С.Н. Исследование эмульсионных глинистых растворов с целью выбора эффективных эмульгаторов / Науч.техн.сб. Проблемы нефти и газа Тюмени. - Тюмень: ЗапСибНИГНИ, 1976. - Вып. 30. - С. 16-18.

5. Казьмин A.B., Сушон Л.Я., Багаутдинов Р.Х., Бастриков С.Н. Кремнийор-ганические добавки к буровым растворам для снижения сил трения в стволе наклонной скважины / Тр. СибНИИНП. - Тюмень, 1977.- Вып. 7. С. 26-29.

6. Козубовский А.И., Багаутдинов Р.Х., Бастриков С.Н., Горский А.Г. и др. О смазочных свойствах буровых растворов с добавками ГКЖ-10 / Экспресс-информ. Сер. Бурение. - М.: ВНИИОЭНГ, 1977. - Вып. 1. - С. 20-22.

7. Бастриков С.Н., Сушон Л.Я., Казьмин A.B., Козубовский А.И. и др. Гид-рофобизирующая кремнийорганическая жидкость - смазочная добавка к буровым растворам / Информлисток № 36-78, УДК 547, 245, 621, 89. - Тюмень: МЦНТИ, 1978.

8.Бастриков С.Н. Анализ аварийности при бурении наклонных скважин в районах распространения многолетнемерзлых пород / Тр. СибНИИНП. -Тюмень, 1980. - Вып. 19. - С. 56-65.

9. Бастриков С.Н. Улучшение смазочной способности буровых растворов при бурении наклонных скважин / Тр.СибНИИНП.-Тюмень,1981.-Вып.21.-С. 10-27.

10'. Бастриков С.Н., Емельянов П.В. Исследование возможности разводки восьмидесяти наклонных скважин с одной кустовой площадки с помощью ЭВМ / Тр. СибНИИНП. - Тюмень, 1984. - С. 75-82.

11. Бастриков С.Н. Опыт разработки и внедрения промывочной жидкости с улучшенными смазочными свойствами при бурении наклонно направленных скважин / Тр. СибНИИНП. - Тюмень, 1985. - С. 42-45.

12. Сушон Л.Я., Емельянов П.В., Кауфман Л.Я., Бастриков С.Н. Система автоматизированного проектирования очередности бурения и профилей наклонных скважин, бурящихся с одной кустовой площадки / Нефт.хоз-во. М.: Недра, 1985.-Вып. И.

13. Бастриков С.Н, Емельянов П.В., Кауфман Л.Я. Система автоматизированного проектирования (САПР) профилей наклонных скважин, бурящихся с одной кустовой площадки / Информ.листок № 85-28, УДК 622. 243.23. - Тюмень: МЦНТИ, 1985.

14. Бастриков С.Н., Емельянов П.В., Куртеков A.B. Технология бурения наклонно направленных скважин с кустовых площадок на нефтяных месторождениях Западной Сибири / Проспект ВДНХ СССР Т-06345 от 30.01.86. - М.: ВНИИОЭНГ, 1986. - Вып. 28.

15. Бастриков С.Н. Качество проводки наклонно направленных скважин в Главтюменнефтегазе и основные направления его повышения в XII пятилетке / Тр. СибНИИНП. - Тюмень, 1986. - С. 4-8.

16. Бастриков С.Н., Сафиуллин М.Н., Емельянов П.В., Муллагалиев Р.Т. Совершенствование профилей наклонных скважин с целью повышения эффективности эксплуатации насосного оборудования / Тр. СибНИИНП. - Тюмень,

1986.-С. 8-17.

17. Сафиуллин М.Н., Белов В.И., Емельянов П.В., Бастриков С.Н. и др. Строительство нефтяных скважин в Западной Сибири / Экспресс-информ. Сер. Бурение. - М.: ВНИИОЭНГ, 1987. - Вып. 9.

18. Сафиуллин М.Н., Бастриков С.Н., Евченко B.C., Плясунов А.И., Ханов K.M., Горохов Н.С. Технико-экономическая оценка строительства, обустройства и эксплуатации скважин кустовым методом в Западной Сибири / Экспресс-информ. Сер. Экономика нефтяной промышленности. - М.: ВНИИОЭНГ,

1987. - 52 с.

19. Бастриков С.Н., Евченко B.C. Технология бурения и механизированной эксплуатации наклонно направленных скважин с рациональным профилем / Проспект ВДНХ СССР Т-01644 от 12.02.87. - М.: ВНИИОЭНГ, 1987.- Вып. 710.

20. Сушон Л.Я., Емельянов П.В., Бастриков С.Н. Технология бурения куста наклонно направленных скважин на нефтяных месторождениях / Проспект ВДНХ СССР от 01.03.88. -М.: ВНИИОЭНГ, 1988.-Вып. 1474.

21. Бастриков С.Н., Шешукова Г.Н. Автоматизированная система расчета конструкции эксплуатационной колонны с учетом фактической интенсивности искривления ствола наклонной скважины «Колонна» / Информ. Листок № 18-88, УДК 622.245.4.001.2 - Тюмень: МЦНТИ, 1988.

22. Бастриков С.Н., Емельянов П.В., Кауфман Л.Я. Автоматизированная система управления искривлением наклонных скважин «Оператор» / Ин-форм.листок№ 11-88, УДК622.243.272.8. -Тюмень: МЦНТИ, 1988.

23. Емельянов П.В., Бастриков С.Н., Мельницер З.П. Применение ЭВМ при проектировании строительства наклонных скважин в Главтюменнефтегазе / Тр. СибНИИНП. - Тюмень, 1988. - С. 4-10.

24. Бастриков С.Н., Емельянов П.В., Куртеков A.B. и др. Опыт эксплуатации автоматизированной системы управления искривлением наклонных скважин «Оператор» в Нефтеюганском УБР-1/Tp. СибНИИНП.-Тюмень, 1988.-С. 10-15.

25. Зверева H.A., Бастриков С.Н., Зарипов С.З., Попов В.В., Дубасов А.Ф. Опытно-промышленные работы по применению полимеров при бурении скважин на месторождениях ПО «Пурнефтегаз» / Тр. СибНИИНП. - Тюмень, 1990. - С. 25-28.

26. Бастриков С.Н., Емельянов П.В., Кауфман Л.Я.Мельницер З.П. Автоматизация проектирования строительства наклонно направленных скважин / Экспресс-информ. Сер. Стр-во нефтяных и газовых скважин на суше и на море. - М.: ВНИИОЭНГ, 1991. 31с.

27. Бастриков С.Н., Куртеков A.B., Бородавкин B.C., Корабельников М.И. Разработка и промышленные испытания технологии бурения наклонно направленных скважин турбобуром диаметром 172 мм / Тр. СибНИИНП. - Тюмень, 1991. -С.3-6.

28. Зарипов С.З., Бастриков С.Н., Сидоров A.A., Чистяков В.Н. и др. Перспективы применения экологически малоопасной смазочной добавки для бурения скважин/Тр. СибНИИНП. - Тюмень, 1991. - С. 13-15.

29. Возмитель В.М., Фазлыев А.Г., Винокурова JI.M., Кошелев А.Т., Бастриков С.Н. Исследование влияния параметров профиля наклонно направленных скважин на межремонтный период внутрискважинного оборудования / Тр. СибНИИНП. - Тюмень, 1991. - С. 75-80.

30. Бородавкин B.C., Бастриков С.Н., Шарифуллин Ф.М., Беляев A.C. Результаты применения безопорных долот на месторождениях Западной Сибири / Тр. СибНИИНП. - Тюмень, 1992. - С. 3-11.

31. Паникаровский В.В., Зарипов С.З., Бастриков С.Н., Саунин В.И., Касов A.C. Исследование влияния фильтратов буровых растворов на проницаемость керна / Тр. СибНИИНП. - Тюмень, 1992. - С. 52-56.

32. Бастриков С.Н., Возмитель В.М., Кошелев А.Т. Влияние параметров профиля и условий эксплуатации скважин на показатели надежности внутрискважинного оборудования / Экспресс-информ. Сер. Нефтепромысловое дело. -М.: ВНИИОЭНГ, 1992. - 40с.

33. Зарипов С.З., Бастриков С.Н., Ибрагимов Р.Х. и др. Опыт применения экологически малоопасных рецептур буровых растворов в Тюменской области /Тр. СибНИИНП. - Тюмень, 1993. - С. 198-202.

34. Бастриков С.Н., Бахир С.Ю. Кошелев А.Т. и др. Опыт проектирования строительства нефтяных добывающих скважин малого диаметра / Тр. СибНИИНП. - Тюмень, 1994. - С. 127-130.

35. Бастриков С.Н. Решение проблем экологически малоопасного бурения / Тр. СибНИИНП. - Тюмень, 1995. - С. 120-126.

36. Бастриков С.Н., Балуев A.A., Борцов В.П. Эффективный закупоривающий материал для ликвидации поглощений в нефтяных и газовых скважинах / Тр. СибНИИНП. - Тюмень, 1995. - С. 134-140.

37. Бастриков С.Н., Добрянский В .Г., Емельянов П.В. Опыт проектирования и строительства горизонтальных скважин на нефтяных месторождениях Западной Сибири / Тр. СибНИИНП. - Тюмень, 1995. - С. 95-101.

38. Добрянский В.Г., Бастриков С.Н. Оценка качества разобщения пластов продуктивной части разреза в нагнетательных скважинах / Тр. СибНИИНП. -Тюмень, 1996. - С. 117-124.

39. Бастриков С.Н., Емельянов П.В., Биишев А.Г. Определение зоны размещения кустовой площадки с учетом технологических ограничений на параметры профилей горизонтальных скважин / Тр. СибНИИНП. - Тюмень, 1997. - С. 164-172.

40. Бастриков С.Н. Разработка и реализация технико-технологических решений экологически безопасного строительства скважин на нефтяных месторождениях Западной Сибири / Тез.докл.науч.-практ.конф. Известия вузов. Нефть и газ. - Тюмень: ТюмГНГУ, 1997. - Вып. № 6. - С. 36.

41. Бастриков С.Н. Опыт проектирования и строительства горизонтальных скважин на нефтяных месторождениях Западной Сибири / Тез.докл.науч.-практ.конф. Известия вузов. Нефть и газ. - Тюмень: ТюмГНГУ, 1997. - Вып. № 6. - С. 44.

42. Добрянский В.Г., Бастриков С.Н. О надежности разобщения пластов продуктивной части разреза / Тез.докл.Тюменской науч.-техн.конф. - Тюмень, 1997.-С. 13-14.

43. Бастриков С.Н. Опыт проектирования и строительства горизонтальных скважин на нефтяных месторождениях Западной Сибири/ Тез. докл. Тюменской науч.-техн.конф. - Тюмень, 1997. - С. 14-15.

44. Бастриков С.Н. Охрана окружающей среды и недр при производстве буровых работ на нефтяных месторождениях Западной Сибири / Тез.докл. Тюменской науч.-техн.конф. - Тюмень, 1997. - С. 45-46.

45. Бастриков С.Н., Ядрышникова JI.M., Паникаровский В.В. Исследование влияния реагентов «Экогум» и «Экотех» на свойства буровых растворов и проницаемость кернов / Тр. СибНИИНП. - Тюмень, 1997. - С. 149-156.

46. Бастриков С.Н. Основные требования к проектированию схем разбурива-ния месторождений горизонтальными скважинами / Тр. СибНИИНП. - Тюмень, 1997. - С. 157-160.

47. Бастриков С.Н., Биишев А.Г. Расчет нагрузки на крюке и сил сопротивления в горизонтальной скважине/Тр. СибНИИНП. - Тюмень, 1997. -С. 161-163.

48. Бастриков С.Н., Добрянский В.Г. Состояние, проблемы и перспективы строительства скважин в Западной Сибири/Тр. СибНИИНП. - Тюмень, 1998. -С. 187-194.

49. Галузин М.Н., Бастриков С.Н. Производство буровых работ в ОАО «Юганскнефтегаз»: состояние, проблемы, перспективы / Тр. СибНИИНП. -Тюмень, 1998.- С. 195-201.

50. A.c. 505789 СССР. Установка для исследования сил сопротивления движению колонны труб в стволе скважины / Р.Х.Багаутдинов, С.Н.Бастриков, Л.Я.Сушон, В.С.Журавлев Опубл. 11.05.78МКИЕ21В 17/00,Е21В 19/00.

51. Патент 1738820 РФ. Смазочная композиция для обработки глинистых буровых растворов /Л.МДдрышникова, М.Г.Миллер, С.З.Зарипов, С.Н.Бастриков, А.А.Сидоров, Ю.П.Терас, У.М.Сутт, А.И.Кикоть, А.В.Кордиалик.-№ 4842299/03; Заявлено 14.05.90; Опубл. 07.06.92. Бюл. № 21. - 3 с.

52. Патент 1737007 РФ. Способ получения смазочного материала / Ю.П.Терас, У.М.Сутт, А.А.Аси, Л.М.Ядрышникова, М.Г.Миллер, С.З.Зарипов, С.Н.Бастриков,- № 4816637/04; Заявлено 19.04.90; Опубл. 30.05.92. Бюл. № 20. - 3 с.

53. A.c. 1821489 СССР. Буровой раствор / А.А.Сидоров, О.АЛушпеева, С.З. Зарипов, В.И.Зайко, В.И.Наумов, С.Н.Бастриков, А.И.Кикоть, А.В.Кордиалик, Ю.П.Терас, У.М.Сутг. - № 4875653/03; Заявлено 10.07.90; Опубл. 15.06.93. Бюл. № 22. - 3 с.

Соискатель - ____^__Бастриков С.Н.