Совершенствование техники и технологии бурения боковых стволов тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 05.15.10, кандидат технических наук Гилязов, Раиль Масалимович

• Гилязов, Раиль Масалимович
• кандидат технических наук
• 1999

Оглавление диссертации кандидат технических наук Гилязов, Раиль Масалимович

СОДЕРЖАНИЕ

Стр.

ВВЕДЕНИЕ

1. АНАЛИТИЧЕСКИЙ ОБЗОР БУРЕНИЯ БОКОВЫХ СТВОЛОВ ИЗ СТАРОГО ФОНДА СКВАЖИН И РЕЗУЛЬТАТЫ ЕГО

ОСВОЕНИЯ НА НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЯХ

1.1. Основные этапы развития бурения горизонтальных скважин, боковых 'стволов и боковых стволов с горизонтальной частью

1.2. Анализ показателей разработки нефтяных месторождений горизонтальными и боковыми стволами

1.3. Результаты бурения боковых стволов и оценка их эффективности по добывающим возможностям скважин на месторождениях

Республики Башкортостан

Выводы

2. СУЩЕСТВУЮЩИЕ СПОСОБЫ ЗАБУРИВАНИЯ БОКОВОГО СТВОЛА И АНАЛИЗ ОСНОВНЫХ ЭТАПОВ СТРОИТЕЛЬСТВА СКВАЖИН

С БОКОВЫМИ СТВОЛАМИ

2.1. Основные типы профилей скважины с боковыми стволами

и способы их бурения

2.2. Структура затрат времени и ресурсов на строительство

боковых стволов

3. РАЗРАБОТКА ТЕХНИЧЕСКИХ СРЕДСТВ И ТЕХНОЛОГИИ ВСКРЫТИЯ

ОКНА В ЭКСПЛУАТАЦИОННОЙ КОЛОННЕ

Бурение боковых стволов с использованием клиновых отклонителей и разработка инструмента с улучшенными показателями для вскрытия окна

3.2. Разработка раздвижных вырезающих устройств и их промышленное использование

3.3 Совершенствование технологии вскрытия окна

в эксплуатационной колонне

Выводы

4. ТЕХНОЛОГИИ ЗАРЕЗКИ БОКОВОГО СТВОЛА И КОМПОНОВКА

НИЗА БУРИЛЬНОЙ КОЛОННЫ

4.1. Способы ориентированной сборки рабочих органов забойного двигателя и усовершенствованная конструкция шпинделя-

отклонителя

4.2. Исследование зависимости параметров искривления бокового ствола

от нагрузки на долото и угла перекоса шпинделя

4.3. Способы обеспечения зарезки БС в осложненных условиях

4.3.1. Использование спецмоста высокой прочности

4.3.2. Технология зарезки БС с частичным подъемом эксплуатационной колонны

Выводы

5. ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИЙ АНАЛИЗ БУРЕНИЯ БОКОВЫХ

СТВОЛОВ И ЕГО ОПТИМИЗАЦИЯ

5.1. Определение оптимального радиуса искривления бокового ствола 106 в зоне его зарезки

5.2. Структурная схема исследований и организации бурения БС 123 Выводы

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

ПРИЛОЖЕНИЕ

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Совершенствование техники и технологии бурения боковых стволов»

ВВЕДЕНИЕ

Известно, что разработка нефтяного месторождения имеет специфические особенности, связанные с ухудшением технико-экономических показателей процесса добычи по мере истощения запасов. Наступает период, когда продолжение эксплуатации сначала части скважин, а потом и всего месторождения становится нерентабельным для нефтедобывающего предприятия. Остановка эксплуатации нерентабельных скважин влечет за собой сокращение численности персонала предприятия и ухудшение социальной обстановки в целом.

Широко используемые технологии разработки нефтяных месторождений, основанные на бурении вертикальных и наклонно направленных скважин, позволяют извлечь лишь до 50 % нефти. Поэтому последние несколько десятилетий идет активный поиск эффективных методов увеличения нефтеотдачи пласта.

Альтернативным обычным скважинным способом во всех нефтяных регионах мира признается применение горизонтальных (ГС), разветвленно-горизонтальных (РГС) и многозабойных (МЗС) скважин. Башкирские нефтяники являются признанными лидерами нового метода. Еще в 1951-1955 гг. было пробурено около 50 горизонтальных стволов на рифовых месторождениях Ишимбайского региона. Несомненно, этот опыт оказался весьма поучительным. Однако из-за некоторых причин, прежде всего недостаточной теоретической проработки, метод оказался замороженным почти на 40 лет.

Темпы развития бурения ГС за рубежом исключительно высоки. Происходит невиданный бум применения горизонтальных скважин. Так, если первые прогнозы намечали около 6000 ГС в 2000 г., то последующий прогноз фирмы "Пройссаг"

составил уже 9000-10000 ГС, а по новым прогнозам некоторых экспертов США и Канады предполагается пробурить 20000-30000 ГС / 44, 71 /.

К сожалению, темпы внедрения горизонтальных скважин в СНГ, России и Башкортостане значительно ниже мировых, хотя и получены положительные результаты, позволяющие сделать весьма важные выводы.

Оказалась оправданной и, возможно, единственно верной концепция системного подхода и комплексного решения проблемы добычи нефти с применением ГС. Только тесное сотрудничество геологов, геофизиков, буровиков, разработчиков и добычников может обеспечить успех новой технологии.

Проведенные Башнипинефтью и АНК "Башнефть" в течение 10 лет комплексные , исследования, накопленный опыт бурения и эксплуатации ГС подтверждают высокую эффективность и перспективность нетрадиционного способа разработки, возможность существенного повышения дебитов скважин и нефтеотдачи пластов.

В последние годы много внимания уделяется разработке технологии бурения боковых горизонтальных стволов (БГС) из старых обсаженных скважин с целью их восстановления. Из работ профессора Кагарманова Н.Ф. и других источников /1, 2, 5, 9, 22, 24, 25, 26, 29, 30, 31, 47, 55, 69/ под горизонтальными скважинами подразумеваются и боковые стволы с горизонтальной частью. Боковые стволы с выходом в горизонтальный ствол и горизонтальные скважины имеют принципиально одинаковые подходы, общие цели и задачи. Разница состоит в необходимости фрезерования эксплуатационной колонны и выходе инструмента из основного ствола. Проблема разработки технологии бурения боковых стволов (БС) из обсаженных скважин является актуальной по ряду причин. Главная из них - рост числа

малодебитных, нерентабельных, высоко обводненных и простаивающих скважин. Число таких скважин по АНК "Башнефть" составляет несколько тысяч, они могут дать до 1 млн. т нефти в год /31/. Это также обусловлено тем, что на современной стадии разработки нефтяных месторождений Башкортостана "сплошного" бурения уже нет, а объем "уплотняющего" бурения достаточно велик.

Восстановление бездействующего фонда при этом будет обходиться в 1,5-2,5 раза дешевле, чем бурение новых скважин. В условиях отсутствия инвестиций эта технология может оказаться эффективным средством интенсификации добычи нефти и повышения нефтеотдачи пластов.

Несмотря на достаточно высокий уровень разработки технологии за рубежом в России она еще не получила должного развития. Основная причина здесь - отсутствие разработанной комплексной инженерной технологии, адаптированной к соответствующим геолого-техническим условиям. Определенный опыт бурения неориентированных боковых стволов накоплен в Азербайджане и Краснодарском крае, где восстановлено порядка 5 тыс. скважин, из которых добыто около 18,5 млн. т нефти. Имеется незначительный опыт и в других районах: Башкортостане, Татарстане, Западной Сибири, Пермской области. Однако применяемая в этих районах технология до недавнего времени являлась довольно примитивной, рассчитанной лишь на роторный способ и применение несовершенного инструмента, не удовлетворяющего современным требованиям. Бурение направленных боковых стволов в настоящее время находится на стадии своего развития и совершенствования. Еще существует ряд сложных проблем, нуждающихся в своем решении. К ним относятся технология и техника вырезания окон в эксплуатационной

колонне, установка высокопрочного моста, управление траекторией ствола и крепление колонны.

Целью диссертационной работы является совершенствование строительства боковых стволов скважин путем повышения эффективности фрезерования эксплуатационных колонн и технологии их зарезки.

Автором решаются следующие основные задачи исследований:

разработка технических средств зарезки боковых стволов из эксплуатационных колонн, обеспечивающих проектные параметры выхода бурового инструмента из основного ствола;

- разработка технологии забуривания БС, обеспечивающей выход инструмента из основного ствола скважины в заданном направлении;

- оценка влияния технологических параметров бурения БС и компоновок низа бурильной колонны на изменение зенитного угла;

- обоснование рекомендуемых радиусов искривления БС в зоне набора кривизны на опыте бурения дополнительных стволов в АНК Башнефть.

Поставленные задачи решались путем проведения опытно-промышленных экспериментов на реальных скважинах по специально разработанным программам и планам проведения работ. Результаты анализов и исследований обрабатывались методом математической статистики.

Научная новизна

1. Установлено значение зенитного угла скважины в зоне зарезки БС (около 20 ), при превышении которого фрезерование окна целесообразно производить с применением разработанного клинового отклонителя (Патент РФ № 2119573). В

условно-вертикальных скважинах и в скважинах с наклоном до 20° фрезерование окна осуществлять с применением разработанного вырезающего устройства (Патент РФ №2110665).

2. Получены статистические зависимости изменения зенитного угла наклона бурящегося бокового ствола от нагрузки на долото для различных углов перекоса переводников объемного винтового двигателя, длины нижнего плеча его и глубины забуривания.

3. Разработана методика и определены минимально допустимые радиусы искривления боковых стволов в зонах набора кривизны для конкретных геологических условий Республики Башкортостан.

4. Обоснована целесообразность разработки техники и технологии забуривания БС секционированным винтовым забойным двигателем-отклонителем (Патент РФ № 2109921).

В диссертационной работе защищаются следующие основные положения:

- технические устройства для фрезерования окон в эксплуатационной колонне при различных углах наклона основного ствола скважины;

- технологии забуривания бокового ствола, обеспечивающая направленный выход бурового инструмента из основного ствола;

- зависимости изменения зенитного угла бокового ствола от геометрических параметров инструмента и нагрузки на долото;

- методика определения рекомендуемого радиуса искривления бокового ствола в зоне набора кривизны.

Практическая значимость и реализация результатов работы

1. Разработаны на уровне изобретений и внедрены в широких масштабах новые конструкции устройств для фрезерования эксплуатационной колонны, используемые при различных углах наклона основного ствола в месте зарезки.

2. Разработаны на уровне изобретений технологии забуривания БС с использованием спецмоста высокой прочности, изготавливаемого в наземных условиях, и подъема верхней части эксплуатационной колонны, обеспечивающего достаточную для забуривания без осложнений протяженность открытого основного ствола.

3. Предложен способ поэтапного спуска райбера для вырезки щелевидного окна в эксплуатационной колонне, увеличивающий срок службы инструмента.

Разработанный комплекс технических средств и технологий прошел опытно-промышленные испытания и внедрен при бурении БС в АНК "Башнефть" и НГДУ «Бавлынефть» АО Татнефть.

Основные положения диссертации доложены на технических советах Туймазинского УБР, АНК "Башнефть", конференциях и семинарах.

Автор благодарен работникам: АНК «Башнефть» - Юмашеву Р.Х.; Башнипинефть - Давлетбаеву М.Г., Рахимкулову Р.Ш., Уразакову K.P., Самигуллину В.Х., Бикмухаметовой Г.И., Шайнурову P.C., Туймазинского УБР- Рамазанову Г.С., Хайруллину В.Ф., Логинову Б.В., Зиганшину А.Ш., Гафарову Г.В., Безлепкину Н.П., Ивановой Т.С.

Глубокую благодарность автор выражает научному руководителю, Действительному члену РАЕН, доктору технических наук, профессору Валееву М.Д.,

под чьим непосредственным научным руководством выполнялась работа, за внимание и поддержку в работе над диссертацией.

Особую благодарность автор выражает первому научному руководителю, члену-корреспонденту АН РБ, академику инженерной академии РБ, доктору технических наук, профессору Кагарманову Н.Ф.

1. АНАЛИТИЧЕСКИЙ ОБЗОР БУРЕНИЯ БОКОВЫХ СТВОЛОВ ИЗ СТАРОГО ФОНДА СКВАЖИН И РЕЗУЛЬТАТЫ ЕГО ОСВОЕНИЯ НА НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЯХ

1.1. Основные этапы развития бурения горизонтальных скважин, боковых стволов и боковых стволов с горизонтальной частью

Бурение горизонтальных скважин и боковых стволов с горизонтальной частью имеет принципиально одинаковые подходы. Разница лишь состоит в необходимости фрезерования эксплуатационной колонны и зарезки при бурении бокового ствола. Поэтому обзорная часть диссертации включает и этапы развития бурения горизонтальных ' скважин. В ряде библиографических источников под горизонтальными скважинами подразумеваются боковые стволы с горизонтальной частью /5,9,22, 29,30,37,47,69,76 /.

Наиболее полный анализ мировой истории развития бурения ГС и БС выполнен профессором Н.Ф.Кагармановым /24, 25, 26, 27, 28, 29, 30, 31/. 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. Новые методы увеличения нефтеотдачи (МУН), кроме тепловых, не дали ожидаемых результатов и оказались трудно управляемыми и достаточно дорогими.

В отличие от МУН горизонтальная технология 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 %, т.е. увеличить на 20-30 пунктов /24,59,7 /.

Начало бурения горизонтальных скважин положено в СССР в 30-х годах /59/. Достаточно много горизонтальных многозабойных скважин (110-120) пробурено в 50-х годах, из них около половины в Башкортостане. Однако отсутствие в ряде случаев положительных результатов объективно 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 году 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 /59/. Считается, что до 80-х годов на нефть пробурено всего несколько сотен ГС, а после 1988 г. более тысячи ГС, причем более половины ш них уже после 1988 г. В 1980 -1984 гг. ежегодно бурилось не более одной скважины в год, а в 1988 году их число в мире превысило 200. Ожидается, что объемы бурения таких скважин в ближайшие годы будут резко расти. По прогнозам ряда специалистов к 2000 г. они могут составить 30-50 % от числа пробуренных скважин на суше. По оценкам других общая доля ГС в целом может достичь 70 % от числа всех скважин.

Существенно растет число фирм, занимающихся бурением ГС (например, Horwell, Becfield, Drilling Servise и др.). На ряде месторождений сделана попытка создания систем разработки, хотя до сего времени бурились лишь отдельные ГС /57, 59/.

Значительный опыт проводки горизонтальных скважин накоплен в горнорудной промышленности и при шахтной добыче нефти. Последний опыт относится целиком к проводке скважин из шахтных камер с помощью буровых установок, обслуживаемых непосредственно в подземных горных выработках.

Что касается опыта проводки нефтяных горизонтальных, разветвленных и многозабойных скважин - все они пробурены с поверхности. Впервые в СССР разветвление скважин для увеличения притока нефти из пласта предложил в 1941 г. Н.С.Тимофеев. На практике проводку горизонтальных скважин осуществили А.М.Григорян и В.А.Брагин в 1947 г. на Краснокамском месторождении нефти. Здесь из основного ствола были пробурены два ствола длиной 30и35м /15,16,17/.

Более широкие эксперименты по проводке МЗС, ГС и БС, БГС были начаты в 1952 г. на Карташевском рифогенном месторождении. Здесь в 1952-1953 гг. пробурено 5 многозабойных скважин (№№ 59, 64, 65, 66, 68) с отклонениями от основного ствола до 300 м (скв.№ 65). Скважина № 59 имела один горизонтальный, скв. № 64 и № 75 - по 4, скв. № 66 и № 68 - по 7 и 8 стволов. Наибольшая длина горизонтального ствола составила 260 м/18, 19, 20/.

В 1957-1959 гг. эксплуатационные многозабойные скважины пробурены еще на двух рифовых месторождениях - 7 скважин на Тереклинском и 4 скважины на Южно-Введеновском. Количество стволов в этих скважинах составляло от 2-х до 4-х, и 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 марте 1957 г. была пробурена первая многозабойная скважина № 1543 на Бориславском месторождении (Прикарпатье). По различным азимутам от вертикального ствола отведены пять резко искривленных дополнительных стволов с отходами от вертикали до 120 м.

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 Куйбышевской области была пробурена скв.№ 617 с одним горизонтальным стволом длиной 145 м.

В 70-х годах Альметьевским УБР осуществлена проводка 5 скважин глубиной по стволу 1256-1416 м и длиной горизонтального участка 146-317 м. Максимальные зенитные углы по этим скважинам находятся в пределах 93102 градусов. Бурение осуществлялось 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.

В 1978 г. Башнипинефть разработал проект строительства горизонтальной скважины № 196 на Новоузыбашевском нефтяном месторождении, расположенном на юго-западной части Актаныш-Чишминского прогиба, представленного рифовым поднятием в отложениях фаменского яруса. Ожидаемое пластовое давление на глубине 2000 м составляло 95 атм /63/.

Был выбран способ электробурения с буровой установки БУ-75 БрЭ.

Конструкция скважины: направление Д=426 мм - 30 м; кондуктор Д=324 мм -350 м; эксплуатационная колонна Д=219 мм - 1975 м по инструменту (1885 м по вертикали); и далее 400 м открытого ствола Д= 190,5 мм до глубины 2375 м. Набор кривизны был начат на глубине 1260 м, выход на горизонталь достигнут на глубине 2130 м. Зафиксированный зенитный угол на глубине 2280 м составил 102,4°, затем на глубине 2385 м он снизился до 90-92 Горизонтальный участок составил 255 м, отход от вертикали - 607 м.

На этой скважине проведен большой объем исследовательских работ по контролю пространственного положения ствола скважины с помощью инклинометра, телесистемы, а также геофизические исследования (БКЗ, БК, каверномер, микрозонд, резистивимегр, РК, МБК, индукционный и стандартный каротаж, цементомер и др.).

Технологический процесс бурения опытной скважины проходил без особых осложнений. Показатели работы долот по проходке оказались почти в 2 раза лучше по сравнению с обычными скважинами.

Таким образом, была доказана возможность проводки горизонтальных скважин электробуром в комплекте с телесистемой контроля пространственного положения ствола скважины. При некотором улучшении показателей работы долот, коммерческая скорость оказалась в 2 раза ниже, чем на соседних наклонных скважинах. В определенной степени на это повлиял большой объем исследовательских работ.

На соседнем рифовом месторождении Табулдак проведен эксперимент по бурению дренажных наклонно направленных скважин с большими отходами турбинным способом (скв. № 342) и электробуром (скв. № 381). Забои этих скважин должны были приблизиться к забою вертикальной скважины № 504.

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

В 1931 г. был предложен двухярусный метод забуривания дренажных скважин. В каждом ярусе бурили по 4 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 /59/. При испытаниях в 1946 г. в одном из центральных районов Калифорнии было пробурено 8 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. Представляет интерес конструкция гибкой трубы. Однако, турбодолото, развивающее до 4000 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 общей длиной 434,6 м на глубинах 4501500 м. Из-за сложности инструмента и технологии этот метод также не получил распространения /57, 59/.

Началом промышленного внедрения бурения ГС на крупнейшем в мире месторождении Прадхо-Бей стал 1985 год, когда была пробурена горизонтальная скважина УХ-2, позволившая повысить рентабельность разработки и обеспечить добычу безводной нефти, что нельзя было обеспечить с помощью вертикальных скважин. Дебиты ГС возросли 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. долл. Начиная с 1984 г. по настоящее время на месторождении Прадхо-Бей пробурено 20 горизонтальных скважин. Все они оказались высокорентабельными /24, 71, 73, 75/.

Ведущее место в мире в области бурения горизонтальных скважин до 90-х годов занимала Франция. Исследования по горизонтальному вскрытию пластов французские нефтяники начали в конце 80-х годов. В 1979 г. с целью 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" (Фораус горизонталь). 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.

пробурена глубокая ГС Кастер-Лу-110 для разработки низкопроницаемой залежи. Все скважины показали высокую продуктивность /24, 71, 73, 86, 87/.

Наиболее показательной является первая в мире морская горизонтальная скважина Роспо-Маре 6Д, пробуренная у Адриатического побережья Италии в 1982 г. для разработки залежи высоковязкой нефти. Вступившая в эксплуатацию с начальным дебитом более 500 м /сут безводной нефти скв. № 6 добыла 212 тыс.тонн без признаков обводнения нижней водой, в то время как все вертикальные скважины обводнились. Это позволило начать разработку месторождения горизонтальными скважинами, т.к. его разработка вертикальными скважинами была экономически невыгодной. Для добычи нефти используется длинно ходовой станок-качалка фирмы МАПЕ.

По способу . бурения горизонтальные скважины подразделяются на: пробуренные ротором, забойными двигателями (турбобур, электробур, объемный двигатель, вибробур), струйными, лазерными аппаратами. Бурение горизонтальных скважин может осуществляться на бурильных трубах, гибких трубах и шлангокабеле. Горизонтальные скважины могут быть с открытым стволом, обсаженные трубами или фильтром хвостовиком и заполненные гравием.

Принимают, что скорость бурения ГС в 1,3-1,8 раза ниже, а стоимость во столько же выше, чем наклонных. Однако известно, что с накоплением опыта разница существенно снижается. По результатам исследований /25/. прогнозируется рост проходки на долото (в 1,5-2 раза), что можно объяснить особым механизмом разрушения породы. Однако растет и осложненность бурения, связанная с более напряженным состоянием породы у стенок ГС /72, 84/.

Впервые зарезка и бурение второго ствола в нашей стране была осуществлена в 1936 году /23, 66/. Однако следует подчеркнуть, что эффективность таких работ была не очень высока по ряду причин и, в первую очередь, из-за низкой эффективности инструментов, техники и технологии /23, 47/. Из-за отсутствия технических средств в настоящее время простаивают более 30 тысяч нефтяных скважин - это более 20 % из всего фонда скважин (потери свыше 40 млн. т нефти) /23, 52/.

Основная причина бездействия скважин - авария, т.е. прекращение технологических процессов, вызванное поломками, прихватом скважинного инструмента, колонны труб и другого технологического оборудования с последующим оставлением их на забое. Значительный объем работ при ликвидации аварий в бурящихся и эксплуатационных скважинах занимает фрезерование аварийных металлических предметов и разбуривание цемента. Фрезерование -наиболее распространенный способ разрушения металла в стволе скважины для ее восстановления /34, 36, 40, 46/.

Накопленный опыт бурения ГС и ЕС в Башкортостане быстро

распространился на соседние нефтедобывающие регионы.

В настоящее время в Удмуртии пробурено 38 горизонтальных скважин на пяти месторождениях /35/. В конце 1995 года АО "Удмуртнефть" приступило к капитальному ремонту старого фонда скважин методом . бурения боковых горизонтальных стволов. Преимущество бурения боковых стволов было обусловлено отсутствием необходимости в строительстве новых коммуникационных линий и сокращением затрат на оборудование и материалы. Сегодня АО "Удмуртнефть" уделяет повышенный интерес к этой прогрессивной технологии. Девять буровых

бригад переведены на бурение боковых стволов, шесть из них оснащено мобильными специализированными установками для ремонта скважин А 60/80 и IRL, и временно работают с установок БУ-75. Работы по бурению БС ведутся на семи месторождениях Удмуртии. К октябрю 1997 года пробурено 52 боковых горизонтальных ствола из старого фонда скважин.

В республике Татарстан в настоящее время ведутся активные работы по бурению БС и БГС, так как около 5 % фонда добывающих скважин находится в бездействии.

К началу 1998 г. в АНК "Башнефть" пробурено около 80 ГС, БС и БГС. На рис. 1.1. показана динамика количества пробуренных БС с 1990 г., показывающая прогрессирующий интерес к ним в условиях современной экономики. В 1998 г. в целом по АНК "Башнефть" планируется пробурить 66 БС и БГС. В табл. 1.1 представлены данные по бурению боковых стволов в АНК "Башнефть" за 1997 г., откуда видно, что бурение БС и БГС практически охватывает уже все крупнейшие нефтяные месторождения РБ с разнообразными геологическими условиями, с различными конструкциями скважин, в которые спущены эксплуатационные колонны диаметром 89, 114, 146 мм. Дополнительные стволы пробурены с выходом из имеющейся скважины с помощью клина-отклонителя и цементного моста в вырезанной части эксплуатационной колонны, а также открытого забоя, подъема верхней части незацементированной эксплуатационной колонны, причем, боковые стволы различной длины, начиная от 79 м до 1083 м.

1990г.

1992г. 1994г. 1995г. 1996г. 1997г.

Рис. 1.1. Динамика строительства БС в АНК Башнефть

1998г.

1999г.

to го

Данные по бурению боковых стволов в АНК Башнефть за 1997г.

Таблица 1.1

Площадь N СКВ. Конструкция скважины, dMM - Нм Интервал бурения БС, м d долота, мм Способ отхода от основного ствола интервал,м Длина БС, м Диаметр экспл. колонны, мм Интервал спуска, м Проектный горизонт Начало и конец бурения

Туймазинская 319 324 - 177 168 - 1766 1113 - 1223 139,7 ВК 1113 - 1122 110 114 1063 - 1217 Турней 17.11.96 10.01.97

Туймазинская 409 324 - 238 219 - 1212 1118 - 1244 190,5 "окно" 1118 - 1122 126 146 1060 - 1237 Турней 19,05,97 09,06,97

Туймазинская 121 245 - 330 168 -1770 114 хв,-1723-1773 1184 - 1250 146 ВК 1184 - 1191 79 114 1134- 1259 Турней 24,08,97 16,09,97

Узыбашевская 200 324 - 39 245 - 320 168 - 1936 1936 - 2045 146 3 открытого забо? 1936 109 Открытый забо! В.Фамен. 22,08,97 20,09,97

Туймазинская 80"С" 324 - 246 219 - 1797 1182 - 1275 190,5 "окно" 1182 - 1185 93 146 1130 - 1270 Турней 30,07,097 20,08,97

Знаменская 61 324 - 12 219 - 472 146 - 1765 694 - 1750 190,5 Подъем зкспл. колонны 1056 146 0 - 1750 Турней 29,06,97 27,07,97

Туймазинская 455"С" 426 - 28 324 - 127 168 -1182 1051 - 1199 139,7 ВК 1051 - 1060 148 114 1000 - 1196 Турней 04,07,97 28,09,97

Туймазинская 913 426 - 18 324 - 66 168 - 1627 973 - 1134 139,7 "окно" 973 - 976 161 114 916 - 1130 Турней 20,02,97 15,03,97

Арланская 646С-1 219 - 321 146 - 1358 321 - 1404 190,5 Подъем экспл. колонны 1083 146 0 - 1404 Турней 12,07,97 06,08,97

Воядинская 1767 299 - 33 219 - 376 146 - 1447 872 - 1554 120,6 "окно" 872 - 875 682 89 776- 1554 Турней 19,08,97 23,10.97

to u>

1.2. Анализ показателей разработки нефтяных месторождений горизонтальными и боковыми стволами

Бурение горизонтальных скважин и боковых стволов, направленное на увеличение нефтеотдачи пластов, вносит существенные изменения в систему разработки нефтяных месторождений. Требуются новые подходы к проектированию разработки и к ее математическому моделированию /21, 30, 32, 38, 48/.

В основе теории разработки нефтегазовых месторождений горизонтальными скважинами лежит многократное повышение поверхности фильтрации на 1-1,5, а иногда и 2 порядка по сравнению с вертикальными скважинами. При этом приток флюидов к ГС носит объемный, а не радиальный характер, что мы имели при эксплуатации вертикальных скважин (ВС). Весьма важной особенностью ГС является то, что они могут эффективно эксплуатироваться при кратно меньшем перепаде, чем при ВС. Последнее существенно снижает возможность прорыва газа и подошвенной воды. Охват пласта при ГС в 1,5-2,0 раза выше, чем при ВС /24, 29/.

Важной фундаментальной закономерностью, определяющей высокую эффективность ГС, является зависимость относительного дебита ГС к ВС от параметров элемента системы разработки: расстояния между ГС, длины ГС, размеров элемента /28, 29, 44, 61/. Эта зависимость, полученная численным экспериментом, показывает 4 -16-кратное увеличение дебитов, против 2-кратного, утверждаемого ранее разработанной теорией 191. Эти результаты достаточно близко подтверждаются фактическими данными на различных нефтяных месторождениях (табл. 1.2). Следующее, пока проявляемое неявно преимущество систем разработки с ГС, -сокращение сроков разработки. Накопленная добыча системой ГС в 2-3 раза выше,

чем системой ВС, следовательно, во столько же раз можно ожидать сокращения сроков разработки и, соответственно, эксплуатационных затрат/44, 61/.

Рассмотрим кратко результаты опытно-промышленных работ по бурению и эксплуатации систем ГС в АНК "Башнефть" (табл. 1.2).

Таблица 1.2

Показатели бурения и эксплуатации систем ГС в АНК "Башнефть"

Годы

Показатели 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997

Бурение ГС 6 12 10 6 5 5 13

Всего пробурено ГС 9 21 31 37 42 47 60

Фонд добывающих ГС 4 16 23 28 34 39 54

Добыча нефти, тыс.т 1,5 16,6 40,3 57,6 56,8 63,6 82,9

Добыча воды, тыс.т 0,2 3,4 11,1 21,3 28,0 32,1

Накопленная добыча

нефти, тыс.т 1,5 18,1 58,4 116,0 172,8 236,4 319,3

Накопленная добыча

воды, тыс.т 0,2 3,6 14,7 36,0 64,0 96,1 149,6

Дебит нефти, т/сут 4,6 5,3 5,7 6,4 5,4 4,9 5,1

Дебит жидкости, т/сут 5,2 6,3 7,3 8,8 8,0 7,3 8,4

Обводненность, % 11,5 15,9 21,9 26,9 33,1 33,6 39,2

Первым месторождением, где была частично реализована лучевая система разработки, было Лемезинское. Здесь пробурены три ГС, осталось пробурить еще две. Начальные дебиты ГС превышали дебиты вертикальных в 7-10 раз. В 1994 г. средний

дебит ГС составил 7,2 т/сут, причем возросли дебиты и вертикальных скважин с 1,0 до 2,4 т/сут.

На Узыбашевском месторождении пробурены 4 ГС: №№ 5245, 5116, 5127, 546. При вертикальной глубине 1900 м средняя длина ГС составила 2400 м, длина горизонтального участка 320-550 м. Средняя коммерческая скорость бурения ГС оказалась в 1,7 раз ниже, чем скорость бурения вертикальных скважин. На месторождении впервые осуществлено бурение трех горизонтальных скважин в одном кусте с образованием линейно-параллельной системы разработки. Это достижение стало возможным благодаря разработанной методике проектирования и управления траекторией горизонтальных стволов с пространственным искривлением. Однако система разработки полностью не была реализована, и дебиты ГС оказались на уровне обычных наклонных скважин. Сказалось здесь и то, что длина стволов обычных наклонных скважин, вскрывших продуктивный пласт, составляла 150-200 м, что соизмеримо с длиной ГС. Кроме того, направление ГС недостаточно учитывало геологическое строение продуктивных пластов, в частности, положение "розы" трещиноватости, в сфере которой на расстоянии 400 м от ГС оказалась нагнетательная скважина /65, 67, 68/.

На Михайловском месторождении на верхнефаменском подъярусе массивного типа запроектировано 11, пробурено 6 ГС: №№ 1409, 1417, 1418, 1419, 1416, 1415. Средняя глубина по вертикали - 1330 м, длина скважины по стволу - 1800 м, длина горизонтального участка - 300 м. На Михайловском месторождении осуществлена параллельно-линейная система разработки. При бурении скважин применялась телесистема СТЭ-190 и телесистема ЗИС-4 с электромагнитным каналом связи.

Начальные дебиты ГС превышали дебиты соседних в 2-4 раза, впоследствии они снизились. В 1994 г. дебиты трех ГС по нефти составили 2,9 т/сут против 2,3 т/сут на вертикальных, обводненность продукции по ГС ниже, чем ВС, хотя месторождение разрабатывается с 1972 г. Отмечается тенденция влияния ГС на рост дебитов соседних ВС и общее снижение обводненности продукции. На Михайловском месторождении на скв. № 1417 успешно осуществлена опытная закачка воды в ГС. Надо отметить, что закачка воды в вертикальные скважины не удавалась /62/.

На Арланском месторождении бурение ГС начато в 1991 г. Бурение осуществлялось в основном на каширо-подольский продуктивный горизонт, сложенный карбонатными породами на глубине 700-850 м. В пределах опытных участков общая толщина. пласта составляет 2,0 - 7,0 м, средняя нефтенасышенность - 3,2 м, пористость - 19 %, проницаемость - от 0 до 890 мкм2. Данные по бурению и эксплуатации ГС на Арланском месторождении приведены в табл. 1.3/64/.

Всего пробурена 21 ГС, эксплуатируется 14 ГС, из них 12 на Арланской и 2 на Вятской площадях.

Горизонтальное смещение забоя ГС от вертикали составляет 450-600 м, длина горизонтального участка равна 160-380 м.

Таблица 1.3

Показатели эксплуатации ГС на Арланского месторождения

Арланское месторождение, каширский горизонт

Показатели 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997

Бурение ГС 1 6 3 5 - 2 4

Всего пробурено ГС 1 7 10 15 15 17 21

Фонд добывающих ГС - 4 9 11 11 12 14

Добыча нефти, тыс.т - 3,1 10,5 10,0 9,7 10,7 11,6

Добыча воды, тыс.т - 1,1 4,3 5,1 3,3 3,2 4,8

Добыча жидкости, тыс.т - 4,2 14,8 15,1 13,0 13,9 16,4

Накопленная добыча нефти,

тыс.т - 3,1 13,6 23,6 33,3 44,0 55,6

Дебит нефти, т/сут - 4,5 4,1 3,5 2,8 2,6 2,5

Дебит жидкости, т/сут - 6,1 5,7 4,5 3,7 3,4 3,5

Обводненность, % - 26,2 28,1 33,3 25,3 23,2 29,2

При бурении ГС на Арланском месторождении применялось обычное буровое оборудование: буровые установки БУ-75, турбобуры и винтовые двигатели диаметром 172, 190 мм. Для набора кривизны использовались различные компоновки с двигателями-отклонителями типа ОВУШ-172, разработанные в АНК "Башнефть". Конструкция скважин была довольно сложной и предусматривала спуск технической колонны диаметром 245 мм до продуктивного пласта, а затем эксплуатационной колонны диаметром 146 м. В настоящее время начаты работы по упрощению

конструкции, что позволит существенно повысить скорости бурения, снизить стоимость строительства ГС.

В 1993 г. впервые в Башкортостане пробурена горизонтальная скважина на терригенную толщу СУ1 Арланского месторождения (скв. № 8770 Вятской площади). Даже при ограниченной длине горизонтального ствола (100 м) первоначальный дебит нефти составил 16,4 т/сут, что кратно выше дебитов соседних скважин. В результате по участку из 6 скважин, включая № 8770, в 1994 г. произошло увеличение добычи на 1 тыс.тонн нефти при соответствующем снижении отбора жидкости на 13,9 тыс. тонн. Дополнительная добыча нефти только в 1994 г. оценивается за счет ввода скв. № 8770 величиной около 2 тыс.тонн.

Опытно-промышленные работы будут продолжены и на других месторождениях. Важным здесь представляется динамика процесса добычи, для чего необходимо организовать гидродинамические исследования непосредственно в ГС.

При выборе скважин для бурения БС использовались следующие критерии:

- наличие достаточных, не менее 6-8 тыс.тонн извлекаемых запасов;

- условие, чтобы начальный дебит бокового ствола равнялся или был больше предельно допустимого - 4 т/сут;

- наличие нормального, или, по крайней мере, несколько ниже начального пластового давления.

При обосновании дебита и обводненности проектируемого БС необходимо детальное изучение геологического строения участка, анализ выработки запасов, обработка данных эксплуатации окружающих скважин. В сложных случаях необходимо математическое моделирование разработки выбранного участка и проведение при необходимости дополнительных промыслово-геофизических

исследований скважин. Остановимся на выборе объектов для бурения БС в АНК Башнефть по основным месторождениям.

На Туймазинском месторождении первоначально был обоснован выбор и проведены экономические расчеты по 24 скважинам залежей нижнего карбона. На втором этапе дополнительно предложены еще 37 скважин для бурения БС на кизеловский горизонт с глубиной залегания 1100 м. В основном - это скважины, ожидающие ликвидации, наблюдательные или действующие, но низкорентабельные. Объект является низкопроницаемым и низкопористым. При обычном вскрытии пласта с цементированием нефтенасыщенной части продуктивность призабойной зоны ухудшается за счет ее загрязнения, и дебиты нефти уменьшаются в сравнении с потенциально возможными. Крепить скважину предложено без цементирования продуктивного пласта с применением МОП (модульного отсекателя пластов) или же эксплуатировать открытым забоем.

В целях удешевления бурения БС его длина для данного объекта должна быть минимальной, не более 80-220 м, а отход - 25-100 м. Данная идея предложена главным геологом НГДУ "Туймазанефть" Ф.М. Якуповым.

В начале 1997 года был пробурен боковой ствол на турнейский ярус из скв. № 319. Скважина вступила в эксплуатацию с открытым забоем. После кислотных

•з

обработок дебит нефти составил 6,1 м /сут. Эффективная нефтенасьнценная толщина пласта в скважине составляет 7,4 м.

Прогноз ожидаемых дебитов нефти на последующих БС осуществлялся в зависимости от эффективной нефтенасыщенной толщины объекта с учетом уже пробуренного бокового ствола на скв. № 319. Оценка добычи нефти произведена по аналогии с таковой по первоначальному периоду работы уже пробуренных скважин и

представлена в табл. 1.4. Так как объект разрабатывается на естественном упруговодонапорном режиме, закачивание воды в первые годы эксплуатации скважин не планируется.

Таблица 1.4

Расчетные показатели эксплуатации БС на период 8 лет по залежам с карбонатными коллекторами

Эксплуатационные объекты Количество проектных БС Ожидаемые показатели Добыча нефти, тыс.т

эффективная нефте-насыщенная толщина, м дебит нефти/ жидкости, т/сут обводненность % среднегодовая накопленная за 8 лет

Туймазинское, кизеловский горизонт 37 6,7 4,8/5,05 5,0 41,4 331,3

Знаменское, кизеловский горизонт 21 4,3 4,1/6,1 32,0 23,4 186,8

Чермасанское, Щелкановское, турнейский ярус 5 22,1 4,3/6,3 32,0 5,9 47,0

ИТОГО 63 7,1 4,5/5,5 18,2 70,6 565,1

На Белебеевском месторождении по пласту Д] первоначально были рекомендованы 5 скважин для бурения БС (глубина пласта 1900-2000 м). Нами дополнительно рассмотрена и рекомендована 21 скважина на залежи турнейского яруса (кизеловский горизонт) Знаменского месторождения. Глубина залегания пласта

1580-1620 м. Отличительной особенностью бурения БС в данном регионе является необходимость применения тяжелого бурового станка А-60/80.

Для бурения БС выбраны наблюдательные, обводнившиеся и бездействующие скважины, расположенные в первом ряду от неразбуренных участков залежей. Эксплуатационный объект - верхняя кровельная пачка кизеловского горизонта. В большинстве случаев скважина представлена одним монолитным пропластком и в части скважин - двумя пропластками. Нефтенасыщенная толщина достигает 10 м при среднем значении 4,3 м. Объект имеет благоприятные физические характеристики коллекторов и нефти. Пористость в среднем 0,11 доли ед., проницаемость по гидродинамическим исследованиям скважин - 0,107 мкм , вязкость нефти в пластовых условиях - 91 атм.

Прогноз начальных дебитов нефти боковых стволов осуществлялся в зависимости от ожидаемой нефтенасыщенной толщины пласта с учетом результатов эксплуатации окружающих скважин. Расчет добычи по годам сделан с учетом текущих результатов эксплуатации окружающих скважин, входного дебита нефти, жидкости, закачивания воды и динамики обводненности продукции. На месторождении реализована интенсивная очагово- избирательная система поддержания пластового давления. За 8 лет планируется добыть 187 тыс.т нефти.

Также рекомендованы скважины бобриковского горизонта на Чермасанском и Щелкановском месторождениях для бурения БС на турнейский ярус с карбонатным коллектором. Скважины находятся в бездействующем фонде. На Щелкановском и Чермасанском месторождениях нефтенасыщенная толщина по турнейскому ярусу достигает 24 м и в среднем ожидаемый дебит нефти составит 4,5 т/сут.

Всего на картах пластов вместе с карбонатными и терригенными коллекторами совместно с НГДУ нанесено около 300 точек БС, и по мере накопления опыта это количество, по всей вероятности, будет возрастать. Как указывалось в статье /4, 49/, одной из важнейших проблем разработки залежей с карбонатными коллекторами является проблема их разбуривания и охвата сеткой скважин, к тому же многие залежи являются объектами возврата, низкорентабельными. Вовлечение в более активную разработку залежей возможно путем ускорения бурения БС, удешевления данного способа. Менее остро стоит для карбонатов проблема крепления продуктивного пласта.

Для повышения нефтеотдачи карбонатов верхнефаменских отложений турнейского яруса Узыбашевского и Туймазинского месторождений применены различные способы вскрытия старых эксплуатационных колонн и бурения боковых стволов.

На Узыбашевском месторождении на скв. №№ 317, 29, 322 боковые стволы пробурены ориентированно по азимуту с открытого ствола ниже эксплуатационной колонны с установкой цементного моста и ликвидацией низа старой скважины. Вновь пробуренный боковой ствол не обсаживался, и скважины эксплуатируются открытым забоем.

В скв. № 317 боковой ствол пробурен с глубины 1947 м с коммерческой скоростью бурения 438 м/ст.-месяц долотами диаметром 146 мм. Длина бокового ствола - 219 м, отход от старого ствола составил 115м, фактические затраты на бурение составили 193,3 тыс.руб. В скв. № 29 боковой ствол пробурен с глубины 1750 м с коммерческой скоростью 1126 м/ст.-месяц долотами диаметром 190,5 мм. Длина бокового ствола - 122 м, отход от старого ствола составил 13 м, фактические

затраты на бурение составили 608,7 тыс. руб. В скв. № 322 боковой ствол пробурен с глубины 1828 м с коммерческой скоростью 189 м/ст .- месяц долотами диаметром 146 мм. Длина бокового ствола - 153 м, фактические затраты на бурение бокового ствола составили 391,8 тыс.руб. (табл. 1.5).

Таблица 1.5

Стоимости бурения боковых стволов

№№ пп Отход, м Длина нового ствола, м Стоимость бурения БС, тыс.руб. Стоимость бурения обычной скважины, тыс.руб.

Туймазинское месторождение, турнейский ярус

684 150 353 654,2 1200

1029 264 587 1630,5 1200

721 402 840 682,6 1200

319 10 107 601,5 1200

Новоузыбашевское месторождение, фаменские отложения

317 115 219 193,3 900

29 13 122 608,7 1150

322 58 153 391,8 1150

Значительные колебания фактических затрат на бурение боковых стволов объясняются малым опытом строительства подобных стволов и отсутствием соответствующего оборудования и бурильного инструмента.

Отсутствие достаточно надежных отечественных телеметрических систем малого диаметра для ориентирования бурильного инструмента сдерживает увеличение объема бурения ориентированных наклонных и горизонтальных боковых стволов. При оснащении соответствующим оборудованием, инструментом и

измерительной аппаратурой буровые организации могут более качественно и гораздо дешевле проводить боковые наклонные и горизонтальные стволы. Стоимость бурения бокового ствола будет составлять 30-50 % от стоимости строительства новой скважины.

По инициативе специалистов НГДУ "Туймазанефть" и Туймазинского УБР пробурены неориентированные по азимуту короткие боковые стволы на скв. № 319 и №913 Туймазинского месторождения с совершенным способом вскрытия карбонатов турнейского яруса. На этих скважинах боковые стволы до кровли турнейского яруса закреплены хвостовиком диаметром 114 мм. Далее нефтеносная часть турнейского яруса вскрыта долотами диаметром 98 мм. Несмотря на малый отход бокового ствола от основного в скв. № 319 (10 м) получены хорошие результаты -скважина по окончании освоения дала 6 т безводной нефти в сут.

Институтом Башнипинефть систематически выполняются технико-экономические исследования в области техники и технологии бурения и эксплуатации боковых стволов. Последняя работа "ТЭО бурения БС с целью повышения выработки запасов месторождений Башкортостана" по своему содержанию является инвестиционным проектом. Определена программа по бурению 247 боковых стволов на нефтяных месторождениях 6 НГДУ: "Туймазанефть", "Аксаковнефть", "Арланнефть", "Южарланнефть", "Чекмагушнефть" и "Краснохолмскнефть". Подобраны 226 скважин с глубиной зарезки бокового ствола 1300 м и 21 скважина в НГДУ "Аксаковнефть" с глубиной зарезки 1600-1800 м. Оценка эффективности вложения средств в бурение осуществлялась на основе оснащения комплектом необходимого оборудования и обеспечения деятельности одной буровой бригады. Программой производства предусмотрено бурение в течение трех лет 24 боковых

стволов в расчете на одну бригаду при глубине зарезки 1300 м и 21 БС при глубине зарезки 1800 м. Для зарезки боковых стволов из первых названных скважин предполагается оснастить буровые бригады агрегатом А-50 МБ, для глубоких скважин предусмотрен агрегат А-60/80.

Общие инвестиционные издержки в расчете на одну бригаду, оснащенную агрегатом А-50 МБ, составят 3,3 млн.долл. Доля основного капитала в общем объеме необходимых средств составляет около 15 %. Величина основного капитала рассчитана на основе стоимости бурового станка и комплектующих к нему, оборудования и инструмента многократного использования, потребляемых буровой бригадой в течение года. Оборотные средства включают в себя необходимые затраты на приобретение бурового инструмента однократного использования, необходимого для бурения и крепления бокового ствола, затраты на оплату труда, потребляемых материалов, топлива и энергии, а также на оплату услуг. Для бурения боковых стволов из глубоких скважин потребуется 4,1 млн.долл. в расчете на одну бригаду. Срок окупаемости вложенных средств для различных месторождений колеблется в диапазоне от 3 до 5 лет. Программа производства буровых работ составлена, исходя из эффективности и окупаемости вложенных средств для каждой буровой бригады. Накопленные дисконтированные потоки денежных средств от реализации полученной из скважин нефти с боковыми стволами имеют положительные значения, значения внутренней нормы рентабельности находятся в пределах от 10 до 75 %.

Проведенная оценка экономической эффективности бурения боковых стволов из рекомендуемых скважин свидетельствует о финансовой состоятельности проекта и возможности привлечения заемных средств для финансирования буровых работ на нефтяных месторождениях АНК Башнефть.

Анализ пробуренных и технико-экономические расчеты по вновь предлагаемым к бурению боковым стволам скважин показали достаточно высокую технологическую и экономическую эффективность данного направления по усовершенствованию существующих систем размещения скважин, в том числе для залежей с карбонатными коллекторами. В поздней стадии разработки месторождений технология может существенно повлиять на текущую добычу и коэффициент нефтеотдачи через уплотнение сетки скважин.

Важным является создание технологии разработки с применением системы ГС и БС или системы ГС и БС в сочетании с вертикальными и наклонно направленными скважинами, а не отдельных ГС.

1.3. Результаты бурения БС и оценка их эффективности по добывающим возможностям скважин на месторождениях Республики Башкортостан

Добыча нефти в АНК "Башнефть" в последние десять лет снизилась в два раза. Основными причинами снижения добычи нефти являются:

1. Не полностью компенсируется отбор нефти приростом новых запасов нефти за счет геолого-разведочного бурения, вследствие этого уменьшаются остаточные запасы.

2. Ухудшается структура запасов нефти из-за увеличения их доли в низкопродуктивных горизонтах. Поэтому снижаются объемы эксплуатационного бурения и их эффективность.

Из вышеизложенных проблемных вопросов на месторождениях Башкортостана вытекают перспективные направления буровых работ. Если сегодня бурение новых

горизонтальных скважин становится обычным бурением, то в будущем большое воздействие окажут:

а) проведение работ по трехмерным сейсмическим измерениям;

б) бурение боковых и горизонтальных скважин малого диаметра.

Первое означает создание новых объектов для работы и восстановление многих старых месторождений, где пробурено меньше безрезультативных скважин или более удачных для заказчика. Поможет сократить затраты энергии на единицу продукции за счет бурения неглубоких скважин (до 1200 м) малого диаметра и составить более эффективные программы работ.

Второе направление - бурение боковых и горизонтальных скважин малого диаметра - представляет экономический интерес, позволяющий снизить стоимость проектов разработки, т.к. коммуникации и добычное оборудование уже смонтированы, и перевод бокового ствола в эксплуатацию может быть решен в кратчайшие сроки.

Имеются возможности снижения расходов на бурение. Это произойдет по мере освоения промышленностью технологии искривления скважин, и тогда во многих случаях расходы на проходку горизонтальных скважин снизятся до 50%. Усовершенствование характеристик оборудования и поощрение буровых контрактов на такие виды работы приведет к еще большему снижению общих расходов на бурение. С другой стороны, эти скважины должны увеличить дебит скважины и коэффициент извлечения нефти (КИН).

Для анализа результатов эксплуатации скважин с боковыми стволами рассматривались показатели эксплуатации скважин за пятилетний период до бурения

бокового ствола и период с момента ввода в эксплуатацию после бурения бокового ствола/56/.

К примеру, скв. № 317 Узыбашевского месторождения первоначально пробурена и вступила в эксплуатацию 31.12.79 г. со средним первоначальным дебитом 6,7 т/сут и 10-процентной обводненностью. Начальное пластовое давление -91,5 атм (14.11.79 г), текущее пластовое давление - 133 атм (25.11.94 г)., Ндин = 672 м (21.09.94 г). В августе 1994 г. дебит нефти - 3,1 т/сут, обводненность - 12 %. Накопленная добыча - 14064 т нефти.

В 1995 г. принято решение о бурении бокового ствола из скважины с целью:

- оценки выработки продуктивных фаменских отложений на расстоянии 150200 м по азимуту 95°;

- отработки технологии эксплуатации многозабойных скважин с целью увеличения нефтеотдачи.

Бурение БС начато с глубины 1945 м до 2169 м с выходом на горизонталь, эксплуатационная колонна диаметром 168 мм спущена на глубину 1945 м. Скважина введена в эксплуатацию 01.05.1995 г. после бурения БС. Эксплуатация пробуренного ствола осуществляется без спуска хвостовика (совершенный забой).

В табл. 1.6 приведены показатели эксплуатации скв. № 317. На рис. 1.2 (а) показана динамика среднесуточного дебита жидкости, нефти и обводненности продукции скважины до и после бурения БС. На рис. 1.2 (б) показана динамика среднегодовой обводненности и добычи нефти по скв. № 317 до и после бурения БС.

Таблица 1.6

Показатели эксплуатации скв. № 317 Узыбашевского месторождения

Показатели До бурения бокового ствола После бурения бокового ствола

эксплуатации Годы

1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996

Дебит нефти, т/сут 0,25 0,24 0,28 2,69 6,27 5,57 6,35

Дебит жидкости, м /сут 0,32 0,29 1,23 10,8 7,65 18,64 19,7

Обводненность, % 10,9 11,0 62,6 70 4,93 46,7 61,6

Добыча нефти, т 90,0 83,0 103,0 923,0 1883,0 1360,0 2147,0

Добыча жидкости, м 113,0 105,0 450,0 3716,0 2301,0 4554,0 6667,0

Отработанное время,

сут 352,7 358,0 366,0 343,0 300,5 244,3 338,1

Накопленная добыча:

- нефти, т 90,0 173,0 276,0 1199,0 3082,0 4442,0 6589,0

- жидкости, м3 113,0 218,0 668,0 4384,0 6685,0 11239,0 17906,0

ГС? й*.

До бурения БС

После бурения БС

* 10

СУ

о о о .—< гч

оо оо СТ; о 0\ Оч

га о\ <•<•> о< го о\ ГО

о о о о о о о о

Время, мес -С>ж —о—с>н -ж—в,%

£ и

2000

н 1500 д

1000 500

о -

ст) со

О)

о

СТ) СТ)

СТ) СТ)

СМ СО О) СТ) СП ст>

ст>

СТ)

Годы

■Он -о-в, %

ю ю

СТ> СТ) СТ) СТ)

/ 1 » \ /

Заключение диссертации по теме «Бурение скважин», Гилязов, Раиль Масалимович

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

1. Выполнен анализ промысловых материалов и результатов исследований технологий бурения боковых стволов из эксплуатационных скважин и их профилей. Установлено, что основными причинами снижения их эффективности являются 4 несовершенство технических средств фрезерования колонны и технологий забуривания ствола с цементного моста.

2. Разработаны конструкция и способ закрепления клиньев-отклонителей для зарезки БС, позволяющие выдерживать проектный азимут выхода инструмента при зенитных углах основного ствола 0-20 градусов.

3. Разработаны технологии забуривания боковых стволов с использованием специального цементного моста повышенной прочности, устанавливаемого в требуемом интервале и предложена схема забуривания БС с частичным подъемом верхней части эксплуатационной колонны, позволяющая сократить сроки строительства БС, не ухудшая его качество.

4. Установлены зависимости зенитного угла (а) бокового ствола от глубины бурения (Ь), угла перекоса отклонителя ((3), нагрузки на долото (Рд) и нижнего плеча отклонителя (1), которые позволяют ориентировочно подобрать нагрузку на долото для достижения требуемых зенитных углов.

5. Установлены рекомендуемые значения средних радиусов искривления БС в зоне набора кривизны для девонских отложений, турнейского и фаменского ярусов, составляющих, соответственно, 160-170, 200.250 и 170.210 м. При указанных радиусах в условиях АПК Башнефть достигаются наилучшие технико-экономические показатели бурения.

Список литературы диссертационного исследования кандидат технических наук Гилязов, Раиль Масалимович, 1999 год

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Абдурахманов М.Т., Кагарманов Н.Ф. Оптимизация профилей горизонтальных скважин. Тр.Башнипинефть, 1989, вып.80, Уфа, с.80.

2. Абдурахманов М.Т., Кагарманов Н.Ф. Проектирование профилей горизонтальных скважин. Тр.Башнипинефть, 1991, Уфа, вып.84, с.98.

3. Алиев III.II., Панаков H.A., Осипов В.П., Соколов Ю.И. Вскрытие "окон" для зарезки и бурения вторых стволов в глубоких скважинах. Азербайджанское нефтяное хозяйство, № 12, 1974, с.32-34.

4. Асмоловский B.C., Василенко В.Ф., Викторов П.Ф.,Тимашев Э.М. и др. Теория и практика выбора объектов для разработки горизонтальными скважинами и основные итоги их эксплуатации на месторождениях Башкортостана. Сообщение на отраслевом совещании Минтопэнерго РФ по разработке нефтяных месторождений в г.Альметьевске, IX, 1995.

5. Ашрафьян М.О., Саркисов Н.М., Савенок Н.Б., Биберман М.И., Динмухаметов Д.Х. Совершенствование технологии забуривания новых стволов из обсаженных скважин. Нефтяное хозяйство, № 6, 1989, с.34-38.

6. Балденко Д., Безлепкин II., Кондратенко Л., Крылов А., Потапов 10.,Чернова Т. Винтовые секционные забойные двигатели, ВНИИБТ, Нефтяник, № 2, 1987.

7. Безумов В.В. Выбор отклоняющих компоновок для забуривания вторых стволов турбинным способом. Нефтяное хозяйство, № 12, 1989, с.20-22.

8. Безумов В.В., Оганов A.C., Гаджиев Н.Р. Влияние отклоняющей силы на энергетические параметры отклоняющей КНБК при забуривании вторых стволов забойными двигателями. Нефтяное хозяйство, № 3, 1991, с.7-8.

9. Борисов Ю.П., Пилатовский Ю.П., Табаков В.П. Разработка нефтяных месторождений горизонтальными и многозабойными скважинами. М., Недра, 1964.

10. Булатов А.И. Формирование и работа цементного камня в скважине. М., Недра, 1990.

11. Вороненко В.П. О резервах повышения эффективности работ по зарезке и бурению второго ствола. Азербайджанское нефтяное хозяйство, 1978, с.60-64.

12. Гасанов А.П. Восстановление аварийных скважин. Справочник, М., Недра, 1983, с.128.

13. Гибадуллин II.3., Юмашев Р.Х., Гилязов P.M., Самигуллин В.Х. Опыт строительства скважин с горизонтальным участком ствола. ГАНГ имени И.М.Губкина, Тезисы докладов на 2-м международном семинаре "Горизонтальные скважины", М., 1997.

14. Гилязов P.M. Базовые технологии забуриванйя дополнительных стволов из обсаженной скважины. Сб. науч. тр. Башнипинефть, № 94, 1998.

15. Григорян A.M. Вскрытие пластов многозабойными и горизонтальными скважинами. М., Недра, 1969.

16. Григорян A.M. Разветвленно-горизонтальные скважины. Нефтяное хозяйство, № 11,1976, с. 19-22.

17. Григорян H.A. Бурение наклонных скважин уменьшенных и малых диаметров. М., Недра, 1974, с.240.

18. Григорян H.A., Григорян B.C. Экономика бурения наклонных скважин. М., Недра, 1977.

19. Гулизаде М.П., Сенд-рза Ф. Основные принципы проектирования неориентированных КНБК для бурения вторых стволов в глубоких скважинах. Азербайджанское нефтяное хозяйство, № 11, 1989, с.21-22.

20. Дороднов И.П., Суховерхов В.Г. Бурение второго ствола скважин эксцентричным долотом. РНТ сборник, Бурение, вып.8, 1975, с.10-12.

21. Евченко B.C., Захарченко Н.П. Разработка нефтяных месторождений наклонно направленными скважинами., М., Недра, 1968, с.277.

22. Иогансен Х.В. Спутник буровика. М., Недра, 1981.

23. Ишбаев Г.Г. Скважинные фрезерные инструменты для ремонта скважин. Изд-во Фонда содействия развитию научных исследований, Уфа, 1997.

24. Kagarmanov N.F. Horizontal wells are the tecnology of the future in the development of oil and gas fields. Oil and gas . Russia, Central Asia and the Caucasus.

25. Кагарманов II.Ф. Механизм разрушения пород при горизонтальном бурении. Труды 5-ой Всесоюзной научно-технической конференции "Разрушение горных пород при бурении скважин", Уфа, 1990.

26. Кагарманов Н.Ф., Абдурахманов М.Т., Сафина Н.М., Шайнуров P.C. Комплекс программ расчета стабилизирующих забойных систем управления траекторией ГС. Тр. Башнипинефть, Уфа, 1995, вып.90.

27. Кагарманов Н.Ф., Гилязов P.M. Опыт вторичного вскрытия пластов в Туймазинском УБР. Межвузовский тематический сборник научных трудов, Уфа, УГНТУ, 1996.

28. Кагарманов Н.Ф., Давлетбаев М.Р., Самигуллин В.Х., Шайнуров P.C., Юмашев Р.Х., Гилязов P.M. Вскрытие продуктивных пластов горизонтальными скважинами. Межвузовский тематический сборник научных трудов, Уфа, УГНТУ, 1996.

29. Кагарманов Н.Ф., Резванов А.Г. Исследование возможности повышения эффективности разработки нефтяных месторождений бурением горизонтальных скважин. Отчет Башнипинефть, Уфа, 1985, с.72.

30. Кагарманов Н.Ф., Тимашев Э.М., Ювченко Н.В., Бердин Т.Г., Сафина Н.М. Моделирование процесса фильтрации неныотоновских жидкостей в пласте, разрабатываемом системой горизонтальных скважин. Тр. Башнипинефть, Уфа, вып.86, 1992, с.22-25.

31. Кагарманов Н.Ф., Шайнуров P.C., Ризванов Н.М., Юмашев Р.Х., Гилязов P.M. Технология бурения боковых горизонтальных стволов из обсаженных скважин. НТЖ "Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений", № 4, 1996.

32. Казак A.C. Эффективность разработки месторождений горизонтальными скважинами. Нефтяное хозяйство, № 7, 1992, с.49-51.

33. Калинин А.Г., Никитин Б.А.., Солодкин K.M. Султанов Б.З. Бурение нефтяных и газовых скважин. Справочник, М., Недра, 1997.

34. Климченко М.Г., Микерин Б.Г1. Восстановление бездействующих скважин методом зарезки второго ствола. М., Недра, 1965, с.88.

35. Кудинов В.И., Савельев В.А., Богомольный E.H., Сучков Б.М. Горизонтальное бурение и зарезка боковых горизонтальных стволов в нерентабельных скважинах ОАО "Удмуртнефть". Нефтяное хозяйство, № 5, 1997.

36. Масленников И.К. Буровой инструмент. Справочник, М., Недра, 1989,

с.430.

37. Мельничук И.П. Бурение направленных скважин малого диаметра. М., Недра, 1978, с.231.

38. Меркулов В.Г1. Расчет притока жидкости к кусту скважин с горизонтальными забоями. Тр. КуйбышевНИИНПФ, Кйбышев, 1960, вып.2.

39. Наумов Ю.М., Шинкеевич Г.Г., Калинин А.Г. О влиянии геометрических параметров отклонителя на интенсивность искривления. Нефтяное хозяйство, № 2, 1983, с.16-18.

40. Оганов A.C. Технология восстановления бездействующих нефтяных и газовых скважин. Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море, № 12, 1996.

41. Подгорнов М.И., Пустовойтенко И.П. Ловильный инструмент. Учебное пособие для рабочих. М., Недра, 1984, с. 148.

42. Поддубный А.Г. Об использовании эксцентрика в забойных самоориентирующихся системах. Разведка и разработка нефтяных и газовых месторождений, Львов, № 16, 1979, с.68-71.

43. Пустовойтенко И.П. Предупреждения и ликвидация аварий в бурении. М., Недра, 1988.

44. Ризванов Н.М., Гайнуллин Н.Х., Юмашев Р.Х., Кагарманов Н.Ф., Тимашев Э.М., Самигуллин В.Х. Бурение и эксплуатация горизонтальных скважин. Нефтяное хозяйство, №2, 1996, с. 12.

45. Самигуллин В.Х. Забойные компоновки для управления траекторией горизонтальных скважин. Сб. науч. тр., Башнипинефть, вып.86, Уфа, 1992, с.42-43.

46. Сергеев В.Б., Халиков Г.К., Лукьянова З.М. Эффективность бурения уплотняющих скважин на месторождениях в поздней стадии разработки. Сб. науч. тр., БНИК н.и. и проект, институт нефтяной промышленности, № 75, 1987, с.46-52.

47. Султанов Б.З. Технология эффективной разработки нефтяных месторождений горизонтальными скважинами. "Современные проблемы буровой и нефтепромысловой механики", Межвузовский тематический сб. науч. тр., Уфа, УГНТУ, 1996, с.3-7.

48. Сургучев М.Л., Табаков П.В., Киверенко В.М. Перспективы применения горизонтальных и многозабойных скважин для разработки нефтяных месторождений. Нефтяное хозяйство, № 9, 1991, с.37-39.

49. Тимашев Э.М., Козлов Ю.А., Сергеев В.Б., Валуйскова Т.Н., Самигуллин В.Х., Шайнуров P.C., Ахметшин P.A. Бурение боковых стволов из существующих скважин для интенсификации добычи нефти из залежей с карбонатными коллекторами. НТП ТЭК Республики Башкортостан, Фонд содействия развитию научных исследований, Уфа, 1997.

50. Федорычев В.А. Техника и технология забуривания дополнительных стволов из обсаженных скважин. Обзорная информ. Серия "Бурение", Москва, ВНИИОЭНГ, 1982.

51. Федорычев В.А., Кашии Л.Д., Пашковский П.Ф. Забуривание нового ствола скважины в интервале вырезания участка обсадной колонны. Нефтяная промышленность. Серия"Бурение": Отечественный опыт, ЭИ/ВНИИОЭНГ, № 10, 1987, с.4-6.

52. Фомин A.B. Состояние и перспективы развития нефтяной промышленности России. Нефтяное хозяйство, № 1, 1994, с.6-9.

53. Фриев К.А. Опыт зарезки второго ствола в обсадной колонне. Газовая промышленность, № 1, 1990, с.22-23.

54. Шагисултан И.З., Биишев А.Г., Кагарманов Н.Ф. Математическая модель пространственного искривления скважин.Тр. Башнипинефть, 1983, вып.67.

55. Ювченко Н.В. Приток к горизонтальным скважинам при линейно-параллельной системе заводнения. М., ОНТИ, 1989.

56. Анализ эксплуатации горизонтальных и боковых стволов. Отчет Башнипинефть, руководитель Уразаков K.P., Уфа, 1997.

57. Бурение наклонно направленных скважин с горизонтальными стволами на месторождении Байма в Индонезии. Э.И. Строительство скважин, № 5, 1989.

58. Временное руководство по технологии бурения боковых направленных стволов из обсаженных скважин. РД 39-00147275-028-96. Авторы: Кагарманов Н.Ф., Давлетбаев М.Г., Самигуллин В.Х., Шайнуров P.C., Юмашев Р.Х.

59. Горизонтальное бурение как метод повышения нефтеотдачи пластов. Обзор иностранной литературы, М., ЦИМТнефть, 1947, с.47.

60. Инструкция по забуриванию дополнительного ствола из обсаженной эксплуатационной скважины. РД 39-0148052-550-86, М., ВНИИБТ, НПО "Бурение", Федорычев В.А. и др., 1985, с.85.

61. Методическое руководство по определению технологических показателей при проектировании разработки нефтяных месторождений горизонтальными скважинами с учетом порядка и темпа ввода месторождений в разработку. ВНИИОЭНГ, Башнипинефть, 1989, с.30.

62. Научно-техническое и технологическое обеспечение строительства горизонтальных скважин и бурения боковых стволов в АНК "Башнефть". Отчет Башнипинефть, Руководитель Самигуллин В.Х., 1997.

63. Научные основы проектирования и организации разработки нефтяных месторождений с помощью горизонтальных и разветвленно-горизонтальных скважин. Отчет Башнипинефть, Руководители Н.Ф.Кагарманов, Э.М.Тимашев, 1988.

64. Обоснование и выбор эксплуатационных объектов для размещения и разбуривания месторождений ПО "Башнефть" ГС в 1994-96 годах и забуривания БГС. Отчет о НИР, Башнипинефть, Руководитель темы Тимашев Э.М., Уфа, 1995.

65. Отчет по договору 0340 о научно-исследовательской работе "Создание принципиально новых систем разработки месторождений с помощью ГС и РГС". Руководители Кагарманов Н.Ф., Тимашев Э.М. и др., фонды Башнипинефть, Уфа, 1989, с.261.

66. Повышение эффективности зарезки и бурения второго ствола в добывающих скважинах. М., ВНИИОЭНГ, 1985, вып.12.

67. Программное управление траекторией бурения на базе математической модели искривления скважин. Шагисултан И.З., Биишев А.Г., Кагарманов Н.Ф., Тр. Башнипинефть, 1987, вып.76.

68. Проект строительства горизонтальной скважины № 196 на Новоузыбашевском месторождении. Руководитель Кагарманов Н.Ф., Башнипинефть, 1978.

69. Разработка технологии бурения боковых горизонтальных стволов из обсаженных скважин. Отчет Башнипинефть, Руководитель Кагарманов Н.Ф., 1995.

70. Руководство по бурению горизонтальных скважин. РД 39-0147276-025-95. Авторы: Давлетбаев М.Г., Кагарманов Н.Ф., Самигуллин В.Х. и др., Башнипинефть, 1995.

71. Современная техника и технология с ГС.Техника и технология бурения скважин. Зарубежный опыт, № 1, 1988.

72. Создание принципиально новых гидродинамических систем разработки нефтяных месторождений с применением горизонтальных скважин. Отчет о НИР, Башнипинефть, Руководитель темы Кагарманов Н.Ф., Уфа, 1994.

73. Технико-экономическая оценка бурения отдельных ГС, участков залежей системой ГС и бурения БГС из старых скважин совместно с инофирмами. Отчет Башнипинефть, Руководители темы Тимашев Э.М., Ахметшин P.A., Уфа, 1995.

74. Технико-экономическое обоснование (ТЭО) объемов применения и экономической эффективности систем разработки нефтяных месторождений с помощью горизонтальных и разветвленно-горизонтальных скважин. Отчет ВНИИОЭНГ, 1987.

75. Технико-экономическое обоснование эффективности создания систем разработки с помощью горизонтальных скважин малого диаметра, пробуренных из шахтных стволов автоматическим буровым аппаратом. Отчет ВНИИОЭНГ, 1988.

76. Технология бурения боковых горизонтальных стволов из обсаженных скважин в различных геолого-технических условиях. Отчет Башнипинефть, Руководитель темы Кагарманов Н.Ф., 1996.

77. A.c. № 14709.25. Изобретения стран мира, № 13, 1989.

78. Заливаемый клиновой отклонитель. Патент РФ № 2119573, БИ № 27, 1998. Гилязов P.M. и др.

79. Способ зарезки бокового ствола в обсаженной колонной скважине. Патент № 2109921 БИ № 12, 1998. Гилязов P.M. и др.

80. Способ ориентированной сборки рабочих органов винтовых забойных

v /

двигателей. Патент № 96117745 от 05.09.96 г., Гилязов P.M. и др.

81. Устройство для вырезания участка колонны труб в скважине. Патент №2110665 БИ№ 13, 1998. Гилязов P.M. и др.

82. Шпиндель-отклонитель. Заявка № 97103761 от 24.04.97 г, Гилязов P.M. и

др.

83. Инженерный подход к бурению горизонтальных скважин. Sperri-Sun, Drilling Services, США, 1992.

84. Macsik Josef, Dahl Tomas, Oldsberg Lars. Shallow Oil and Gas Resour Proc ist int.Conf, Norman, Okla, Juli 25 Aug 3, 1984 Houstonete 1986, c.245-252.

85. ПК фирмы "Диамант борт стратабит", 1987.

86. Cagla W.S., Brock К.А., Improved method helpst sidetrack cased well bores. Petrol Eng.Int.1997, Vol 59 № 3 - P.32-35.

87. Tag Jean, Bidegarau Dominigne. Reprise de puits en deviia tion apres ouverfure de fenetre daus leg tubagec "Forages", 1983, 88, c.59-77.