автореферат диссертации по разработке полезных ископаемых, 05.15.10, диссертация на тему:Проектирование профилей пространственного типа и разработка технологий строительства горизонтальных скважин

На правах рукописи

РГб 01

- 9 яна упф

ХАРЛАМОВ КОНСТАНТИН НИКОЛАЕВИЧ

ПРОЕКТИРОВАНИЕ ПРОФИЛЕЙ ПРОСТРАНСТВЕННОГО ТИПА И РАЗРАБОТКА ТЕХНОЛОГИЙ СТРОИТЕЛЬСТВА ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ СКВАЖИН

Специальность 05.15.10 — Бурение скважин

АВТОРЕФЕРАТ диссертации па соискание ученой степени кандидата технических наук

Тюмень 2000

Работа выполнена в Тюменском государственном нефтегазовс университете (ТюмГНГУ)

Научный руководитель: Официальные оппоненты:

доктор технических наук, профессор Зозуля Г.П. доктор технических наук, профессор Кошелев А.Т. кандидат технических наук, доцент Алексеев Г.А.

Ведущее предприятие: Тюменский научно-исследовательский и

проектный институт нефтяной и газовс промышленности (СибНИИНП)

Защита состоится 18 июня 2000 года в 15 часов на заседай! диссертационного совета Д 064.07.03 при Тюменском государственнс нефтегазовом университете по адресу: 625039, Тюмень, ул. 50 Лет Октябр 38.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Тюменско] государственного нефтегазового университета по адресу: 625000, Тгомен ул. Володарского, 38.

Автореферат разослан 18 мая 2000 г.

Ученый секретарь диссертационного совета, доктор технических наук, профессор

В.П. Овчинников

Общая характеристика работы

Актуальность проблемы. Существенным отличием нового этапа разработки месторождений в Западной Сибири является устойчивая тенденция к ухудшению структуры запасов, необходимости вовлечения в разработку низкопроницаемых сложнопостроенных залежей.

В связи с этим освоение новых технологий, позволяющих повысить показатели разработки, коэффициенты нефтеизвлечения, производительность малодебишых скважин, является первоочередной задачей.

Так, наряду с применением гидроразрыва пласта (ГРП), новейших методов и материалов при обработке призабойной зоны (ОПЗ) наклонно-направленных скважин в ОАО «Сургутнефтегаз», начиная с 1991 года, активно внедряется технология строительства горизонтальных скважин (ГС), что позволило значительно повысить как текущие, так и прогнозные показатели разработки на Федоровском (пласты АС4. g), Конитлорском (пласт БСм), и других месторождениях. Принятая технологическая схема разработки пластов АС4-8 Федоровского месторождения предусматривает бурение более 1000 горизонтальных скважин со средней длиной горизонтального участка 550-600 м. Темпы строительства ГС на Федоровском месторождении составляют 80-90 скважин в год, а всего к настоящему времени на месторождении пробурено более 250 таких скважин.

В то же время ряд проблем технологического и методического характера остается нерешенным и требует дальнейших исследований и промышленной апробации, в том числе:

- повышение точности измерений параметров траектории ствола геофизическими приборами;

- сложность методического обеспечения и технологического сопровождения привязки точки входа в пласт;

- оптимизация длины и формы горизонтального участка в зависимости от конкретных, геолого-физических свойств коллектора и технических условий скважины;

- оценка качества вскрытия продуктивного пласта в горизонтальном участк определение величины скин-эффекта, влияния технологических параметров стро) тельства скважин на их добывные возможности;

- необходимость селективного вызова притока пластового флюида из различны интервалов горизонтального участка в процессе освоения скважины.

Ограничения, предъявляемые к ориентации горизонтального участка по азиму ту и нефтенасыщенной мощности пласта, определяют сложность проектироваши профиля ГС и его практической реализации. В этой связи, правильный выбор и расчет профиля пространственного типа, определение интервалов набора зенитного угла и азимута с учетом существующих технологических возможностей и требований к условиям эксплуатации подземного оборудования являются актуальной проблемой повышения качества строительства ГС.

Эффективность применения ГС во многом зависит от выбора оптимальной длины горизонтального участка, способа заканчивания скважины, оборудования низа эксплуатационной колонны и других факторов, характеризующих совершенство вскрытия продуктивного пласта, что является весьма актуальной технико-технологической задачей.

Цель работы. Повышение качества строительства и продуктивности горизонтальных скважин в Западной Сибири путем оптимизации длины горизонтального участка и профиля пространственного типа.

Основные задачи исследований

1. Анализ применяемых при строительстве ГС профилей (на примере Федоровского месторождения) и выявление путей их совершенствования.

2. Разработка методических основ проектирования профиля пространственного типа ГС.

3. Анализ продуктивности, разработка методики выбора оптимальной длины горизонтального участка, выбор способа заканчивания.

4. Детальные лабораторные исследования литолого-петрофизических свойств на примере неустойчивых пород кровли ачимовской свиты и разработка рекомендаций по предотвращению характерных для Западной Сибири осложнений при бурении ГС.

5. Технико-экономическая оценка полученных результатов, опытно-промышленное внедрение, разработка нормативной документации.

Научная новизна

1. Разработаны научно-методические основы расчета профиля пространственного типа горизонтальных скважин с учетом оптимизации длины горизонтального участка и точности измерения текущего азимута относительно географических координат.

2. Обоснованы граничные условия начала обрушения стенок скважины в зависимости от угла входа в пласт.

3. Детально изучен вещественный состав неустойчивых пород кровли ачимов-ских отложений, объяснен механизм и разработаны рекомендации по предупреждению возможных осложнений.

Практическая ценность. В работе приведены методические основы, которые позволяют с использованием существующих программных средств оптимизировать и реализовать профиль ГС пространственного типа как на стадии проектирования, так и в процессе строительства скважин.

Такой подход позволил разработать рекомендации, которые нашли применение при составлении следующих регламентирующих документов, действующих в настоящее время в ОАО «Сургутнефтегаз»: РД 5753490-008-98 «Технологический регламент на проектирование и строительство нефтяных скважин (наклонно направленное бурергие)»; РД 5753490-010-98 «Технологический регламент на проектирование и строительство нефтяных скважин (освоение и испытание скважин на продуктивность)»; РД 5753490-5753490-009-98 «Технологический регламент на проектирование и строительство нефтяных скважин (крепление скважин)»; РД 5753490-006-98 «Технологический регламент на проектирование и строительство нефтяных скважин (буровые растворы)»; РД 314170707-004-97 «Технологический регламент на проектирование и строительство нефтяных скважин (бурение горизонтальных скважин)».

Апробация работы. Основные положения диссертационной работы докладывались на Международной научно-практической конференции «Энергосбережение при освоении и разработке месторождений Западно-Сибирского региона» (Тюмень; ЗапСибГазпром, 1997), на первой и второй Всероссийских научно-

технических конференциях «Моделирование технологических процессов бурени добычи и транспортировки нефти и газа на основе современных информационны технологий» (Тюмень, ТюмГНГУ, соответственно, 1998 и 2000), Международно научно-практической конференции «Ресурсосбережение в топливт

энергетическом комплексе России» (Тюмень, ЗапСибГазлром, 1999), Российскс научно-пракгаческой конференции «Состояние, проблемы, основные направлеш развития нефтяной промышленности в 21 веке» (Тюмень, СибНИИНП, 2000), нау но-производственных и научно-технических советах ОАО Сургутнефтегаз, засед ниях и семинарах кафедр «Бурение нефтяных и газовых скважин» и «Ремонт и во становление скважин» ТюмГНГУ.

Публикации. Основные положения диссертационной работы опубликован в 16 печатных работах, в том числе двух авторских свидетельствах и одном патен РФ.

Объем и структура работы. Диссертационная работа состоит из введени четырех разделов, основных выводов и рекомендаций, списка использованных и точнихов из 125 наменований работ отечественных и зарубежных авторов. Объе работы 140 страниц машинописного текста, 18 рисунков, 26 таблиц и 1 приложени Автором получен ряд теоретических и практических результатов совместно профессорами, докторами технических наук Кузнецовым Ю.С., Батуриным IO.I Овчинниковым В.П., Зозулей Г.П., кандидатами технических наук Шенбергерс В.М., Балуевым A.A., Шешуковой Т.Н.

На различных этапах работы большую помощь оказывали опытные произво ственники Щавелев Н.Л., Ерохин В.П., Наумов В.И., Долгов В.Г. и другие.

Автор приносит свою признательность и благодарность научному руковод телю Зозуле Григорию Павловичу.

Содержание работы Во введении обоснована актуальность темы диссертации, определены цели задачи исследований, сформулированы научная новизна и практическая ценной даны общая характеристика и назначение работы.

В первом, разделе проведен анализ состояния вопроса, основанный на результатах исследований, разработках технологий проектирования, бурения и эксплуатации горизонтальных скважин на примере Федоровского месторождения.

Практика бурения ГС на месторождениях ОАО «Сургутнефтегаз» показывает, что для размещения горизонтальных участков в пласте в соответствии с технологической схемой разработки, необходимо использовать сложные профили пространственного типа, соблюдая при этом все ограничения, накладываемые на траекторию требованиями проекта разработки и технологическими возможностями бурового предприятия. В настоящее время как отечественными, так и зарубежными исследователями достаточно глубоко разработаны вопросы теории управления траекторией скважины различными типами компоновок низа бурильной колонны (КНБК), предложены формулы и методики расчета профилей наклонно-направленных скважин.

Однако при кустовом методе разбуривания месторождений и заданном направлении ГС являются искривленными в пространстве, то есть кроме контроля изменения зенитного угла осуществляется управляемое изменение азимута для обеспечения заданного сеткой разработки положения горизонтального участка в пласте. Горизонтальные проекции скважин, характерные для Федоровского месторождения, включают участки отхода от заданного направления, стабилизации его, а затем -выход на проектное направление горизонтального участка (рисунок 1).

Рисунок 1 - Горизонтальная проекция скважин

Пространственное искривление наклонно направленных участков стволов при входе в пласт характеризуется изменением начального азимута и составляет в среднем 52 град, (в некоторых скважинах оно превышает 120 град). Распределение интенсивности изменения азимутальных углов на интервалах длиной 10 м показано на рисунке 2.

Особенностью бурения горизонтальных скважин является наличие больших интервалов стабилизации или малоинтенсивного изменения азимутального угла и ограниченных по длине участков ствола, где происходит резкое изменение направления скважины.

Рисунок 2 - Распределение интенсивностей изменения азимутальных углов на интервалах длиной 10м по интерполированным инклинограммам горизонтальных скважин Федоровского месторождения Оперативный контроль параметров траекторий ГС на месторождениях ОАО «Сургутнефтегаз» осуществляется телеметрическими системами измерения параметров в процессе бурения (МЖ) 650 фирмы Зреггу-Бип) и магнитными инклинометрами ИОН-1. Независимый контроль параметров кривизны периодически проводится гироскопическими инклинометрами (ИГМ 73-120/60) в обсаженном стволе.

Вертикальная проекция траектории горизонтальной скважины, построенная по замерам ИОН-1, достаточно точно повторяет вертикальную проекцию, построенную по замерам телесистемы с некоторым допуском, вызванным разницей в замерах зенитного утла и отметках глубин.

Бурение ГС, в связи с требованиями к траекториям горизонтальных участков (допустимый «коридор» допуска составляет ±1 м по вертикали), осуществляется по методике, разработанной фирмой Бреггу-Зип. Суть методики состоит в уменьшении длины диамагнитных утяжеленных бурильных труб (УБТ), включенных в КНБК ниже зонда телесистемы, для максимального приближения датчиков к забою скважины. В замерах необходимо использование значения абсолютного азимута, скорректированного на величину магнитного влияния бурильной колонны в точке замера, накладываемого на магнитное поле Земли.

На основании полученных результатов был сделан вывод о том, что методика «коротких» диамагнитных УБТ, с помощью которой проводятся скважины на месторождениях ОАО «Сургутнефтегаз», позволяет определить азимут с точностью, зависящей от величин магнитной напряженности и угла входа силовых линий магнитного шля, пересчитанных по специальным программам или полученных магнитной съемкой в месте проведения работ. При этом отсутствие информации о характеристике магнитного поля в точке замера в ряде случаев приводит к неверной интерпретации координат текущего забоя. Поэтому для скважин Федоровского месторождения была проведена сравнительная оценка траекторий, параметры которых рассчитывались по результатам различных измерительных систем. Основной анализ выполнен для замеров магнитными и гироскопическими инклинометрами (таблица 1), а дополнительно для двух скважин (523б, 5097) -по замерам системой Зрегту-Бип (таблица 2). Результаты анализа продемонстрировали увеличение расхождений в показаниях различных измерительных систем при проводке скважин в направлении «Восток-Запад», доказывая тем самым необходимость проектирования горизонтального участка и пространственного положения траектории ствола с учетом точности замеров азимута.

Таблица 1 - Результаты анализа погрешности значений азимута по замерам

магнитным инклинометром (ИОН-1) и гироскопом (ИГМ)

Азимутальное направление ствола Абсолютная погрешность азимута, град.

по рассматриваемому фонду д ля скважин с зенитным углом

менее 40 град. более 60 град.

Юг-Север 2.29 4,39 0,74

Восток-Запад 9.08 11,7 1,87

Таблица 2 - Результаты сравнения абсолютной погрешности значений азимута по замерам магнитным, гироскопическим инклинометрами и системой Зрепу-Бип

Азимутальное направление ствола Абсолютная погрешность азимута от типа измерительных систем, град.

гироскоп-магнитный инклинометр магнитный инклинометр-Sperry-Sun гироскоп -Sperry-Sun

Юг-Север 4.4 0.6 4.8

Восток-Запад 14.96 1.89 16

Приведенные результаты исследования погрешности измерения азимута позволяют сделать вывод о необходимости учета изменяющихся по стволу допуско! отклонения скважины от проектной траектории.

Таким образом, анализ фактических профилей ГС на Федоровском месторождении доказывает необходимость создания принципиально новой методики проектирования, обеспечивающей учет технико-технологических и геологических ограничений и позволяющей рассчитать наиболее оптимальный вариант требуемого профиля.

Во втором разделе проведен анализ существующих и разработка новой методики расчета профилей горизонтальных скважин.

Теоретические основы проектирования траекторий наклонно-направленных и горизонтальных скважин описаны в работах отечественных исследователей: Александрова М.М., Ангелопуло O.K., Бронзова A.C., Буслаева В.Ф., Васильева Ю.С., Григоряна A.M., Григоряна H.A., Гулизаде М.Л., Ишемгужина Е.И., Кагарманова Н.Ф., Калинина А.Г., Кауфмана Л.Я., Мавлютова М.Р., Оганова С.А., Попова А.Н., Спивака А.И., Сулакшина С.С., Султанова Б.З., Сушона Л.Я. и другие. Этим вопросам посвящены труды ряда зарубежных ученых (Г. Вудс, А. Лубинский, У.Дж. Ланг, Т.М.Уоррен, У. Дагински, Ф.К. Краус, Г.Наззал и другие).

Глубокие исследования и анализ качества строительства наклонно-направленных скважин на месторождениях Западной Сибири проводились ведущими учеными и специалистами Батуриным Ю.Е., Бастриковым С.Н., Емельяновым П.В., Зозулей Г.П., Юпосовым A.A., Кузнецовым Ю.С., Кошелевым А. Т., Куксовым

А.Н., Кучумовым Р.Я., Медведским Р.И., Овчинниковым В.П., |Сафиулдиным М.Щ Шенбергером В.М. и др.

Алгоритм расчета профиля пространственного типа по разработанной нами методике представлен на рисунке 3. На первом этапе в программу расчета вводятся исходные данные и ограничения, а затем строится предполагаемый пространственный профиль. На втором этапе по программам проектирования профиля рассчитываются отдельные элементы и интервалы с контролем соответствия их проектным ограничениям. При этом количество интервалов совместного и отдельного изменения зенитного угла и азимута может варьироваться от одного - до семи и более. На третьем этапе на основании критериев оптимизации принимается решение о завершении или продолжении процедуры проектирования профиля, корректируется пространственный профиль и рассчитывается интенсивность изменения пространственного угла. Расчет проектных параметров производится с учетом ошибки измерения азимута, что особенно важно при большой протяженности горизонтального участка и его ориентации относительно географических координат.

В третьем разделе приводятся результаты многокритериального анализа по оценке степени влияния протяженнности горизонтального участка (/) на добывные возможности скважин, которые можно оценить по формуле:

¿ = 0/7. (1)

где Б - дебит, т/сут; (1 - удельный дебит, т/сут.м; / - длина горизонтального участка, м.

Под длиной горизонтального участка (/) в работе для условий анализируемого фонда скважин принят интервал от места установки пакера {Ьп) до забоя (Ьз)

I = Ьп-Ьз . (2)

С учетом количественных и качественных свойств пробуренной и эксплуатируемой скважины можно выделить конечное множество переменных (V;), практически полно описывающих ее функционирование в виде характеристического вектора (V):

Задание на проектирование

Эксплуатационные требования

Технологические требования

-Длина горизонтального участка

- Точка входа в пласт

- Интервал установки ЭЦН

- Ограничения интенсивности искривления и максимального зешпного угла

- Ограничения отклонений по вертикали при ¡.бтоении горизонтального участка

- Предельно допустимые по глубине интервалы корректировки траектории

- Минимально возможный радиус искривления

Точность замера параметров траектории

- Максимально возможная длина горизонтального участ

- Наиболее приемлемые по литологическим и физико-механическим свойствам пород интервалы корректировки траектории

Построение "идеального" профиля

Расчет интервалов веотикалыюй пооекиии

Расчет интервалов горизонтальной пооекцин

стабилизации зенитного угла

изменения азимутального угла

стабилизации азимутального угла_)

¿«0,01745Л(а,-а,)

[а = Я (со Б а, - сова,) а = д (втбсд - зша,)

Ь-О,01745 Д (о,-в,) а - К (со! а, -со» а,) Л = Я (яп а, -вш с2)

Ь = Л/со я а, а = Л г,

х - I л»,.г - Е д>\. г = £ лг, . | = 1.....п

Алт, -- Л/, 5ща, со$(<рпр - <р1) Лу, = Л/, бш а, 5ш (<р^ ~ (р() Д2, — АI, со5 а,

Расчет пространственного угла

. „ ■ Г- 1 Дя 2

ДV = 2агсзш Ьт -

--Нйш —- ьиг а ,

2 2 "

Построение пространственного профиля

Формирование критериев оптимального профиля

Принятие решения

Рисунок 3 - Алгоритм расчета профиля пространственного типа

Это является сложной задачей, решаемой на основе изучения свойств пород и особенностей процессов, происходящих при эксплуатации горизонтальных скважин, технологических и технических параметров строительства скважин.

Основными параметрами, характеризующими вектор (V) скважины, являются: способ эксплуатации, тип забоя, коэффициент продуктивности, вероятное наличие прорыва газа, период эксплуатации и другие. Фактический дебит определялся по данным эксплуатации горизонтальных скважин в НГДУ «Федоровскнефть» на 01.2000 г.

В результате применения метода последовательной диагностической процедуры по информативности каждого фактора была сформирована выборка скважин (таблицы 3, 4) и построено регрессионное уравнение зависимости (рисунок 4) удельного дебита от длины горизонтального участка по групповым оценкам при величине достоверности аппроксимации И2 = 1 которое имеет вид:

с?= 9 ■ !(Г7 ■ I2 + 0,00081 - 0,1168, (4)

350 400 450 500 550 600 650

Длина горизонтального участка, м

Рисунок 4 - Регрессионная зависимость удельного дебита от длины горизонтального ствола

Таблица З-Основиые статистические параметры анализируемого фонда скважин

[Наименование технологиче- Значения статистического параметра

1 ского параметра минимальное максимальное медиана среднее

1 2 3 4 5

1.Глубина скважины по стволу, м 2479 3119 2802 2807,7

2. Глубина установки пакера, м 2057 2607 2271 2295

5. Количество фильтров, шт. 2 6 5 4,5

1. Коэффициент продуктов- , ности, м3/сут.атм. 1,2 24,6 6 7,53

Продолжение таблицы 3

1 2 3 4 5

5. Буферное давление, атм. 11 48 20 21,08

б. Обводненность, % 7,4 94,7 75,3 68,9

7. Период эксплуатации, сут. 183 1399 760 801,8

Таблица 4 - Распределение анализируемого фовда скважин по длине горизонталь

го участка

Номер Длина горизонтального участка, м Средние значения

группы от до средняя удельного дебита,

т/сут.м

1 145 .479 385,35 0,049

2 505 593 554,8 0,0385

3 608 653 631,5 0,017

Результаты анализа полученной регрессионной зависимости позволяют еде лать следующие выводы:

1. Удельный дебит не постоянен по дайне горизонтального участка и имее тенденцию к снижению.

2. Для условий сложно-построенных литологически неоднородных залежей характеризующихся высокой степенью анизотропии, требуются дополнительны теоретические и промысловые исследования с целью получения точных физике математических моделей, описывающих гидродинамические процессы приток нефти в ГС.

3. Оптимизация длины горизонтального участка должна производится на ос новании анализа фактических данных и с использованием физико-математическо модели притока с учетом экономических факторов, учитывающих стоимость метр горизонтального участка.

Четвертый раздел содержит результаты исследований устойчивости горны пород при строительстве скважин в многослойном пласте.

Опыт бурения наклонно направленных и горизонтальных скважин на Копт лорском месторождении показывает, что с ростом зенитного утла возрастает вероят ность осложнений при прохождении глиносодержащих пород надачимовских отле жений. Аналогичные явления встречаются и на других объектах, где основньп

фактором, определяющим частоту обрушения стенок скважины, является угол их наклона к вертикали.

В связи с этим весьма актуальна задача определения условий устойчивости стенок скважин как в продуктивной части, так и в глиносодержащих породах кровли и подошвы пласта. В общем виде задача устойчивости горного массива рассмотрена в работах С.Г. Лехницкого, Л.М. Качанова, Н.Р. Рабиновича и других. В них изложены основные принципы постановки задач механики горного дела и юс предложены решения для однородного пласта. Применение теоретических изысканий требует комплексного изучения особенностей процессов, происходящих при бурении многослойных пластов с учетом влияния процессов фильтрации, кольматации призабойной зоны, массопереноса и адаптации научных моделей для практического использования.

Начальное напряженное состояние однородных изотропных упругих горных пород на глубине их залегания определяется гравитационными силами, пластовым давлением Р„ и отсутствием смещения пород в горизонтальной плоскости, то есть следующими эффективными напряжениями:

а<2=а£>=-5.ДРг; (5)

< = -арг; (6)

«£>=0 при1*г, (7)

ДРг = рг-г-Н-Рш;

где рг, рж . средние плотности вышележащих пород и пластового флюида; а1^ -начальное эффективное напряжение по оси х; с(® - начальное эффективное на-тряжение по оси у; а® - начальное эффективное напряжение по вертикальной оси Н - глубина залегания пород; V, 5 - коэффициент Пуассона и коэффициент боко-юго «распора» пород; ?„.„- пластовое давление.

Полагая, что при нагнетании происходит быстрое перераспределение давле-ия в пласте, процесс фильтрации может быть описан обобщенным уравнением Дю-юи:

где К ё - приведенный радиус скважины, определяющийся состоянием призабой-ной зоны; Р(г) - распределение давления в пласте, Як, г - радиусы контура питания и скважины.

Обобщенное решение задачи распределения наряжений в пласте, вскрытс наклонной скважиной получено С.Г. Лехницким.

Анализ известных соотношений показывает, что значение интенсивности н

пряжений максимально при угле цилиндрических координат 0 = тс/2, поэтому эг

наиболее вероятное направление развития трещины с минимальным начальным да

лением трещшюобразования. При 0 = л/2 имеем:

а, = (3(9 -а)2 + (с -а+ЛуЬ)2 + 3</2)°'5 (10)

_ с+2а+41^> /их

а=--—. (11)

Из соотношений (10), (11) находим критерии верхней границы области усто чивости наклонных скважин:

+ (12)

сгх(а) = 0,577^/(0,2-2,4а)2 -(c-a + 4ub)2 -id2 (13)

где а, Ъ, с и d - коэффициенты зависящие от угла наклона и коэффициента Пуассон Нижняя граница соответствует граничному режиму начала обрушения ctchi скважины, а верхняя граница (qmax) - условиям начала гидроразрыва пласта, которг оцениваются расчетом напряжений ох по формуле:

2ах + (с + 2ф + 2vb)(a -1)"12

-{c-a + Avb)2-3d2 (14)

(а + 1) а+1

Далее в работе представлены детальные исследования строения, веществе ного состава н влагоемкости глинистых пород, перекрывающих продуктивные о ложения пласта Ач( на Конитлорском месторождении.

По керновому материалу скважины № 361 проведен комплекс литологических исследований, включающий послойное описание керна, изучение пород в шлифах, рентгеноструктурный анализ глинистой составляющей пород и термовесовой анализ глинистых и карбонатных прослоев, гранулометрию пород методом лазерного дисперсионного анализа. Естественная влатоемхость пород, их водородосодержание и карбонатность были оценены методом дериватографии.

Результаты комплексного литологического изучения керна показали, что породы, перекрывающие ачимовские продуктивные пласты, представлены неравномерным переслаиванием двух типов аргиллитов.

Первый тип - собственно глинистые породы, представленные хорошо отмученными аргиллитами хлоритово-гидрослюдистого состава с незначительной примесью каолинита и смешанно-слошшх образований. Как правило, они в различной степени обогащены углистым материалом и содержат небольшую (до 10-15%) примесь кремнистого и обломочного материала пелитовой размерности (до 0,1мм). Тонкие, штриховатые прослои обугленного и пиритизированного углистого материала позволили выявить горизонтально - параллельную макро- и микрослоистостъ (рисунок 5). Толщины прослоев, представленных этим типом аргиллитов, колеблются в пределах 0,3- 3,05 метров.

Второй тип аргиллитов по составу глинистых минералов отличается от первого значительной (25% и более) примесью кремнистого аморфного и обломочного материалов пелитовой размерности, распределенного в породе в виде лига и пробоев разной толщины (рисунок 6). Макроскопически вторая разность представляет :обой светло-серые аргиллиты, имеющие полосчатое и линзовидно-полосчатое :троение за счет обогащения пород тонкими прослоями терригенного (пелитовой >азмерности) и кремнистого (аморфного) материала. Толщины прослоев, представ-енные этим типом пород, могут составлять 0,2-2,4 метра.

Гранулометрический анализ образцов данных типов аргиллитов, проведенный помощью лазерного анализатора дисперсности, подтверждает различное содержа-ие обломочной составляющей.

Преобладание того или иного типа аргиллита меняется в разрезе и чаще встре-1ется в кровле и подошве глинистой пачки.

Рисунок 5 - Конитлорское месторождение, скважина 361, интервал 2743.02749,0 м. Увеличение 200, Н-. Аргиллит слоистый.

Рисунок 6 - Конитлорское месторождение, скважина 361, интервал 2749.02755,0 м.Увеличение 200, Н-. Аргиллит обогащенный кремниевым материалом пелитовой размерности.

Макро- и микронеоднородность строения надачимовских аргиллитов, особенно за счет наличия многочисленных прослоев, линз и линзочек кремнистого и тер-ригенного материалов, по-видимому, способствует недоуплотнению пород под действием геостатического давления, особенно тех частей разреза, где отмечается обогащение пород кремнистым материалом, который уплотняется с глубиной намного медленнее, чем глины. Последнее может быть причиной низких прочностных характеристик пород, отрицательно сказывающихся на проходке этой части разреза горизонтальным стволом. При вертикальном бурении данная особенность пород проявляется незначительно.

По данным рентгенофазового анализа состав глинистого комплекса аргиллитов мало изменяется в интервале вскрытых пород: каолинита от 2 до 5%, хлорита -от 12 до 33%, гидрослюд - от 48 до 65 %, смешанно-слойных образований 13-20%.

Результаты термического исследования показывают, что естественнная влаго-емкость (влажность) образцов по разрезу меняется в незначительных пределах (3.13.6%) и хорошо согласуется с данными рентгенофазового анализа.

Таким образом, литологические и физико-химические исследования показывают, что неустойчивость надачимовских глинистых отложений при бурении горизонтальных скважин обусловлена изученными литологическими особенностями пород, в первую очередь их слоистостью и разной способностью уплотняться с глубиной, а также дифференциацией отложений по свойствам влагоемкости при контакте с фильтратом (водой).

Полученные результаты позволяют с определенной вероятностью исключить возможность использования каких либо реагентов для обработки традиционно применяемых в ОАО «Сургутнефтетаз» буровых растворов на водной основе с целью повышения устойчивости стенок скважины при проходке стволов наклонно направленных и горизонтальных скважин.

Решение этой проблемы возможно за счет применения принципиально новых типов буровых растворов и физико-механических методов, повышающих устойчивость стенок скважины при больших углах вскрытия пластов, склонных к обрушению.

При этом напряжения, возникающие на стенке скважины при входе в пласт с углами более 45°, должны учитываться уже на начальном этапе проектирования профиля, с целью обеспечения максимально возможной устойчивости ствола.

Основные выводы и рекомендации

1. Анализ строительства ГС в ОАО «Сургутнефтегаз» показал, что их фактические профили представляют собой сложную пространственную кривую, характеризующуюся изменением азимута до 120° и большим количеством интервалов корректировки траектории.

2. Разработана научно-обоснованная методика, которая позволяет оптимизировать пространственный профиль ГС, как на стадии проектирования, так и на стадии его реализации.

3. Доказана и оценена ошибка измерения азимута ГС магнитными инклинометрами, которая составляет относительно географических координат «север-юг» -до 4,4°, «запад-восток» - до 15°, в зависимости от величины зенитного угла в точке измерений.

4. Установлено, что фактические удельные дебита ГС не соответствуют расчетным, что позволило разработать методику оценки и оптимизации длины горизонтального участка по статистическим данным.

5. Изучен и объяснен механизм разрушения неустойчивых глиносодержаших пород надачимовских отложений при контакте с фильтратом буровых растворов на водной основе для разрезов Западной Сибири.

6. Теоретическими и экспериментальными исследованиями установлено, что нижняя граница устойчивости пород при углах наклона скважины более 45° снижается в 1,3 -1,5 раза;

7. Результаты теоретических, экспериментальных и промысловых исследований были использованы при составлении нормативной документации на строительство ГС в ОАО «Сургутнефтегаз», на месторождениях которого пробурено более 250 таких скважин. Снижение затрат на строительство ГС с применением разработанных рекомендаций позволит снизить срок окупаемости капитальных вложений на 5 -10 %.

Основные положения диссертации опубликованы в следующих работах

1. Харламов К.Н. К исследованию влияния гидроимпульсной мощности при

турбинном бурении / Г.А.Кулябин, К.Н.Харламов // Сб. тр. Нефть и газ Западной Сибири.-Тюмень: ТИИ, 1987. - С. 63 - 64.

2. Харламов К.Н. Промысловые исследования эффективности использования гидравлической мощности при турбинном бурении / Г.А.Кулябин, К.Н.Харламов //Научн.-техн. прогресс в бурении нефтяных скважин в Западной Сибири.-Тюмень: СибНИИНП, 1987. - С. 73-84.

3. Кулябин Г.А. Разделение частот вращения долота с учетом действия динамической нагрузки / Г.А.Кулябин, К.Н.Харламов, В.С.Бородавкин //Вопросы повышения качества и ускорения строительства скважин в Тюменской области.-Тюмень: СибНИИНП, 1988. - С. 32-38.

4. Харламов К.Н. Опыт и проблемы строительства горизонтальных скважин в ЭАО «Сургутнефтегаз» /В.П.Ерохин, К.Н.Харламов, В.И.Наумов, Г.П.Зозуля.// Яефть Сургута. - М.: Нефтяное хозяйство, 1997.- С.169 - 175.

5. Подшибякин A.B. Проблемы строительства горизонтальных скважин в !ападной Сибири / А.В.Подшибякин, К.Н.Харламов, Г.П.Зозуля, В.М.Шенбергер // Энергосбережение при освоении и разработке северных месторождений Западносибирского региона: Междунар. научн.-практ. конф. - Тюмень: ЗапСибГазпром, 991.- С. 47-48.

6. Харламов К.Н. Проблемы строительства горизонтальных скважин / ".Н.Харламов, В.М.Шенбергер, Г.П.Зозуля // Нефть и газ. Изв. вузов. - Тюмень: юмГНГУ, 1997. Вып 6. - С. 40 - 41.

7. Харламов К.Н. Актуальные решения проблем строительства горизонтапь-ых скважин в Западной Сибири / К.Н.Харламов, В.Г.Долгов, Г.П.Зозуля // Модели-звание технол. процессов бурения, добычи и транспортировки нефти и газа на ос-эве современных инф. техн..-Тюмень: ТюмГНГУ, 1998. - С. 89.

8. Зозуля Г.П. Об особенностях протекания фильтрационных процессов в гстеме «скважина - горные породы» / Г.П.Зозуля, К.Н.Харламов, И.И.Белей // Мо-

делирование технол. процессов бурения, добычи и транспортировки нефти и газа н; основе современных инф. техн..-Тюмень: ТюмГНГУ, 1998. - С. 91.

9. Харламов К.Н. Проектирование профилей с интервалами безориентиро ванного набора кривизны ствола скважины / К.Н.Харламов, В.П.Ерохин В.М.Шенбергер, Г.П.Зозуля // Ресурсосбережение в ТЭК России: Междунар. научн. техн. конф.-Тюмень: ЗапСибГазпром, 1999.- С. 23-24.

. 10. Харламов К.Н. Необходимость разработки облегченных тампонажны> цементов на базе природных цеолитов / К.Н.Харламов, Ю.С.Кузнецов, Г.П.Зозуля В.М.Шенбергер // Ресурсосбережение в ТЭК России: Междунар. научн.-техн. конф. Тюмень: ЗапСибГазпром, 1999.- С. 47.

11. Зозуля Г.П. Методические указания и контрольные задания по дисципли не «Буровые промывочные жидкости» для студентов специальности 09.08.00 «Буре ние нефтяных и газовых скважин» очной и заочной форм обучения / Г.П.Зозуля В.М.Шенбергер, Л.А.Паршукова, К.Н.Харламов // Тюмень: ТюмГНГУ, 1999. - 23 с.

12. Харламов К.Н. Анализ технологий строительства горизонтальных сква жин, проблемы и пути их решения / К.Н.Харламов, Г.П.Зозуля, В.М.Шенбергер В.Г.Долгов //Сб. докл. Состояние, проблемы, основные направления развития нефт пром. в 21 веке:Российская научн.-практ.конф.-Тюмень:СибНИИНП, 2000.-С.21-24

13. Харламов К.Н. Проектирование профиля наклонно направленной полого! и горизонтальной скважины пространственного типа /К.Н.Харламов В.М.Шенбергер, Г.П.Зозуля, В.Г.Долгов // Нефть и газ. Изв. вузов.-Тюмень ТюмГНГУ, 2000. Вып 6. - С. 73 - 80.

14. Харламов К.Н. Гидродинамический аккумулятор / К.Н.Харламов Г.А.Кулябин // A.C. № 1469215, СССР. Опубл. 1.03.88. Бюл № 25.1988.

15. Харламов К.Н. Устройство для вращательного бурения скпажш /К.Н.Харламов, Г.А.Кулябин, С.И.Грачев//А.С.№1457479, СССР.Опубл.5.04.88.Бю1 №36.1988.

16. Лукошкин Ю.П. Тампонажный материал /Ю.П.Лукошкин, Г.П.Зозуля К.Н.Харламов, Т.В.Кузнецова и др.// Положительное решение о выдаче патента PC от 17. 08.99.

Соискатель //"l^r^- К.Н.Харламов

Введение.

1. Анализ состояния проектирования и реализации траекторий горизонтальных скважин (ГС) (на примере Федоровского месторождения).

1.1. Развитие горизонтального бурения в РФ и на месторождениях Западной Сибири.

1.2. Анализ фактических профилей и траекторий ГС.

1.3 Оценка соответствия фактических пространственных траекторий проектным профилям ГС.

2. Разработка методики проектирования профилей ГС пространственного типа.

2.1. Анализ существующих методик расчета траекторий наклонно направленных и ГС.

2.2. Концепция методики проектирования пространственного профиля ГС.

2.3. Оценка реализации проектного профиля ГС.

3. Разработка методики выбора длины горизонтального участка скважины.

3.1. Анализ методов расчета ожидаемых дебитов ГС (на примере Федоровского месторождения).-.

3.2. Оценка добывных возможностей ГС по-степени влияния технологических параметров строительства и эксплуатации скважин.

4. Исследование условий устойчивости горных пород при бурении ГС в многослойных пластах (на примере Конитлорского месторождения).

4.1. Теоретические аспекты напряженного состояния горных пород в околоскважинном пространстве.

4.2. Исследование литолого-петрофизических свойств неустойчивых горных пород, вскрываемых ГС.

Существенным отличием нового этапа разработки месторождений в Западной Сибири является устойчивая тенденция к ухудшению структуры запасов, необходимости вовлечения в разработку низкопроницаемых сложно-построенных залежей.

В связи с этим освоение новых технологий, позволяющих повысить показатели разработки, коэффициенты нефтеизвлечения, производительность малодебитных скважин, является первоочередной задачей.

Так, наряду с применением гидроразрыва пласта (ГРП), новейших методов и материалов при обработке призабойной 'зоны (ОПЗ) наклонно-направленных скважин в ОАО «Сургутнефтегаз», начиная с 1991 года, активно внедряется технология строительства горизонтальных скважин (ГС).

Создание систем разработки нефтяных месторождений с использованием ГС является приоритетным направлением в нефтегазодобывающей отрасли по вовлечению в промышленную разработку трудноизвлекаемых запасов нефти (низкопроницаемые и неоднородные пласты и коллекторы, приуроченные к водонефтяным и газонефтяным зонам, нефтяным оторочкам нефтегазовых залежей; залежи с высоковязкой нефтью, тупиковыми, периферийными и застойными зонами, с линзовидными прослоями различной конфигурации и т.д.).

На базе имеющихся теоретических исследований и накопленного практического опыта строительства ГС на месторождениях ОАО "Сургутнефтегаз" внедряются следующие основные направления применения ГС: маломощные пласты (5-10 м) низкой или неравномерной проницаемости; объекты с подошвенной водой и газом в кровельной части для борьбы с конусообра-зованием.

Впервые строительство ГС в ОАО "Сургутнефтегаз" было начато на Восточно-Сургутском месторождении в 1991 году, контроль траектории ствола осуществлялся с помощью забойных телеметрических систем измерений в процессе бурения MWD-Measurements While Drilling компании "Sperry-Sun" (США).,Основными задачами, поставленными при бурении первых 2 горизонтальных скважин были определение технической возможности бурения горизонтальных скважин с максимально возможным использованием, отечественного оборудования и технологий.

Основными особенностями первых ГС следует считать:

- "тяжелую" конструкцию скважин, включающую удлиненный кондуктор диаметром 324 мм, промежуточную колонну диаметром 245 мм, спускаемую в кровлю продуктивного горизонта, и сплошную эксплуатационную колонну диаметром 146 мм;

- традиционный способ заканчивания скважины со сплошным цементи-роваем и последующей перфорацией горизонтального участка;

- ограниченную длину горизонтального участка (200-250м).

Опыт бурения первых ГС показал, что основными направлениями совершенствования технологии их строительства являются:

- облегчение конструкции скважин, в первую очередь, уменьшение глубины спуска промежуточной колонны;

- вскрытие продуктивного пласта на качественных буровых растворах, не ухудшающих коллекторские свойства пласта;

- оптимизация длины горизонтального участка;

- совершенствование компоновок низа бурильной колонны с целью обеспечения заданной интенсивности искривления и проектного профиля скважины.

Дальнейшее развитие горизонтальное бурение получило на Федоровском месторождении с целью вовлечения в разработку нефтегазовой залежи АС4.8, особенностями которой является наличие подошвенной воды и газовой шапки в кровельной части при незначительной мощности (8-12м) нефтяной 6 оторочки пласта, что не позволяло вовлечь в разработку эту залежь традиционными способами.

В 1993 году в ОАО "Сургутнефтегаз" на месторождении пробурены 2 горизонтальные скважины с длиной горизонтального участка 350 - 400 метров с использованием фильтров в горизонтальной части ствола, а цементирование осуществлено с применением пакеров и муфт ступенчатого цементирования; для центрирования фильтров и эксплуатационной колонны, с целью качественного разобщения газоносных пластов, использованы высокоэффективные жесткие прямоточные и турбулизирующие центраторы. Эти скважины позволили увеличить дебит в среднем до 40 - 50 тонн в сутки, что, как показали последующие работы, ниже потенциальных возможностей пласта.

На основании анализа пробуренных скважин специалистами ОАО "Сургутнефтегаз" совместно с НПО "Буровая техника", "СургутНИПИнефть" при участии специалистов "РосНИПИнефть" в течение 1993 -1995 годов разработаны технология цементирования и оснастка низа эксплуатационной колонны, позволяющие эффективно заканчивать горизонтальные скважины при замене бурового раствора в горизонтальной части ствола кислотной средой для улучшения коллекторских свойств пласта. Указанная технология была принята за базовую и в 1994 году по этой технологии на Федоровском месторождении пробурено 5 горизонтальных скважин с длиной горизонтального участка 350 - 400 м.

Результаты эксплуатации первых горизонтальных скважин в ОАО "Сургутнефтегаз" были заложены в основу технологической схемы разработки всей нефтегазовой залежи пласта АС4.8 Федоровского месторождения горизонтальными скважинами, которой предусмотрено бурение более 1000 добывающих горизонтальных скважин, что не имеет аналогов в мировой практике. В 1995 году начата промышленная разработка залежи пласта АС4.8 горизонтальными скважинами. Темпы строительства ГС на Федоровском месторождении составляют 80-90 скважин в год, а всего к настоящему времени на месторождении пробурено более 250 таких скважин.

В то же время ряд проблем технологического и методического характера остается нерешенным и требует дальнейших исследований и промышленной апробации, в том числе:

- повышение точности измерений параметров траектории ствола геофизическими приборами;

- сложность методического обеспечения и технологического сопровождения привязки точки входа в пласт;

- оптимизация длины и формы горизонтального участка в зависимости от конкретных геолого-физических свойств коллектора и технических условий скважины;

- оценка качества вскрытия продуктивного пласта в горизонтальном участке, определение величины скин-эффекта, влияния технологических параметров строительства скважин на их добывные возможности;

- необходимость селективного вызова притока пластового флюида из различных интервалов горизонтального участка в процессе освоения скважины.

Ограничения, предъявляемые ориентацией горизонтального участка по азимуту и нефтенасыщенной мощностью пласта, определяют сложность проектирования профиля ГС и его практическую реализацию. В этой связи, правильный выбор и расчет профиля пространственного типа, определение интервалов набора зенитного угла и азимута с учетом существующих технологических возможностей и требований к условиям эксплуатации подземного оборудования являются актуальной проблемой повышения качества строительства ГС.

Эффективность применения ГС во многом зависит от выбора оптимальной длины горизонтального участка, способа заканчивания скважины, оборудования низа эксплуатационной колонны и других факторов, характери 8 зующих совершенство вскрытия продуктивного пласта, что является весьма актуальной технико-технологической задачей.

Таким образом, целью настоящей работы является повышение качества строительства и продуктивности горизонтальных скважин в Западной Сибири путем оптимизации длины горизонтального участка и профиля пространственного типа, повышения эффективности заканчивания скважин.

Основные задачи исследования базируются на накопленном опыте строительства ГС в ОАО «Сургутнефтегаз», необходимости дополнительных теоретических и экспериментальных разработок, и определены как:

- анализ применяемых при строительстве ГС профилей (на примере Федоровского месторождения) и выявления путей их совершенствования;

- разработка методических основ проектирования профиля пространственного типа ГС;

- анализ продуктивности, разработка методики выбора оптимальной длины горизонтального участка, выбор способа заканчивания ГС;

- детальные лабораторные исследования литолого-петрофизических свойств на примере неустойчивых пород кровли ачимовской свиты и разработка рекомендаций по предотвращению характерных для Западной Сибири осложнений при бурении ГС;

- технико-экономическая оценка полученных результатов, опытно-промышленное внедрение, разработка нормативной документации. *

Основные выводы и рекомендации

1. Анализ строительства ГС в ОАО «Сургутнефтегаз» показал, что их фактические профили представляют собой сложную пространственную кривую, характеризующуюся изменением азимута до 120° и большим количеством интервалов корректировки траектории.

2. Разработана научно-обоснованная методика, которая позволяет оптимизировать пространственный профиль ГС, как на стадии проектирования, так и на стадии его реализации.

3. Доказана и оценена ошибка измерения азимута ГС магнитными инклинометрами, которая составляет относительно географических координат «север-юг» - до 4,4°, «запад-восток» - до 15°, в зависимости от величины зенитного угла в точке измерений.

4. Установлено, что фактические удельные дебиты ГС не соответствуют расчетным, что позволило разработать методику оценки и оптимизации длины горизонтального участка по статистическим данным.

5. Изучен и объяснен механизм разрушения неустойчивых глиносо-держащих пород надачимовских отложений при контакте с фильтратом буровых растворов на водной основе для разрезов Западной Сибири.

6. Теоретическими и экспериментальными исследованиями установлено, что нижняя граница устойчивости пород при углах наклона скважины более 45° снижается в 1,3 - 1,5 раза;

7. Результаты теоретических, экспериментальных и промысловых исследований были использованы при составлении нормативной документации на строительство ГС в ОАО «Сургутнефтегаз», на месторождениях которого пробурено более 250 таких скважин. Снижение затрат на строительство ГС с применением разработанных рекомендаций позволит снизить срок окупаемости капитальных вложений на 5 -10 %.

1. Акатьев B.A. О состоянии и основных направлениях развития буровых работ.- Нефтяное хозяйство.- N4.-1991. С. 2-5.

2. Алекперов A.A., Арустамян А.Р. Определение вероятности встречи вертикальных стволов наклонных скважин при кустовом бурении. Теория и практика бурения наклонных скважин. //Тематический сборник научных трудов. Баку. 1989. -С. 66-68.

3. Афанасьев C.B. Бурение горизонтальных скважин и боковых горизонтальных стволов в ОАО «Удмуртнефть» // Стр-во нефт. и газовых скважин на суше и на море.-1998. -№ 3-4. -С. 16 19.

4. Никитин Б.А., Григулецкий В.Г. Стационарный приток нефти к одиночной горизонтальной скважине в анизотропном пласте//Бурение скважин. 1992. N5. -с.10-12.

5. Бачкан Т., Месена Д. и др. Хозяйственный риск и методы его измерения.//Экономика.-М.: 1979. - с.183.

6. Городилов В.А., Мухаметзянов Р.Х., Храмов Г.А. и т.д. Особенности геологического строения и разработки недонасыщенных нефтью залежей Ноябрьского района Западной Сибири/М.: ВНИИОЭНГ. 1993. 70 с.

7. Беляков Н.В., Коданев В.П., Сизов И.И. Акустические каналы связи забойных телеметрических систем//Геофизика. №1. 2000. -с.43-48.

8. Бешелев С.Д., Гурвич Ф.Г. Математико-статистические методы экспертных оценок. М.: Статистика.- 1980.- с.263.

9. Брайан Мак-Грегор. Применение новых методов бурения с отрицательным дифференциальным давлением.//Нефтегазовые технологии. М.: №6. 1999. с.43-45.

10. Буслаев В.Ф., Кейн С.А., Плетников H.A. и др. Учет закономерностей естественного искривления при расчете траектории ствола наклонно направленной скважины// ЭИ / ВНИИОЭНГ. Сер. Техника и технология бурения. Вып.4-1988. -с.8-11.

11. Буслаев В.Ф., Бакаушина Н.С., Кейн С.А., Димова Т.М., Саттаров М.М. Выбор оптимального числа горизонтальных скважин в кусте // Нефтяное хозяйство. -1990. -N8. -с.14-16.

12. Буслаев В.Ф., Сапгир Б.Л. Бакаунина Н.С. Исследование оптимальных вариантов кустового строительства скважин. //Нефтяное хозяйство.- 1987.- N7. С.11-13.

13. Буслаев В.Ф. Технико-технологические решения по строительству горизонтальных и разветвленных скважин//Бурение скважин. №10. 1992. -с.8-12.

14. Добрынин В.М. Деформация и изменения физических свойств коллекторов нефти и газа/ М.: Недра. 1970. с.239.

15. Вентцель Е.С. Исследование операций.-М.:Сов.радио.-1972. С.550.

16. Гаврилов Е.И. Исследование и разработка технологий бурения и заканчивания пологих и горизонтальных скважин.//Тюмень. 1998. Диссертация на соискание ученой степени к.э.н. с. 138.

17. Грачев С.И., Гаврилов Е.И., Кузнецова Т.А., Кузнецов В.А. Методика оптимизации траекторий горизонтальных и наклонных скважин // Тез. докл. Международной научно-методической конференции. -Ивано-Франковск: ИФ ГТУНГ, 1995.

18. Гибадуллин Н.З., Юмашев Р.Х. и др. Опыт строительства горизонтальных скважин на месторождениях АНК «Башнефть» //Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. №3-4. 1998. -с. 11-12.

19. Головащенко A.B. Строительство горизонтальных скважин на месторождениях о-ва Сахалин в ОАО «Роснефть-Сахалинморнефтегаз»// Стр-во нефт. и газовых скважин на суше и на море.-1998. -№ 3-4. -С. 22- 26.

20. Григорян A.M. Разведовательно-горизонтальные скважины ближайшее будущее нефтяной промышленности//Нефтяное хозяйство. №11. 1998. -с.16-20.

21. Григулецкий В.Г. Зарезка и бурение дополнительных стволов их эксплуатационных колонн// Стр-во нефт. и газовых скважин на суше и на море.-1998. -№ 3-4. -С. 29 35.

22. Грязнов Г.С., Сафиуллин М.Н., Кузнецов В.Г. Возможность кустового бурения наклонно направленных скважин в криолитозонах Западной Сибири. //Нефтяное хозяйство.-1984.- С.5-6.

23. Гулизаде М.П., Бабаев Н.Х, Бабаев Д.А., Халимбеков Б.М., Амира-гов К.А. /Оптимальный метод разбуривания морских нефтяных месторождений.// Сб.: Материалы научного и научно-методического симпозиума нефтяных вузов СССР.- Баку. -1969.

24. Гулизаде Н.П., Бабаев Д.А., Халимбеков Б.М., Амирагов К.А. Оптимальное разбуривание нефтяных месторождений кустами скважин.//-Нефть и газ./ Изв.вузов.- 1971.- N3. С. 27-33.

25. Данилевич В.М., Постнов В.Е., Чернодубов В.П., Антонов В.Г.Мошков М.Е. Эффективность кустового бурения эксплуатационных скважин в Белорусии. //Р.Ж.Бурение. -1976.-N1. -С.17-19.

26. Евченко B.C., Захарченко Н.П., Каган Я.М., Максимов В.П., Ма-ринин Н.С., Сафиуллин М.Н. Разработка нефтяных месторождений наклонно направленными скважинами. -М.: Недра. -1986. с.278.

27. Ерохин В.П., Шенбергер В.М., Зозуля Г.П. Особенности строительства горизонтальных скважин. //Сборник тезисов научно-практической конференции. Тюмень. 1997. -с.47-48.

28. Зеленин В.А., Литвинов JI.H. Автоматизированное проектирование куста скважин с учетом скрещивания их траекторий и размещения устьев на платформе. // Проблемы освоения нефтегазовых месторождений Дальнего Востока.- Владивосток.- 1990. С.100-106.

29. Иконников Ю.А., Файзуллина Н.М. Анализ использования фонда нефтяных скважин в объединениях Миннефтегазпрома СССР за 1986-1990 гг. // Нефтяное хозяйство. -1991.- N10. С.2-4.

30. Исследования влияния параметров профиля наклонно направленных скважин на показатели надежности внутрискважинного оборудования. // Кошелев А.Т., Возмитель В.М., Бастриков С.Н. и др. Отчет oHHP,N ГР0290.0025265. Сургут. -1990. -с.226.

31. Калинин А.Г., Архипов И.Г., Голов В.А. Оптимальное число скважин в кусте в условиях Западной Сибири. //Нефтяное хозяйство, -1985. -N6. -С.17-19.

32. Калинин А.Г., Никитин Б.А., Солодкий K.M., Повалихин A.C. Профили направленных скважин и компоновки низа бурильных колонн. -М.: Недра.-1995.-с.300.

33. Калинин А.Г., Григорян H.A., Султанов Б.З. Бурение наклонных скважин. //Справочник. -М.: Недра., -1990, -с.348.

34. Калинин А.Г., Никитин Б.А., Солодкий K.M., Повалихин A.C. Профили направленных скважин и компоновки низа бурильных колонн. -М.: Недра. -1995. с.300.

35. Кейн С.А. Развитие методик расчета траекторий наклонных, горизонтальных и разветвленных скважин (на примере Тимано-Печорской провинции).//Тюмень. 1996.-с.133.

36. Кейн С.А., Плешков К.Ф., Плетников ИА., Епифанова Н.В. Программная система по оперативному контролю и управлению проводкой наклонно направленных скважин // Сб. НТИ / Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности. -1992. -с.9-11.

37. Кейн С.А. Развитие методик расчета траекторий направленных и горизонтальных скважин (на примере Тимано-Печорской провинции) // Тез. докл. научно-технической конференции. -Ухта, 1995.

38. Киршенбаум Р.П., Ахпателов Э.А., Коровин В.А. Решение задач кустования скважин на ЭВМ. Опыт эксплуатации. Опыт и проблемы проектирования обустройства нефтяных месторождений Западной Сибири. -Тюмень: Гипротюменнефтегаз. -1981, С. 63-72.

39. Коршунов Ю.М. Математические основы кибернетики. -М: Энергия, -1980. с.422.

40. Крист М.О., Лузин В.И., Муллагалиев Р.Т. Влияние кустового бурения на добычу нефти и эффективность строительства скважин в Западной Сибири. (Обзорная информация .Сер. экономика нефтяной промыш-ленности).-М.:ВНИИОЭНГ.-1987.

41. Кулябин Г.А., Харламов К.Н., Бородавкин B.C. Разделение частот вращения долота с учетом действия динамической нагрузки //Вопросы повышения качества и ускорения строительства скважин в Тюменской области. -Тюмень: СибНИИНП, 1988. С. 32-38.

42. Лехницкий С.Г. теория упругости анизотропного тела./М.: Наука. 1977. -с.346.

43. Лукьянов Э.Е. Геолого-технологические исследования в процессе бурения /Э.Е.Лукьянов, В.В.Стрельченко//Нефть и газ. Изв вузов.-М.: ГАНГ, 1997.

44. Лысенко В.Д. К расчету дебита горизонтальных сква-жин.//Нефтепромысловое дело. №6-7. -с.4-8.

45. Лысенко В.Д., Козлова Т.В. К расчету дебита горизонтальных скважишУТехника и технология добычи нефти. №6. 1997. -с.4-8.

46. Маврин М.Я., Рамзин В.А., Ювченко Н.В., Кобзарь И.Н. Зависимость дебита пробуренной горизонтальной скважины от пробуренной горизонтальной скважины от профиля горизонтального ствола./ЛГехника и технология. №11. с.6-8.

47. Мамедбеков O.K. Управление искривлением наклонных скважин//-Баку. 2000. -с.219.

48. Малышев Г.А. исследование особенностей гидроразрыва пластов месторождений Западной Сибири и совершенствование технологии его проведения//Диссертационная работа. 1998. -с.225.

49. Медведев Н.Я. Геотехнологические основы разработки залежей с трудноизвлекаемыми запасами нефти//М.: 1997. -с.335.

50. Мессер А.Г., Повалихин A.C. и др. Бурение горизонтального ствола из эксплуатационной колонны на шельфе Черного моря//Нефтяное хозяйство. №6. 1999. -с.9-10.

51. Методика определения экономической эффективности внедрения новой техники и технологии бурения нефтяных и газовых скважин. -М.: ВНИИБТ. 1973.

52. Мессер А.Г., Повалихин A.C., Рогачев O.K. и др. Бурение горизонтального ствола из эксплуатационной колонны на шельфе Черного мо-ря//Освоение шельфа. №6, -1999. -с.9-10.

53. Качанов JI.M. Основы механики разрушения./М.: Наука. 1974. -с.152.

54. Муслимов Р.Х. Разработка нефтяных месторождений с применением горизонтальных скважин / Р.Х.Муслимов, Э.И.Сулейманов, Р.Г.Рамазанов, Р.Т.Фазлыев, Н.С.Нуреева //Стр-во нефт. и газовых скважин на суше и на мо-ре.-1998. -№ 3-4. -С. 3-7.

55. Наумов В.И. Опыт и проблемы строительства горизонтальных скважин в ОАО «Сургутнефтегаз» //Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. №3-4. 1998. с-12-16.

56. Никитин Б.А., Мнацаканов A.B., Оганов Г.С. Особенности проектирования наклонно направленных и горизонтальных скважин с большим отклонением от вертикали при разработке морских, нефтяных и газовых месторождений//Техника и технология бурения. №7. -с.2-9.

57. Нуриева Н.С. Разработка нефтяных месторождений с применением горизонтальных скважин//Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. №3-4. 1998. с-3-7.

58. Определение эффективности кустового метода бурения. Назиров С.А., Керимов Н.К., Меликов Г.Г., Агишев A.C. // Азербайджанское нефтяное хозяйство. -N9,-1985. С.53-56.

59. Отчет о научно исследовательской работе Анализ качества вскрытия низкопроницаемых пластов Западной Сибири. Тюмень. -1996. -с.156. Договор Н.93.0.82.03.93.(Рук. Бастриков С.Н., Балуев A.A.).

60. Отчет о НИР. Научно-техническое обоснование параметров и расстановки противопесочных фильтров в продуктивном пласте горизонтальных скважин Конитлорского и Тянского месторождения. -Краснодар. 1997.-c.45.

61. Отчет о научно исследовательской работе. Анализ качества строительства скважин. Тюмень. - 1996. -с. 281. Договор Н.95.96.ТФЗЗ СургутНИПИнефть (ТФ) Рук. Балуев A.A.

62. Оценка влияния профиля наклонных скважин на надежность внут-рискважинного оборудования.// Кошелев А.Т., Возмитель В.М., Качалов О.Б. и др. //Тр.СИБНИИНП. Повышение эффективности строительства в Западной Сибири. Тюмень. -1989. -С. 15-22.

63. Подиновский В.В., Гаврилов В.М. Оптимизация по последовательно применяемым критериям.-М.:Сов.радио.-1975. -с. 192.

64. Прохоренко Н.В., Шевалдин И.Е., Халианов Р.Н., Желтова Н.И. К вопросу оценки влияния материально-технического обеспечения на технико-экономические показатели строительства скважин.

65. Рабинович Н.Р. Инженерные задачи механики сплошной среды в бурении./М.: Недра. 1989. -с. 270.

66. РД 39-3-248-79.Временная инструкция по одновременному безопасному производству буровых работ, освоению и эксплуатации нефтяных скважин на кусте.

67. РД 39-0148052-514-86. Инструкция по предупреждению искривления вертикальных скважин. М. 1986.

68. РД 39-4-815-82 "Временная инструкция по определению пространственного положения оси ствола скважины точечными инклинометрами".

69. РД-39-3-248-79 Временная инструкция по одновременному безопасному производству буровых работ, освоению и эксплуатации нефтяных скважин на кусте. Изменения от 02.07.1981г.

70. РД 39-2-171-79 Инструкция по бурению наклонных скважин с кустовых площадок на нефтяных месторождениях Западной Сибири.

71. РД 39-0148070-6.027-86. Инструкция по бурению наклонных скважин с кустовых площадок на нефтяных месторождениях Западной Сибири.- Тюмень. СибНИИНП. 1986.

72. РД 39-2-1290-85 Инструкция по одновременному производству буровых работ, освоению и эксплуатации скважин на кусте.

73. Сафиуллин М.Н., Бастриков С.Н., Евченко B.C., Плясунов А.И., Ханов K.M., Горохов Н.С. Технико-экономическая оценка строительства и обустройства. Серия. // Экономика нефтяной промышленности.- М.- 1987.

74. Сафиуллин М.Н. Вопросы экономической эфективности строительства нефтяных скважин кустами в условиях Западной Сибири. . Обзорная информация. Серия.// Экономика нефтяной промышленности . вып. 1. -М.- 1983. -С.31.

75. Сафиуллин М.Н. Исследование и разработка техники и технологии кустового бурения нефтяных и газовых скважин на месторождениях Западной Сибири. //Автореф. дисс. канд.экон.наук.-Уфа.-1973. -с.25.

76. Сафиуллин М.Н., Калинин А.Г. Ханов K.M. Оптимальное число скважин в кусте в условиях Западной Сибири. Экономические вопросы освоения нефтяных месторождений Западной Сибири. //Сборник научных трудов. Тюмень.СибНИИНП.-1984. С.13-18.

77. Сафиуллин М.Н., Муллагалиев P.T.K вопросу выбора оптимального количества скважин в кусте. // НТС Проблемы нефти и газа Тюмени.-1973. Вып. 20. -С.30-31.

78. Сафиуллин М.Н., Ханов K.M. Методика выбора оптимальной точки расположения кустовой площадки скважин на местности.// Экономика и управление нефтяной промышленности. -1984. -N5.- С. 10-12.

79. Сафиуллин М.Н., Ханов K.M. Проектирование объемов строительства кустовых площадок. Экономический анализ и методические проблемы планирования нефтяной промышленности Западной Сибири. //Тр.СИБНИИНП.Тюмень.-1985 , С.29-31.

80. Сонич В.П., Малышев А.Г., Малышев Г.А. Механические свойства пород отложений центральных районов Западной Сибири/ Тезисы первого международного симпозиума «Наука и технология углеводородных дисперсных систем». М.: ГАНГ. 1997. с.36.

81. Сомов Б.Е. Коэффициенты извлечения нефти из нефтяных оторочек в наклонных неоднородных пластах горизонтальными скважинами/Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. 1997. №2. -с.26-32.

82. Суханов В.Б., Потапкин В.П., Плескач О.Г., Григулецкий В.Г. Бурение вторых стволов из законченных разведочных скважин//Бурение скважин. №1. 1999. -с.12-15.

83. Сушон Л.Я., Емельянов П.В., Муллагалиев Р.Т. Управление искривлением наклонных скважин в Западной Сибири. -М.: Недра, -1988, -с.23.

84. Техника и методика проведения инклинометрических измерений при проводке наклонно направленных скважин по АООТ "Сургутнефтегаз" (разъяснения к РД 39-4-815-82), Сургут, 1995г.

85. Технический регламент по применению компоновок низа бурильного инструмента для интенсивного увеличения и снижения зенитного угла в наклонно направленных скважинах, Сургут, 1993г.

86. Технологические регламенты на проектирование и строительство нефтяных скважин на месторождениях АО «Сургутнефтегаз». Раздел: наклонно направленное бурение . СургутНИПИнефть, Сургут, 1994г., с. 32.

87. Технологические регламенты на проектирование и строительство горизонтальных скважин. Сургут. 1997.

88. Технико-экономические исследования кустового строительства скважин на месторождениях Западной Сибири// Отчет по теме 46-70-НД рук. Фалевская A.A.- Тюмень. Гиротюменнефтегаз. -1971.

89. Томм Х.Хилл, Гэри Ли Мл. Проектированию скважин методом проб и ошибок, даже при использовании данных о соседних скважинах, присущи труднопреодолимые недостатки и ограничения.//Нефтегазовые технологии. №5. 1999. -с.46-52.

90. Филиповский В.Ю., Хачатурянов В.Г. Проблемы и пути динамического комплексного проектирования, разработки и обустройства нефтяных месторождений.// Нефтепромысловое строительство.-1974 .-N1.- С. 1315.

91. Фрыз И.М., Близнюков В.Ю., Фрыз Н.И. Компоновки и устройства для бурения наклонно направленных и горизонтальных скважин// Техника и технология бурения. №8. 1999. -с.5-7.

92. Харламов К.Н. К исследованию влияния гидроимпульсной мощности при турбинном бурении / Г.А.Кулябин, К.Н.Харламов // Сб. тр. Нефть и газ Западной Сибири.-Тюмень: ТИИ, 1987. С. 63 - 64.

93. Харламов К.Н. Промысловые исследования эффективности использования гидравлической мощности при турбинном бурении / Г.А.Кулябин, К.Н.Харламов //Научн.-техн. прогресс в бурении нефтяных скважин в Западной Сибири.-Тюмень: СибНИИНП, 1987. С. 73-84.

94. Харламов К.Н. Особенности строения и нефтеносность отложений баженовской свиты на территории деятельности ОАО «Сургутнефтегаза/Доклад на совещании по разработке нефтяных и газовых месторождений ОАО «Сургутнефтегаз». -Сургут. 1997.

95. Харламов К.Н. Опыт и проблемы строительства горизонтальных скважин в ОАО «Сургутнефтегаз» /В.П.Ерохин, К.Н.Харламов, В.И.Наумов, Г.П.Зозуля.// Нефть Сургута. М.: Нефтяное хозяйство, 1997.- С. 169-175.

96. Харламов К.Н. Проблемы строительства горизонтальных скважин/ К.Н.Харламов, В.М.Шенбергер, Г.П.Зозуля // Нефть и газ. Изв. вузов. Тюмень: ТюмГНГУ, 1997. Вып 6. - С.40^1.

97. Харламов К.Н. Проектирование профилей с интервалами безориентированного набора кривизны ствола скважины / К.Н.Харламов, В.П.Ерохин, В.М.Шенбергер, Г.П.Зозуля // Ресурсосбережение в ТЭК

98. В.М.Шенбергер, Г.П.Зозуля // Ресурсосбережение в ТЭК России: Междунар. научн.-техн. конф.-Тюмень: ЗапСибГазпром, 1999.- С. 23-24.

99. Харламов К.Н. Проектирование профиля наклонно направленной пологой и горизонтальной скважины пространственного типа /К.Н.Харламов, В.М.Шенбергер, Г.П.Зозуля, В.Г.Долгов // Нефть и газ. Изв. вузов.-Тюмень: ТюмГНГУ, 2000. Вып 6. С.73 - 80.

100. Хачатуров В.Р. О динамическом проектировании и его реализации при освоении нефтяных месторождений. // В сб.: Фактор неопределенности при принятии оптимальных решений в больших системах энергетики. -Иркутск. СЭИСО АНССР.-1974 .Т2. С.58-61.

101. Чесноков В.А., Асмоловский B.C., Князев В.И. Промыслово-геофизические исследования горизонтальных скважин при работающем ШГН// Стр-во нефт. и газовых скважин на суше и на море.-1998. -№ 3-4. -С. 22- 26.

102. Шенбергер В.М. Разработка технических средств и технологий дя повышения качества строительства наклонно направленных скважин в Западной Сибири//Диссертационная работа. 1996. -с.70.

103. Шенбергер В.М., Зозуля Г.П., Харламов К.Н. Перспективы создания микроклимата на буровых установках в Заполярье с использованием газовых инфракрасных излучателей//Нефть и газ. N6. 1997.

104. Шенбергер В.М., Зозуля Г.П., Харламов К.Н. Проблемы строительства горизонтальных скважин в Западной Сибири//Сборник тезисов научно-практической конференции. Тюмень. 1997. -с.45-47.

105. Шенгур Н.В. Особенности проводки горизонтальных скважин и восстановление бездействующего фонда скважин по технологии «ТОБУС» // Стр-во нефт. и газовых скважин на суше и на море.-1998. -№ 3-4. -С. 16-19.

106. Шешукова Г.Н. Методика качественной оценки траектории стволов наклонных и горизонтальных скважин. // Тр.СибНИИНП. Основные направления научно исследовательских работ в нефтяной промышленности Западной Сибири./ Тюмень. - 1996. С. 125-127.

107. Шешукова Г.Н. Повышение эффективности кустового метода раз-буривания нефтяных месторождений Западной Сибири//Диссертационная работа. 1997.-c.160.

108. Bruno Deruyck, Christine Ehlig-Economides, Jeffrey Joseph. Проектирование и анализ испытания скважин.// Нефтегазовое обозрение. М., 1997. с.52-56.1. П Р ИЛ ОЖЕ H ИЯ