автореферат диссертации по разработке полезных ископаемых, 05.15.14, диссертация на тему:Разработка методов управления траекторией ствола скважины при применении роторно-турбинного способа бурения в условиях шельфа и при создании подземных хранилищ

НА ПРАВАХ РУКОПИСИ

УГ6 од

ЛИТВИНОВ ЛЕОНИД НИКОЛАЕВИЧ

г 2 ди гж:

РАЗРАБОТКА МЕТОДОВ УПРАВЛЕНИЯ ТРАЕКТОРИЕЙ СТВОЛА СКВАЖИНЫ ПРИ ПРИМЕНЕНИИ РОТОРНО-ТУРБИННОГО СПОСОБА БУРЕНИЯ В УСЛОВИЯХ ШЕЛЬФА И ПРИ СОЗДАНИИ ПОДЗЕМНЫХ ХРАНИЛИЩ

Специальность 05.15.14 Технология и техника геологоразведочных работ

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание степени кандидата технических наук

НАУЧНЫЙ РУКОВОДИТЕЛЬ доктор технических наук, профессор А.Г. КАЛИНИН

Москва-2000 г.

Работа выполнена в АО «Сахалинморнефтегаз», ДАО «Подзембургаз» и на кафедре геологоразведочного бурения Московской Государственной Геологоразведочной Академии.

Научный руководитель:

Заслуженный деятель науки и техники РФ, доктор технических наук,

профессор, А.Г. Калинин.

j

ОФИЦИАЛЬНЫЕ ОППОНЕНТЫ: Заслуженный деятель науки и техники РФ, доктор технических наук, профессор Д.Н. Башкатов

Кандидат технических наук A.C. ГГовалихин

ВЕДУЩАЯ ОРГАНИЗАЦИЯ: Государственное геологическое предприятие «Ценгргеология»

Защита состоится » ^У* 2000г в ^У' часов на заседании

диссертационного совета Д.063.55.01 в Московской Государственной

Геологоразведочной Академии в аудитории _ по адресу: 117485 г.

Москва, ул. Миклухо - Маклая ,23.

С диссертацией можно познакомиться в библиотеке МГТА

Автореферат разослан <¿f» /О 2000года

Учёный секретарь диссертационного совета, профессор

h MQ -/ - Г/, 0 v

А.П. Назаров

!Л

Актуальность работы. В топливно-энергетическом балансе России примерно 80% составляют газ, нефть и продукты их переработки. В настоящее время возрастает объём бурения па гото иг го направленных скважшг, и в первую очередь скважин с тортотальным и мнототабойным окончанием ствола. В отдельных. регионах на долю наклонно направленных скважин приходится до 80-90%, а в условиях шельфа -до 95%.

При строительстве направленных скважин, помимо применения турбинных отклонителей для бурения участка начального искривления, воз-никает необходимость в корректировке траектории ствола скважины. При этом увеличивается продолжительность и стоимость строительства скважин.

Для России характерным признакам является неравномерная добыча, ' переработка м потребление углеводородов. Для обеспечения стабильной работы транспортно-распределнтелыюн системы углеводородов широко применяются подземные хранипищаЩХ). Интенсивное развитие и распространение горизонтального бурения при строительстве скважин, создании подземных хранилищ (ПХ ) в последние годы связано с тем, что это позволяет значительно сократить капитальные вложения. Это достигается за счёт увеличения производительности единичного объекта(скважины) и соответствующего сокращения их количества в составе группового объекта.

При строительстве скважин с применением горизонтального окончания, особенно для условий шельфа и создания ПХ , имеется ряд существенных отличий, в сравнении с обычными нефтяными и газовыми скважинами:

-повышенные требования к надёжности создаваемых объектов, как в

процессе их сооружения, так и при их эксплуатации;

-более сложные конструкции скважин, как по числу обсадных колонн,

так по скважинному и устьевому оборудованию;

-необходимость управления траекторией ствола скважины при бурении

большим диаметром и в пластах каменной соли;

-как результат вышеперечисленных оглгтчгаг, более высока» стоимость строительства.

Всё вышеприведённые особенности применения скважин с горизонтальным окончанием сокращают их общее количество, но каждая скважина становится более сложным объектом при значительно меньшей возможности накопления промыслово-статических материалов. Всё это делает необходимым использование методов свойственных геологоразведке, применённых в диссертационной работе. В зарубежной практике бурения наклонно направленных скважин, в основном применяется роторный способ бурения . Для большинства

отечественных регионов характерно преимущественное использование турбинного способа бурения, применение которого в осложнённых ■условиях затруднительнее в сравнении с роторным. Таким образом, в настоящее время становится актуальном разработка методов управления траекторией ствола скважины при бурении турбишю-роторным способом в условиях шельфа, ПХГ, особенно в зонах, в которых предполагаются серьёзные осложнения.

Цель работы заключается -в повышении точности проводки скважин, улучшении технико -экономических показателей их строительства путем разработки методов управления траекторией стволов направленных и горизонтальных скважин роторно -турбинным способом;

-в разработке алгоритмов для проектирования куста скважид предполагаемых строительством в условиях шельфа, а так же контроля траектории бурящейся скважины относительно других скважин куста, или промысла с применением компьютерной техники.

Основные задачи работы: -выбор и обоснование критерия классификации неориентируемых КНБК; -разработка методов расчёта конструкций КНБК для регулирования процесса искривлении ствола скважины при роторном способе бурения; -исследование работы.- безориентирусмых отклотггелей и определение оптимального места их установки в КНБК;

-создание технических средств по управлению траекторией стволов наклонных и горизонтальных скважин;

-исследование методов регулирования параметров траектории ствола скважины неориентируемыми КНБК при турбинно-роторном способе бурения;

-разработка и применение алгоритмов для решения задач с применением компьютерной техники:

-автоматизированное проектирование куста скважин для условий арктического шельфа; .

-контроль траектории бурящейся скважины относительно пробуренных и проектных траекторий других скважин куста или промысла;

Методы исследований Общая методика исследований основана на анализе предыдущих способов систематизации неориентируемых КНБК при роторном и турбинном способе бурения , применяемых для регулирования параметров траектории ствола скважины ,пробуренной с малой и средней интенсивностью. Использованы методы теории упругости , теоретической механики , вычислительной техники и программирования , исследованы неориен-тнруемые КНБК для управления параметрами траектории ствола скважины.

На основе промышленных экспериментов и анализа промысловых данных оптимизировано бурение с самоорентирующимнся устройствами и применение неориентируемых КНБК.

Научная новизна работы заключается в том .что : -впервые предложен и обоснован критерий - показатель самориенгации КНБК, который позволяет объективно классифицировать неорискшруемые КНБК, предназначенные для пространственного искривления стволов скважин;

- Выявлены зависимости, определяющие интенсивность набора зенитного угла от значений конструктивных параметров КНБК, включающей гибкие и упругие элементы и обеспечивающие постоянство азимута .Это обеспечило расширение применения роторного способа при бурении скважин с горизонтальным окончанием;

определена зависимость'эффективности применения ориентаторов в зависимости от места их установки в КНБК при роторном способе бурения, отличающаяся тем , что предварительно задается величина угла поворота осл КНБК на лалравляготем участке;

-выявлены закономерности появления устойчивого эффекта самориентации неориентируемых КНБК для интенсивного изменения пространственных характеристик траектории ствола скважины от их конструктивных параметров и способа бурения;

-разработаны теоретические аспекты управления траекторией стволов скважин как для одиночных объегсгов (скважина, резервуар), так и для групповых (кусг скважин, шггг комплекс объектов строящихся при создании ПХГ) , заключающиеся в создании алгоритмов , при применении которых в условиях шельфа можно проводить привязку устьев к забоям скважин, выбирать вариант расположения устьев скважин на МЛСЩморских ледостойких стационарных платформ) по минимуму пересечения проекций стволов скважин на горизонтальной плоскости и максимуму расстояний между ними и контролировать положение ствола бурящейся скважины относительно остальных скважин с использованием компьютерной техники.

Достоверность научных положений и выводов. изложенных в диссертации обоснована, теоретически , подтверждена промышленными экспериментами и базируется па анализе большого объёма промыслов» -статистических данных по применению КНБК при бурешш направленных н горизонтальных скважин.

Практическая значимость работы заключается в том, что-. -систематизированы результаты применения КНБК для роторного способа бурения для изменения параметров траектории с малой и средней интенсивностью искривления;

-определены конструктивные параметры КНБК с гибким элементом для интенсивного искривления стволов скважин, с применением которых •пробурены скважины с горизонтальным окончанием в различных геолотческих условиях ( в том числе при наличии осложнений) при удельной составляющей, роторного способа бурения 60+90% и начальных значениях зенитного угла 9+25°;

-систематизированы результаты промышленных экспериментов по интенсивному изменению пространственных параметров траектории ствола скважины турбино-роторным способом при применении КНБК составленных из трубных элементов серийно выпускаемых промышленностью;

-разработана конструкция глубинного регулируемого центратора; -снижена стоимость строительства скважин за счёт повышения надёжности реализации проектной траектории стволов скважин и сокращения затрат ло предотвращению и ликвидации осложнений; - разработаны и промышленно внедрены методы управления траекторией ствола скважины при бурении наклонных и горизонтальных скважин турбинно-роторным способом, которые позволят улучшить технико-экономические показатели строительства скважин в условиях шельфа я создании ПХ, применить бурение горизонтальных скважин большого диаметра для создания ПХГ, расширить область применения скважин с горизонтальным окончанием для сложных геологических условий (в т.ч. для аномально высоких и низких пластовых давлений), а так же увеличить возможности по регулированию траектории стволов скважин при восстановлении скважин выбывшего фонда( бурение малым диаметром < 140мм).

Реализация работы:

1.Разработанные методы управления траекторией ствола скважины применялись при проектировании профилей, КНБК и режимов бурения, с использованием которых на месторождениях Сахалина ( Западное Сабо, Набшть ,Эха(ж, Мирзоева, Монги, Одопту .и др.), Камчатки (Верхне-Мутновское) , средней полосы России (Увазовское ПХГ,) , Удмуртии

( Карашурское ПХГ) успешно пробурены горизонтальные, наклонные, естественно искривленные и специальные скважины.

2. Математические модели ло проектированию кустов скважин и контроля близости стволов скважин с использованием компьютерной техники применены при разработке технологических схем освоения месторождений шельфа Сахалина ( Одопту-море, Чайво-море, Лунское, Пилыун-Астохское) , бурении специальной скважины 30 Усть-Томи, проводке горизонтальных скважин в условиях близкорасположенных кустов наклонных скважин на месторождении Набиль и других.

Апробация работы. Основные положения работы докладывались на семинаре по бурешпо и эксплуатации горизонтальных скважин 4-6 сентября 1994г. в г. Оха ( АО «Сахалинморнефтегаз», на совещании по проблемам строительства горизонтальных резервуаров в каменной соли в г. Москве 25 января 1995г.( НТЦ «Подземгазпром» и ДАО «Бургазгеотерм»), на семинаре по методам геолого-разведочных работ, в г. Москве 16мая 1997г. (МГГА), на семинаре по строительству горизонтальных скважин в г. Москве 19 марта1998г.( Академия нефти и газа имени И.М.Губкина).

Публикации

По теме диссертации опубликовано 6 печатных работ и получено 2 авторских свидетельства.

Структура и объём работы . Диссертационная работа состоит из введения, семи глав, выводов и рекомендации , списка литературы, состоящего из 85 наименований и 5 приложений, включающих в том числе акты внедрения разработок и справки. Работа изложена на 136 листах машинописного текста, содержит -32 рисунка и 13 таблиц.

Во введении обцснована актуальность темы исследования. В первой главе проведён анализ современных методов управления траекторией ствола скважины в зависимости от способа бурения и состояния проектирования направленных скважин для условий шельфа и ПХ с применением компьютерной техники.

В этой главе так же рассмотрены вопросы, связанные с: -влиянием способа бурения на методы управления траекторией ствола скважины;

-конструкциями КНБК для бурения направленных скважин при роторном способе бурения и их классификацией; -методами расчёта и исследования КНБК; - целями и задачами диссертационной работы.

Во второй главе обобщены результаты применения КНБК для роторного способа бурения для изменения параметров траектории с малой и средней интенсивностью искривления и определены направления их совершенствования, введён и обоснован критерий для классификации неориеитируемых КНБК по пространственному искривлению стволов скважин, изложена методика расчёта и определены конструктивные параметры роторных КНБК для интенсивного искривления. В третьей главе описаны исследования, связанные с уточнением механизма пространственного искривления стволов скважин, приведена методика рпределения оптимального места установки ориентаторов и систематизированы результаты промышленных экспериментов по интенсивному изменению пространственных параметров траектории

ствола скважины турбино-роторным способом при применении КНБК, составленных из трубных элементов, серийно выпускаемых промышленностью.

В четвертой главе определены направления развития технических средств для направленного бурения и приведены данные по разработке конструкции глубинного регулируемого центратора.

В пятой главе разработаны алгоритмы , позволяющие для условий шельфа проводить привязку устьев к забоям скважин, выбирать вариант расположения устьев скважин на МЛСП по минимуму пересечения проекций стволов скважин на горизонтальной плоскости и максимума расстояний между ними и контролировать взаимное расположение ствола бурящейся скважины относительно остальных скважин с применением компьютерной техники.

Вторая, третья, четвертая ,пятая главы и часть приложении работы содержат результаты промыслового применения разработанных методов управления траекторией скважины, которые обобщены в шестой главе. В седьмой главе я приложении 5 приведены оценка и расчёты экономической эффективности от применения результатов исследований. Приложения содержат материалы по осложнениям при применении новых технологий, по конструкциям вспомогательных устройств для направленного бурения, списки проектов , печатных и научных трудов автора, акты внедрения.

Направление теоретических исследований , промысловых экспериментов и промышленное внедрение полученных автором результатов, являются логическим продолжением работ, проведённых, под руководством профессоров А Г. Калинина и Б.Н. Никитина в середине 80-.х годов по бурению скважин на месторождении Одопту-море. Отклонение забоя 2453м при глубине по вертикали 2300м ,полученное при бурении скважины 1 Одопту - море оставалось рекордным для отечественного направленного бурения до 1998г. Именно в этот период были предопределены основы для применения роторного способа при направленном бурении и было установлено ,что без вращения бурильной колонны не обеспечивается необходимая очистка ог шлама пологих скважин VI подготовка стволов скважин к спуску колонн . Поэтому автор выражает глубокую благодарность научному руководителю академику РАЕН, заслуженному деятелю науки и техники РФ, доктору технических наук , профессору АГ. Калинину за руководство научными исследованиями и ценные замечания при выполнении диссертации. При составлении проектов строительства направленных и горизонтальных скважин и проведении промысловых испытаний автор пользовался советами специалистов буровиков АО «Сахалинморнефтегаз» В.И. Злобина,

М.С. Андреева , В.И. Мизерака, А.Л. Манделя , Б.Н. Сизова, за что он им признателен.

Автор благодарит кандидата технических наук В.А .Зеленина , сотрудников Охннской геофизической конторы В Н. Дурнова , Л К. Лаптева, Т. А. Петросяна за помощь в работе по разработке алгоритмов и программ для направленного бурения в условиях шельфа.

Содержание работы. При строительстве наклонных и горизонтальных скважин выбор и проектирование отклонителей , КНБК , способа бурения и подготовки ствола скважины к спуску обсадных колонн являются определяющими по надёжности выполнения проектных параметров траектории стволов скважин.

Проблема повышения эффективности строительства наклонных, горизонтальных скважин и создаваемых с их применением групповых объектов (кустов скважин, подземных хранилищ) постоянно является предметом исследований ведущих отечественных и зарубежных, специалистов.

Усилиями Александрова М.М., Балицкого П.В., Белорусова В.О., Бронзова A.C.,Буслаева В.Ф., Валкера В.Ф.,Васильева Ю.С., Вудса Г., Гержберга Ю.М., Григоряна A.M., Григоряна H.A., Григулецкого В.Г., Гулизаде М.П.,Зиненко В.П., Иоаннесяна P.A., Калинина А.Г., Коласса

H.ГГ., Кульчицкого В.В., Лубинского А., Маркова O.A., Маметбекова O.K., Мнлхейма К.К., Морозова Ю.Т., Оганова С.А., Никитина Б.А., Повалихина A.C., Потишнпкова. В.Д., Солодкого K.M., Се мака ГГ., Сулакшина С.С., Сушона Л.Я., Федорова B.C., Шаньгина А.Н., .Яремийчука P.C. и многих других решён ряд научно-технических аспектов технологии бурения направленных скважин. Вместе с тем методы управления траекторией ствола скважины при турбинно-роторном способе , особенно при бурении большим диаметром, разработаны гораздо в меньшей степени. Осложнения при строительстве наклонных и горизонтальных скважин, особенно для условий шельфа и создания ПХ, и вопросы комплексного проектирования представлены в отечественной и зарубежной литературе ещё в меньшей степени.

Анализ отечественных и зарубежных источников информации по этим вопросам , а так же систематизация результатов бурения сложных направленных, горизонтальных и специальных скважин позволили выявить следующие актуальные теоретические и практические проблемы в этой области:

I.Повышение эффективности отечественной технологии бурения наклонно направленных и горизонтальных скважин может быть обеспечено за счёт применения последовательного турбинно- роторного способа бурения .

2.При.менение безориентируемых способов управления траекторией ствола скважины позволяет повысить технико-экономические показатели бурения и снизить нагрузку па оборудование.

3.В отечественной гграетике , в связи с недостаточной разработкой применения роторного способа бурения, сдерживается бурение горизонтальных скважин в сложных геологических условиях (в т.ч. для аномально высоких и низких пластовых давлений) и строительство наклонных и горизонтальных скважин большого диаметра для создания ПХГ(подзсмных хранилищ газа) в пористых и трещиноватых структурах;

4. Комплексный подход к групповым объектам для условий шельфа и ПХ недостаточно разработан .

Обобщение результатов теоретических и промысловых исследований позволило сформулировать следующие защищаемые положения.

1.Первое защищаемое положение . Неорпгптируемъш КНБК .составленные из стандартных трубных элементов, при роторном способе бурения имеют более широкие пределы регулирования искривления ствола скважины и возможности улучшении характеристик по подготовке стволов скважин к спуску обсадных колонн в процессе бурения, в сравнении с турбинным способом.

В сопоставлении с неориентируемыми КНБК, применяемыми при турбинном способе бурения, результаты проходки роторными КНБК в отечественной литературе освещены недостаточно. Автором систематизированы и обобщены результаты, полученные при бурении наклонных стволов скважин роторным способом на месторождениях о. Сахалин

На рис.] показаны зависимости интенсивности -набора зенитного угла от его величины, для КНБК примененных при бурении роторным способом.

Обработка промыслово-статистических данных произведена по результатам бурения наклонных скважин на месторождениях ТИонги, Набиль, Гиляко-Абунан, имени P.C. Мирзоева, Паромай, Шхуниая и площадей Краиивнинская, Восточно-Байкальская. При анализе работы КНБК в стволах скважин рассмотрены только те случаи, когда: -после исходного отклонения первичного ствола скважины забойным двигателем проведено бурение стабилизирующей КНБК и минимизировано или исключено влияние кривизны забоиной части ствола скважины;

-в КНБК применялся полноразмерный калибратор с диаметром 295,3мм

равным диаметру долота;

-нагрузка на долото составляла 180-220КН.

Аналогичные графики для КНБК, предназначенных для набора зенитного угла при бурении стволов скважин 0393,7мм и 0215,9мм, представлены на этом же рисунке. При этом для ствола скважины 0393,7мм приведены данные по работе КНБК с одним КЛС, а для -0215,9мм-КНБК с тремя КЛС.

Применение КНБК с тремя центраторами позволяет несколько повысить интенсивность

увеличения зенитного угла. При этот КНБК, включающая второй н третий центраторы при длине УБТ между ними 8-Юм , обеспечивает проработку части ствола скважины в процессе бурения. Проходка скважин с помощью КНБК для набора зенитного угла при роторном способе характеризуется устойчивыми результатами, что обеспечивает надёжность прогнозирования.

Таким образом систематизированы результаты по набору зенитного угла роторными КНБК, позволяющие оптимизировать траектории стволов направленных скважин и сократить количество смен КНБК.

IIторос защищаемое положение. Для оценки результатов нрк.менегшя роторных и неориенпшруемых турбинных КНБК по л/лч -тройственна чу изменению траектории стват скважины следует применять критерий сачортнтации КНБК, являющейся отношением приращения искривления но азимуту к общему приращению искривления участка ствола скважины:

Ч^Дср Бта/Да

где : критерий является показателем самориентации КНБК; Аф -интенсивность изменения азимута,°/1 Ом; а- зенитный угол,°;Аст-интенсивность изменения суммарного угла искривления ствола скважины, °/1 Ом.

Из известных теоретических трехмерных моделей расчёта КНБК, по мнению автора, ни одна не может служить базовой для разработки классификации по изменению азимута, подобной разработанной Мнлхеймом для оценки действия КНБК по регулированию зенитного угла.

Трехмерный анализ состояния КНБК в лучшем случае сводится к определению боковых усилий в двух плоскостях (по зенитному углу и азимуту) и иногда к учёту эффекта наката долота и калибратора на стенку ствола скважины.

М.М. Александров, рассматривая решение некоторых инженерных задач, связанных с силами сопротивления при движении труб в скважине , наряду с общеизвестным определением угла закручивания бурильной колонны от реактивного момента забойного двигателя, также определял угол закручивания бурильной колонны при

Рис.1 Изменение интенсивности искривления от величины зенитного угла

о

г-н

<д>---------чгу—кн

0 215,9 146 146мм

-1-1-1-1-1_I_1_

О 5 10 15 20 25 30 35 40

Зенитный угол,'

Обозначения:

> - трехшарочное долото; |У8УБТ длиной 20м п диаметром 178мм; ^ - калибратор с диаметром равным диаметру долота.

низкооборотном её вращении ротором (для скважин отклонённых от вертикали).

КНБК, в основном , работают при нагрузках значительно пиже предельных для получения спирального продольного изгиба. Поэтому отклонение оси КНБК от вертикальной плоскости происходит под влиянием сил сопротивления их движению в скважине, а не вследствие увеличения нагрузки и связанного с ним плавного перехода плоской формы их изгиба в пространственную .

Исследование автором положения КНБК(включающих один или два кривых переводника или ориентатор) относительно вертикальной плоскости при разных значениях угла их наклона на поверхности и в скважине ( с контролем положения телесисгемой ) подтвердило то, что они стремятся к состоянию устойчивого равновесия обусловленного их изгибом от действия сил тяжести.

Кроме того при скоростях углубления ствола скважины (1+25 м/час) приращение глубины за 1секунду составляет соответственно 0,28 +6,94мм/сек., а за один оборот в 1+5 раз меньше. То есть величина углубления ствола скважины за секунду сопоставима с возможными перемещениями не только трубных элементов КНБК, но и опорно-центрирующи х.

Помимо вышеизложенного в реальном масштабе времени отсутствует информация о показателях свойств пород ( коэффициентах трения, пластичности и др.) и о ряде других необходимых величин. Поэтому рассматривая КНБК при роторном способе бурения, как самориентирующийся отклонигель (трубные элементы низа бурильной колонны изгибаются преимущественно в плоскости силы тяжести, а устойчивый переход оси изгиба КНБК в горизонтальную плоскость частично или полностью происходит только при её вращении), показателем её самориентации следует считать получаемую форму ствола скважины.

Интегральной численной характеристикой устойчивой формы равновесия, или самориентации КНБК является отношение приращения искривления ствола скважины в горизонтальной плоскости ( по азимуту) к общему приращению его искривления.

При изменении только зенитного угла значение показателя самориентации составляет - Т=0, если изменяется только азимут, то -Т=1. При изменении и угла, и азимута значение'Г'= 0,2 показывает на преобладающее изменение зенитного угла, а значение - на

преобладающее изменение азимута. Достоверность такого подхода подтверждена на достаточном объёме промыслово-статистичесхих дапнных по бурению направленных скважин. При обработке данных объёмы выборки производились по 40+320 скважинам (меньшее число

скважин соответствует бурению диаметром 394мм) , при надёжности 0,85-И),9 и доверительному интервалу + (5-5-11)% по среднему квадратическому отклонению по показателю \|/. Характеристики рогорных КНБК представлены в табл. I. Анализ по показателю КНБК(№2,4 - \р=0,2 ; 0,11 и 0,15 в сравнении с Л1> I, 3 соответственно г¡/=0,36 и 0,44), приведённых в табл. ? показывает , что включение более гибкого УБТ за наддопотным калибратором способствует стабилизации её плоскости изгиба ближе к вертикальной плоскости.

Сравнительные результаты изменения траектории ствола скважины при роторном и турбинном бурении роторных КНБК приведены в табл. .2. Из данных таблицы видно, что КНБК, имеющие показатель самориентации более близкий к 0 , обеспечивают необходимое увеличение зенитного угла на более коротком интервале проходки яри меньшем изменении азимута. При бурении направленных скважин это позволяет иметь меньшее величину упреждения по курсу . Таким образом, предложен критерий \|/, позволяющий классифицировать неориентируемыс КНБК по состоянию их самориентации . Применение критерия самориентации обеспечивает:

-выбор КНБК для реализации траектории ствола скважины , имеющей минимум перегибов ствола скважины и общей длины; -определение направлений совершенствования конструкций КНБК, обеспечивающих преимущественное изменение зенитного угла , или азимута ствола скважины.

Таблица 1

Характеристики роторных КНБК ___

Типоразмер КНБК показатели работы КНБК

п.п.

а, Да Дер Да, \|/=Дф.5та/Да

о °/ Юм -

от от

до до

1 2 3 4 5 6 7

1 >—®-1- 2 0,3 5* 0,3 0,36

0393,7мм 0203мм 21 0,67 0,3 0,72

15-23м

2. >—0--------- 2 0,7 0,4 0,7 0,2

393,7 178 203 20 1Л 1,9 1,8

3. >—0- 5,5 0,16 0,2 0,26 0,44

295,3 203 33 0,5 1,3 0,5

4. 20-25 3 0,37 6* 0,5 0,88*

>—®------- 32 0,88 0 0,88 0,11

295,3 178 203

16

5. >—®-<3- 3,5 0,25 0,33 0,31 0,15

295,3 203 178 13,5 0,31 0,3

25 8

б. >—®-@—®— 12 0,82 0 0,82 0

295,3/294 178 178 25 0,93 0,6 0,95 0,21

25

7. >—0-®- 14 0,33 0 0,3 0

178 33 0,88 0 0,8 0

5 0,24 0,2 0,3 0,1

20-26 8 31 0,53 1 0,75 0,4

8. >—®-®—

215,9 146 146

Обозначения и примечание к табл.1.: 9,1

> - трехшарошечное долото; - - УБТ длиной 9,1 м; ® - калибратор

(КЛС) диаметр которого равен диаметру долота; Ч7 - критерий

самориентации КНБК; Аф -интенсивность изменения азимута,71 Ом; а-средний зенитный угол,°;Аа-интенсивность изменения суммарного угла искривления ствола скважи-ны,710м все по пробуренному интервалу ствола скважины данной КНБК. Примечание:

1.Значения интенсивности изменения азимута приведены по абсолютной величине. Увеличение(вправо) азимута отмечено от 40-до 80% случаев , уменьшение (влево) от 20 до 25%, стабилизация от20 до 40%.

2. *-Интенсивность изменения азимута 5 и 6710м получены при малых величинах начального зенитного угла, соответственно 2 и 3°.

Таблица 2.

№ КНБК (способ бурения) Характеристики по изменению траектории скважины: Да, Дф, а^, 710м 710м ° Прогнозируемый результат применения КНБК для увеличения зенитного угла на 5°: проходка, изменение м азимута, °

КНБК 1 (ротор) КНБК2(ротор) . 0,52 0,7 14 1,02 1,04 16 96 6,72 49 5,1

КНБКЗ (ротор) КНБК4(ротор) 0,3 0,65 15 0,76 0,08 17 166 10,8 65,8 5,3

Турбин. КНБК КНБК5(ротор) 0,06 0,15 22 0,24 0,21 17 833 12,5 208 4,4

Третье защищаемое положение. Для получения максимальной возможной интенсивности набора зенитного угла для КНБК, включающей гибкие и упругие элементы и обеспечивающие постоянство азимута следует использовать разработанную методику определения конструктивных параметров КНБК .Это обеспечивает расширение применения роторного способа при бурении скважгш с горизонтальным окончанием.

Применена расчётная схема ( рис.2 ), в которой :

-на элементы КНБК действуют продольные и поперечные равно распределённые силы;

-долото является шарнирной опорой, а остальные опоры точечные; -секции КНБК могут иметь различные жёсткостные, весовые и геометрические параметры;

-КНБК нагружена продольными, поперечными равно распределёнными и сосредоточенными силами;

-ось ствола скважины является дугой с нарастающей кривизной, дугой окружности или прямолинейной; -форма изгиба оси КНБК плоская.

Изгибающие моменты и перерезывающие силы в каждом сечении определяются решением системы дифференциальных уравнений , составленных в безразмерном виде: ))"' + y.¡'(p-x) - x + fj = О

где:

y¡ "' -перезывающая сила; yj'-угол поворота сечения; р - осевая реакция забоя

fj - поперечная реакция стенки скважины на j-ой опоре; Í = 1,2,3.

Уравнение обезразмерено по параметрам направляющей секции КНБК с помощью масштаба длины т:

m - VEV qt*cosa где:

КЗ |-жёсткость на изгиб первого участка, кН* М2;

<fi -тсс единицы длины с учётом плотности промывочной жидкости, кН,

а-зенитнын угол,

Особенности конструкции и условия работы КНБК учитываются в

безразмерном воде следующими граничными и сопряжённо граничными

условиями,

-па долоте:

у-l; у" = 0

-на первой опоре:

у, =y2 + z,= d,-s(r-Vr2-l,2 ) yi' = y2'-5,

У, " - Уг* а

-на второй опоре:__

У2 = Уз 1 Z2 = d 2- s С г -Vr2- í,2-1,'' ) Уз' = Уз'- öi

Рис.2. Расчётная схема KlllilC

1-долото; 2,5 - калибраторы ; 3,4 - сошнстстиеппо гибкое и упругое УБ'Г. [3

-и точке касания утяжелённых бурильных труб оенкп стола скважины:

у, = с1,+ з С г -^/г2-Ь2 - 122 - 132) у?' - с! ч + в* 1[ _______

у," = в* 11 + ь± г? ___

где:

с1, (¡2 сК. радиальные зазоры, соответственно между стенкой скважины и первой , второй опорой и УБТ;

)(, ]2 , Ь . соответственно длила первого и второго участка КНБК и расстояние от второй опоры до места касания УБТ стенки скважины;

.ч - идентификатор кривизны ( может имен, три значения , соответствующие -1

-вогнутому, I-выпуклому, 0 - тангенциальному участкам профиля); Г>- угол перекоса оси КНБК ;

а, Ь - отношение изгибной жёсткости , соответственно первого и второго, и первого и третьего участков; г-радиус кривизны ствола скважины;

I - смещение центра долота от оси скважины в поперечном направлении

7.|, г2 - величина смещения осей секций КНБК в поперечном направлении относительно друг друга на первой и второй опоре. Система уравнений решае1ся численным методом .

Результаты расчётов позволяют определить конструктивные параметры КПБК

( диаметр, длину гибкого и упругого элемента, место установки г(ептратороп).

На рис.3 приведён график зависимости радиуса кривизны ствола скважины от длины гибкого и упругого элемента в КНБК для значений зенитного угла 20,30 и 40°.

Как видно из этого графика длина гибкого элемента 5-ь8м соответствует наиболее стабильному результату по обеспечению необходимого радиуса кривизны ствола скважины .

Расчётные и статистические данные по изменению интенсивности искривления ствола скважины0295,3мм в зависимости от значения зенитного угла для КПБК, включающей гибкий, упругий и жёсткий элементы приведены на рис.4. Эта зависимость описывается уравнением:

Рис. 3.

Зависимость радиуса кривизны скважины от длины гибкого УБТ в КНБК.

Расчёты проведены для долота 0295,3мм, УБТ0146 и 203 мм и значений зенитного угла 20,30 и 40° (кривые-

.1,2,3);___величина радиуса кривизны 163,5мм , ниже которого происходит раскрытие резьбы для УБТ 0178мм и

более.

350

300

250

200

150

100

К)

о

Ь п 8 Длина УБТ 0 146мм

Рис.4. Изменение интенсивности искривления ог величины

зенитного угла

3 ♦

Обозначения: 1- по теоретическим расчётам;

2 - по промысловым данным;

3 - границы доверительного

интервала;

10 20 30 40 50 60 70 80 Зенитный утл,0

Да= А х а + В;

где:

Ла- интенсивность изменения зенитного угла, °ЛОм; a -зешгшьш угол,0; эмпирическую коэффициенты: А= 0,019, 1/1 Ом; В=1,15, °/10м.

Промысловые данные на 4+11% ниже значений полученных теоретическим путём.

Длина УБТ между вторым и третьим калибратором определена из условий подготовки ствола скважины к спуску обсадной колонны в процессе бурения.

В целом требования к конструктивным элементам КНБК следующие: -параметры (диаметр, длина, жёсткость ) гибкого элемента, устанавливаемого за надцолотпым калибратором должны обеспечивать максимальную достижимую интенсивность увеличения зенитного угла; -характеристику! упругого элемента подбираются в соответствии с необходимой величиной отклоняющей силы на долоте и максимальной само ориентации КНБК в апсидальной плоскости ( способствуют получению максимально возможного изгиба гибкого элемента в вертикальной плоскости, при минимальном перемещении в плоскости перпендикулярной оси скважины).

Это обеспечивается расчётами по приведённой выше математической модели или при соблюдении следующих упрощённых отношений конструктивных параметров КНБК: 1,5 Er Кг ~ Ly Kyj

^ Ц.Ж. i'U.O.K. -k- и х/' ^yGl 1

где -.

Lr, Ly, , Lu ж, Luo к - соответственно длины гибкого ,упругого УБТ , расстояние между центраторами в жёстком элементе и между центраторами на обсадной колонне, м; Кг, Ку, Ко к., Ку^- приведённый масштабный параметр, м Параметр К определяется по формуле:

К = 4V (D-d) Е J /g;

D, d, Е J ,g - соответственно диаметр доло та, диаметр УБТ, жёсткость и вес единицы длины УБТ.

Целесообразно включать жёсткий элемент в состав КНБК в том случае, когда расстояние между центраторами на обсадной колонны меньше, чем расстояние между первым и вторым центраторами в КНБК. Таким образом на основании расчётов , проведённых в соответствии с математической моделью, разработаны конструкции роторных КНБК,

предназначенные для интенсивного увеличения зенитного угла и стабилизации азимута при бурении направленных скважин с горизонтальным окончанием.

Четвёртое защищаемое положение. Применение безориентируемых устройств с использованием возможностей самоориеитации неориептируемых КНБК при оптимальном сочетании турбинного и роторного способов бурения обеспечивает необходимое регулирование параметров траектории ствола скважины и повышение технико -экономических показателей строительства скважин.

Орнентатор для роторного способа бурения с децентратором, принудительно устанавливаемым в горизонтальную плоскость за счёт прогиба УБГ под действием сил тяжести, предназначен для корректировки азимута при проводке направленных скважин. Для эффективного применения ориентатора разработана методика определения оптимального места его установки в КНБК.

Прогиб УБТ в вертикальной плоскости лод действием сил тяжести в стволе наклонной скважины определяется как: D-d

Гх =----------- ,

2

где D и d - соответственно диаметр ствола скважины и УБГ, см. В зависимости от величины угла наклона ствола скважины для применяемого типоразмера УБТ расчётом с применением программного обеспечения определяется расстояние до места касания УБТ стенки скважины -)?.

При известных - fx, Ь и величине минимально необходимого отклонения ствола ориентатора для освобождения децентрирующей втулки рассчитывается расстояние от калибратора до места установки ориентатора в КНБК :

f1 АХ

Ь=Ь-------;

ft

где: fx, , fx' - соответственно смещение оси бурильной колонны относительно оси ствола скважины в вертикальной плоскости в месте касания УБТ нижней стенки ствола скважины и в месте установки ориентатора.

За счёт принудительного отклонения ориентатором оси КНБК на величину fy в горизонтальной плоскости достигается необходимое отклоняющее усилие на долоте.

Величина азимутального перемещения - ^ предварительно принимается по величине необходимого угла поворота оси КНБК - 9 на направляющем участке относительно оси скважины. Окончательно величина {у, принимается по результатам проверочных расчётов величины усилий действующих на долото - калибратор - и ствол ориентатора - Р2.

Для определения этих усилий решается система уравнений:

Е1 В = ------- ,

6

РЧ1,2(1,+ 12) ЗД-Н,3) И, I,3

ЕУГу= ------------------ +-------------------- .

6 6 6 В результате чего получим:

зек,

Р„=-------------- ,

0г+ Ь) Ь Ь

ЗЕИУ р, =-------------- ,

ЗЕПу р2=------------ ,

Ь20!+Ь)

где 11 - расстояние от торца долота доцентра калибратора.

Знание значения усилий Бч и необходимо для правильной оценки

работы КНБК.

По величине ^ производится проверочный расчёт элементов ориентатора на прочность. При Р2 > | Гг), необходимо увеличить ]Л или уменьшить С, . Однако , как видно из выражения для определения Рч , влияние изменения длины УБТ (12) значительно больше влияния изменения перемещения-Расчёты показывают, что для ствола скважины 0 215,9мм и ^ = 19+21мм оптимальной является длина УБТ от калибратора до ориентатора 12=5,4+3,8м( при значениях зенитного угла а =15+35°).

Первые промышленные испытания этого ориентатора были проведены при длине 1г= 0,7+0,8м, но, к сожалению, вследствие чрезмерных нагрузок произошло разрушение элементов ориентатора. Испытания, проведённые на скважинах 173 и 289 Монгн, позволили осуществить корректировку траектории ствола скважины в требуемом азимутальном направлении безорнентнруемыми КНБК с помощью ориентатора роторным способом с шгтенсившсгьго ±0,2+1,2 °/10м. Была так же разработана конструкция ориентатора (ОВЛ) в котором прогиб оси КНБК от силы тяжести в наклонном стволе скважины, при помощи вала и пары лопастей пеобразуется боковое усилие на долоте. Этот ориентатор был изготовлен и испытан в скважинных условиях. Прототипом ориентатора ОВЛ является зарубежное устройство Rebel Tool. Оптимальная длина корпуса ОВЯ - 4м была принята на основании исследований , аналогичных проведённым для ориентатора с децентратором. Проверочный расчёт вала проводился по его жёсткости и сопротивлению на кручение.

В результате проведённых теоретических исследовании и промышленных испытаний впервые в отечественной практике направленного бурения получены объективные результаты применения безориентируемых устройств для роторного способа бурения по корректировке азимута стволов скважин.

Изменение азимуга можег быть достигнуто безориентируемыми роторными КНБК , предложенных нами, которые позволяют усиливать динамический эффект от правостороннего вращения бурильной колонны.

П большинстве случаев при строительстве наклонных и горизонтальных скважин стараются чаще всего реализовать плоский профиль. Учитывая перспективы создания разветвлённо-горизонтальных скважин и скважин с горизонтальным окончанием для сложных геологических условий, и особенно в условиях ПХГ, нами систематизированы результаты исследований по конструированию и применению роторных КНБК для регулирования азимута траектории ствола скважины. При проведении промысловых испытаний КНБК и анализе их результатов автор исходил из следующих положений: -трубные - элементы низа бурильной колонны изгибаются преимущественно в плоскости совпадающей с направлением действия силы тяжести;

-КНБК при роторном способе бурения рассматриваются как самориентирующийся отклонитесь;

- в изотропных породах и в прямолинейном стволе скважины устойчивый переход оси изгиба КНБК в горизонтальную плоскость

частично или полностью происходит только при её вращении (60-120об/мин);

- стабильный переход оси изгиба КНБК в горизонтальную плоскость(часггично или полностью) также возможен за счёт предварительно созданного направления ствола скважины

/ориентируемым способом/, введением специальных конструктивных изменений в КНБК или за счёт влияния геологических факторов; -КНБК с гибким трубным элементом , установленным непосредственно за наддолотным калибратором , применяются при осевой нагрузке меньше критической величины , приводящей к спиральному продольному изгибу.

В результате проведённых исследований, описанных в этом разделе, установлено что :

-максимальное увеличение азимута с интенсивностью искривления в горизонтальной плоскости 13+14,6°/ Юм было получено при значениях зенитного угла 16°(5-^-26°) или при предварительно созданной кривизне ствола скважины с помощью ориентируемой КНБК с забойным двигателем;

-уменьшение азимута (с интенсивностью до - 5,4 °У 10м) получено только при предварительно созданном искривлении ствола скважины ориентируемой КНБК в его призабойной части;

-при высокой интенсивности изменения азимута для неориентируемых КНБК(1,2) с длиной гибкого элемента 9 и более м возможно снижение зенитного угла , как и при применении ориентируемых КНБК без применения телесистем;

-для малоинтенсивного уменьшения азимута с интенсивностью до - 1 °/10м при одновременном увеличении зенитного угла следует применять КНБК, включающие два центратора после долота и УБТ стандартных размеров;

-применение КНБК , имеющих в своём составе два центратора после долота и нестандартное УБТ, позволяет снизить интенсивность набора зенитного угла при росте интенсивности увеличения азимута в сравнении с типовыми КНБК;

-включение второго калибратора в КНБК с бурильной трубой, установленной за наддолотным калибратором, позволяет исключить нестабильность изменения зенитного угла при сохранении интенсивности увеличения азимута до 3,5 е/ 10м;

-КНБК, имеющие в своём составе трубные элементы с последовательным увеличением жёсткости, расположенные между наддолотным калибратором и центратором, обеспечивают изменение азимута при любых значениях зенитного угла (испытания проведены до 50°);

Таким образом, безориентируемые устройства и неориентируемые КНБК составленные из стандартных трубных элементов в сочетании турбинного и роторного способов бурения, обеспечивают регулирование траектории сгвола скважины в необходимых пределах.

Пятое защищаемое положение. При проектировании и строительстве кустов скважин с МЛСП(мо{х:ких, ледостойких , стационарных платформ), при создании ПХ(тдземных хранилищ), необходимо обеспечивать минимум количества пересекающихся проекций стволов скважин в горизонтальной плоскости и максимум расстояния между ними.

Разработана математическая модель , позволяющая проектировать кусты скважин для условии шельфа, создания ПХ и контролировать близость стволов скважин относительно друг друга в процессе проводки. Алгоритм привязка, разработанный автором диссертации, имеет следующие ограничения, накладываемые на величины азимутальных и зенитных углов стволов скважин:

(а:>а/) (.; (<р;<ф/); #/ ; ¿=1,...п; /=],... п;

где: и - количество скважин; а< и а^ ,<р1 и -зенитные и азимутальные углы, соответственно -с" и /"траекторий стволов двух скважин; Для определения расстояний в узлах пересечения проекций траекторий стволов скважин разработанный алгоритм предусматривает: -составление уравнений прямых, соединяющих проекции устьев с соответствующими проекциями забоев на горизонтальную плоскость.. - нахождение решении уравнений для всех возможных сочетаний пар скважин:

Хо = (Ха- Уа)/ (Ув-Ув); Хв=(в,.у | > / (Э! . X, );

У0 = ха + х0хв ; ув = У1 - Вь ха= у г . X! х„;

ху = (в2-у2)/ (а2-х2) ; уа=у2-х2у*;

где: х0 , уо - решение системы из двух уравнений XI, хг - абциссы устьев I и 2 скважин ;аь а2 - абциссы забоев I и 2 скважйн;у 1, У2 - ординаты устьев 1 и 2 скважин; в (, в2 - ординаты забоев 1 и 2 скважин.

-анализ полученных решений выявляет та принадлежность к проекциям траекторий соответствующих скважин на горизонтальщю плоскость. -Расчёт глубин по вертикали для каждой пары траекторий и расстояний между | ними производится по координатам пересечения горизонтальных проекций стволов скважин:

По разработанной математической модели для примера проведены расчёты для проектирования куста из 45 скважин при двух вариантах расположения скважин на МЛСП. Результаты расчётов приведены в табл 3.

Таблица 3.

Характеристика МЛСП по пересекающимся горизонтальным проекцииям стволов скважин для различных вариантов расположения устьев скважин.

Вариант расчета Количество пересека проекций стволов скваж траекториями, м ющихся горизонтальных ин , при расстоянии между

1 5/51 18/156

2 7/53 10/72

где в числителе 5-количество пересекающихся проекций стволов скважин, а в знаменателе 51м -расстояние между ними по вертикали. Предполагается, что бурение скважин осуществляется одним буровым станком. Сравнение показывает, что второй вариант размещения устьев предпочтительнее как по меньшему числу пересекающихся горизонтальных проекций стволов , так и по большим расстояниям между траекториями стволов скважин.

Математическая модель при необходимости включаег гак же ранее разработанные алгоритмы определения минимумов углов наклона, суммарной проходки и стоимости бурения с МЛСП. Разработанная модель позволяет при замене уравнений проектных траекторий стволов скважин фактическими данными инклинометрии осуществлять контроль и предотвращать встречу стволов. При этом расширены графические возможности программы , обеспечивающей контроль за выполнением траекторий стволов скважин в кусте. Специальная подпрограмма позволяет получать изображение близости стволов скважин.

На основании анализа характерных * осложнений , аварий в направленном бурении определены требования к базе промысловых данных и методам анализа вероятности риска для строительства скважин в условиях шельфа и ПХГ(подземиых хранилищ газа). Приведены логические схемы структуры комплекса программ «Контроль траектории» и базы. промысловых данных «Шельф и ПХГ», которые определяют нахождение решений по выполнению траектории и структуре развития событий при отклонениях в технологических процессах, возникновении осложнений и аварий.

Таким образом, впервые в отечественной практике проектирования бурения кустов скважин с МЛСП разработана математическая модель,

позволяющая повысить качество проекта за счёт применения компьютерной техники при:

- проведения привязки забоев к устьям скважин; -выбора варианта расположения усгьев скважин на МЛСП , наиболее соответствующего участку месторождения по минимуму

пересекаающнхся горизонгалытых* проекций стволов п максимуму расстояний между ними.

Предложенная модель при замене уравнений проектных траекторий стволов скважин фактическими данными позволяет обеспечивать предотвращение встречи стволов скважин

Результаты практического применения методов управления траекторией скважин разработанных автором.

Применение разработанных автором методов управления траекторией ствола скважины осуществлялось по следующим основным направлениям :

1 .Повышению технико - экономических показателей строительства направленных скважин.

2.Освоению строительства скважин с горизонтальным окончанием в обычных и осложнённых условиях.

3.Отработке технологии бурения скважин расширенного охвата. Следует заметить, что при бурении более простых и менее дорогостоящих скважин отрабатывались методы для более сложных условий бурения и капиталоёмких объектов.

Предложенные автором параметры траекторий стволов скважин, режимы бурения и программы КНБК применены в проектах на строительство более 50 наклонных и 17скважин с горизонтальным окончанием .

При бурении обычных направленных скважин, использование разработанных методов управления их траекториями позволило сократить затраты времени на углубление скважины, спускоподъёмные операции , смену КНБК, применение ориентируемых КНБК. При наличии в геологическом разрезе абразивных пород использование роторного способа бурения обеспечивает более весомые экономические показатели за счёт более высокой проходки на долото и менее напряжённых условий эксплуатации оборудования.

Разработанные алгоритмы программ для контроля траектории стволов скважин и автоматизированного проектирования кустов скважин применялись для расчёта вариантов ТЭО (технико-экономического обоснования) по строительству скважин с МЛСП месторождений шельфа Сахалина Чайво, Лунское , Пильтун-Астохское и других.

Характерные показатели параметров траектории стволов скважин, при реализации которых использовались методы управления их траектории , разработанные автором, приведены в табл. 4.

Таблица А.

Показатели параметров траекторий скважин

Показатели услов естест- наклон наклони С горизон-

но вевен- ионап- о нап- тальным

тип скважины верти но- равлен равлен н окончанием

каль искрив ные, ые,а =

ные ленные а <50° 50+70

Глубина по стволу, 300- 3200- 1500- 2750- 100-2250

м 5500 4050 4200 3500 /5700/*

Глубина по 300- 3000- 1300- 1750- 570-1630

вертикали, м 5500 3900 3800 2300 /1553/*

Отклонение, м - 150- 250- 1550- 500-850

500 1800 2460 /5091/*

Радиус - - 800- 700- 280-90

искривления, м 382 286 /1000/*

% от общей

проходки на способ бурения: -турбинный 15-5 30-20 70-80 10-40

-роторный J00 85-95 70-80 30-20 90-60

Примечание: в скобках / /* указаны данные по скважинам 201,202 Одопгу - морс.

На рис. 5 и рис.6 приведены профили скважины 196 Западное Сабо, по которой более чем 90% траектории пробурено роторным способом и профиль скважины 202 Одопту -море, в проектировании и проводке которых принимал участие автор работы.

Профиль и пнклниограмма экспсримепталлмюп скв.196 Западное Сабо

Фактический профиль скв.202 Одоптл - море

Оценка эффективности применения разработанных методов при строительстве скважин с горизонтальным окончанием приведены в табл.5. __ ____Таблица 5.

Показатели Единица измерения Вертикальные, или наклонные СКВ. Горизонтальные СКВ.

Длина ствола скважины ,вт. ч. Горизонтальный участок м 580-650 980-1050

Относительное увеличение дебита нефти раз 1 4-6

Относительное увеличение стоимости скважины раз 1 1,5-2

Стоимость скважины млн.руб 7 10,5-14

Стоимость 1т нефти тыс.руб 0,98 0,98

Суточный дебит скважины тонн 1-6 4-36

Годовой объём добычи нефти тонн 364-2184 145613104

Суммарная стоимость продукции тыс.руб 356,2-2228 148612842

Срок окупаемости год 19,6-3,14 7,1-1,1

Основные выводы.

1. Проведены систематизация и обобщение опыта работы КНБК, применяемых для проводки направленных скважин роторным и турбинно-роторным способом.

2.Предложен критерий классификации неориентируемых КНБК для пространственного искривления стволов скважин.

3.Определены зависимости связывающие интенсивность искривления стволов скважин и улучшение подготовки стволов скважин к спуску обсадных колонн с конструктивными параметрами КНБК с гибким элементом при роторном способе бурения.

4. Впервые разработана и использована методика определения оптимального места установки ориентаторов в КНБК при роторном способе бурения и получены устойчивые результаты при их применении в промысловых условиях.

5.Систематизированы результаты промышлённых экспериментов по интенсивному изменению пространственных параметров траектории ствола скважины турбино-роторным способом;

6.Разработаны конструкции глубинного регулируемого центратора и переводника бокового ввода кабеля с целью совершенствования методов управления траекторией ствола скважины .

7.Впервые разработаны теоретические аспекты управления траекторией стволов скважин как для одиночных объектов (скважина, резервуар), так и для групповых (куст скважин, или комплекс объектов строящихся при создании ПХГ).

8.Разработаны алгоритмы , позволяющие для условий шельфа проводить привязку устьев к забоям скважин, выбирать вариант расположения устьев скважин на МЛСП по минимуму пересечения проекций стволов скважин на горизонтальной плоскости и максимуму расстояний между ними и контролировать взаимное расположение ствола бурящейся скважины относительно остальных скважин, с применением компьютерной техники. 9.3а счёт повышения надёжности реализации проектной траектории скважин их стоимость может быть снижена на 5+15%. Фактический и ожидаемый экономический эффект от использования результатов исследований составляют в настоящих ценах, соответственно 3824,5 и 1 О 371,4 тыс. руб. Результаты расчётов экономического эффекта проведены соответствующими службами и утверждены руководством ПО « СахалинморнефтЬгаз».

Основные положения диссертации опубликованы в следующих работах и защищены авторскими свидетельствами. ¡ .Литвинов Л.Н., Злобин В.И., Ремизов С.Н.

«Роторные КНБК для стабилизации азимута наклонно направленных скважин», Нефтяное хозяйство, № 9, 1987г.

2. Дороднов И.П., Усаченко С.А., Литвинов Л.Н.

«Предупреждение искривления скважин в сложных геологических условиях», Нефтяное хозяйство, № 7, 1989г.

3. Злобин В.И., Литвинов Л.Н., Сизов Б.Н.« Определение оптимального места установки самориентирующегося отклонителя », Сборник статей «Проблемы освоения нефтегазовых месторождений дальнего востока», ДВО АН СССР Владивосток, 1989г., ч.2.с.335-342.

4. Злобин В.И., Литвинов Л.Н., Сизов Б.Н.

« Определение допустимой интенсивности искривления скважин при креплении кондукторами большого диаметра», Сборник статей «Проблемы освоения нефтегазовых месторождений дальнего востока», ДВО АН СССР Владивосток, 1990., с.94-99.

5.Зеленин В.А., Литвинов Л.Н. «Автоматизированное проектирование куста скважин учётом скрещивающихся статей траекторий и размещения устьев на платформе», Сборник «Проблемы освоения нефтегазовых

месторождений дальнего востока», ДВО АН СССР Владивосток , 1990г., с. 100-106.

6. Злобин В.И., Литвинов Л.Н., Сизов Б.Н. «Бурение горизонтальных скважин роторным способам», Нефтяное хозяйства, №9, 1991г.

7.Авторское свидетельство СССР от 15.06.90г., № 1599520 Центратор бурильного инструмента.

Литвинов Л.Н., Злобин В .И.,Сизов Б .Н., В .Г. Григулецкий.

8.Авторское свидетельство СССР от 23.06.91г., № 1657585 Переводник с боковым вводом кабеля.

Литвинов Л.Н., Злобин В.И., Калыциков А.Г.

Л.Н. Литвинов

Введение.

1.Анализ современного состояния методов управления траекторией скважин в зависимости от применяемого способа бурения.

1.1.Состояние автоматизированного проектирования и программного обеспечения при строительстве скважин с МЛСП и на площадках ПХГ.

1.2.Влияние способа бурения на методы управления на методы управления траекторией ствола скважины.

1.3.КНБК для управлением траекторией скважины при бурении роторным способом.

1.4.Методы расчёта и исследования КНБК.

1.5.Цели и задачи диссертационной работы.

2. Выбор и обоснование критерия для классификации, расчёт , проектирование и разработка конструкций КНБК.

3.Исследование пространственного искривления стволов скважин.

4.Разработка технических средств по управлению траекторией ствола скважины.

5.Разработка алгоритмов для решения задач с применением ПЭВМ.

5.1.Проектирование куста скважин с МЛСП для условий арктического шельфа.

5.2.Контроль траектории бурящейся скважины относительно пробуренных и проектных траекторий других скважин куста или промысла.

5.3.Определение требований к базе промысловых данных и оценка риска при строительстве скважин в условиях шельфа и ПХГ.

6.Использование результатов исследований при строительстве скважин.

7.Оценка экономической эффективности применения результатов исследований.

Вопрос применения роторного, или турбинного способов бурения, или их сочетания при строительстве скважин определяется в зависимости от конкретных целей, геологических условий и используемых технико-технологических средств. Развитие зарубежной практики бурения, в том числе и наклонно направленных скважин, происходило при преобладании применения роторного способа бурения III. Для большинства отечественных регионов было характерно преимущественное использование турбинного способа бурения/12,19,35/.

Применение современных технологий при строительстве скважин и создании подземных хранилищ (сверхбольшие отклонения, горизонтальные и разветвленные окончания скважин, бурение большим диаметром, создание резервуаров тоннельного типа в каменной соли) делает необходимым использование преимуществ каждого из способов бурения, а в отдельных условиях и их сочетания. Первый отечественный опыт строительства скважин с большими отклонениями в условиях месторождений Северного Сахалина потребовал применения сочетания возможностей турбинного и роторного способов бурения /38/. В дальнейшем наличие в геологическом разрезе большого количества абразивных пород для месторождений Северного Сахалина обусловило преимущественное применение роторного способа при проводке наклонных скважин. Основные перспективы увеличения добычи нефти и газа для Северного Сахалина связаны с освоением месторождений шельфа в арктических условиях. Бурение наклонных скважин, а тем более скважин со сверхбольшими отклонениями с морских ледостойких стационарных платформ (МЛСП) по стоимости кратно превышает стоимость бурения скважин в условиях суши. Поэтому на первом этапе строительства горизонтальных скважин на месторождениях суши Сахалина была отработана технология с преобладанием применения роторного способа бурения как предназначавшаяся для последующего бурения в условиях шельфа /25/. Теория и практика управления траекторией наклонных и горизонтальных скважин при преобладании применения турбинного способа бурения всесторонне разработана отечественными авторами и наиболее системно представлена в справочнике/35/.

Методы управления траекторией ствола скважины при роторном способе и сочетания турбинного, и роторного способов, особенно при бурении большим диаметром , разработаны гораздо в меньшей степени. Поэтому разработка компоновок низа бурильной колонны (КНБК), методик их расчёта, рекомендаций по их применению при роторном и турбинно -роторном способах бурения наклонных и горизонтальных скважин являются одним из наиболее актуальных вопросов совершенствования направленного бурения. 4

Интенсивное развитие и распространение горизонтального бурения при строительстве скважин и создании подземных хранилищ (ПХ ) в последние годы связано с тем, что это позволяет значительно сократить капитальные вложения. Это достигается за счёт увеличения производительности единичного объекта и соответствующего сокращения их количества в составе группового объекта. (Под единичным объектом здесь и далее понимается скважина или резервуар, а под групповым - куст скважин или комплекс объектов строящихся при создании ПХ).

При строительстве скважин с применением горизонтального окончания, особенно для условий шельфа и создания ПХ имеется ряд существенных отличий, в сравнении с обычными нефтяными и газовыми скважинами: -повышенные требования к надёжности создаваемых объектов, как в процессе их создания, так и при их эксплуатации;

-более сложные конструкции скважин, как по числу обсадных колонн, так и по скважинному, и по устьевому оборудованию;

-необходимость управления траекторией ствола скважины при бурении большим диаметром или в пластах каменной соли;

-как результат вышеперечисленных отличий, более высокая стоимость строительства как отдельных этапов, так и скважины в целом. Резкое уменьшение количества единичных объектов (скважин, резервуаров) при применении горизонтальных скважин соответственно сокращает возможности накопления опыта методами математической статистики, делает более индивидуальными характеристики каждого объекта и требует разработки и применения программного обеспечения с возможностями моделирования процессов.

Освоение новых, интенсивных технологических процессов как правило отличает более тщательная предпроектная подготовка. Однако наложение интенсивных технологий на стандартные геологические условия ( для обычных процессов строительства скважин) может привести к новым видам осложнений.

Иногда осложнения становятся возможными, вследствие недостаточной согласованности технологических процессов в пределах одного этапа строительства скважины, или для процессов, осуществляемых на разных единичных объектах в пределах строительства группового объекта. Поэтому определение требований к базе промысловых данных для проведения системного, предпроектного и послескважинного анализа с применением ПЭВМ, принципов взаимосвязи моделируемых процессов для строительства наклонных и горизонтальных скважин также является актуальным направлением.

На современном этапе требуются разработка и применение алгоритмов для решения следующих задач с применением ПЭВМ:

-автоматизированное проектирование куста скважин для условий арктического шельфа; 5

-обработка первичной геолого-технической информации при строительстве скважин (по современным технологиям) для определения доминирующих факторов на изменения траектории ствола скважины и проведения системного послескважинного анализа;

-Контроль траектории бурящейся скважины относительно пробуренных и проектных траекторий других скважин куста или промысла. Совершенствование методов управления траекторией стволов наклонных и горизонтальных скважин роторным и турбинно-роторным способом для условий шельфа и создания ПХ актуально для разработки технико-экономического обоснований для месторождений шельфа, при проектировании и проводке наклонных и горизонтальных скважин на любых месторождениях.

Разработка и систематизация методов управления траекторией ствола скважины при бурении наклонных и горизонтальных скважин роторным и турбинным способом позволит:

-улучшить технико-экономические показатели при разработке месторождений шельфа и создании ПХ;

-применить бурение горизонтальных скважин большого диаметра для создания ПХГ(подземных хранилищ газа) в пористых структурах; -расширить внедрение скважин с горизонтальным окончанием для сложных геологических условий (в т.ч. для аномально высоких и низких пластовых давлений). 6

Основные выводы.

1. Проведена систематизация и обобщение опыта работы КНБК, применяемых для проводки направленных скважин роторным и турбинно- роторным способом.

2.Предложен критерий классификации неориентируемых КНБК для пространственного искривления стволов скважин.

3.Определены зависимости для интенсивного искривления стволов скважин и улучшение подготовки стволов скважин к спуску обсадных колонн от конструктивных параметров КНБК с гибким элементом при роторном способе бурения.

4. Впервые разработана и использована методика определения оптимального места установки ориентаторов в КНБК при роторном способе бурения и получены устойчивые результаты при их применении в промысловых условиях.

5. Систематизированы результаты промышленных экспериментов по интенсивному изменению пространственных параметров траектории ствола скважины турбино-роторным способом;

6.Разработаны конструкции глубинного регулируемого центратора и переводника бокового ввода кабеля с целью совершенствования методов управления траекторией ствола скважины .

7.Впервые разработаны теоретические и практические аспекты управления траекторией стволов скважин как для одиночных объектов (скважина, резервуар), так и для групповых (куст скважин, или комплекс объектов строящихся при создании ПХГ).

8.Разработаны алгоритмы , позволяющие для условий шельфа проводить привязку устьев к забоям скважин, выбирать вариант расположения устьев скважин на МЛСП по минимуму пересечения проекций стволов скважин на горизонтальной плоскости и максимума расстояний между ними и контролировать взаимное расположение ствола бурящейся скважины относительно остальных скважин, с применением компьютерной техники.

9.3а счёт повышения надёжности реализации проектной траектории скважин их стоимость может быть снижена на 54-15%. Фактический и ожидаемый экономический эффект от использования результатов исследований составляют в текущих ценах , соответственно 3824,5 и 10 371,4 тыс. руб. Результаты расчётов экономического эффекта проведены соответствующими службами и утверждены руководством ПО « Сахалинморнефтегаз».

131

1. Аветисов А.Г. Комплекс компьютерных программ для бурения нефтяных и газовых скважин. -Краснодар: ДРИЛИНТЭКС , 1995.

2. Аксёнов М.Г., Злобин В.И., Сизов Б.Н. Устройство для направленного бурения скважин. Авторское свидетельство СССР N 945342 Бюл. изобретений N272, 1982.

3. Аронов Ю.А., Аксёнов М.Г., Никитин Б.А. и др. К вопросу определения оптимальной глубины вертикального участка при креплении наклонных скважин// Нефтяное хозяйство.-1974.-№5.

4. Белорусов В.О. Подбор компоновок низа бурильной колонны для безориентированного бурения скважин за рубежом.-М.: ВНИИОЭНГ , 1988.

5. Близнюков В.Ю., Близнюков Вит. Ю. Особенности бурения верхних интервалов глубоких скважин большого диаметра в сложных горногеологических условиях. М.- ИРЦ Газпром, 1995.

6. Брентли Д.Е. Справочник по вращательному бурению. -М.: ГОСТОПТЕХИЗДАТ,-1957.

7. Бринцев А.И., Сидоров H.A., Хананов Р.Н. и др. Повышение эффективности бурения скважин роторным способом. М.: ВНИИОЭНГ , 1984.

8. Булатов А.И., Аветисов А.Г. Справочник инженера по бурению .Кн.2 М.: Недра, 1995.

9. Векслер В.И., Перекалин С.О., Подергин Ю.бЛ и др. Методическиерекомендации по электромагнитному наведению скважин с аппаратурой АПС.

10. Вудс г., Лубинский А. "Искривление скважин при бурении", Гостоптехиздат, 1960.

11. Григорян A.M. Вскрытие пластов многозабойными и горизонтальными скважинами.-М: Недра, 1969.

12. Григорян A.M. Разветвленно-горизонтальные скважины ближайшее будущее нефтяной промышленности// Нефтяное хозяйство.-1998.-№11.

13. Григорян H.A., Багиров P.E. Анализ процесса турбинного бурения . М.: Недра, 1982.

14. Григорян Н.А, Джалалов Э.Р., Фоменко Ф.Н. и др. "Техника и технология бурения наклонно направленных скважин с применением электробура ", обзорная информационная серия'Ъурение", вып.18, М., 1981.

15. Григорян H.A. "Бурение наклонных скважин уменьшенных и малых диаметров"М., Недра,1974.

16. Григулецкий В.Г., Лукьянов В.Т. "Проектирование нижней части бурильной колонны ", Недра, М. 1990

17. Григулецкий В.Г. Оптимальное управление при бурении скважин. М.: Недра, 1988.132

18. Гулизаде М.П., Оганов С. А., Шахбазбеков К.Б. и др. Бурение кустов наклонных скважин в морских условиях. РД 51-01-02-84 // Баку: АзИНЕФТЕХИМ, 1984.

19. Гулизаде М.П., Маметбеков O.K. Регулирование азимутального искривления при бурении наклонно направленных скважин с применением неориентируемых КНБК. М.: ВНИИОЭНГ, 1989.

20. Гулизаде М.П., Сушон Л.Я., Емельянов П.В.,КауфманJI.Я. " К расчёту компоновки низа бурильной колонны, применяемой для безориентируемого управления зенитным углом", Нефтяное хозяйство, 1,1976

21. Дороднов И.П., Усаченко С.А., Литвинов Л.Н. Предупреждение искривления скважин при бурении в сложных геологических условиях // Нефтяное хозяйство .1989,№7.

22. Жиденко Г.Г. Техногенные изменения продуктивных пластов в процессе разработки.//Газовая промышленность -1999г.-№ 1.

23. Жиленко Н.П. Справочное пособие по реактивно-турбинному бурению. -М.:- Недра, 1987.

24. Злобин В.И., Литвинов Л.Н., Сизов Б.Н. и др. Бурение горизонтальной скважины роторным способом //Нефтяное хозяйство.-1991.-№1.

25. Игошин А.И., Казарян В.А., Поздняков А.Г. и др. Создание тоннельных резервуаров в пластах каменной соли малой мощности // Доклад Краков 11-14 мая 1997.

26. Иклинометрия скважин. Охинская морская промыслово-геофизическая контора, г. Оха на Сахалине, 1992г.

27. ЗО.Инструкция по бурению наклонно направленных скважин. РД 39-2-810-83.-М.: ВНИИБТД983.31 .Инструкция по предупреждению искривления вертикальных скважин.-М.:ВНИИБТ,1986.

28. Инструкция по бурению наклонных скважин с кустовых площадок на нефтяных месторождениях Западной Сибири РД-0114070-6.027-86.-Тюмень: СибНИИНП, 1986.

29. Инструкция по бурению направленных скважин на нефтяных месторождениях Коми АССР.-Ухта: ПечорНИПИнефть,1987.

30. Исаченко В.Х. / Инклинометрия скважин . М.: Недра, 1987.133

31. Калинин А.Г., Никитин Б.А., Солодкий К.М., Султанов Б.З. Бурение наклонных и горизонтальных скважин : Справочник; Под ред. А.Г.Калинина. М.: Недра, 1997.

32. Калинин А.Г. Механизм образования стволов геологоразведочных скважин.-М. :-ОНТИ ВИЭМСД968.

33. Калинин А.Г. Искривление скважин.-М., Недра, 1974.

34. Калинин А.Г., Никитин Б.А„ Аксёнов М.Г. Бурение скважин большого диаметра методом проводки опережающих стволов // Нефтяное хозяйство. -1976.

35. Калинин А.Г., Б.А.Никитин Повышение газонефтеотдачи продуктивного пласта при бурении горизонтальных и разветвлённо-горизонтальных скважин// М.:ВНИИОЭНГ,1995.

36. Кашников Ю.А. Ашихмин С.Г. , Катошин А.Ф. Изменение напряжённо деформированного состояния горного массива при добыче нефти в

37. Ковалёв А.Л., Крапивина Г.С., Григорьев А. В. и др. Кустовое размещение наклонно направленных скважин на ПХГ // Газовая промышленность.-1996.-№ 9-10.

38. Лебедев Н.Ф. Динамика гидравлических забойных двига-телей. М.: Недра, 1981.

39. Литвинов Л.Н., Злобин В.И., Калыциков А.Г. Переводник с боковым вводом кабеля . Авторское свидетельство СССР 811 167585 А 1, 4.06.91.Бюл.К 23.

40. Литвинов Л.Н., Злобин В.И., Сизов Б.Н. и др. Центратор бурильного инструмента. Авторское свидетельство СССР 8и 1599520 , 15.10.90 Бюл. N38

41. Ли С.И., Попов А.Н., Тимофеев Ю.Л. Бурение надсолевых отложений на месторождении Тенгиз бурами РТБ.-Тр.ВНИИБТ.-М.,1989, вып.67.

42. Макаренко П.П. Комплексное решение проблем газо-добывающего региона //М.: Недра, 1996.

43. Никитин Б.А., Гноевых А.Н. Повышение эффективности буровых работ // Газовая промышленность.-1996 №7-8.

44. Никитин Б.А. Разработка и промышленное внедрение технологии строительства наклонно-направленных скважин с большими отклонениями забоев. Диссертация на соискание учёной степени кандидата технических наук . Ивано-Франковский институт нефти и газа, 1991

45. Овчинников Н.Т. "Компоновка низа бурильной колонны при нагружении", Газовая промышленность №2, 1968

46. Отчёт о НИР" Разработать рекомендации по применению новых технико-технологических средств при бурении наклонных скважин на суше и шельфе Сахалина." Оха 1990, N 01.89.00117848.

47. Отчёт о НИР "Совершенствовать технику и технологию бурения скважин с большими углами наклона, в том числе с горизонтальными участками для суши и шельфа Сахалина." Оха 1991, N01.91.00220800.134

48. Отчёт по бурению скважины N 202 Одопту-море, ОАО "РОСНЕФТБ-САХАЛИНМОРНЕФТЕГАЗ", 1998.

49. Повалихин A.C. , Калинин А.Г. , Солодкий K.M. "Выбор оптимальных КНБК в абразивных породах" экспресс информация ВНИИОЭНГ, сер. "Строительство скважин на суше и море ", вып.8, 1991г.

50. Поташников В.Д.,Лисов С.И., Сакович Э.С. //Бурение горизонтальных скважин шарнирными компоновками по технологии тобус.-М, ВНИИОЭНГ, 1992

51. Правила обустройства и безопасной эксплуатации подземных хранилищ природного газа в отложениях каменной соли ПБ-08-83-95. М.-ИРЦ Газпром, 1995.

52. Правила создания и эксплуатации подземных хранилищ газа в пористых пластах. РД-08--93 .М. :ВНИПИГаздобыча, 1994.

53. Резуненко В.И., Казарян В.А.,Смирнов В.И. Практика и переспектива развития подземных хранилищ природного газа в отложениях каменной соли на территории России. Доклад на международной конференции "Подземное хранение газа в каменной соли",М.-1995.

54. Ремизов В. В., Парфёнов В.И., Бузинов С.Н. и др. Горизонтальные скважины на ПХГ // Газовая промышленность,-1996-№11-12.

55. Сесюнин Н.А ."Пространственный изгиб КНБК с центраторами и отклонение скважины по азимуту", Известия ВУЗ, "Нефть и газ",5,1986

56. Сесюнин H.A. Некоторые задачи стеснённого пространственного изгиба упругих стержней. Авторефереферат диссертации на соискание учёной степени доктора технических наук, М.-1997.

57. Смирнов В. И. Практика и перспективы подземного хранения нефти,газа и продуктов их переработки. -М.,ВНИИЭгазпром .-1991.

58. Смирнов В. И., Казарян В.А. Новые технологии подземного хранения газа // New Pages in the Gas sience.-1994.

59. Смирнов В.И., Розанов А.Б., Баклашов И.В. и др. Оценка параметров сдвижения земной поверхности над ПХГ в каменной соли // Газовая промышленность.-1998-№11.

60. Шаньгин А.Н. Бурение направленно искривленных скважин. -М.: ГОСТОПТЕХИЗ ДАТ, 1961.135

61. Шолохов JI.Г. / Теоретические основы технологии и проектирования направленного бурения скважин. -Свердловский горный институт, Свердловск, 1982

62. Шпронт К.П., РакфортР.Ф / фирма "Винтерсхал"/ Опыт проводки горизонтальных скважин на ПХГРеден-Германия. Доклад на семинаре" Строительство и эксплуатация ПХГ горизонтальными скважинами", Анапа 13-17 мая 1996.

63. Callas N.P.,Callas R.l. "Boundary value problem is solved".The Oil and Gas J.,1980, V.78,№ 50,P63-66.

64. Cox B.E.,Bruha W.A. Curved well conductors and offshore platform Hudroccarbone Development.-J.Petroleum Technology, 1978, March, p.440-446.

65. Desbrandes R., Morin p. Recents de velopments en forage te le vigile. Revue de 1 Institut français du petrol, 1983, v. 38, 1.

66. Eastman Cristencen. GENERAL CATALOG 1990-1991.

67. Keen D., Mckenzie D."Dtviation tool controls bit Walk" The Oil and Gas J., 1979, Y3, p.21

68. NAVIGATION DRILLING: A systems approach to faster penetration rates, improved directional control and less -cost per foot drilling performance (Eastman Cristencen).

69. Nazzl G. Formation characteristics dictate completion design.-Oil and Gas j.,Dec 3, 1990.

70. Millheim K. Behfvior of multiple-stabilizer bottom-hole assemblies.-O.G.J.,1979,1.

71. Millheim K.K. Apostal M.S. The effect of Bottom Hole Assembly Dynamics on Trajectory of a bit// Petrol.Techol. 1981. -Vol. 33, N 12. - P.2323 - 22338.

72. R.F.Mitchel, M. B.Allen Исследование поперечных вибраций тяжелого низа бурильных колонн. Word Oil, -1985 ,N4,p.101.

73. Sperry-Sun Drilling Services,Inc./Сводный каталог.- 1993/

74. Sebastiani G., Fontolan M. , Offshore Drilling and Productetion Platform with Rapid Removal and Redeplayment Capability // International conference on Part and Ocean Engineering under Arctic conditions. 1985. Sept.7-14. P.631-642.

75. Winter A., Roper D.J., Sjaaholm A.J. Concepts of Directional Data Managmen //SPE 2039 -Society of petroleum Engineers.-1990.

76. Varco. BJ. GENERAL CATALOG 1993-1994rr.

77. United States Patent. Methods and apparatus for drilling a well bore. 4 440 241 U.S. CI.-175-61.

78. Переводник с боковым входом кабеля.

79. Схема расположения скважин на Камышенском ПХГ1. Обозначения:• ; С ; О соответственно пробуренные, бурящиеся и проектные скважины на газовый пласт;соответственно пробуренные и проектные наблюдательные скважин.

80. Месторождение Набиль : Фрагменты инклинограммы (а) и оценки близости стволов скважин в подпрограмм «Цилиндр»-(Ь).1481. УТВЕРЖДАЮъный директор шрдорн^фтегаз"1/^А .В .Черный г.1. АКТ ВНЕДРЕНИЯ

81. Полное наименование внедряемого мероприятия.

82. Комплекс технико-технологических решений по обеспечению заданной надежности выполнения траекторий скважин на суше и шельфе месторождений Сахалина.

83. Наименование предприятия,где произведено внедрение. Производственное объединение "Сахалинморнефтегаз"3. Наименования объекта.

84. Осуществлено при бурении скважин на месторождениях суши им.Р.С.Л1ирзоева, Усть-Эвай, Монги и др. и при проектировании системы размещения скважин на месторождениях шельфа Чайво-море, Лунское и Пильтун-Астохское.4. Дата внедрения5,9 гг1367-1$

85. Описание внедряемого мероприятия

86. Для скважин, проектируемых бурением с лед ос тонких стационарных платформ (ЛСП) путем минимизации количества скрещивающих стволов, с учетом их близости друг к другу выбирается вариант расположения устьев на платформе.

87. По результатам обработки промыслово-статистических данных разработаны комплексные регламенты на типоразмер породораз-рушающего инструмента, компоновок низа'бурильной колонны (КНЕК)' обеспечивающие выполнение траектории скважин с заданной надежностью.149

88. Основные результаты внедрения.

89. Согласны ли с оценкой экономического, технологического эффектаа) организация ^д|™ет)б) разработчик (-да^ёт)

90. Замечание организации, где проводилось внедрение. Замечаний нет.

91. СахалинНЖШморнефть ДО"Сахалинморнегатегаз"1. Дир1. Астафьев

92. Зам.генерального директора по-бтоению1. А.Я.Мандель

93. Ответственные исполнители внедряющие разработку:

94. Начальник-' произволе твенного отдела по бураниюшЬ^А^к^ЪЛ. Злобин ' .А.Зеленин1. И .Мизерак1. Л.Н.Литвинов1. УЖСР

95. Полное наименование внедряемого шроцрштш.

96. Комплекс техшпю-тешю^огичесх'иих решении по обеспечению заданной яадаяооти выполнения !фаекторий сквал-ш яа суше и шлъфе шстородашй Сахалина.

97. Наименование предприятия ,где произведено внедрение.

98. Производственное объединение "Сахалшааорю^^огаз"11аишяозаяпя объекта.

99. Осуществлено яри бурешш вдовою на глесторохщехшях суш ш.Г,С.1;!ирзоева, УсЕ&-0ваы, Моют и др. и цри цроентнгрова-шш сиотеш равдэщошзя сквои?ш т тсторогдояшк шош 'а Чайвочлоре, Луяское и Дшшяу н-^стохское.

100. Дата внедрения ШГ<-1Ш9 гг.

101. Для сквшшн,дроек!шруеЕшх бурешш с ледсютойких стационарных шкшЗоря (ЛСИ) цудем шнишзации количества ешзцпзавгиш стволов, с упетом их близости друг к другу выбирается зариан расположения устьев на плат^ерле.

102. V. Согласны ли с оценкой экоиошчесшго, технологическогоэффектаа) организация ^^б) разработчик

103. Замечание организации» гдо доводилось внедрение.шчашаы не т.шашшеС5Ть

104. Отвожйюеаше исполнители внедряющие разработку:1. Л»11 »Литвинов1. ПОпСахалщшош&утегаз "

105. Суточные тгебиты добычи не*ти по скважинам 73,180 гесторождения Пабиль и 38^,388 Зхаби по отбору жидкости превышают дебит вертикальных скватая в 2-3 раза, а но отбору нефти в 4-6 ваз.

106. Межремонтный певиод по скважине № 73 Чабиль н а 1С.09.04г.составил 2,5 года/п-одолжаете* безремонтная эксплуатация/ в сравнении с ОС сутками межремонтного периода для вертикальных скважин .

107. Показатели Базовый вариант Рекомендуемый1.2