Совершенствование технологии крепления направлений скважин с подводным расположением устья в осложненных условиях тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 25.00.18, кандидат наук Потапов Андрей Валерьевич

• Потапов Андрей Валерьевич
• кандидат наук
• 2022

Оглавление диссертации кандидат наук Потапов Андрей Валерьевич

ВВЕДЕНИЕ

ГЛАВА 1. АНАЛИЗ СОВРЕМЕННОГО СОСТОЯНИЯ, ОПЫТА ПРОЕКТИРОВАНИЯ И КРЕПЛЕНИЯ НАПРАВЛЕНИЙ СКВАЖИН С ПОДВОДНЫМ РАСПОЛОЖЕНИЕМ УСТЬЯ В РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ И ЗА РУБЕЖОМ

1.1 Общие положения

1.2 Отечественный опыт проектирования и крепления направлений скважин с подводным расположением устья

1.2.1 Геологическая характеристика разреза верхних интервалов месторождений Киринского блока

1.2.2 Анализ опыта крепления направлений скважин на месторождениях Киринского блока

1.3 Зарубежный опыт крепления направлений скважин с подводным расположением устья

1.4 Анализ способов контроля процесса цементирования направлений скважин с подводным расположением устья

1.5 Выводы по главе

ГЛАВА 2. ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ АСПЕКТЫ СОВЕРШЕНСТВОВАНИЯ СПОСОБОВ КОНТРОЛЯ ПРОЦЕССА ЦЕМЕНТИРОВАНИЯ НАПРАВЛЕНИЙ СКВАЖИН С ПОДВОДНЫМ РАСПОЛОЖЕНИЕМ УСТЬЯ

2.1 Анализ возможности применения способа контроля процесса цементирования направлений скважин с подводным расположением устья по изменению нагрузки на крюке

2.2 Причины возникновения поглощений при цементировании направлений скважин на месторождениях Киринского блока

2.3 Исследование изменения нагрузки на крюке при цементировании направлений скважин с подводным расположением устья

2.3.1 Текущее состояние изученности влияния выталкивающей силы на изменение нагрузки на крюке

2.3.2 Аналитическая модель изменения нагрузки на крюке при цементировании направлений скважин с подводным расположением устья

2.3.3 Определение степени замещения промывочной жидкости тампонажным раствором в зависимости от способа расширения интервала и подготовки ствола скважины к спуску направления

2.3.4 Оценка погрешности расчетных значений нагрузки на крюке при цементировании направлений

2.3.5 Определение интервала поглощения тампонажного раствора в зависимости от значений нагрузки на крюке

2.3.6 Вычисление объема тампонажного раствора для замещения промывочной жидкости при исправительном цементировании

2.4 Исследование изменения нагрузки на крюке при корректировке положения направления после продавки тампонажного раствора

2.5 Исследование изменения нагрузки на крюке в процессе ожидания затвердевания цемента

2.6 Требования к креплению направлений для возможности перевода разведочных скважин в эксплуатационный фонд скважин

2.7 Выводы по главе

ГЛАВА 3 СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ КОНСТРУКЦИИ ДОННОЙ ПЛИТЫ СИСТЕМЫ БЕЗРАЙЗЕРНОЙ ЦИРКУЛЯЦИИ ПРОМЫВОЧНОЙ ЖИДКОСТИ И ТЕХНОЛОГИИ ЦЕМЕНТИРОВАНИЯ НАПРАВЛЕНИЙ СКВАЖИН С ПОДВОДНЫМ РАСПОЛОЖЕНИЕМ УСТЬЯ

3.1 Существующие конструкции технических устройств для обеспечения безрайзерной циркуляции промывочной жидкости в интервале под спуск направления

3.2 Недостатки конструкции донной плиты и технологии цементирования направлений, выявленные при строительстве скважин на месторождениях Киринского блока

3.3 Совершенствование конструкции донной плиты и технологии цементирования направлений

3.4 Выводы по главе

ГЛАВА 4. МЕРОПРИЯТИЯ ПО ПОВЫШЕНИЮ КАЧЕСТВА И ЭФФЕКТИВНОСТИ КРЕПЛЕНИЯ НАПРАВЛЕНИЙ СКВАЖИН С ПОДВОДНЫМ РАСПОЛОЖЕНИЕМ УСТЬЯ И ВНЕДРЕНИЕ РЕЗУЛЬТАТОВ РАБОТЫ

4.1 Общие положения по составлению и внедрению мероприятий по повышению качества и эффективности крепления направлений

4.2 Подготовительные работы к креплению направлений

4.3 Спуск направлений

4.4 Цементирование направлений

4.5 Корректировка положения направления после продавки тампонажного раствора

4.6 Ожидание затвердевания цемента

4.7 Разбуривание цементного стакана и оснастки направления

4.8 Выводы по главе

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

СПИСОК СОКРАЩЕНИЙ

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

ВВЕДЕНИЕ

Актуальность темы исследования

В соответствии с энергетической стратегией Российской Федерации на период до 2035 г. ожидается активное освоение морских месторождений нефти и газа.

С расширением объемов бурения и отдалением месторождений от береговой линии возрастает количество скважин с подводным расположением устья, в том числе строящихся в сложных инженерно-геологических условиях с возможным наличием приповерхностного (придонного) газа. В результате анализа опыта проведения буровых работ и источников научно-технической информации установлено, что вопросы крепления верхних интервалов скважин с подводным расположением устья, особенно направления, от качества крепления которого в первую очередь зависит целостность скважины, как при дальнейшем ее углублении, так и в период эксплуатации, окончательно не решены. Сложность прежде всего заключается в необходимости обеспечения качества крепления в геологическом разрезе с низким давлением гидроразрыва горных пород при влиянии гидрометеорологических условий на перемещения полупогружных плавучих буровых установок (ППБУ) и буровых судов (БС). Кроме того, отсутствует возможность прямого приборного контроля полноты заполнения заколонного пространства тампонажным раствором и высоты его подъема от устья скважины, в случае применения донной плиты системы безрайзерной циркуляции промывочной жидкости.

Следует отметить, что проведение исправительных работ и ликвидация осложнений в скважинах с подводным расположением устья являются дорогостоящими процессами, которые могут повлечь за собой смещение графика бурения и ввода скважин в эксплуатацию по причинам временных ограниченний бурового сезона и загруженности флота ППБУ и БС.

Кроме того, большая часть отечественной нормативной базы по проектированию скважин была разработана в 1980-1990 гг. в основном для сухопутных месторождений, которая не учитывает особенности бурения морских скважин. Многие аспекты, в том числе связанные с совершенствованием качества проведения работ и контроля процесса цементирования обсадных колонн, особенно с технологией крепления верхних интервалов скважин с подводным расположением устья, с того времени не обновлялись. Не перерабатывались нормативные документы по предупреждению инцидентов, осложнений, аварий и брака при строительстве морских скважин. Основная часть зарубежной нормативной базы в области строительства морских скважин имеет рекомендательный характер. Поэтому на текущий момент необходима разработка технологических решений для актуализирования нормативной базы.

Разработанность темы диссертации

Разработкой технологических решений в области крепления обсадных колонн нефтяных и газовых скважин, в том числе на морских месторождениях углеводородов, занимались советские, российские и зарубежные ученые. Среди работ, выполненных в этом направлении, следует выделить основополагающие исследования: М.М. Александрова, О.К. Ангелопуло, М.О. Ашрафьяна, Ю.М. Басарыгина, В.Г. Беликова, А.И. Булатова, Г.Г. Габузова, Н.А. Гукасова, Б.И. Есьмана, В.И. Крылова, Е.Г. Леонова, А.Х. Мирзаджанзаде, А.А. Мовсумова, Б.А. Никитина, Н.Р. Рабиновича, М.К. Сеид-Рза, Е.М. Соловьева, К.М. Тагирова, Р.Ф. Уханова, С.А. Ширин-Заде, Р.И. Шищенко, Г. Говарда, Т. Гарвин, Д. Кларка, У. Росса, К. Слэга и др.

Анализ и обобщение основных результатов, полученных советскими, российскими и зарубежными исследователями и актуальных достижений в области совершенствования технологии крепления направлений скважин с подводным расположением устья позволили сформулировать цель и задачи диссертационной работы.

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Совершенствование технологии крепления направлений скважин с подводным расположением устья в осложненных условиях»

Цель работы

Повышение качества и эффективности строительства скважин с подводным расположением устья путем совершенствования технологии крепления направлений.

Основные задачи исследований

1. Проанализировать отечественный и зарубежный опыт крепления направлений скважин с подводным расположением устья, включая способы контроля процесса их цементирования.

2. Исследовать причины возникновения поглощений в процессе крепления направлений скважин на месторождениях Киринского блока проекта «Сахалин-3».

3. Разработать аналитическую модель изменения нагрузки на крюке ППБУ/БС от степени замещения промывочной жидкости тампонажным раствором в процессе цементирования направления.

4. Подтвердить возможность применения аналитической модели изменения нагрузки на крюке ППБУ/БС для оценки качества цементирования направления по промысловым данным скважин месторождений Киринского блока проекта «Сахалин-3».

5. Усовершенствововать конструкцию донной плиты системы безрайзерной циркуляции промывочной жидкости и технологию цементирования направлений скважин с подводным расположением устья.

6. Разработать мероприятия по повышению качества и эффективности крепления направлений скважин с подводным расположением устья.

Научная новизна

1. Установлена аналитическая зависимость изменения нагрузки на крюке ППБУ/БС от величины действующих выталкивающих сил, зависящих от плотностей и расположения жидкостей в обсадной, допускной и цементировочной колоннах.

2. Предложен и обоснован способ определения степени замещения промывочной жидкости тампонажным раствором при помощи коэффициента

превышения объема номинального заколонного пространства, оцениваемого по стабилизации нагрузки на крюке ППБУ/БС в процессе цементирования направления.

3. Разработана аналитическая модель изменения нагрузки на крюке ППБУ/БС для оценки качества цементирования направления в зависимости от степени замещения промывочной жидкости тампонажным раствором. Применимость разработанной аналитической модели научно обоснована и подтверждена промысловыми данными по скважинам месторождений Киринского блока проекта «Сахалин-3».

Теоретическая и практическая значимость работы

1. Уточнены теоретические представления о действии выталкивающей силы при одновременном нахождении обсадной, допускной и цементировочной колонн в жидкостях различной плотности по высоте в заколонном и затрубном пространствах.

2. Разработана аналитическая модель изменения нагрузки на крюке ППБУ/БС, позволяющая оперативно фиксировать поглощения тампонажных растворов в процесссе цементирования направлений путем сопоставления на графике расчетных и фактических данных и способствующая принятию своевременных решений по необходимости проведения исправительного цементирования.

3. Определены основные причины возникновения поглощений тампонажных растворов в процессе крепления направлений скважин на месторождениях Киринского блока проекта «Сахалин-3».

4. Предложены усовершенствованные конструкция донной плиты системы безрайзерной циркуляции промывочной жидкости и технология цементирования направлений скважин с подводным расположением устья, позволяющие контролировать уровень подъема тампонажного раствора и проводить исправительное цементирование.

5. Разработаны и частично внедрены мероприятия по повышению качества и эффективности крепления направлений скважин с подводным расположением устья.

6. Результаты диссертационной работы учтены при разработке стандартов и рекомендаций ПАО «Газпром» по договору от 25.12.2018 № 4603-307-15-2 на осуществление НИР «Разработка нормативных документов для обеспечения работ по освоению морских нефтегазовых месторождений»:

6.1 СТО Газпром «Документы нормативные для строительства скважин. Строительство скважин на континентальном шельфе. Руководство по предупреждению аварий и брака».

6.2 Р Газпром «Документы нормативные для строительства скважин. Разведочные скважины на континентальном шельфе, планируемые к переводу в эксплуатационный фонд скважин».

6.3 Р Газпром «Документы нормативные для строительства скважин. Строительство скважин с использованием плавучих буровых установок и буровых судов. Руководство по бурению пилотного ствола для проверки наличия приповерхностного (неглубоко залегающего) газа».

6.4 Р Газпром «Документы нормативные для строительства скважин. Строительство скважин на континентальном шельфе. Проектная документация».

6.5 СТО Газпром «Документы нормативные для строительства скважин. Строительство скважин на континентальном шельфе, во внутренних морских водах и в территориальном море Российской Федерации. Программа бурения».

7. Основные результаты исследований будут включены в Р Газпром «Документы нормативные для строительства скважин. Процесс крепления верхних интервалов морских скважин», планируемые к выполнению в 2022 г. в рамках Комплексной программы НИОКР по развитию противофонтанной безопасности Группы Газпром для морских скважин (утверждена приказом ПАО «Газпром» от 07.09.2021 № 383).

8. Полученные выводы и рекомендации исследований учитываются при разработке проектной документации, программ бурения и осуществлении работ по строительству эксплуатационных скважин Южно-Киринского месторождения.

Методы исследований основаны на использовании аналитических методов с применением прикладной математики, механики и компьютерного моделирования, а также на анализе, систематизации и обобщении опубликованных работ по теме диссертации и практических результатов, полученных при проектировании и строительстве скважин с подводным расположением устья в Российской Федерации и за рубежом. Погрешность полученных расчетных значений оценивалась методами математической статистики.

Основные защищаемые положения

1. Аналитическая модель изменения нагрузки на крюке ППБУ/БС в зависимости от степени замещения промывочной жидкости тампонажным раствором, влияющей на величину выталкивающей силы в процессе цементирования направления.

2. Результаты применения аналитической модели изменения нагрузки на крюке ППБУ/БС для оценки качества цементирования направлений скважин на месторождении Киринского блока проекта «Сахалин-3».

3. Технология цементирования направлений скважин с подводным расположением устья с применением усовершенствованной конструкции донной плиты системы безрайзерной циркуляции промывочной жидкости.

4. Мероприятия по повышению качества и эффективности крепления направлений скважин с подводным расположением устья.

Достоверность результатов работы подтверждается высокой степенью корреляции расчетных значений с промысловыми данными и результатами внедрения мероприятий по повышению качества и эффективности крепления направлений при строительстве скважин Южно-Киринского месторождения.

Личный вклад автора заключается в выборе направления исследований, формулировке целей и задач, сборе и анализе информации, выполнении

основного объема исследований, обработке и обобщении литературных источников и полученных результатов исследований, участии во внедрении результатов исследований и их апробации в виде публикаций и научных докладов.

Апробация результатов работы

Основные положения диссертационной работы докладывались на научно-технических семинарах и конференциях различного уровня: XIV Международной научно-практической конференции «Новые идеи в науках о Земле» (г. Москва, 2019 г.); Всероссийской молодежной научно-практической конференции нефтегазовой отрасли «Молодая нефть» (г. Красноярск, 2019 г.); 73-й Международной молодежной научной конференции «Нефть и газ - 2019» (г. Москва, 2019 г.); 74-й Международной молодежной научной конференции «Нефть и газ - 2020» (г. Москва, 2020 г.); IX Международной научной конференции молодых ученых «Молодые - Наукам о Земле» (г. Москва, 2020 г.); Национальной научно-практической конференции «Нефть и газ: технологии и инновации» (г. Тюмень, 2020 г.); VIII Международной научно-технической конференции «Освоение ресурсов нефти и газа российского шельфа: Арктика и Дальний Восток (R00GD-2020)» (г. Москва, 2020 г.); Международной научно-практической конференции «Новые идеи в науках о Земле» (г. Москва, 2021 г.); 15-й Международной выставке и конференции «Освоение ресурсов нефти и газа Российской Арктики и континентального шельфа RAO / CIS Offshore 2021» (г. Санкт-Петербург, 2021 г.); Заседании секции НТС ПАО «Газпром» «Строительство скважин» по теме «Проблемы и пути повышения эффективности крепления и заканчивания скважин на месторождениях ПАО «Газпром» (г. Кисловодск, 2021 г.).

Публикации

По теме диссертации опубликовано 15 научных работ, в том числе 3 статьи в рецензируемых журналах, рекомендованных ВАК при Минобрнауки России.

Структура и объем работы

Диссертационная работа состоит из введения, четырех глав, заключения, списка сокращений и списка литературы. Работа изложена на 121 странице, содержит 9 таблиц и 27 рисунков. Список литературы содержит 94 наименования.

Благодарности

Автор выражает особую благодарность своему научному руководителю, доктору технических наук, профессору Гарри Сергеевичу Оганову за постоянную поддержку и внимание при выполнении диссертации. Автор выражает искреннюю признательность сотрудникам кафедр Освоения морских нефтегазовых месторождений и Бурения нефтяных и газовых скважин за ценные советы, консультации и предложения при обсуждении работы. Отдельную благодарность за помощь в подготовке диссертации автор выражает доктору технических наук Александру Михайловичу Лихушину.

Работа выполнена на кафедре Освоения морских нефтегазовых месторождений РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина.

ГЛАВА 1. АНАЛИЗ СОВРЕМЕННОГО СОСТОЯНИЯ, ОПЫТА ПРОЕКТИРОВАНИЯ И КРЕПЛЕНИЯ НАПРАВЛЕНИЙ СКВАЖИН С ПОДВОДНЫМ РАСПОЛОЖЕНИЕМ УСТЬЯ В РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ И ЗА РУБЕЖОМ

1.1 Общие положения

Под целостностью скважины принято понимать ее способность эффективно и продуктивно выполнять свои функции при соблюдении требований охраны труда и окружающей среды [1].

Для скважин с подводным расположением устья целостность скважины в первую очередь обеспечивается надежным креплением направления, которое выполняет следующие основные функции:

а) формирование устьевой части скважины;

б) перекрытие неустойчивых четвертичных отложений;

в) восприятие значительной части нагрузок от:

1) веса последующих обсадных колонн (ОК);

2) веса подводного противовыбросового оборудования (ППВО);

3) веса подводной фонтанной арматуры (ПФА);

4) смещений ППБУ/БС с точки бурения скважины;

5) подводных течений [2].

Следует отметить, что конструктивно направление должно удерживать вес кондуктора (ОК 508,0 мм), по причине отсоединения спускового инструмента сразу после завершения продавки тампонажного раствора (ТР). Практика ведения буровых работ показывает, что после установки ППВО, на устье скважины действует нагрузка ориентировочно 1200 кН. При экстренной отстыковке нижнего соединительного устройства (НСУ) от блока превенторов, на устье скважины будет действовать нагрузка ориентировочно 1750 кН (с учетом

выталкивающей силы). При этом максимальная нагрузка будет возникать в момент отстыковки НСУ от блока превенторов после установки ПФА на устье скважины весом ориентировочно 450 кН. Дополнительным фактором, осложняющим процесс крепления направлений, является риск наличия в геологическом разрезе скоплений приповерхностного газа. В этой связи к креплению направления предъявляются дополнительные требования к качеству.

Согласно [3] существуют следующие варианты установки направлений:

а) применение технологии «jetting» (методом гидроразмыва);

б) спуск и цементирование направления в заранее пробуренный/расширенный интервал;

в) забивка направления при помощи подводного молота (применяется в редких случаях).

Кроме того, перспективным вариантом установки направлений, апробированным в мировой практике, является бурение на ОК [4].

1.2 Отечественный опыт проектирования и крепления направлений скважин

с подводным расположением устья

На текущий момент наиболее развитым регионом по строительству скважин с подводным расположением устья и единственным по строительству таких эксплуатационных скважин на территории Российской Федерации является шельф о. Сахалин.

Информация по скважинам с подводным расположением устья, пробуренным на месторождениях Киринского блока проекта «Сахалин-3» (далее - Киринский блок), представлена в таблице 1.1. С целью обеспечения конфиденциальности информации настоящие номера скважин были заменены на порядковые.

Таблица 1.1 - Информация по скважинам с подводным расположением устья,

пробуренным на месторождениях Киринского блока

№ скважины Назначение скважины Год строительства Наименование ППБУ

Киринское газоконденсатное месторождение (ГКМ)

1 Поисковая 1991-1992 ППБУ «Шельф-6»

2 Разведочная (Эксплуатационная) 2009 (2012) ППБУ «Doo Sung» (ППБУ «Полярная звезда»)

3 Разведочная 2010 ППБУ «Doo Sung»

4 Эксплуатационная 2015 2016 ППБУ «Северное сияние» ППБУ «Полярная звезда»

5 Эксплуатационная 2015 2016 ППБУ «Северное сияние» ППБУ «Полярная звезда»

6 Эксплуатационная 2016 2017 ППБУ «Северное сияние» ППБУ «Полярная звезда»

7 Эксплуатационная 2015 ППБУ «Полярная звезда»

8 Эксплуатационная 2014 ППБУ «Полярная звезда»

9 Эксплуатационная 2016 2017 ППБУ «Северное сияние» ППБУ «Полярная звезда»

Южно-Киринское месторождение

10 Поисковая 2010 ППБУ «Songa Mercur»

11 Разведочная 2011 ППБУ «Doo Sung»

12 Разведочная 2013 ППБУ «Doo Sung»

13 Разведочная 2013 ППБУ «Северное сияние»

14 Разведочная 2014 ППБУ «Северное сияние»

15 Разведочная 2014 ППБУ «Doo Sung»

16 Разведочная 2015 ППБУ «Doo Sung»

17 Разведочная 2015 ППБУ «Songa Venus»

18 Эксплуатационная 2018 ППБУ «Полярная звезда»

19 Эксплуатационная 2018 ППБУ «Полярная звезда»

20 Эксплуатационная 2018 ППБУ «Северное сияние»

21 Эксплуатационная 2018 ППБУ «Северное сияние»

22 Эксплуатационная 2019 ППБУ «Северное сияние»

23 Эксплуатационная 2019 ППБУ «Северное сияние»

24 Эксплуатационная 2019 ППБУ «Полярная звезда»

25 Эксплуатационная 2019 ППБУ «Полярная звезда»

26 Эксплуатационная 2020 ППБУ «Полярная звезда»

27 Эксплуатационная 2020 ППБУ «Полярная звезда»

28 Эксплуатационная 2020 ППБУ «Северное сияние»

29 Эксплуатационная 2020 ППБУ «Северное сияние»

30 Эксплуатационная 2021 ППБУ «Полярная звезда»

31 Эксплуатационная 2021 ППБУ «Полярная звезда»

М ынгинское ГКМ

32 Поисковая 2011 ППБУ «Songa Mercur»

Южно-Лунское ГКМ

33 Поисково-оценочная 2016 ППБУ «Nanhai VIII»

Восточная площадь

34 Поисково-оценочная 2017 ППБУ «Северное сияние»

1.2.1 Геологическая характеристика разреза верхних интервалов месторождений Киринского блока

Киринский блок расположен в акватории Охотского моря в северовосточной части шельфа о. Сахалин и включает в себя: Киринское ГКМ и Киринский перспективный участок недр, в который входят следующие месторождения: Южно-Киринское, Южно-Лунское и Мынгинское.

Киринский перспективный участок недр расположен в южной части Северо-Сахалинского прогиба. Тектонические структуры прогиба представляют собой довольно простые антиклинальные и синклинальные формы [5].

В палеоген-неогеновых отложениях северо-восточного шельфа выделяются те же стратиграфические подразделения, что и на острове. В палеогене это мачигарский и даехуриинский горизонты (олигоцен), в неогене - уйнинский, дагинский, окобыкайский (миоцен), нутовский (миоцен-плиоцен) и помырский (плиоцен) горизонты. Нутовский горизонт подразделен на два подгоризонта: нижний и верхний [6], [7].

Палеоген-неогеновые отложения представлены, главным образом, различными породами терригенной ассоциации - от грубообломочных до пелитов. Преобладают алеврито-глинистые и песчаные породы. Наряду с ними развиты диатомиты, опоки и смешанные кремнисто-глинистые породы.

Верхняя часть осадочного чехла представлена отложениями верхненутовского и охотско-дерюгинского комплексов. Отложения характеризуются значительной литолого-фациальной изменчивостью и сложены чередованием разнозернистых песчаников, гравелитов с галечным материалом, сменяющимся вверх по разрезу плохо отсортированными песками с прослоями алевролитов и песчанистых глин, диатомовых глин и диатомитов.

По данным высокоразрешающих сейсмических исследований практически на всей площади исследований выявлены аномальные зоны скоплений приповерхностного газа, отнесенные к средней и высокой степени риска, в том числе в интервалах расположения направлений [8], [9], [10], [11], [12].

На текущий момент продолжается активное эксплуатационное бурение на Южно-Киринском месторождении. Выбор и уточнение точек размещения устьев разведочных скважин и местоположения центров разбуривания для эксплуатационных скважин были осуществлены с учетом результатов выполненного прогноза геологических рисков. Природа геологических опасностей, выделяемых по сейсморазведочным данным, до настоящего времени окончательно и достоверно не установлена. В целях снижения геологических рисков в ходе последующих работ по бурению скважин требуется дальнейшее тщательное изучение верхней части разреза [13].

В таблице 1.2 представлена литолого-стратиграфическая характеристика разреза верхних интервалов скважины и физико-механические свойства горных пород (на примере скважины Южно-Киринского месторождения). В таблице 1.3 представлены значения градиентов давлений и температура по разрезу верхних интервалов скважины (на примере скважины Южно-Киринского месторождения), которые точно не установлены. Фактический геологический разрез верхних интервалов скважины по данным геофизических исследований скважин (ГИС) и анализу бурового шлама (на примере скважины Южно-Киринского месторождения) представлен на рисунке 1.1.

п □ЕЭ1

Рисунок 1.1 - Фактический геологический разрез верхних интервалов скважины

по данным ГИС и анализу бурового шлама (на примере скважины Южно-Киринского месторождения)

Таблица 1.2 - Литолого-стратиграфическая характеристика разреза верхних интервалов скважины и физико-

механические свойства горных пород (на примере скважины Южно-Киринского месторождения) [14]

Стратиграфическое подразделение Глубина залегания, м Мощность, м Элементы залегания (падения) пластов по подошве, град. Плотность горных пород, кг/м3 Категория твердости Категория абразивности Категория породы по промысловой классификации Стандартное описание горной породы: полное название, характерные признаки (структура, текстура, минеральный состав и т.д.)

название индекс от (кровля) до (подошва) угол

Четвертичная система 225 285 60 0 2000 1-3 4-5 мягкая, средняя Пески с галькой и гравием, глины

Неогеновая система. Плиоцен. Помырский горизонт N2 рт 285 880 595 2 Горизонт представлен чередованием глин и песчаников. Глины светло-серые, алевритистые, с включениями гальки и обломков раковин. Песчаники серые, крупнозернистые, с включением гальки и гравия

Примечания: отсчет глубин указан по вертикали от уровня стола ротора. Расстояние от уровня стола ротора до дна моря принято равным 225 м (при глубине моря 194 м).

Таблица 1.3 - Градиенты давлений и температура по разрезу верхних интервалов скважины (на примере скважины

Южно-Киринского месторождения) [14]

Стратиграфическое подразделение Инте рвал, м Коэффициент аномальности пластового давления Градиенты, МПа/м Температура, оС/100 м

название индекс от (верх) до (низ) горного давления порового давления Гидроразрыва пород

Четвертичная система 225 285 0,9 0,0155 0,0090 0,0134 3,9

Неогеновая система. Плиоцен. Помырский горизонт N2 рт 285 880 1,0 0,0168 0,0097 0,0144 5,2

Примечания: 1. Значения коэффициента аномальности пластового давления, градиентов давлений и градиента температур рассчитаны от стола ротора. 2. Температура на дне моря составляет -2,0 оС. 3. Отсчет глубин указан по вертикали от стола ротора. Расстояние от стола ротора до дна моря принято равным 225 м (при глубине моря 194 м).

1.2.2 Анализ опыта крепления направлений скважин на месторождениях

Киринского блока

Конструкции большинства скважин месторождений Киринского блока являются однотипными и состоят из цементируемых:

а) направления;

б) кондуктора;

в) промежуточной колонны;

г) эксплуатационной колонны;

д) эксплуатационного хвостовика/фильтра с гравийной набивкой.

При этом направление перекрывает четвертичные отложения с установкой башмака в помырском горизонте (рисунок 1.1). На рисунке 1.2 представлены типовые конструкция и профиль скважин месторождений Киринского блока (на примере эксплуатационной скважины Южно-Киринского месторождения).

Рисунок 1.2 - Типовые конструкция и профиль эксплуатационных скважин

месторождения Киринского блока

С целью надежного восприятия изгибающего момента и осевой нагрузки направления являются цементируемыми. Кроме того, согласно Федеральным нормам и правилам (пункт 409) [15] направления необходимо цементировать до устья.

Существующая технология проведения работ на месторождениях Киринского блока предполагает применение цементируемого направления ^=762 мм с предварительным расширением интервала. Дополнительно на разведочных скважинах было апробировано использование направлений диаметром 914,4 мм. Цементирование направлений выполняется с применением цементировочной колонны, которая спускается на глубину ориентировочно 10 м выше башмака. Впервые в отечественной практике цементирование направления через бурильные трубы с герметизированным устьем скважины было осуществлено в скважине № 100 Возейской площади объединения «Коминефть» [16] в конце 1970-х гг.

Для цементирования направлений скважин на месторождениях Киринского блока используется ТР нормальной плотности (1850 кг/м3) согласно РД 3900147001-767-2000 (подпункт 5.8.1) [17]. Время ожидания затвердевания цемента (ОЗЦ) направления с оставлением на весу стандартно принимается равным 24 ч. Прочность цементного камня при изгибе по истечении ОЗЦ согласно РД 3900147001-767-2000 (подпункт 5.9) [17] должна быть не менее 0,5 МПа для облегченных растворов (для аэрированных - по базовому цементу) и не менее 1,5 МПа для ТР нормальной плотности и утяжеленных. В процессе ОЗЦ согласно лабораторным тестам по фактическим условиям, в зависимости от рецептуры, партии цемента и химических реагентов, наблюдаются значительные расхождения по срокам загустевания ТР и набора прочности цементного камня (таблица 1.4), при этом определение прочности проводится исключительно на сжатие.

Качество крепления направления в первую очередь контролируется выходом и сохранением во времени ТР в устьевой части скважины. Кроме этого,

контролируются положения корпуса низкого давления системы подводных колонных головок (СПКГ):

а) после отсоединения спускового инструмента;

б) после установки ППВО;

в) в процессе разбуривания цементного стакана и оснастки направления. Таблица 1.4 - Сроки загустевания ТР и набора прочности цементного камня по лабораторным тестам для цементирования направлений скважин на

месторождениях Киринского блока

№ скважины Сроки загустевания ТР до 30 Вс, ч:мин Сроки загустевания ТР до 100 Вс, ч:мин Сроки набора прочности цементного камня (по ультразвуковому анализатору) до 0,35 МПа (50 psi), ч:мин Сроки набора прочности цементного камня до 3,45 МПа (500 psi), ч:мин Прочность цементного камня через 24 ч ОЗЦ, МПа

18 02:26 07:18 09:04 27:31 2,87

19 03:50 08:46 - - -

20 02:51 05:25 09:04 27:31 2,87

21 01:53 05:50 09:42 26:02 2,99

22 02:25 05:43 05:46 23:18 3,58

23 01:40 06:15 05:53 19:14 4,52

24 03:03 07:49 08:15 - -

25 02:05 06:08 04:47 20:26 4,08

26 03:00 07:15 06:20 27:23 2,99

27 02:54 07:15 06:01 23:41 3,54

28 02:32 08:19 03:58 20:42 3,98

29 02:32 08:00 04:31 14:38 6,38

Минимальное значение 1:40 5:25 3:58 14:38 2,87

Среднее значение 2:35 7:00 6:40 23:02 3,78

Максимальное значение 3:50 8:46 9:42 27:31 6,38

Далее на протяжении всего цикла строительства скважины контролируется

положение корпуса низкого давления СПКГ при помощи индикатора угла наклона. После завершения работ в скважине производится установка противотраловой защиты на устье, которая оборудуется дополнительным индикатором угла наклона. В большинстве случаев максимально допустимый угол наклона СПКГ составляет не более 1,0 град. для предотвращения повреждения устьевого оборудования при бурении и долговременном восприятии

нагрузок от веса ППВО и ПФА [2], [18]. Существенное влияние на технологию цементирования направления оказывает способ расширения интервала, предполагающий:

а) использование морской воды с прокачкой вязких бентонитовых пачек для дополнительной очистки ствола скважины от выбуренной породы;

б) применение бурового раствора при проведении работ с помощью системы безрайзерной циркуляции промывочной жидкости (БЦПЖ) [2].

Первый вариант является более простым в реализации по причине отсутствия дополнительного оборудования, однако приводит к разуплотнению и вымыванию неустойчивых отложений, что в ряде случаев осложняет крепление обсадных колонн. Преимуществом данного способа является:

а) визуальный контроль положения цементного камня;

б) возможность определения высоты расположения цементного камня при помощи применяемых бурильных труб;

в) проведение исправительного цементирования в случае необходимости

[2].

В настоящее время для минимизации рисков проявления приповерхностного газа и минимизации воздействия на окружающую среду, начиная с первых интервалов бурения, приоритетным является второй вариант, предполагающий применение системы БЦПЖ, которая дополнительно включает донную плиту с погружной трубой (рисунок 1.3) [2].

Список литературы диссертационного исследования кандидат наук Потапов Андрей Валерьевич, 2022 год

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Методические подходы к обеспечению целостности скважин морских месторождений / С. В. Жилин, О. А. Ковалевская, А. М. Лихушин, А. В. Потапов // Оборудование и технологии для нефтегазового комплекса. - 2020. - № 4(118). -С. 52-57. - DOI 10.33285/1999-6934-2020-4(118)-52-57.

2. К вопросу цементирования направлений морских скважин с подводным расположением устья в условиях наличия геолого-технологических осложнений на примере месторождений шельфа о. Сахалин / В. Е. Петренко, Г. С. Оганов, А. М. Лихушин, А. В. Потапов // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. - 2020. - № 7(331). - С. 43-48. - DOI 10.33285/0130-3872-2020-7(331)-43-48.

3. API Recommended Practice 96. Deepwater Well Design and Construction. -First edition, март 2013. - С. 158.

4. Luna Gonzalez O. et al. Successful Introduction of the First Worldwide 30 Casing while Drilling Job Saves 1.31 Days in an Exploratory Well in Shallow Waters, Mexico //SPE Latin America and Caribbean Petroleum Engineering Conference. -OnePetro, 2017. - doi.org/10.2118/185613-MS.

5. Дзюбло, А. Д. Нефтегазоностность и геолого-геофизические модели шельфа Российской Арктики и Дальнего Востока: Учебное пособие. - М.: Российский государственный университет нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина. - 2018. - С. 235: ил.

6. Гладенков, Ю. Б., Баженова, О. К., Гречин, В. И., Маргулис, Л. С., Сальников, Б. А. Кайнозой Сахалина и его нефтегазоносность // М.: ГЕОС. - 2002. - С. 225.

7. Харахинов, В. В. Нефтегазовая геология Сахалинского региона // М.: Научный мир. - 2010. - С. 275.

8. Технико-технологические аспекты проектирования и строительства морских скважин при наличии в разрезе приповерхностного газа на шельфе Охотского моря / В. Е. Петренко, Г. С. Оганов, Т. А. Свиридова // Вестник Ассоциации буровых подрядчиков. - 2016. - № 4. - С. 29-35.

9. Приповерхностный газ: риски и варианты технико-технологических решений при проектировании строительства скважин на морском шельфе / В. Е. Петренко, Г. С. Оганов, Т. А. Свиридова // Оборудование и технологии для нефтегазового комплекса. - 2017. - № 2. - С. 21-27.

10. Геологические условия верхней части разреза на месторождениях северо-восточного шельфа Охотского моря / М. Ф. Нуриев, М. Б. Шевелев, Ю. В. Семенов, Н. А. Ершов, П. Н. Лисковый // Газовая промышленность. - 2019. - № 8(788). - С. 56-65.

11. Особенности геологического строения придонной части разреза в поисково-оценочных и разведочных скважинах на морских лицензионных участках ОАО «Газпром» и предотвращение возникновения геологических осложнений с целью оптимизации строительства скважин / В. Н. Хоштария, А. Н. Трифонов, Р. Н. Окишев [и др.] // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. - 2015. - № 11. - С. 4-9.

12. Опасные газонасыщенные объекты на акваториях Мирового океана: Охотское море / В. И. Богоявленский, В. Ю. Керимов, О. О. Ольховская // Нефтяное хозяйство. - 2016. - № 6. - С. 43-47.

13. Технологическая схема разработки Южно-Киринского нефтегазоконденсатного месторождения, Книга 1 (разделы 1-4) // Пос. Развилка, Ленинский р-н, Московская обл.: ООО «Газпром ВНИИГАЗ». - 2019. - С. 365.

14. Групповой рабочий проект на строительство скважин газоконденсатных эксплуатационных № СК8, № СК19, № СК20 Южно-Киринского месторождения. Раздел 5 «Сведения об инженерном оборудовании, о сетях инженерно -технического обеспечения, перечень инженерно-технических мероприятий, содержание технологических решений». Подраздел «Технологические решения»

ГДШ-2318 (СК8, СК19, СК20) - ИОС7, том 11 // М.: ООО «Красноярскгазпром нефтегазпроект». - 2019. - С. 427.

15. Федеральные нормы и правила в области промышленной безопасности «Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности» (утверждены Приказом Ростехнадзора от 15.12.2020 № 534).

16. Цементирование обсадных колонн большого диаметра через бурильные трубы / А. В. Смирнов, А. А. Абрамов, А. К. Куксов // Нефтяное хозяйство - 1988.

- № 2. - С. 60-62.

17. Руководящий документ ОАО Газпром и ОАО НПО «Бурение». РД 3900147001-767-2000 Инструкция по креплению нефтяных и газовых скважин. - М.: 2000. - С. 276.

18. Оганов, Г. С., Потапов, А. В. Особенности крепления морских эксплуатационных скважин с подводным расположением устья на примере месторождений проекта «Сахалин-3» / Г. С. Оганов, А. В. Потапов // Проектирование и разработка нефтегазовых месторождений. - 2019. - № 4. - С. 48.

19. Yang J. et al. Research of conductor setting depth using jetting in the surface of deepwater //International Oil and Gas Conference and Exhibition in China. - Society of Petroleum Engineers, 2010. - doi.org/10.2118/130523-MS.

20. Kotow K. J., Pritchard D. M. Exploiting Shallow Formation Strengths to Deepen Riserless Casing Seats //SPE Drilling & Completion. - 2020. - Т. 35. - №. 03.

- С. 428-437. - doi.org/10.2118/191724-PA.

21. Dooply M. et al. Overcoming Tight Annulus Cementing Design Challenges: Gulf of Mexico Case Study //IADC/SPE Drilling Conference and Exhibition. -OnePetro, 2018. - doi.org/10.2118/189687-MS.

22. Akers T. J. Improving Hole Quality and Casing-Running Performance in Riserless Top Holes: Deepwater Angola //SPE drilling & completion. - 2009. - Т. 24. -№. 04. - С. 484-497. - doi.org/10.2118/112630-PA.

23. Sivertsen T., Strand H. New well foundation concept, as used at a Norwegian Sea well //SPE Arctic and Extreme Environments Conference and Exhibition. -OnePetro, 2011. - doi.org/10.2118/149584-MS.

24. Kopperud E. et al. Technology Update: Conductor Anchor Node Optimizes Efficiency of Riserless Deepwater Exploration Drilling //Journal of Petroleum Technology. - 2017. - T. 69. - №. 05. - C. 19-21. - doi.org/10.2118/0517-0019-JPT.

25. Cardenas C. et al. Top-Hole Technology Overcomes Challenging Sand-Based Seabed Conditions and Enables Record Drilling Performance in an Offshore Exploration Well //SPE/IADC International Drilling Conference and Exhibition. -OnePetro, 2021. - doi.org/10.2118/204096-MS.

26. Pereira M. F., Silvio A., Ruiz J. C. Deepwater Conductor Pre-Installation for First TLWP in Brazil //OTC Brasil. - OnePetro, 2013. - doi.org/10.4043/24291-MS.

27. Schuh F. J. Conductor and surface casing depth requirements for deep water //SPE Annual Technical Conference and Exhibition. - OnePetro, 1979. -doi.org/10.2118/8316-MS.

28. Myhre E. et al. Successful Real Time Instrumentation of the Conductor and Surface Casing of an Exploration Subsea Well in the North Sea to Measure the Actual Loads Experienced During Drilling Operations //Offshore Technology Conference. -OnePetro, 2015. - doi.org/10.4043/25770-MS.

29. Russo, M, Wolak, U, Myhre, E, & Gryt0yr, G. Measured Wellhead Loads During Drilling Operations: Paper 1 — Data Processing and Preliminary Results. Proceedings of the ASME 2015 34th International Conference on Ocean, Offshore and Arctic Engineering. Volume 5B: Pipeline and Riser Technology. St. John's, Newfoundland, Canada. May 31-June 5, 2015. V05BT04A050. ASME. -doi.org/10.1115/OMAE2Q15-41445.

30. Gauthier S. Real-Time and Wireless Monitoring of Wellhead and Conductor Fatigue //IADC/SPE Asia Pacific Drilling Technology Conference. - OnePetro, 2016. -doi.org/10.2118/180577-MS.

31. Reina° s L. et al. Wellhead fatigue analysis method //International Conference on Offshore Mechanics and Arctic Engineering. - 2011. - Т. 44335. - С. 693-703. -dx.doi.org/doi: 10.1115/0MAE2011-50026.

32. DNVGL-RP-0142, Wellhead Fatigue Analysis, first edition. 2015. H0vik, Norway: Det Norske Veritas GL AS.

33. Dooply M., Peternell A., Long J. Learning From Field Measurements: Engineering Method To Improve Cement Returns in Riserless Deepwater Jobs //SPE Drilling & Completion. - 2016. - Т. 31. - №. 01. - С. 053-062. -doi.org/10.2118/170320-PA.

34. Sevillano L. C. et al. Subsea BOP Tethering System as an Alternative for Mitigating Wellhead Fatigue //SPE/IADC International Drilling Conference and Exhibition. - OnePetro, 2019. - doi.org/10.2118/194109-MS.

35. Ribeiro D. et al. Applying a Foamed Cement Operation for Surface Casing in a Deepwater Well: Case Study, French Guiana //Abu Dhabi International Petroleum Exhibition & Conference. - OnePetro, 2019. - doi.org/10.2118/197190-MS.

36. Olutimehin K., Jia Z. X., Voon E. Application of Optimized Particle-Sized Lightweight Cement Technology to Improve Integrity on Surface Casings in Myanmar //SPE/IATMI Asia Pacific Oil & Gas Conference and Exhibition. - OnePetro, 2015. -doi.org/10.2118/176063-MS.

37. API Recommended Practice 65-1. Cementing Shallow-water Flow Zones in Deepwater Wells. - Second edition, июнь 2018.

38. Tungesvik S., Knutsen S. Introduction of Subsea Cuttings Disposal System for Drilling of Riserless Tophole Section on Subsea Templates //SPE Annual Technical Conference and Exhibition. - OnePetro, 1989. - doi.org/10.2118/SPE-19530-MS.

39. Потапов, А. В. Контроль процесса цементирования направлений морских скважин с подводным расположением устья на примере месторождений шельфа О. Сахалин / А. В. Потапов // Вестник Ассоциации буровых подрядчиков. - 2021. - № 1. - С. 14-19.

40. Опыт по борьбе с поглощениями бурового раствора при строительстве скважин на шельфе / С. И. Ерке, А. М. Абрагин, В. Н. Хоштария, А. А. Мартын,

Г. С. Оганов, Р. В. Иванычев // Вестник Ассоциации буровых подрядчиков. -2014. - № 2. - С. 25-27.

41. Goenawan J. et al. Overcoming shallow hazards in deepwater malikai batch-set top-hole sections with engineered trimodal particle-size distribution cement //Offshore Technology Conference Asia. - OnePetro, 2016. - doi.org/10.4043/26409-MS.

42. Oag A. W. Batching Setting of Deviated 30-in. Conductors //IADC/SPE Drilling Conference. - OnePetro, 1988. - doi.org/10.2118/17182-MS.

43. Nelson E. B., Guillot D. J. Rheology and Flow of Well Cement Slurries //Well Cementing,. - 2006. - С. 93-142.

44. Peternell A. et al. Deepwater Wells Top Hole Cement Volume Evaluation using Innovative Hole Size Inversion from LWD Propagation Resistivity Measurements //SPE Annual Technical Conference and Exhibition. - OnePetro, 2013. -doi.org/10.2118/166501-MS.

45. Multipole sonic-while-drilling service. Режим доступа: https://www.slb.com/-/media/files/drilling/brochure/sonicscope-br.ashx. Электронный ресурс (дата обращения: 05.02.2021).

46. Александров, М. М., Пуля, Ю. А. К вопросу учета сил плавучести, действующих на колонну труб в скважине / М. М. Александров, Ю. А. Пуля // «Известия высших учебных заведений. Нефть и газ». - 1975. - № 11. - С. 19-22.

47. Мочернюк, Д. Ю. О трактовке закона Архимеда при свободном погружении колонны труб в скважину, заполненную промывочной жидкостью / Д. Ю. Мочернюк // «Известия высших учебных заведений. Нефть и газ». - 1976. -№ 9. - С. 34-38.

48. Банатов, В. П., Столяров, В. А. Устойчивость обсадной колонны, свободно погруженной в скважину, заполненную буровым раствором / В. П. Банатов, В.А. Столяров // «Известия высших учебных заведений. Нефть и газ». - 1974. - № 4. - С. 39-42.

49. О влиянии гидростатического давления на продольную устойчивость обсадной колонны слабо овального сечения / А. А. Федоров, В. А. Ибрагимов,

Я. С. Коцкулевич // «Известия высших учебных заведений. Нефть и газ». - 1974. -№ 11. - С. 27-30.

50. Узумов, Э. И., Узумов И. Г. К вопросу о прихвате бурильных труб под действием гидростатического давления / Э. И. Узумов, И. Г. Узумов // «Известия высших учебных заведений. Нефть и газ». - 1964. - № 2. - С. 25-29.

51. Лубинский А. Изучение продольного изгиба бурильной колонны при роторном бурении. - 1960.

52. Goins W. C. Better understanding prevents tubular buckling problems. Part 1. Buckling tendency,causes and resulting problems are described //World Oil;(United States). - January, 1980. - C. 101-105.

53. Goins W. C. Better understanding prevents tubular buckling problems. Part 2 (conclusion). Graphic solutions are presented for field situations //World Oil;(United States). - February, 1980. - C. 35-40.

54. Patillo P. D., Randall B. V. Two unresolved problems in wellbore hydrostatics: part 1: determination of the neutral point in a drill string // Petroleum Engineer International. - 1980. - С. 24-32.

55. Aadnoy B. S., Kaarstad E. Theory and application of buoyancy in wells //IADC/SPE Asia Pacific Drilling Technology Conference and Exhibition. - OnePetro, 2006. - doi.org/10.2118/101795-MS.

56. Mitchell R. F. Fluid momentum balance defines the effective force //SPE/IADC Drilling Conference and Exhibition. - OnePetro, 2009. -doi.org/10.2118/119954-MS.

57. Kaarstad E., Aadnoy B. S. Theory and application of buoyancy in wells //Modern Applied Science. - 2011. - Т. 5. - №. 3. - С. 15. - doi:10.5539/mas.v5n3p15.

58. Дадашев, Б. Б. Влияние внутреннего гидростатического давления на продольную устойчивость низа бурильной колонны при турбинном способе бурения нефтяных скважин / Б. Б. Дадашев // Нефтяное хозяйство. - 1953. - № 12. - С. 16-20.

59. Иаоннесян, Р. А. О влиянии внутреннего давления на продольную устойчивость низа бурильной колонны в турбинном бурении / Р. А. Иаоннесян // Нефтяное хозяйство. - 1954. - № 4. - С. 5-9.

60. Федоров, В. С., Александров, М. М. К вопросу о прихвате бурильных труб под действием гидростатического давления / В. С. Федоров, М. М. Александров // «Известия высших учебных заведений. Нефть и газ». - 1960. - № 4. - С. 29-36.

61. Aadn0y B. S., Larsen K., Berg P. C. Analysis of stuck pipe in deviated boreholes // Journal of Petroleum Science and Engineering. - 2003. - Т. 3. - №. 37. -С. 195-212. - doi.org/10.1016/S0920-4105(02)00353-4.

62. Rogers H. et al. Buoyancy Technology Used Effectively in Casing Running Operations: Case History of Record Length Two-Stage Production Casing String //SPE/IADC Middle East Drilling Technology Conference and Exhibition. - OnePetro, 2016. - doi.org/10.2118/178211-MS.

63. Оганов, Г. С. Методы проектирования строительства наклонно направленных, горизонтальных и многозабойных скважин с большим отклонением ствола от вертикали : специальность 25.00.15 «Технология бурения и освоения скважин» : диссертация на соискание ученой степени доктора технических наук / Оганов Гарри Сергеевич. - Москва, 2004. - 370 с.

64. Hood J. L., Mueller M. D., Mims M. G. The uses of buoyancy in completing high-drag horizontal wellbores //SPE Asia-Pacific Conference. - OnePetro, 1991. -doi.org/10.2118/23027-MS.

65. Rastegar R. et al. How to Run Casing Efficiently in Extended Horizontal Wells Using Buoyancy //SPE Asia Pacific Oil and Gas Conference and Exhibition. -Society of Petroleum Engineers, 2018. - doi.org/10.2118/191973-MS.

66. Ruddy K. E., Hill D. Analysis of Buoyancy-Assisted Casings and Liners in Mega-Reach Wells //IADC/SPE Drilling Conference. - OnePetro, 1992. -doi.org/10.2118/23878-MS.

67. Банатов, В. П., Столяров, В. А. Влияние гидростатического давления на изменение веса наклонно расположенной обсадной колонны, закрепленной в ее

нижней части / В. П. Банатов, В. А. Столяров // «Известия высших учебных заведений. Нефть и газ». - 1973. - № 8. - С. 30-34.

68. Мочернюк, Д. Ю. Экспериментальная иллюстрация физического содержания закона Архимеда / Д. Ю. Мочернюк // «Известия вузов. Нефть и газ». - 1990. - № 3. - С. 65-70.

69. Карашарлы, А. Г. О статье Д.Ю. Мочернюка «О трактовке закона Архимеда при свободном погружении колонны труб в скважину, заполненную промывочной жидкостью» / А. Г. Карашарлы // «Известия высших учебных заведений. Нефть и газ». - 1983. - № 6. - С. 29-32.

70. Practical Well Planning & Drilling Manual // PennWell Publishing Company, Tusla, Oklahoma - 1997. - С. 524.

71. Drilling Data Handbook 9th Edition// Editions TECHNIP, Paris - 2014. -С. 576.

72. Jeanjean P. Innovative design method for deepwater surface casings // SPE Annual Technical Conference and Exhibition. - OnePetro, 2002. -doi.org/10.2118/77357-MS.

73. Авторское свидетельство № 1687766 A1 СССР, МПК E21B 33/13, E21B 33/14. Способ цементирования обсадной колонны с плавучей буровой установки : № 4701088 : заявл. 22.05.1989 : опубл. 30.10.1991 / А. Г. Тагиев ; заявитель научно-исследовательский и проектный институт по освоению месторождений нефти и газа «Гипроморнефтегаз».

74. Klinkenberg A. The neutral zones in drill pipe and casing and their significance in relation to buckling and collapse // Drilling and Production Practice. -OnePetro, 1951.

75. Lubinski A. Influence of neutral axial stress on yield and collapse of pipe. -1975. - doi.org/10.1115/1.3438599.

76. Nergaard A., Architect N., Engineer P. The magic of buoyancy and hydrostatics—buoyancy and effective forces //Modern Applied Science. - 2017. -Т. 11. - №. 12. - С. 77. - doi.org/10.5539/mas.v11n12p77.

77. Оганов, Г. С., Потапов, А. В. Способ контроля процесса цементирования направлений скважин с подводным расположением устья на примере месторождений Киринского лицензионного участка / Г. С. Оганов, А. В. Потапов // Проектирование и разработка нефтегазовых месторождений. - 2021. - № 3. -С. 6-13.

78. План работ по формированию устья скважины № 6 Штокмановской площади (утвержден Начальником ПБУ «В.Шашин» Ацуповым Н.Н. 25.06.1994)

- 1994. - С. 4.

79. Sen, A. Regression analysis: theory, methods, and applications [Текст] /

A. Sen, M. Srivastava. - Springer Science & Business Media, 2012.

80. Chai T., Draxler R. R. Arguments against avoiding RMSE in the literature //Geoscientific model. - 2014. - doi.org/10.5194/gmd-7-1247-2014.

81. De Myttenaere A. et al. Mean absolute percentage error for regression models //Neurocomputing. - 2016. - Т. 192. - С. 38-48. -https://doi.org/10.1016/j.neucom.2015.12.114.

82. Современные подходы к обеспечению безопасности при бурении интервалов мелкозалегающего газа скважин морских месторождений / С. В. Жилин, О. А. Ковалевская, А. М. Лихушин, А. В. Потапов // Вестник Ассоциации буровых подрядчиков. - 2021. - № 1. - С. 38-44.

83. Строительство скважин на шельфе в условиях геологических осложнений, связанных с верхней придонной частью осадочного чехла /

B. Н. Хоштария, Н. В. Вовк, И. И. Наташкин, С. М. Маммадов // Вестник Ассоциации буровых подрядчиков. - 2016. - № 4. - С. 7-12.

84. Федеральный закон от 23.11.1995 № 174-ФЗ «Об экологической экспертизе».

85. Cohen J. H. et al. Gulf of Mexico's first application of riserless mud recovery for top-hole drilling-a case study //Offshore Technology Conference. - OnePetro, 2010.

- doi.org/10.4043/20939-MS.

86. Michael L., Payne K. Offshore drilling system : пат. 8,342,249 B2 США. -

2013.

87. Carter G., Bland B., Pinckard M. Riserless drilling-applications of an innovative drilling method and tools //Offshore Technology Conference. - OnePetro, 2005. - doi.org/10.4043/17673-MS.

88. Edvardsen P. E. Methods and system for processing of drilling fluid : пат. 6745851 США. - 2004.

89. Eikemo B. Method and device for riserless drilling fluid recovery : пат. 9038732 США. - 2015.

90. Daniel M. Use of Riserless Mud Recovery for Protection of Cold Water Corals While Drilling in Norwegian Sea // SPE International Conference and Exhibition on Health, Safety, Security, Environment, and Social Responsibility. - OnePetro, 2016. - doi.org/10.2118/179283-MS.

91. Stave R. et al. Exploration drilling with riserless dual gradient technology in Arctic waters // OTC Arctic Technology Conference. - OnePetro, 2014. -doi.org/10.4043/24588-MS.

92. Hammersmark J. A., Eikemo B. Method and device for establishing a borehole in the seabed : пат. 8967292 США. - 2015.

93. Hasler T., Hufthammer H. Subsea wellbore construction method and apparatus : пат. WO 2012/140445 A2 World Intellectual Property Organization. - 2012.

94. Анализ опыта работы ЗАО «Росшельф» и General Electric Oil & Gas по применению подводных устьевых систем MS 700 при строительстве морских скважин с использованием полупогружных плавучих буровых установок на шельфе в Охотском и Карском морях / А. С. Гузев, Р. К. Ясновский, К. П. Подстрешный [и др.] // Научно-технический сборник Вести газовой науки. -2018. - № 4(36). - С. 198-208.