Разработка технических средств, технологических приемов и методов мониторинга проводки направленных скважин тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 25.00.15, кандидат технических наук Шостак, Андрей Валерьевич

• Шостак, Андрей Валерьевич
• кандидат технических наук
• 2012

Оглавление диссертации кандидат технических наук Шостак, Андрей Валерьевич

СОДЕРЖАНИЕ

ВВЕДЕНИЕ

1 АНАЛИЗ СОСТОЯНИЯ И ПЕРСПЕКТИВЫ РАЗВИТИЯ НАКЛОННОГО БУРЕНИЯ

1.1 Основные этапы развития наклонного бурения

1.2 Технические средства для проводки наклонно-горизонтальных скважин

1.3 Технические средства для контроля проводки наклонно-горизонтальных скважин

1.4 Буровое навигационное оборудование

1.4.1 Телеметрические системы

1.4.2 Компоновки низа бурильной колонны (КНБК) (отклоняющие компоновки)

1.4.3 Дистанционно-управляемые забойные КНБК

1.5 Постановка задачи исследования

2 РАЗРАБОТКА ТЕХНИЧЕСКИХ СРЕДСТВ ДЛЯ ДИСТАНЦИОН-НО-УПРАВЛЯЕМОГО БУРЕНИЯ

2.1 Разработка дистанционно-управляемых регулируемых отклони-телей

2.1.1 Дистанционно-управляемый регулируемый отклонитель ОГДУ-178

2.1.2 Дистанционно-управляемый регулируемый отклонитель ОГДУ-Ю8

3 РАЗРАБОТКА НАВИГАЦИОННЫХ ТЕЛЕСИСТЕМ И ИХ ПОСАДОЧНЫХ УСТРОЙСТВ, ДЛЯ ОПЕРАТИВНОЙ ПЕРЕДАЧИ ИНФОРМАЦИИ КООРДИНАТ ЗАБОЯ И УГЛА ПЕРЕКОСА КНБК

3.1 Разработка посадочных устройств (УП) скважинных телесистем

3.2 Разработка телеметрических систем и малогабаритных магнито-

метрических инклинометров

3.2.1 Разработка телеметрической системы «Пеленг»

3.2.2 Разработка наземного измерительного комплекса

3.2.3 Разработка выносного индикатора

3.2.4 Разработка инклинометра магнитометрического малогабаритного ИММ-30-80/30 «Игла»

4 РАЗРАБОТКА МЕТОДИЧЕСКОГО ОБЕСПЕЧЕНИЯ ПО ОПТИМИЗАЦИИ ПРОВОДКИ НАКЛОННЫХ И ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ СКВАЖИН

4.1 Методика построения профиля с одним участком набора кривизны без участка стабилизации

4.2 Методика построения профиля с тремя радиусами набора

кривизны

4.3 Методика построения проектного профиля скважины с двумя участками набора кривизны и двумя участками стабилизации

4.4 Методика построения фактического профиля по данным замеров телесистемой зенитного угла и азимута скважины в трехмерном пространстве

4.5 Методика определения расстояния от точки фактического профиля до ближайшей точки проектного профиля

4.6 Методика определения величины угла установки отклоните-ля, обеспечивающего возврат траектории скважины в плоскость заданного азимута или ей параллельную

4.7 Методика определения параметров, обеспечивающих возврат траектории ствола к проектному профилю при зенитном направлении

5 ВНЕДРЕНИЕ РАЗРАБОТКИ ПРИ СТРОИТЕЛЬСТВЕ НАКЛОННО-ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ СКВАЖИН КУЩЕВСКОГО ПОДЗЕМНОГО ХРАНИЛИЩА ГАЗА

5.1 Внедрение разработки на скважине №98 Кущевская в интервале 1160 -1379 м

5.2 Внедрение разработки на скважине № 153 Кущевская в интервале 1208-1449м

5.3 Возможности применения дистанционно-управляемых

гидравлически регулируемых отклонителей ОГДУ-108 и ОГДУ-178

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

ВЫВОДЫ

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ

ПРИЛОЖЕНИЕ

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Разработка технических средств, технологических приемов и методов мониторинга проводки направленных скважин»

ВВЕДЕНИЕ

Актуальность проблемы.

В современном развивающемся мире углеводороды, к которым относятся нефть и газ, являются важнейшей частью стратегических природных запасов, определяющих энергетическую независимость и прогресс развития экономики Российской Федерации, а в связи с развитием глобального экономического кризиса в мировом масштабе их роль будет непрерывно возрастать. Поэтому сохранение на прежнем уровне и увеличение темпов добычи нефти и природного газа с одновременным сокращением затрат на строительство скважин, становятся главнейшей задачей топливно-энергетического комплекса (ТЭК).

Более 90% нефтяных и газовых месторождений разрабатываются наклонными и горизонтальными скважинами. Это объясняется необходимостью наибольшей степени вскрытия труднодоступных продуктивных горизонтов, особенно в сложных горно-геологических условиях таких регионов, к каким относится Краснодарский край.

Так, одним из современных способов решения задач повышения извлекаемых объемов углеводородного сырья , а также его закачка в целях хранения, стало бурение горизонтальных скважин на многих месторождениях и при строительстве подземных хранилищ газа (ПХГ).

Среди работ в этом направлении, следует отметить исследования ряда ученых: Арутюнов A.A., Балденко Ф.Д., Бузинов, A.B. Буслаев В.Ф., Вудс Г., Гераськин В.Г., Григорян A.M., Григулецкий В.Г., Гулизаде М.П., Иоанесян Ю.Р., Кауфман Л.Я., Калинин А.Г., Крылов В.И., Лубинский А., Лукьянов В.Т., Никитин Б.А., Оганов С.А., Рабиа X., Сорокин В.Н., Сулакшин С.С., Сушон Л.Я., Шайхутдинов Р.Т. и многих других.

Реализация проектных трасс таких скважин предполагает интервалы углубления с одновременным изменением с различной интенсивностью зе-

нитного и азимутального углов скважины, или участки трассы, на которых требуется изменение только зенитного угла.

Появление забойных телеметрических систем (это были телеметрические системы с кабельным каналом связи) в значительной степени облегчило процедуру управления формой ствола скважины (определение текущих параметров искривления скважины, положения отклонителя при бурении ориентируемыми компоновками, учёт реактивного момента забойного двигателя и др.). В то же время, на участках бурения неориентируемыми компоновками низа бурильной колонны (КНБК) телеметрические системы выполняли только функцию отображения параметров искривления ствола скважины. В этом случае, при возникновении необходимости корректировки зенитного и (или) азимутального углов скважины (правки) приходилось поднимать инструмент для замены КНБК. Эта процедура на месторождениях Западной Сибири, при весьма высоких скоростях строительства, в 80-90ые годы проводилась на 25% скважин от их общего количества. По мнению многих учёных того времени такой высокий процент правок был связан с непредсказуемостью результатов бурения интервалов с применением неориентируемых КНБК.

С появление телеметрических систем с гидравлическим каналом связи зарубежного производства появилась возможность в процессе бурения непрерывно вращать инструмент компоновками с забойным двигателем-отклонителем, когда не требуется корректировка параметров искривления ствола, или производить ориентирование отклонителя для исправления траектории без подъёма инструмента на поверхность. Такая технология используется большинством буровых предприятий, приводит к преждевременному износу бурового инструмента и выходу из строя дорогостоящих (порядка миллиона долларов) телеметрических систем, а также к увеличению диаметра ствола скважины.

В связи со сказанным, проблема создания эффективных техники и технологии строительства направленных скважин в сложных геологических условиях весьма актуальна. На наш взгляд создание управляемых в процессе бурения КНБК позволяет решить задачи оперативного контроля и управления трассой наклонных и горизонтальных скважин, а также значительно сократить затраты на их строительство.

Цель работы

Повышение эффективности бурения наклонно направленных скважин путем исследования, разработки и внедрения отечественных технических средств и оборудования, позволяющих управлять траекторией ствола скважины с пульта бурильщика.

Основные задачи работы

1. Анализ и обобщение отечественного и зарубежного опыта бурения наклонно направленных скважин и боковых стволов различными видами бурового оборудования.

2. Разработка и совершенствование отечественных технических средств в составе КНБК с забойным двигателем, позволяющих управлять траекторией ствола путем изменения перекоса угла отклонителя на забое скважины.

3. Совершенствование методики управления траекторией ствола бурящейся скважины и ее реализация в разработанном аппаратурно-программном комплексе.

4. Промысловые испытания разработанных дистанцонно-управляемых отклонителей с различными забойными двигателями.

Основные защищаемые положения

1. Технические средства, математическое обеспечение, алгоритмы расчета построения различных проектных профилей скважин.

2. Способ управления параметрами искривления бурящейся скважины и его реализация в аппаратурно-программном комплексе.

3. Результаты промысловых испытаний разработанных технических средств и методик.

Научная новизна

Разработано и опробировано в промысловых условиях методическое, математическое и программное обеспечение, позволяющее в зависимости от заданных геолого физических условий залегания продуктивных пластов и их фильтрационно-емкостных свойств решать задачи:

- построения проектных профилей скважин различной сложности;

- построения и визуализации в трехмерном пространстве фактического профиля по данным замеров телесистемой угла и азимута скважины;

- управления фактической траекторией бурения скважины путем включения в состав КНБК дистанционно-управляемых регулируемых откло-нителей, новизна которых подтверждена патентами на изобретения № 2228421 Яи, «Отклонитель регулируемый»; № 2303117 Яи, «Отклонитель регулируемый».

Практическая ценность и реализация работы

Выявлены и обоснованы основные способы эффективного управления траекторией ствола скважины различными видами компоновок низа бурильной колонны. Разработаны и внедрены: - отклонители с дистанционно изменяющимися геометрическими характеристиками и технические средства (кабельные телеметрические системы; - малогабаритные магнитометрические инклинометры), позволяющие проводить скважины в труднодоступных продуктивных горизонтах.

Разработки успешно внедрены на месторождениях Краснодарского края, республики Дагестан, о. Сахалин. На их основе специалисты ООО «Ку-баньгазпром» разбурили горизонтальными скважинами Краснодарскую и Кущевскую ПХГ, пробурены наклонно горизонтальные скважины в Калининградской области, Западной Сибири.

Соответствие диссертации паспорту научной специальности

Представленная работа соответствует формуле специальности 25.00.15 -«Технология бурения и освоения скважин», а именно пункту 5 - «Моделирование и автоматизация процессов бурения и освоения скважин при углублении ствола, вскрытии и разобщении пластов, освоении продуктивных горизонтов, ремонтно-восстановительных работах, предупреждении и ликвидации осложнений.

Апробация работы

Результаты и основные положения диссертационной работы докладывались на: Второй Всероссийской конференции молодых учёных, специалистов и студентов по проблемам газовой промышленности России (г. Москва, Государственная Академия нефти и газа им. И.М. Губкина, сентябрь 1997 г.), научно-технических конференциях молодых ученых и специалистов ООО «Кубаньгазпром» (г. Анапа, 1998-1999 гг.); научно-технических советах ООО «Кубаньгазпром» совместно с ООО «Кубаньбургаз» (г. Краснодар, 1997-2001 г.г.); международной научно-практической конференции «Проблемы эксплуатации и капитального ремонта скважин на месторождениях и ПХГ» (г. Кисловодск, 2003 - 2004 г.г.); выездном заседании секции добычи газа ООО «Газпром» «Пути совершенствования техники и технологии капитального ремонта скважин» (г. Новый Уренгой, январь 2005 г.); международной научно-практической конференции, посвященной 50-летию журнала «Газовая промышленность» (г. Москва, 2006 г.); международной научно-практической конференции «Волга-строй-экспо 2007 - технологии и техника горизонтально направленного бурения» (г. Казань, апрель 2007 г.); международной научно-практической конференции «Новые технологии при поисках, разведке и эксплуатации месторождений углеводородного сырья в России и странах СНГ» (пос. Ольгинка, сентябрь 2007 г.); на Ученых и научно-технических советах КубГТУ, ООО «Роснефть-НТЦ», ООО «Роснефть-Краснодарнефтегаз», ООО ШЮ-Бурение»(2008-2011 г.г.).

Публикации

Основные результаты диссертационной работы опубликованы в 10 печатных работах, в том числе 2 статьи в изданиях, рекомендованных ВАК РФ и двух патентах Российской Федерации на изобретения.

Структура и объем работы

Диссертационная работа состоит из введения, пяти глав и заключения, списка литературы, включающего 52 наименования и приложения.

Работа изложена на 135 страницах машинописного текста, содержит 8 таблиц и 37 рисунков.

В процессе выполнения работы автор пользовался советами и консультациями своего научного руководителя кандидата технических наук, доцента A.A. Арутюнова, доктора технических наук В.Г. Гераськина, докторов технических наук, профессоров Д.Г. Антониади, А.И. Булатова, Г.Т. Варту-мяна, которым автор глубоко благодарен. Автор считает своим долгом выразить признательность сотрудникам ООО «Кубаньгазпром», оказавшим помощь в работе и обсуждении результатов диссертации.

1 АНАЛИЗ СОСТОЯНИЯ И ПЕРСПЕКТИВЫ РАЗВИТИЯ НАКЛОННОГО БУРЕНИЯ

1.1 Основные этапы развития наклонного бурения

Бурение наклонно-направленных скважин на нефть начато в первой половине прошлого столетия.

Зародился этот новый метод бурения [14] в связи с обнаружением новых нефтеносных площадей, залегающих в труднодоступных для проводки вертикальных скважин условиях. Впервые в 1906 году инженер П. Н. Потоцкий, осуществлявший засыпку бухты на Биби-Эйбате (Бухта Ильича, Азербайджан), предложил разрабатывать залегающие под морским дном нефте-ностные горизонты наклонными скважинами - с берега засыпанной части бухты. Но эта идея в то время не могла быть претворена в жизнь, так как проводка наклонно-направленных скважин ударным способом бурения была чрезвычайно трудна.

С развитием техники бурения, с появлением нового, более прогрессивного для того времени, роторного метода бурения нефтяных скважин в тридцатых годах вопрос об освоении проводки наклонно-направленных скважин начал практически решаться.

Наклонно-направленное бурение на нефть впервые было осуществлено во второй половине 1934 года на грозненских промыслах, где разведка и освоение поднадвиговых пластов вертикальными скважинами натолкнулись на чрезвычайные трудности: сложность попадания в заранее намеченный пласт, ограниченность вскрываемых пластов, сильное естественное искривление вертикальных скважин, обвалы в зоне искривлений и др.

Первый опыт применения ориентированного искривления при помощи съемного уипстока с универсальным шарниром был произведен в скважине № 2/50 Старогрозненского района. Но этот опыт не увенчался успехом: ствол скважины не удалось искривить в определенном направлении из-за аварий с уипстоком и отсутствия соответствующего опыта у работников бу-

рения. В мае 1935 года была заложена наклонная скважина № 30/65 в Старогрозненском районе. Скважина была пробурена до глубины 1803 м, отклонение забоя от вертикали составляло 517 м, а скорость проходки - 140 м/.мес. Скважина, была сдана в эксплуатацию, она сыграла важную роль в практике освоения наклонно-направленного бурения, но не все задачи новой технологии были решены.

В дальнейшем был заложен ряд других наклонных скважин. Скважина № 5/51 была доведена до глубины 1893 м, угол искривления этой глубине достиг 32°, а смещение от вертикали - 687 м. Эта скважина бурилась с учетом естественного искривления ствола. Но вследствие тектонических нарушений структуры намеченное искривление не было достигнуто. Для получения необходимого искривления потребовалось производить спуск уипстока 34 раза через каждые 20-30 м. Несмотря на такие частые спуски уипстока скорость бурения была значительно выше, чем в предыдущих скважинах.

В Азербайджане необходимость проводки наклонно-направленных скважин в первую очередь была обусловлена тем, что богатейшие залежи нефти находились под Каспийским морем в районах о. Артема, Биби-Эйбата и др.

Первая наклонно-направленная скважина пробурена на морских участках о. Артема на ПК-3, где обваливающиеся понтические глины затрудняли проводку вертикальных скважин. Поэтому было решено обойти эти глины путем проводки наклонной скважины.

Проектом намечалось пробурить скважину на глубину 680 -700 м с отклонением от вертикали 200 м. Максимальная проектная кривизна задавалась в 30°. В целях экономии времени на спуск уипстока было решено в начале отклонить ствол скважины наклоном ротора, а затем, в случаях необходимости, применять съемный и несъемный уипстоки.

В ходе бурения выяснилось, что достигнутая в начале кривизна 2° 30' не увеличивается, а наоборот, имеет тенденцию к снижению. Применили

уипсток. Всего за время бурения было произведено 10 спусков уипстока, и скважина была пробурена до проектного пласта ПК-3 с глубиной 702 м и отклонением от вертикали 146 м. Максимальная кривизна 23°, достигнутая на глубине 575 м, сохранилась до конца бурения.

Бурение этой первой наклонной скважины на о. Артема помогло освоению технологии проводки наклонно-направленных скважин, выявило недостатки и, самое главное, поставило перед техниками конкретные задачи, которые надо было решить.

Следующими наклонно-направленными скважинами были № 382, 393, 385 и др. В них также были неоднократные осложнения с уипстоком. В результате применения наклонного бурения на о. Артема по 4 пробуренным скважинам роторным способом удельный вес механического бурения в балансе времени составлял всего 19,1%, а коммерческая скорость - 175,6 м/ст-мес.

Таким образом, вследствие ряда существенных недостатков, присущих роторному методу проводки наклонных скважин, скорости проходки были низкими, и удельный вес механического бурения в общем балансе времени строительства скважин был незначительным. Эти показатели, конечно, не могли считаться удовлетворительными.

Было предпринято много попыток упростить проводку наклонных скважин роторным способом и увеличить скорости бурения, но органический недостаток роторного метода бурения препятствовал этому.

В 1935 году инженер М. А. Гейман предложил использовать для бурения турбобур М. А. Капелюшникова, а для осуществления ухода в сторону применить кривую трубу. Это предложение было испытано в буровой № 6 в Мардакянах (Азербайджан). Была установлена техническая целесообразность этого метода: за каждый спуск турбобура происходило нарастание кривизны от 1°30' до 3°. Но и этот метод не был совершенным, поскольку сам турбобур

того времени имел недостатки и, кроме того, неустойчивость грунтов приводила к обвалу их и выпрямлению ствола скважины.

В 1939 - 1941 гг. инженерами П. П. Шумиловым, Р. А. Иоаннесяном, Э. И. Тагиевым и М. Т. Гусманом был разработан и внедрен новый тип забойного двигателя - многоступенчатый безредукторный турбобур.

Впервые этот турбобур был применен для наклонного бурения в 1939 г., когда в скважине № 881 Азизбековнефти (Азербайджан) было обнаружено значительное искривление ствола. Создалась угроза недопустимого сближения этого ствола с эксплуатирующимися скважинами. Необходимо было либо заново бурить скважину, либо принять такие меры, которые прекратили бы нарастание кривизны ствола в опасном направлении. Решили попытаться организовать искривление скважины в другом направлении. Для этого на забой скважины ориентированно был спущен турбобур с искривленной трубой над ним. Поставленная задача была решена.

Применение кривой трубы для буровых №№ 6, 881, 869 показало возможность набора кривизны в нужном направлении и разрешило основные задачи наклонного бурения: возможность управления азимутом и зенитным углом скважины. Эти опыты позволили для начала уточнить компоновку низа инструмента и выбор типа долота, а также создали реальные предпосылки организации направленного бурения с помощью турбобура.

Первой наклонной скважиной, полностью пробуренной с использованием турбобура, была скважина № 1385 Сталиннефти (Баку). Это было в 1941 году. Бурение этой скважины было предпринято в связи с необходимостью освоить нефтяной участок, расположенный под промышленным сооружением. Отклонение забоя от вертикали должно было составлять 250 м.

Скважина проводилась 3-шарошечными долотами и турбобуром Т10 - М - 93/4". Она была доведена до 1920 м, и на этой глубине было достигнуто отклонение 220 м при азимуте 350° и максимальным зенитным углом 22°. Промежуточная колонна спущена на глубину 1836 м и зацементирована.

В процессе дальнейшего бурения стволу скважины постепенно придавалось вертикальное направление. Бурение закончилось на глубине 2356 м. После этого была спущена 6%" эксплуатационная колонна.

Следует отметить, что несмотря на отсутствие опыта наклонного бурения всей скважины турбобуром технико-экономические показатели этой скважины мало уступали показателям вертикального бурения.

Начиная с 1941 г., турбинным методом было пробурено значительное количество наклонных скважин как на суше, так и на морских площадях.

В Грозном освоение наклонного турбинного бурения началось на Старогрозненской площади разбуриванием поднадвига. Сложные геологические условия в этом районе создавали серьезные трудности для освоения нового для того времени метода.

В 1944 г. в Старогрознефти было начато бурение первых наклонных скважин (№№ 6/124, 11/30 и 8/80) на поднадвиг с помощью турбобура. Ни одна из этих скважин не была полностью пробурена с использованием турбобура. В скважину № 11/30 на глубине 1280 м из-за невозможности увеличения угла наклона свыше 24° были спущены последовательно 4 уипстока и бурение закончили ротором на глубине 1500 м.

В скважине № 8/80 с глубины 1150 м по той же причине отклонение велось с помощью уипстоков, причем переход на бурение с уипстоком также не дал нужного угла наклона.

Таким образом, было установлено, что увеличение угла наклона более 20 - 25° при помощи только кривой трубы в Старогрозненском районе невозможно. Это послужило причиной перевода всех скважин района на бурение роторным способом. Научно-техническая мысль вновь была призвана решать задачи наклонного бурения в условиях этого района.

Одним из первых было предложение ГрозНИИ ДН применять в качестве отклонителя кривой переводник. Опытное бурение, скважины № 38/0 показало, что такая компоновка низа дает значительный эффект. Но, несмот-

ря на большую жесткость, эта система также не обеспечивала получения больших углов искривления в нарушенных глинистых породах.

В дальнейшем ГрозНИИ ДН усовершенствовал отклонители для мягких пород. Последние представляли собой различные конструкции накладок и салазок, приваренных к турбобуру. Как показали испытания, наиболее эффективным оказался турбобур с эксцентричным ниппелем, что позволило увеличить зенитный угол скважины до 40-50° с темпом искривления 1°-30' на Юм.

Одной из первых площадей на Востоке страны, где было применено бурение наклонных скважин турбинным способом, стал район Краснокамска. Бурение наклонных скважин в этом районе диктовалось необходимостью разработки участков, залегающих под рекой Кама, под промышленными сооружениями и торфяными болотами. Особенностью бурения скважин здесь было то, что при их сравнительно малых глубинах необходимо было получить отклонение от вертикали до 400 м и более.

Бурение первой наклонной скважины в районе Краснокамска (№ 2-Н) было начато 31 декабря 1942 года. Она была направлена под рабочий поселок фабрики. Бурение успешно закончили на глубине 950 м с отклонением от вертикали 106 м. При этом зенитный угол составил 30°. На основе опыта проводки скважины № 2-Н в Краснокамске стали широко применять наклонное бурение со значительным отклонением от вертикали (400-500м) при глубинах до 1000 м. Скорости бурения наклонных скважин практически достигли скоростей бурения вертикальных скважин. В 1943 году в Краснокамске были пробурены и сданы в эксплуатацию 16 наклонных скважин.

В связи с накоплением опыта, развитием и совершенствованием техники бурения, измерительной аппаратуры, наклонное бурение начинает широко распространяться. В 1945 году наклонными скважинами стал разрабатываться район Жигулей (Куйбышев), в 1947 г. - район Малгобекнефти (Грозный) и морские участки Избербаша (Азербайджан). В 1948 году этот

метод бурения широко осваивается в Азербайджане - на суше и на море, а также на ряде Грозненских площадей, в 1955 г. - в Кергезнефти и т. д.

Наряду с приведенными выше преимуществами, направленное бурение даёт возможность увеличить зону контакта скважины с продуктивным пластом за счёт увеличения длины ствола в этой части. Это обстоятельство побудило научное сообщество и инженерно-технических сотрудников увеличить зону дренирования за счет формирования как можно большей длины горизонтального ствола в продуктивном пласте.

Другим способом увеличения зоны дренирования является бурение горизонтальных скважин (ГС) и забуривания боковых стволов (БС). Наиболее полный анализ мировой истории развития бурения ГС и БС выполнен Н.Ф. Кагармановым [17,18]. Им было показано, что обычные скважинные методы разработки, основанные на бурении вертикальных и наклонных скважин с применением заводнения, позволяют извлечь лишь 30-50 % нефти, содержащейся в пласте.

Технология бурения горизонтальных скважин отвечает самым высоким требованиям эффективности и экологичности. Она позволяет увеличить дебиты скважин в 3-5 и даже в 10 раз, а коэффициент извлечения нефти довести до 70-80 %.

Бурение горизонтальных скважин начато в бывшем СССР в 1930-х годах. Однако при этом выявилось: отсутствие специальных технических средств для управления искривлением, несовершенство измерительной техники для определения положения в пространстве ствола скважин, а также непреодолимые трудности при производстве ремонта сданных в эксплуатацию горизонтальных и многоствольных скважин привело к снижению объемов бурения ГС.

Интерес к ГС возобновился лишь в 80-е годы. Современное состояние строительства горизонтальных скважин характеризуется бурно растущим интересом к этому технологическому процессу во всем мире, в том числе и в

развивающихся странах. Например, в 1988 г. в Индонезии на континентальном шельфе пробурено 11 скважин со средней длиной горизонтальной части около 500 м. При этом толщина продуктивного пласта составила 7,8-12 м.

Считается, что до 80-х годов на нефть было пробурено всего несколько сотен ГС, а после 1988 г. - тысячи ГС, причем более половины из них уже после 1988 г. В 1980-1984 гг. ежегодно бурилось не более одной скважины в год, а в 1988 г. их число в мире превысило 200.

Ожидается, что объемы бурения таких скважин в ближайшие годы будут резко расти. По прогнозам некоторых специалистов, они могут составить 30-50 % от числа пробуренных скважин. По оценкам других, общая доля ГС в целом может достичь 70 % от числа всех бурящихся скважин.

Существенно растет количество фирм, занимающихся бурением ГС (например, Horwell, BecField Horisontal, Drilling Service и др.).

Начало бурения горизонтальных скважин положено в бывшем СССР в 1930-х годах. В 50-е годы пробурено 110-120 горизонтальных многозабойных скважин, из них около половины в Башкортостане. Однако отсутствие в некоторых случаях положительных результатов объективно привело к снижению объемов бурения ГС.

Что касается опыта проводки нефтяных горизонтальных, разветвленных и многозабойных скважин (МЗС) - все они пробурены с поверхности. Впервые в бывшем СССР разветвление скважин для увеличения притока нефти из пласта предложил в 1941г. Н.С. Тимофеев. На практике проводка горизонтальных скважин была осуществлена в 1947 г. на Краснокам-ском месторождении нефти (A.M. Григорян и В. А. Брагин). Здесь из основного ствола были пробурены два ствола длиной 30 и 35 м. [4].

Более широкие эксперименты по проводке МЗС, ГС и боковых стволов (БС), были начаты в 1952 г. на Карташевском рифогенном месторождении. Здесь в 1952-1953 гг. пробурено пять многозабойных скважин (59, 64, 65, 66, 68) с отклонениями от основного ствола до 300 м (скв. 65).

Скв. 59 имела один горизонтальный ствол, скв. 64 и 75 - по четыре, скв. 66 и 68 - семь и восемь стволов соответственно. Наибольшая длина горизонтального ствола составила 260 м [7].

В 1957-1959 гг. эксплуатационные многозабойные скважины пробурены еще на двух рифовых месторождениях: семь скважин на Тереклинском и четыре скважины на Южно-Введенском. Число стволов в этих скважинах составляло от двух до четырех, отклонения от вертикали доходили до 150 м. Однако возможности указанных многозабойных скважин не были использованы ввиду того, что динамический уровень жидкости в дополнительных стволах оказался ниже глубины их отхода от основного ствола. Кроме того, не была создана система разработки: горизонтальные скважины работали на истощение, поэтому через определенное время дебиты ГС оказались ниже дебита вертикальных.

В НГДУ "Черноморнефть" на Кубани в порядке уплотнения сетки скважин на одной из залежей нефти, приуроченной к доломитизированным известнякам, были пробурены три скважины с горизонтальными ответвлениями на 100-150 м. Здесь интересен также опыт проведения горизонтальных скважин в неустойчивом нефтенасыщенном пласте месторождения Восковая гора, представленном переслаивающимися пропластками песков и глин. Пробуренная на месторождении скв. 754 имела три дополнительных ствола длиной до 94 м. В октябре 1957 г. на Яблоновском месторождении бывшей Куйбышевской области была пробурена скв. 617 с одним горизонтальным стволом длиной 145 м.

В 70-х годах Альметьевским УБР осуществлена проводка пяти скважин глубиной по стволу 1256-1416 м. и длиной горизонтального участка 146317 м. Максимальные зенитные углы по этим скважинам находятся в пределах 93-102°. Бурение вели турбинным способом. В пересчете на 1000 м проходки основные технико-экономические показатели таких скважин по сравнению с вертикальными следующие:

- коммерческая скорость ниже на 34 %;

- проходка на долото ниже на 55,5 %;

- механическая скорость ниже на 25,5 %;

- фактическая стоимость выше на 39,1 %.

Основная доля удлинения срока строительства скважин приходится на вспомогательные, ремонтные работы и организационные простои.

Первые скважины с дополнительными боковыми стволами в Техасе (США) были пробурены в 1930 г. Длина этих стволов составляла всего 7 м.

В 1931 г. был предложен двухъярусный метод забуривания дренажных скважин. В каждом ярусе бурили по четыре ствола длиной по 25 м.

В 1943-1944 гг. Д. А. Зублин предложил оригинальный способ бурения боковых скважин с помощью турбодолота и гибких специальных бурильных труб. При испытаниях в 1946 г. в одном из районов Калифорнии было пробурено восемь стволов с выходом на горизонталь. Длина горизонтальных участков составляла от 3 до 24 м. Несмотря на то, что этот способ представляет большой интерес, широкого распространения он не нашел. Особое внимание следует обратить на конструкцию гибкой трубы. Однако турбодолото с частотой вращения, достигающей 400 об/мин., быстро выходило из строя.

В 50-х годах в США проводились испытания роторного способа бурения горизонтальных скважин с помощью гибких шарнирных бурильных труб. Было пробурено 66 горизонтальных стволов на глубинах 450-1500 м. Из-за сложности инструмента и технологии этот метод также не получил распространения.

Началом промышленного внедрения бурения ГС [46] на крупнейшем в мире месторождении Прадхо-Бей следует считать 1985 г., когда была пробурена горизонтальная скважина УХ-2, позволившая повысить рентабельность разработки и обеспечить такую добычу безводной нефти, которую нельзя было обеспечить с помощью вертикальных скважин. Дебиты ГС воз-

росли здесь в 4 раза. В работах участвовала известная французская фирма "Эльф Акитэн". Для получения опыта горизонтального бурения по французской технологии в Техасе была пробурена опытная скважина, для чего были выделены капвложения в сумме 3 млн дол. Начиная с 1984 г. по настоящее время на месторождении Прадхо-Бей пробурено несколько десятков горизонтальных скважин. Все они оказались высокорентабельными.

Ведущее место в мире в области бурения горизонтальных скважин [50] до 90-х годов занимала Франция. Исследования по горизонтальному вскрытию пластов французские нефтяники начали в конце 80-х годов. В 1979 г. в целях увеличения объемов добычи нефти на малорентабельных месторождениях нефти Французским Институтом Нефти (ФИН) и фирмой "Эльф Акитэн" был принят проект программы исследований по технологии горизонтального бурения, получивший наименование "Форхор". Финансовую помощь оказала комиссия общего рынка ЕЭС. В 1980 г. на месторождении Лак-Суперьор была пробурена первая на Западе горизонтальная скважина Лак-90 с длиной горизонтального ствола 200 м. Во второй скважине Лак-91 длина горизонтального ствола уже достигла 370 м. В 1983 г. была пробурена глубокая горизонтальная скважина Кастер-Лу-110 для разработки низкопроницаемой залежи. Все скважины показали высокую продуктивность.

Наиболее показательна первая в мире морская горизонтальная скважина Роспо-Маре 6Д, пробуренная у Адриатического побережья Италии в 1982 г. для разработки залежи высоковязкой нефти. Из скв. 6, вступившей в эксплуатацию с начальным дебитом более 500 м3/сут. безводной нефти, было добыто 212 тыс. т без признаков обводнения, в то время как все вертикальные скважины обводнились. Это позволило начать разработку месторождения горизонтальными скважинами, так как его разработка вертикальными скважинами как оказалось была экономически невыгодной. Для добычи нефти использовался длинноходовой станок-качалка фирмы МАПЕ.

Технологические особенности. По способу проводки различают следующие горизонтальные скважины: пробуренные с использованием ротора, забойного двигателя (турбобур, электробур, объемный двигатель, вибробур), струйных аппаратов. Бурение горизонтальных скважин может вестись с использованием бурильных труб, гибких труб и шлангокабеля. Горизонтальные скважины могут быть с открытым стволом, обсаженные трубами или фильтром-хвостовиком и заполненные гравием.

Считается, что скорость бурения ГС в 1,3-1,8 раза ниже наклонных, а стоимость во столько же раз выше. С накоплением опыта разница существенно снижается. По результатам исследований [1], прогнозируется рост проходки на долото (в 1,5-2 раза), что можно объяснить особым механизмом разрушения породы. Однако растет и осложненность бурения, связанная с иной схемой напряжения породы у стенок ГС, в отличие от вертикальных скважин.

Впервые [4] бурение второго ствола в нашей стране было осуществлено в 1936г. Эффективность таких работ была не высока по различным причинам и в первую очередь из-за низкой эффективности работы инструментов, техники и технологии. Из-за отсутствия технических средств в настоящее время простаивают более 30 тыс. нефтяных скважин - это более 20 % всего фонда скважин (потери свыше 40 млн.т нефти) [13].

Основная причина бездействия скважин - авария, т.е. прекращение технологических процессов, вызванное поломками, прихватом скважинного инструмента, колонны труб и другого инструмента с последующим оставлением его на забое. Значительный объем работ при ликвидации аварий в бурящихся и эксплуатационных скважинах занимает фрезерование аварийных металлических предметов [37] и разбуривание цементного камня.

Краткий обзор развития бурения наклонно-горизонтальных скважин и боковых стволов показывает, что техника и технология бурения с каждым годом совершенствуются, создаются новые виды оборудования.

В настоящее время [6,13] различные виды бурения наклонно-горизонтальных скважин и боковых стволов широко распространены на нефтяных площадях России - Татарии, Башкирии, Кубани и особенно в Западной Сибири. Количество наклонных и горизонтальных скважин и боковых стволов увеличивается из года в год.

1.2 Технические средства для проводки наклонно-горизонтальных скважин

Технология проводки наклонно-горизонтальных скважин [27] основана на двух способах бурения - роторного и с забойным двигателем, способствующих искривлению скважин, и на применении специальных отклоняющих приспособлений.

Роторный способ бурения наклонных и горизонтальных скважин сейчас практически не применяется. Но, тем не менее, на его основе нашли широкое применение уипстоки и клиновидные отклонители, для вырезки окон в обсадных колоннах с последующим бурением боковых стволов.

Уипсток представляет собой длинный перевернутый стальной клин, внутренняя поверхность которого имеет вогнутую форму, чтобы удерживать КНБК. Уипсток обычно соединяют со спиральным стабилизатором штифтом, который можно срезать, приложив нагрузку к долоту. Спиральный стабилизатор помещают непосредственно над долотом, поэтому долото перемещается по наклонной поверхности уипстока. Для установки на забое и предотвращения вращения во время бурения уипсток имеет заостренную нижнюю часть.

Бурильную колонну с уипстоком спускают на забой и прикладывают нагрузку для срезания штифта, чтобы отсоединить уипсток и надежно установить его на забое. Для забуривания пилот-скважины меньшего диаметра, чем основной ствол, применяют долото малого диаметра. Пилот-скважину бурят на глубину 3-5 м, а затем измеряют кривизну. Если бурят в нужном на-

правлении, то бурение продолжают с использованием долота большего диаметра.

Обычно применяют три типа уипстоков:

-стандартный уипсток;

-уипсток с промывкой, снабженный промывочным каналом, который предназначен для очистки забоя скважины, чтобы обеспечить надежную посадку уипстока (этот тип используют в скважинах, в которых имеются отложения, способствующие образованию шлама на забое);

-неизвлекаемый уипсток, который предназначен для обхода смятой обсадной колонны или предметов, оставленных в обсаженном стволе скважины.

Клиновидный отклонителъ [31] прикрепляют к долоту с помощью штифта. Над долотом устанавливают одну (две) бурильную трубу малого диаметра, обеспечивающую гибкость нижнего участка колонны. После спуска колонны и установки отклонителя в заданном азимуте вдавливают острие отклонителя в породу, срезают штифт, доспускают долото до забоя и при небольших нагрузке, частоте вращения и уменьшенном расходе жидкости бурят 3-4 м. Затем отклонитель с бурильной колонной поднимают, замеряют зенитный угол и азимут, расширяют скважину и повторно спускают бурильную колонну с отклонителем. Спускают и поднимают отклонитель несколько раз до тех пор, пока не будет достигнуто требуемое отклонение ствола скважины от вертикали.

Забойные двигатели. Отклонение скважин может быть достигнуто при использовании забойных двигателей, приводимых в действие буровым раствором. Забойный двигатель обеспечивает вращение долота, исключая таким образом необходимость вращения бурильной колонны с поверхности. Забойный двигатель устанавливают над долотом, а непосредственно к нему (или в его корпус) подсоединяют кривой переводник, имеющий соответст-

вующий угол искривления. Основные преимущества забойного двигателя следующие:

- на участке набора и уменьшения зенитного угла наклона ствол скважины имеет конфигурацию плавной кривой;

- забойные двигатели обеспечивают лучший контроль интенсивности искривления.

С помощью забойных двигателей можно использовать наземные приборы для получения на поверхности информации об измерениях в процессе бурения (система MWD и др.), что позволяет непрерывно считывать данные кривизны скважины, включая и данные ориентирования рабочего торца долота.

Существуют два типа забойных двигателей: двигатель турбинного типа (турбобур) и объемный двигатель (ВЗД).

Забойный двигатель турбинного типа. Такой двигатель состоит из многоступенчатого двигателя лопастного типа и статора, а также упорного подшипника и ведущего вала. Количество секций роторов статора может колебаться в пределах 25-250.

Статор остается неподвижным; его основная функция — отклонение бурового раствора на лопасти ротора. Лопасти ротора соединены с ведущим валом, который в свою очередь соединен с долотом. Буровой раствор закачивают под высоким давлением, вызывая вращение ротора, которое передается ведущему валу и долоту.

Объемный двигатель. Состоит из четырех основных компонентов: сливного клапана, двигательного узла, соединительного штока и комплекта подшипников.

В двигателе этого типа используют высокое давление промывочной жидкости для передачи вращения валу. Сливной клапан позволяет буровому раствору поступать в бурильную колонну или выходить из нее при СПО, минуя систему двигателя. Сливной клапан состоит из пружинного скользящего

поршня, седла втулки для посадки поршня и наружных окон. При заданом перепаде давления пружина удерживает поршень выше седла, что дает возможность буровому раствору выходить через наружное окно. Когда давление превышает заданное, поршень опускается, закрывая наружные окна и направляя буровой раствор на двигатель.

Двигатель состоит из ротора и статора. Статор представляет собой внешнюю трубу и имеет сферическую спиральную полость с покрытием из износостойкой резины, а ротор — сплошной стальной спиральный вал с поперечным сечением в виде круга. Конечный профиль внутреннего двигателя состоит из небольших полостей между ротором и статором. Вращение происходит, когда буровой раствор, закачиваемый под высоким давлением, подается в полости между ротором и статором [27].

Узел соединительного штока передает вращение на ведущий вал, соединенный с долотом. Шток преобразует эксцентрическое вращение ротора в концентрическое осевое вращение ведущего вала.

Верхний упорный подшипник предохраняет от нагрузки поршневого типа при уходе бурового раствора с забоя или при отсутствии нагрузки на долото. Радиальный опорный подшипник обеспечивает радиальную опору для ведущего вала, а также направляет 5-10 % объема бурового раствора на нижний упорный подшипник для охлаждения и смазки.

Основные преимущества объемного двигателя - возможность приведения его в действие буровым раствором, газом или воздухом, и его способность работать при наличии 10 % материала-наполнителя в растворе для борьбы с поглощением.

При турбинном способе бурения наиболее часто применяют забойные двигатели, турбинные отклонители, кривые переводники, накладки, эксцентричные ниппели и упругие отклонители.

Кривой переводник представляет собой отрезок УБТ с пересекающимися осями резьбы и корпуса отклонителя. В зависимости от требуемой

интенсивности искривления скважины применяют кривые переводники, имеющие угол между осями от 0°30' до 3°30'. Устанавливают кривой переводник между турбобуром и утяжеленными бурильными трубами или телесистемой.

Отклонителъ с «перекошенными» резьбами в муфте и на ниппеле изготовляют из отрезка УБТ длиной 4-8 м, на концах которого нарезаны присоединительные резьбы с перекосом в одной плоскости и в одном направлении. Угол, образованный осью трубы и осью нижней присоединительной резьбы, принимается равным 2-3°, а угол, образованный осью трубы и осью верхней присоединительной резьбы — 2°- 2°30".

Устанавливается отклонитель между турбобуром и утяжеленными бурильными трубами. Отклонитель позволяет искривлять ствол скважины свыше 90°.

Отклонителъ, состоящий из турбобура с накладкой и кривого переводника, применяют в тех случаях, когда непосредственно над кривым переводником устанавливают бурильные трубы. Работает отклонитель аналогично отклонителю с перекошенными резьбами в муфте и на ниппеле.

Эксцентричный ниппель представляет собой отклонитель, выполненный в виде металлической опоры, приваренной к ниппелю турбобура. Применяется этот отклонитель при бурении в устойчивых породах, где отсутствует опасность прихвата бурильной колонны.

Упругий отклонителъ-эксцентричный состоит из специальной накладки с резиновой рессорой. Накладка приваривается к ниппелю турбобура. Применяется отклонитель при бурении в неустойчивых породах, т. е. тогда, когда применение отклонителя с эксцентричным ниппелем не рекомендуется.

Турбинные отклонители (особенно шпиндельные), находят широкое применение в связи с тем, что у них место перекоса осей приближено к долоту и поэтому повышена эффективность работы отклонителя и, кроме того,

уменьшено влияние колебания осевой нагрузки на отклоняющую силу, действующую на долото, что позволяет получить фактический радиус искривления, близкий к расчетному.

При бурении наклонных скважин с винтовыми забойными двигателями применяют помимо вышеуказанных конструкций одно- и многополостные шарнирные отклонители, устанавлемые непосредственно над двигателем.

Однополостный шарнирный отклонителъ представляет собой специальное устройство, соединяемое с бурильной колонной шарниром, которое обеспечивает вращение нижней части колонны под некоторым углом к оси колонны, расположенной под шарниром.

Многополостный шарнирный отклонителъ представляет собой разделитель бурильной колонны по изгибающему моменту, который обеспечивает передачу через себя промывочную жидкость, крутящий момент и осевые нагрузки к породоразрушающему инструменту.

При работе забойными двигателями в их компановку могут быть включены следующие специальные технологические принадлежности (опорные элементы): калибраторы, центраторы и децентраторы.

Центратор упругий - предназначен для поддержания оси долота в центре поперечного сечения скважины.

Децентратор забойного двигателя - предназначен для смещения к определённой стенке корпуса забойного двигателя и удержания его в процессе бурения в этом положении для обеспечения искривления скважины в заданном направлении.

1.3 Технические средства для контроля проводки наклонно-горизонтальных скважин

Первоначально технология бурения наклонно-горизонтальных скважин (НГС) и забуривания боковых стволов (БС) скважин [38] базировалась

на их безориентированном направлении ввиду отсутствия технических средств для ориентирования отклонителя и непрерывного контроля параметров траектории ствола. На начальной стадии развития бурения НГС и БС их ориентированное забуривание из аварийных скважин существенно снижало вероятность попадания в менее истощенную часть продукивных отложений, что и определяло при значительных финансовых и временных затратах низкую эффективность данного способа.

В настоящее время ориентированное бурение становится основным способом восстановления бездействующих и увеличения производительности малодебитных скважин. Объем наклонного и горизонтального бурения резко увеличился в связи с технической возможностью их ориентированного бурения в зоны или участки остаточной нефтенасыщенности нефтегазовых залежей. Для этих целей отечественными учеными (ВНИИБТ, КамНИИ-КИГС, УГТУ, ВНИИГИС, ХСКТБПЭ и др.) разработаны комплексы технических средств для измерения и контроля забойных параметров. Предприятиями закупаются импортные телеметрические системы - DGWD, Super Slim, Sperry Sun и др.

С появлением высокоэффективного способа разработки нефтегазовых месторождений горизонтальными скважинами требования к информационному обеспечению и к забойным телеметрическим системам значительно возросли. Теперь они не ограничиваются изменением только инклинометри-ческих параметров, а оснащены еще и датчиками технологических и геофизических параметров, получение информации с которых позволяет решать такие сложные задачи, как проводка ствола в непосредственной близости от водо-газо-нефтяных контактов, контроль за границами вмещающих пород при бурении горизонтальных стволов, диагностика и предупреждение аварийных ситуаций и т.п.

Создание телеметрических систем контроля за положением отклонителя и забойными параметрами ствола скважины в процессе бурения придало

значительный импульс научно-техническому прогрессу в области бурения скважин на нефть и газ. В настоящее время телеметрические системы контроля, в сочетании с методико-математическим и программным обеспечением, дали технологам большие возможности, в корне изменив методы их работы. Зарубежные и отечественные специалисты считают, что самое актуальное и перспективное направление, в котором должна развиваться технология бурения - это применение электронных систем для измерения параметров ориентации на забое в процессе бурения (ИПБ), или, по английской транскрипции, MWD (Measurement while drilling).

Первые практические разработки по телеметрическим системам измерений с использованием импульсов, передаваемых на поверхность через буровой раствор, были созданы в 50-х годах. Так, в США были разработаны телесистемы Теледрифт и Телеориэнтэр, передающие информацию с забоя о зенитном угле и положении отклонителя с использованием механических забойных датчиков, соответственно фирмы «Байрон Джексон Хьюз». В бывшем СССР - ориентаторы и гидротурботахометры, сигнализаторы бурения, разработанные ВНИИБТ совместно с другими организациями страны. Спустя более 20 лет в результате интенсивных работ, проведенных фирмой «Teleco» (США), была создана серийная модель телеметрической системы (ТС) для измерения скважинных параметров, которая работала в промысловых условиях. Аналоги в бывшем СССР - это телеметрические системы СТЭ, СТТ с электропроводным каналом связи, телесистемы ЗИТ, ЗИС-4М с электромагнитным каналом связи, телесистема ГИТ с гидравлическим каналом связи, прошедшая предварительные испытания в скважинах Бориславского УБР «Укрнефть», а позднее телесистема ТСПС ВНИПИморнефтегаза, также с гидравлическим каналом связи. К сожалению, разработки систем с гидравлическим каналом связи в России не были продолжены.

В мировой практике уже в 1984 г. телесистемы были использованы в 1500 скважинах. С 2007 г. они ежегодно используются при бурении 4500 и

более скважин. Увеличение объема применения телеметрических систем [17] обусловлено развитием горизонтального бурения, бурения боковых стволов, а также ужесточением экологических требований к условиям их строительства.

1.4 Буровое навигационное оборудование.

1.4.1 Телеметрические системы

Для измерения траектории и технологических параметров бурения, а также геофизических параметров горных пород в процессе бурения скважин применяют забойные телеметрические системы (далее телесистемы). По составу измеряемых параметров телесистемы разделяются на навигационные; навигационно-технологические; универсальные.

Телесистема включает следующие основные узлы: забойный модуль с датчиком измерения параметров; источники питания; наземную аппаратуру; канал связи забойного модуля с наземной аппаратурой; технологическую оснастку.

Навигационные телесистемы регистрируют следующие параметры: -зенитный угол ствола скважины (наклон корпуса телесистемы); - азимут ствола скважины; -угол установки двигателя-отклонителя.

Навигационно-технологические телесистемы дополнительно измеряют следующие параметры: осевую нагрузку на долото; частоту вращения долота (вала забойного двигателя); момент на долоте; температуру на забое; забойное давление внутри и снаружи бурильной колонны.

Универсальные телесистемы, кроме траектории и технологических параметров, контролируют следующие геофизические параметры: естественное гамма-излучение горных пород; кажущееся сопротивление (КС) горных пород; сопротивление поляризации (ПС); электромагнитный каротаж; гамма-

гамма каротаж; нейтронно-нейронный каротаж; акустический каротаж; ка-вернометрию.

Современные телесистемы [29,30] изготавливаются в модульном исполнении. В зависимости от сложности скважины к основному забойному навигационному модулю, при необходимости, присоединяются модули геофизических и технологических параметров.

Модульное исполнение телесистем с полной совместимостью модулей дает возможность приобретать его в любом наборе, в виде отдельных секций, или полностью комплекта.

Применяемые телесистемы подразделяются и отличаются друг от друга по типу используемого канала связи забойного модуля с наземной аппаратурой.

Многие годы именно канал связи был основным препятствием практического использования приборов измерений в процессе бурения. Он является главным решающим фактором, так как от него зависит конструкция телесистем, компоновка, информативность, надежность, удобство работы, а также условия прохождения сигналов и др.

Были исследованы различные каналы связи - гидравлический, электромагнитный, акустический, электропроводный и многие другие. В результате многолетних исследований и практического использования в реальных условиях бурения широкое применение нашли три канала связи:

- электропроводной ЭКС;

- гидравлический ГКС;

- электромагнитный ЭМКС.

У каждого из этих каналов связи имеются свои преимущества и свои недостатки. Разнообразие условий бурения, а также экономическая целесообразность определяют каждому каналу связи свою область применения. Это подтверждается опытом бурения скважин в России и в странах СНГ.

Перечень телесистем с различными каналами связи, применяемых в последнее время при бурении наклонно-горизонтальных скважин и боковых стволов в России

Телеметрические системы с электропроводным каналом связи;

СТТ-108, СТТ-164-172, КТ01, «Гирокурсор», МСТ-45, ЭТО-2М, ЗИС-4М, «Пилот-БП26-01», «Geoservices» и др.

Телеметрические системы с гидравлическим каналом связи;

Superslim на положительных импульсах, «Eastman Christensen», Bee-Field, «Ориентир» (Geolink), «Anadrill» (Schlumberger), система MWD-65G фирмы «Sperry Sim», «DDG» фирмы «Телекс», «ИВЧ» и др.

1.4.2 Компоновки низа бурильной колонны (КНБК) (отклоняющие компоновки)

По назначению отклоняюшие компоновки делятся на предназначенные для управления зенитным углом и азимутом ствола наклонной скважины, и компоновки для управления только зенитным углом. Первую группу составляют ориентируемые отклоняющие приспособления (ОТС, ОТШ, ШО, забойный двигатель-турбобур или объёмный двигатель с кривым переводником, компоновки, включающие турбобур с эксцентрическим ниппелем), ко второй группе относятся неориентируемые отклоняющие (стабилизирующие) компоновки (компоновки с центраторами или стабилизаторами).

По принципу действия компоновки низа, применяемые для управления искривлением, делятся на три группы.

а) Компоновки, искривляющие скважину только вследствие асимметричного расположения в стволе. К ним относятся ОТС и ОТШ, объёмный двигатель с кривым переводником, шарнирные компоновки различных видов, конструкции которых исключают возможность появлении отклоняющей силы.

б) Компоновки, использующие для искривления ствола упругую отклоняющую силу. К таковым относятся компоновки - турбобур с кривой трубой или с кривым переводником. Кроме того, на некотором, весьма небольшом участке бурения, отклоняющая сила возникает и при использовании КНБК группы а.

в) Отклоняющие и стабилизирующие компоновки, работающие по принципу рычага. К ним относятся, компоновки с центраторами и стабилизаторами. При работе компоновками, относящимися к последним двум группам, при наличии отклоняющей силы, на искривление ствола оказывают влияние все компоненты отклоняющего фактора.

Кроме того, применяемые КНБК должны удовлетворять следующим требованиям:

- обладать жесткостными характеристиками, обеспечивающими стабильность показателей назначения и управляемость в процессе работ КНБК;

- создавать минимальные силы трения при спуско-подъемных операциях;

- позволять производить контроль параметров ствола скважины и геофизические исследования в процессе бурения на минимальном расстоянии от забоя.

В целях повышения эффективности, развитие наклонно направленного и горизонтального бурения потребовало разработки, создания и применения нового класса систем КНБК для управления траекторией ствола (долота) при бурении.

В связи с этим, ведущими фирмами-изготовителями бурового оборудования, как за рубежом, так и в России (ООО «ВНИИБТ-Буровой инструмент», «НиГ МАШ СЕРВИС», «РАДИУС СЕРВИС», «УРАЛНЕФТЕБУР» и др.) были изготовлены и внедрены объемные забойные двигатели с корпусными переводниками регулируемой кривизны.

КНБК, в состав которых входят объемные забойные двигатели с корпусными переводниками регулируемой кривизны, имеют преимущества по сравнению с КНБК с фиксированными отклоняющими устройствами. Если интенсивность набора кривизны недостаточна, то можно провести корректировку угла набора кривизны путем регулировки инструмента непосредственно на полу буровой. Это устраняет необходимость изменения конфигурации дополнительного числа забойных двигателей путем смены в них на буровой кривых переводников с различной степенью кривизны.

С прогрессом прогнозируемости траектории ствола скважины происходит повышение коэффициента используемости за счет того, что более длинные наклонно направленные интервалы бурятся меньшим числом КНБК. Это существенно увеличило эффективность бурения и понизило его себестоимость.

Для современных технологий [9] при проводке наклонных и горизонтальных скважин, если в текущий момент углубления не требуется коррекция параметров кривизны, в то же время изменение угла перекоса КНБК требует операции подъема бурового инструмента, обычным стало вращение всей бурильной колонны.

В связи с этим, обязательно наличие в КНБК телесистемы с проводным и беспроводным каналом связи, что дает возможность в случае необходимости произвести коррекцию параметров искривления; увеличились интервалы бурения без смены долота и КНБК, соответственно возросли требования к надежности и стойкости забойных двигателей, так как более активное воздействие на траекторию скважины привело к увеличение боковых нагрузок, что в свою очередь привело к снижению эффективной мощности, расходуемой на разрушение забоя, из-за чего двигатели эксплуатируются при перепадах давления (чаще всего на 0,7 - 1,4 МПа ниже перепада давления режима торможения), значительно превышающих рекомендуемые. Такие режимы отработки не только сокращают стойкость статора, но и приводят к

росту нагрузок на осевую опору, в результате чего происходит преждевременное разрушение верхнего упорного и радиального опорных подшипников.

Новые условия работы двигателей выдвинули новые требования к их проектированию. Для увеличения сопротивляемости усталостным напряжениям, происходит совершенствование конструкции двигателей, повышающее их эффективность и надежность в меняющихся условиях бурения [51], применяются новые эластомеры, уникальные элементы подшипников и т д. В итоге двигатели становятся более дорогостоящие и сложными в обслуживании.

Особенно следует отметить, что вращение объемных забойных двигателей как с корпусными переводниками регулируемой кривизны, так и с КНБК с фиксированными отклоняющими устройствами приводит к тому, что на участках набора кривизны КНБК и бурильный инструмент попадают в зону изгибающих (+,-) знакопеременных нагрузок, и как следствие, в некоторых случаях происходит их «слом» в слабых участках, оставление на забое, прихват.

Последствия применения данной технологии, в случае аварии, приводит к удорожанию бурения (ловильные работы, стоимость оставленного КНБК, работы по забуриванию нового ствола).

1.4.3 Дистанционно-управляемые забойные КНБК

Исходя из вышеизложенных проблем, специалистами крупнейшей фирмы [28,47,50], осуществляющей в США бурение горизонтальных скважин - «Юнион Пэсифик Ресечис» (ЦРЯС), одним из основных направлением дальнейшего развития горизонтального бурения определило новый метод -«Бурение по замкнутому циклу», предусматривающее тесную связь между измерением параметров кривизны (благодаря использованию телеметрических систем различных типов) и управлением забойным инструментом, что-

бы получить и поддерживать необходимую траекторию. Данный метод необходимо было реализовать в ближайшие годы, так как с точки зрения совершенствования технологии горизонтального бурения он вызывает наибольший интерес.

Развитие наклонно направленного и горизонтального бурения [9,10,26] потребовало разработки и применения надежной телеметрической "навигационной системы", т.е. системы контроля за искривлением скважины и управления траекторией ствола (долота) при бурении, путем создания дистанционно управляемой забойной КНБК. Такая система, включающая группу двигателя винтового типа (как вариант) и систему М^Т) (измерения в процессе бурения), была создана специалистами нескольких фирм, объединивших свои усилия в течение ряда лет, опробована в проекте «Беркхепен 2001», причем на реализацию проекта был истрачен примерно 1 млрд. дол.

В настоящее время "навигационные системы" претерпели некоторые изменения и существуют на рынке в виде нескольких модификаций.

Первоначально разработка управляемых систем предназначалась для I ствола диаметром 215,9 мм с применением двигателей диаметром от 171,5 до 184,3 мм. Эта система управляемых двигателей считалась успешной в технологическом плане и позволила использовать забойные двигатели диаметром от 193,7 до 244,5 мм в скважинах с долотом диаметром 444,5 мм и больше. За последние годы произошел существенный прогресс в конструкциях собственно двигателя и всей "навигационной системы". Изготовлены управляемые системы двигателей на основе различных принципов: двигатель с двойным и одиночным коленом и др.

Усовершенствование бурового оборудования, требуемое в целях повышения эффективности горизонтального бурения, привело к созданию нового класса систем наклонно направленного бурения.

Первая [7,52] дистанционно управляемая забойная КНБК, обеспечивающая средний радиус искривления ствола, была внедрена в производство в

1989 г. При бурении горизонтальных скважин французскими фирмами (рис. 1.1 и рис. 1.2) в состав КНБК включали дистанционно-управляемый откло-нитель Телепилот (Т-3000), прибор дистанционного контроля за положением ствола скважины Азинтак и прибор Телевижн, измеряющий забойные параметры и передающий их на поверхность. Созданы механическая и электрическая модификации отклонителя Телепилот, различающиеся способом связи с поверхностью. Отклонитель Телепилот Т-3000 (рис. 1) состоит из двух частей, соединенных между собой конусной резьбой, причем ось соединения наклонена к оси прибора, в результате чего достигается изгиб при вращении нижней части прибора относительно верхней (рис. 2). Максимальный угол изгиба получают при повороте нижней части прибора относительно верхней на 180° (от 0°' до 2°30'), а при повороте на 360° происходит возвращение отклонителя в начальное нулевое положение. Изменение угла изгиба происходит по позициям. Имеется пять позиций - в сторону увеличения угла изгиба до максимума и пять - в сторону его уменьшения до 0. Полный цикл перемещения кривого переводника занимает менее 2 мин.

Операция по отклонению ствола скважины от 0° на глубине 330 м - до 30° на глубине 530 м заняла 24 часа.

Сложная взаимосвязь элементов переводника, обеспечивающая регулирование угла наклона скважины, достигается путем изменения давления циркулирующего через переводник бурового раствора, которому соответствует определенная позиция угла перекоса переводника.

Расположенный на пульте управления оператора-бурильщика индикатор позволяет получать информацию о степени перекоса осей кривого переводника в любой момент бурового процесса и подтверждает требуемое положение фиксации поворотного устройства.

Наружный диаметр кривого переводника 198 мм, общая длина 5,18 м, масса 850 кг, расстояние от шарнирного соединения до нижнего конца переводника 1,3 м, диапазон изменения угла от 0 до 2,5° (за пять перемещений

шарнира), предельное усилие растяжения до 1470 кН, крутящий момент до 19,6 кН-м.

Внедрение этой дистанционно-управляемой забойной КНБК показало, что забойный двигатель можно ориентировать для достижения интен-

■ю

Рисунок 1 - Основные компоненты отклонителя Телепилот Т-3000:

1 - открытый поршень; 2 - камера с нефтью; 3, 5 - верхний и нижний переводники; 4 - шарнирное соединение; 6 - указатель изменения угла наклона; 7 - внутренний вал; 8- насадка; 9 - ограничитель; 10 - возвратная пружина

Рисунок 2 - Изменения угла наклона:

1,3- оси верхнего и нижнего переводников; 2 -ось шарнирного соединения; 4 - вращающаяся проекция нижнего переводника; 5-проекция вращающегося переводника

сивности набора зенитного угла вплоть до 3,5° на 10 м длины ствола или, если интенсивность набора кривизны определялась как «очень большая», его можно было выставить на нужную позицию, чтобы пробурить короткий тангенциальный участок и таким образом сократить наращиваемую кривизну.

39

Итак, в технологии бурения скважин со средним радиусом искривления ствола появились новые возможности. Первая дистанционно управляемая КНБК с забойным двигателем, имеющая систему ориентирования и обеспечивающая бурение по дуге среднего радиуса кривизны, показала способность создать профили скважин повышенной сложности.

Таким образом, гибкость рассмотренной выше КНБК изменила подход промышленности к планированию проектирования профилей скважин: стало возможным устранить тангенциальные участки, которые в прошлом приходилось бурить по причинам непредсказуемости или неопределенности направления.

Преимущества, которые можно достичь, при дальнейшей разработке и внедрении дистанционно-управляемых КНБК:

1. Экономия времени — дистанционно-управляемые системы забойные КНБК с забойным двигателем, предоставляют возможность осуществлять проведение интервалов набора кривизны и стабилизации ствола за один спуск, тогда как без их применения эта процедура связана со многими спус-ко- подъемными операциями, ориентированием и т.д.

2. Планируемая траектория ствола скважины осуществляется с большей точностью при той же КНБК.

3. Увеличивается механическая скорость и проходка на долото и предупреждаются аварии с долотами.

4. Обеспечивается возможность создания оптимальных осевых нагрузок на долото с одновременным формированием ствола скважины, что сокращает время подготовки ствола скважины к спуску обсадных колонн, допуска колонны до проектной глубины, а также не допуска аварии в процессе крепления.

5. Снижается расход утяжелителя и химических реагентов.

Заключение диссертации по теме «Технология бурения и освоения скважин», Шостак, Андрей Валерьевич

выводы

1. Проведены обобщение и анализ опыта проводки наклонно горизонтальных скважин и вторых стволов различными видами бурового оборудования в нефтегазодобывающих регионах Российской Федерации и других стран, определяющие пути дальнейшего развития и повышения эффективности бурения наклонно горизонтальных скважин.

2. Построены вычислительные алгоритмы, которые реализованы в разработанном методическом и программном обеспечении, отображающие в 2-х и 3-х мерном пространственном изображении фактическую, проектную и прогнозируемую траектории ствола скважины в реальном масштабе времени, позволяющие провести оптимизацию проводки наклонно горизонтальных скважин по: - построению различных вариантов проектного профиля ствола скважины с горизонтальным окончанием; - построению фактического профиля по данным замеров телесистемой зенитного угла и азимута скважины в трехмерном пространстве; - определению величины угла установки отклонителя, обеспечивающего возврат траектории скважины к проектному профилю.

3. Разработаны и внедрены дистанционно-управляемые регулируемые отклонители ОГДУ-178 и ОГДУ-Ю8, позволяющие управлять траекторией ствола путем смены угла перекоса забойных компоновок без подъема на поверхность, реализуя проектные трассы различной степени сложности.

4. Разработаны и внедрены технические средства (телеметрическая система «Пеленг» и малогабаритный магнитометрический инклинометр «Игла»), позволяющие передавать оперативную информацию о положениях отклонителя с дистанционно-изменяющимися геометрическими характеристиками в составе КНБК и забойных параметрах ствола скважины.

5. Разработаны и внедрены несколько модификаций посадочных устройств (УП - 180, УП - 110 и др.) для скважинных приборов разработанных технических средств (телеметрической системы «Пеленг» и малогабаритного магнитометрического инклинометра «Игла»).

6. Проведена практическая реализация разработки при строительстве Кущевского подземного хранилища газа на скважинах № 98 Кущевская и №153 Кущевская и определена оценка ее эффективности:

- на обеих скважинах интервалы набора зенитного угла до выхода на горизонтальный участок, были проведены одним долблением, без подъема инструмента для смены КНБК на поверхности, так как регулировка компоновки оперативно происходила на забое;

- фактические траектории максимально приближены к проектным, благодаря оперативной передаче информации в реальном масштабе времени координат забоя с помощью телесистемы «Пеленг»;

- аппаратурно-программный комплекс, отображающий в 2-х и 3-х мерном изображении фактическую и проектную траектории, а так же остальные параметры ствола, позволил фактической траектории максимально приближенно выйти на проектную траекторию.

7. Выявлены возможности применения дистанционно-управляемых гидравлически регулируемых отклонителей ОГДУ-Ю8 и ОГДУ-178 с широким перечнем турбобуров и винтовых забойных двигателей, для проводки наклонно-горизонтальных скважин и забуривания вторых стволов, что позволяет реализовывать наклонные трассы в достаточно широком диапазоне радиусов кривизны (Кмах= 1383 м. ; Ямин= 45 м.).

Предложенная автором работа прошла успешную проверку при бурении наклонно-горизонтальных скважин и забуриванию вторых стволов на месторождениях и ПХГ Краснодарского края, Сибири, Калининградской области, республики Дагестан, о. Сахалин.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

По результатам проведенного анализа установлено, что сохранение на прежнем уровне и увеличение темпов добычи нефти и природного газа, с одновременным сокращением затрат на строительство скважин, становятся главнейшей задачей топливно-экономического комплекса (ТЭК) и обуславливаются необходимостью наибольшей степени вскрытия труднодоступных продуктивных горизонтов, особенно в сложных горно-геологических условиях таких регионов, к каким относится Краснодарский край.

Так, в настоящее время, одним из современных способов решения задач повышения извлекаемых объемов углеводородного сырья, а также его закачка с целью хранения в последнее время, стало бурение горизонтальных скважин при строительстве подземных хранилищ газа ПХГ на Северном Кавказе.

Реализация проектных трасс таких скважин предполагает интервалы углубления с одновременным изменением с различной интенсивностью зенитного и азимутального углов скважины, или участки трассы, на которых требуется изменение только зенитного угла.

Применение ориентируемых отклоняющих компоновок, включающих в себя забойные телеметрические системы с кабельным каналом связи, упростило процедуру управления формой ствола скважины, но на участках бурения неориентируемыми КНБК они выполняли только функцию отображения параметров искривления ствола скважины. В этом случае, при возникновении необходимости корректировки зенитного и (или) азимутального углов скважины (правки) приходилось поднимать инструмент для замены КНБК.

Телеметрические системы с гидравлическим каналом связи позволяют в процессе бурения непрерывно вращать инструмент компоновками с забойным двигателем-отклонителем, когда не требуется корректировка параметров искривления ствола, или производить ориентирование отклонителя для исправления траектории без подъёма инструмента на поверхность, но такая технология приводит к преждевременному износу бурового инструмента и выходу из строя дорогостоящих (порядка миллиона долларов) телеметрических систем, а также к увеличению диаметра ствола скважины.

Предложенная автором компоновка низа бурильной колонны, с включенным в ее состав отклонителем с изменяющимися геометрическими параметрами, управляемым по команде с пульта бурильщика без подъёма на дневную поверхность, наряду с методическим и программным обеспечением, реализованном в аппаратурно-програмном комплексе, решила перечис-леные проблемы, связанные управлением трассой наклонных и горизонтальных скважин.

Список литературы диссертационного исследования кандидат технических наук Шостак, Андрей Валерьевич, 2012 год

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ

1. Акатьев В.А. О состоянии и основных направлениях развития буровых работ // Нефтяное хозяйство. - 1991. - № 4. - с.2-5.

2. Анализ применения КНБК для стабилизации и набора зенитного и дирекционного угла в процессе бурения скважины на Кущёвском ПХГ / В.Г. Гераськин, В.М. Сугак, A.B. Шостак // Сборник научных трудов СКО Российской инженерной Академии «Гипотезы, поиск, прогнозы». - Краснодар, 1997. - с. 220 -228.

3. Анализ технико-экономических показателей по скважинам с горизонтальным окончанием ствола, пробуренным на Кущёвском ПХГ в 19951996 годах / В.Г. Гераськин, A.B. Злоказов, В.А. Мордовии. A.B. Шостак // Сборник научных трудов СКО Российской инженерной Академии «Гипотезы, поиск, прогнозы». - Краснодар, 1997. - с. 228 -236.

4. Багаутдинов А.К. Геология и разработка крупнейших и уникальных нефтяных и нефтегазовых месторождений России / А.К. Багаутдинов, С.А. Барков, Г.К. Белович. - М.: ВНИИОЭНГ, 1996.- том 2-352 с.

5. Басарыгин Ю.М., Будников В.Ф., Булатов А.И., Гераськин В.Г. Строительство наклонных и горизонтальных скважин. - М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2000. - 262 с: ил.

6. Богданов В.Л. Анализ результатов бурения и эксплуатации горизонтальных скважин на Федоровском месторождении / В.Л. Богданов, Н.Я. Медведев, В.П. Ерохин // Нефтяное хозяйство. - 2000. - № 8. - с. 30-42.

7. Бронзов А., Кульчицкий В., Калинин А., Истоки технологий строительства горизонтальных скважин. - М.: Бурение и нефть, 2004. - № 10. с. 12

8. Булатов АИ., Аветисов А.Г. Справочник инженера по бурению: В 4-х кн. - М.: Недра, 1993-1996.

9. Булатов А.И., Макаренко П.П., Будников В.Ф. и др. Теория и практика заканчивания скважин: В 5 т./Под. ред. А.И. Булатова. - М.: ОАО "Издательство "Недра", 1997. -Т. 1.255 - 285 с: ил. - ISBN 5-247-03731-6 1965. 1982.

10. Вудс Г., Лубинский А. Искривление скважин при бурении - М.: Гостоптехиздат, 1960.

И. Габрелян С.С. Опыт и перспективы зарезки боковых стволов на месторождениях ОАО «Сургутнефтегаз» // Нефтегазовая вертикаль. -2006. -№2.

12. Геологические и экономические предпосылки и особенности создания Кущевского ПХГ с использованием горизонтальных скважин П. "Ку-баньгазпром". Тр. семинара Строительство и эксплуатация ПХГ горизонтальными скважинами. - Анапа, 1996.

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

14. Гулизаде М.П. Турбинное бурение наклонных скважин. Азербайджанское государственное издательство нефтяной и научно-технической литературы. ,Баку 1959.

15. Иогансен К.В. Спутник буровика. -¡Недра, 1989.

16. Исаченко В.Х. Инклинометрия скважин.-М.: Недра, 1987. - 216 с.

17. Кагарманов Н.Ф. Оптимизация технологий разработки нефтяных и газовых месторождений посредством нетрадиционной системы ГС / Н.Ф. Кагарманов, Е.М. Тимашев. // Материалы седьмого Европейского симпозиума по увеличению нефтеотдачи пластов.- М., 1993. - Том 2.-е. 148-159.

18. Кагарманов Н.Ф. Вскрытие продуктивных пластов горизонтальными скважинами / Межвузовский тематический сб. науч. тр. - Уфа: УГ-НТУ, 1996.

19. Краузе К. Увеличение извлекаемых запасов нефти за счет горизонтального бурения//Нефть, газ и нефтехимия за рубежом. - 1989. - № 4

20. Мальчук И. П. Бурение направленных и многоствольных скважин. М.: "Недра", 1991, с. 100-102.

21. Медведев Н.Я. Новые технологии нефтеизвлечения из залежей с трудноизвлекаемыми запасами нефти / Н.Я. Медведев, Ю.Е. Батурин // Вопросы проектирования и разработки нефтяных месторождений: Материалы семинара Минтопэнерго.- М., 1999. - с. 6-8.

22. Некоторые задачи проектирования и управления траекторией ствола скважины с горизонтальным окончанием / В.Ф. Будников, А.И. Булатов, В.Г. Гераськин, В.М. Сугак, A.B. Злоказов, В.А. Мордовии, A.B. Шостак // Сборник научных трудов СКО Российской инженерной Академии «Гипотезы, поиск, прогнозы». - Краснодар, 1997. - с. 71- 99.

23. Оганов С.А., Оганов Г.С. Технология бурения наклонно направленных скважин с большим отклонением от вертикали.-М.: ОАО «ВНИИО-ЭНГ»,2008. - с.220.

24. Опыт бурения наклонно-горизонтальных скважин и вторых стволов. A.B. Шостак // Проблемы эксплуатации капитального ремонта скважин на месторождениях и ПХГ: Материалы Межд. науч.-практич. конф. (Кисловодск, 20-25 сент. 2004 г.) / СевКавНИПИгаз, 2004. -с.76- 83.

25. Опыт строительства первой горизонтальной скважины на Куба-ни/И.М. Фельдман, СВ. Логвиненко, И.И. Бекух, В.Ф. Будников и др.Юкспресс-информ. ВНИИОЭНГ. Сер. Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. - 1993.- Вып. 6. - с. 1-5.

26. Повышение значимости горизонтального бурения// Oil and Gas J. -1990.- IX. - Vol. 88. - N 39. - P. 14-20.

27. Рабиа X. Технология бурения нефтяных скважин: Пер. с англ./ Пер. В. Г. Григулецкого, Ю. М. Кисельмана; М: Недра, 1989.-413 с: ил.

28. Результаты экспериментального горизонтального бурения в акватории Южно-Китайского моря//Ре1го1еит Engineering Int - 1990. - XI - Vol. 61.-Nil.-P. 24-26,30,32.

29. Сводный каталог «Sperry-Sun», 2003 - 2004 г.г.

30. Сводный каталог SMF International, 1994 - 1995 г.г.

31. Середа Н. Г., Соловьев Е. М. Бурение нефтяных и газовых скважин: Учебник для вузов.- 2-е изд.- М.: Недра, 1988.- 360 с: ил.

32. Солодский K.M., Федоров A.M., Повалихин A.C., Оганов A.C., Семак Г.Г. Пути совершенствования профиля скважин. - М.: ВНИИОЭНГ, 1989.- (Обзор информ. сер. «Строительство скважин»). - с. 24-31.

33. Строительство горизонтальных скважин в ОАО «Сургутнефтегаз» // Бурение и нефть.- 2004,- № 6.- с. 20-23.

34. Сулакшин С.С. Направленное бурение. - М.: Недра, 1987.

35. Технические средства контроля траектории сложнопрофильных скважин в процессе их восстановления из бездействующего фонда./ Ю.И. Баканов, В.Г. Гераськин, В.В. Климов, A.B. Шостак // Научно-технический журнал «Технологии ТЭК», 2007, № 4.- с. 23 -25.

36. Усилия, действующие на колонну труб в наклонно-направленных скважинах / A.A. Арутюнов, Г.Т. Вартумян, А.Т. Кошелев, О.С. Лисовский,

A.B. Шостак // НТЖ «Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море», 2011, № 9. - с.7 -10.

37. Шайхутдинов Р.Т. Бурение горизонтальных скважин из экспериментальных колонн диаметром 146 мм / Р.Т. Шайхутдинов, В.Е.Бирюков,

B.Г.Тимошин //Нефтяное хозяйство. - 1999.- № 6.- с. 19-20.

38. Шенбергер В.М., Зозуля Г.П., Гейхман М.Г., Матиешин И.С, Кус-тышев A.B. Техника и технология строительства боковых стволов в нефтяных и газовых скважинах: Учебное пособие. - Тюмень: ТюмГНГУ, 2007. -594 с.

39. Упрощённый способ определения проходимости компоновки низа бурильной колонны на участках набора кривизны бурящейся скважины при турбинном способе бурения / Е.С. Безрукова, В.Г. Гераськин, A.B. Шостак // Сборник научных трудов СКО Российской инженерной Академии «Гипотезы, поиск, прогнозы». - Краснодар, 1998. - с. 93 -96.

40. Особенности бурения горизонтальной скважины 12 Исаковская в Калининградской области / Ю.М. Басарыгин, В.Ф. Будников, А.И. Булатов,

В.Г. Гераськин, В.А. Мордовии, А.А. Нижегородов, В.М. Стрельцов, A.M. Черненко, А.В. Шостак, Р.С. Яремийчук // Сборник научных трудов СКО Российской инженерной Академии «Гипотезы, поиск, прогнозы». - Краснодар, 2000. -с. 4 -46.

41. Эффективность применения горизонтальных скважин на Кущев-ском ПХГ/С.Н. Бузинов, А.В. Григорьев, AJI. Ковалев, Г.С. Крапивина. П. "Кубаньгазпром". Тр. семинара Строительство и эксплуатация ПХГ горизонтальными скважинами. - Анапа, 1996.

42. Пат. № 2 109 908 РФ, С2 Е 21 В 7/08. Отклонитель регулируемый / Басарыгин Ю.М., Будников В.Ф., Гераськин В.Г., и др. (Россия) - № 2000102476; Заявлено 15.06.1996; Опубл. 27.04.1998, Бюл. № 5.

43. Пат. № 2 228 421 РФ, С2 Е 21 В 7/08. Отклонитель регулируемый / Басарыгин Ю.М., Будников В.Ф., Гераськин В.Г., Дмитриев И.А., Стрельцов В.М., Черненко A.M., Шостак А.В. (Россия) - № 2002106328; Заявлено 11.03.2002; Опубл. 10.05.2004, Бюл. № 13.

44. Пат. № 2 303 117 РФ, С2 Е 21 В 7/08. Отклонитель регулируемый / Баканов Ю.И., Гераськин В.Г., Дмитриев И.А., Снегирев С.Н., Стрельцов В.М., Шостак А.В. (Россия) - № 2005103061/03; Заявлено 07.02.2005; Опубл. 20.07.2007, Бюл. № 20.

45. Horisontal wells seen boost for Canadian oil flom. Oil and Gas J. -

1993.-Vol. 91.-№21.-P. 35.

46. Other production enhancement move forward //World Oil.-1992.-Vol.213 .-№4.-P.29.

47. Skelton J.H. Louisiana horizontal well taps on in area of salt related tracturing//Oil and Gas J. - 1992. - Vol. 90. - N 27. - P. 88 - 90.

48. Tegrani D.H., Peden J.M. Critical reservoir parametess affecting succtss of horizontal wells // Материалы седьмого Европейского симпозиума по увеличению нефтеотдачи пластов. - М, 1993.- Том 2.- с. 175-184.

49. Texaco sets horizontal well marks//Oil and Gas J. 1992. - Vol. 90. - N 27. - P. 30-32.

50. V.S. 92 horisontal coald well costs tallied // Oil and Gas J.-1994.23/V.-

Vol.92.-№21.-P. 90.

51. W. Georgy Deskins, William J.Mcdonald, Thomas B. Reid. Survey shoms successes, failures of horisontac wells // Oil and Gas J. -1995.-Vol. 93.-№25.-P. 39- 45.

52. Williamson J.S. Mud motors for Steerable horizontal drilling are im-proving//World Oil. -1992. - VI. - Vol. 213. - N 6. - P. 66 - 68.