Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Научно-технические решения по проектированию строительства морских горизонтальных и многозабойных скважин

ВАК РФ 25.00.18, Технология освоения морских месторождений полезных ископаемых

Автореферат диссертации по теме "Научно-технические решения по проектированию строительства морских горизонтальных и многозабойных скважин"

РОССИЙСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТ НЕФТИ и ГАЗА им. И.М. ГУБКИНА

На правах рукописи

ОБУХОВ Сергей Анатольевич

Научно-технические решения по проектированию строительства морских горизонтальных и многозабойных скважин

Специальность 25.00.18 - Технология освоения морских месторождений

полезных ископаемых (технические науки)

Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Москва - 2005

Работа выполнена в Российском государственном университете нефти и газа имени И.М. Губкина

Научный руководитель: - доктор технических наук, профессор

Александр Сергеевич Оганов Официальные оппоненты: - доктор технических наук, профессор

Чингиз Саибович Гусейнов - кандидат технических наук Александр Александрович Рябоконь

Ведущая организация:

- ООО «Газфлот» ОАО «Газпром»

Защита состоится 14 декабря 2005 г. в 14-00 часов в аудитории 1817 на заседании диссертационного совета Д212.200.11 в Российском государственном университете нефти и газа им. И.М. Губкина по адресу: 119991, Москва, ГСП-1, Ленинский проспект, 65.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Российского государственного университета нефти и газа им. И.М. Губкина.

Автореферат разослан «_» ноября 2005 г.

Ученый секретарь диссертационного <

доктор технических наук, доцент

И.Е. Литвин

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность проблемы

В настоящее время и в ближайшем будущем поиск и освоение новых месторождений будут являться стратегической задачей государства.

Подтвержденные геологоразведочными работами промышленные запасы нефти и газа на Арктическом шельфе страны создали перспективу их рентабельной разработки. Принимая во внимание особенности освоения месторождений в этом регионе всё большую актуальность приобретает поиск новых и совершенствование существующих подходов, технико-технологических решений по проектированию и строительству скважин, целью которых будет снижение капитальных затрат и увеличение нефтеотдачи пластов.

Указанной тенденции удовлетворяет, находящее всё большее распространение в мировой практике, бурение горизонтальных (ГС) и многозабойных скважин (МЗС). Несмотря на уже ставшую традиционной технику и технологию строительства таких скважин, по-прежнему существуют проблемы, снижающие эффективность их применения.

Разбуривание Приразломного нефтяного месторождения эксплуатационными ГС и МЗС сложными как по конструкции, так и по геометрии профиля, будет являться первым отечественным и зарубежным опытом на Арктическом континентальном шельфе. Необходимость большой площади охвата Приразломного месторождения скважинами, строительство которых предлагается осуществить с одной морской ледостойкой стационарной платформы (МЛСП), расположенной в центральной части залежи, предопределила значительные по величине отклонения ствола от вертикали при сохранении большой протяженности завершающего участка в пределах продуктивного пласта. На Медынско-Варандейском, Колоколморском и Поморском лицензионных участках континентального шельфа Севера страны предполагается бурение ГС и МЗС (с расходящимися в противоположные стороны боковыми стволами) с протяженностью горизонтальных участков от 1300 м до 3800 м при максимальной длине скважины 8200 м.

При освоении месторождений с помощью ГС и МЗС на первый план выдвигаются проблемы, связанные с выполнением геологической задачи, условием безаварийной проводки, достижением проектной протяженности и формы профиля горизонтального ствола в пределах продуктивного пласта, сохранением коллекторских свойств в околоствольной зоне продуктивного пласта (ОЗП). Данные по законченным бурением и введенным в эксплуатацию скважинам

РОС. НАЦИОНАЛЬНАЯ БИБЛИОТЕКА

свидетельствует, что не всегда достигнутые результаты полностью удовлетворяют перечисленным требованиям.

Актуальность решения этих проблем является ключевым фактором, способным подтвердить эффективность применения ГС и МЗС с большим отходом от вертикали при разработке Приразломного и ряда других морских месторождений. В связи с этим существенно возрастает роль и ответственность такого этапа в освоении нефтегазовых месторождений на шельфе как проектирование строительства скважин, при котором качество и обоснованность в выборе научно-технических решений в конечном счете предопределяет успешное завершение строительства скважин и соблюдение заданных параметров освоения месторождения в целом.

Цель работы

Разработка и внедрение в практику проектирования и строительства скважин научно-методических и технико-технологических решений, направленных на повышение эффективности применения ГС и МЗС при разработке шельфовых месторождений.

Основные задачи исследований

1 Разработка методики расчета профилей ГС и МЗС с учетом требований технологии строительства и последующей эксплуатации скважины.

2 Совершенствование технико-технологических способов по забури-ванию бокового ствола и ответвлений с целью повышения эффективности и качества строительства МЗС.

3 Анализ влияния технико-технологических факторов бурения на качество первичного вскрытия продуктивного пласта и разработка рациональной гидравлической программы строительства скважины при проводке завершающего участка профиля ГС и МЗС.

4 Разработка научно-методических решений по выбору типа и параметров профиля ГС и МЗС с большим отклонением ствола от вертикали при освоении шельфовых месторождений с позиции выполнения геологической задачи, возможностей современной техники и технологии по безаварийной и качественной проводке скважин, снижения капитальных затрат и обеспечения проектных эксплуатационных показателей скважины.

5 Разработка и уточнение критериев оценки качества выполнения проектных решений при строительстве ГС и МЗС.

Методы исследований

Методической основой исследований явился комплексный подход к решению основных задач работы, а в качестве инструмента - элементы прикладной математики (дифференциальной геометрии, математической статистики).

Научная новизна

1 Разработан новый методический подход к проектированию профиля ГС и МЗС с различными типами завершающего участка в пределах продуктивного пласта на базе методов дифференциальной геометрии.

2 На основе концепции размещения забоев кустовых скважин на площади шельфового нефтегазового месторождения предложен научно-методический подход по выбору типов профиля ГС или МЗС при проектировании системы разработки.

3 Предложена рациональная гидравлическая программа первичного вскрытия продуктивного пласта для одновременного решения задач по обеспечению уменьшения допустимого значения репрессии на пласт и повышения нефтеотдачи.

4 Разработаны и предложены уточненные критерии оценки точности выполнения проектных решений при производстве буровых работ и качества первичного вскрытия при строительстве ГС/МЗС.

Основные защищаемые положения

1 Методический подход к расчету параметров профиля и в т.ч. завершающего участка ГС и МЗС в пределах продуктивного пласта.

2 Результаты исследования влияния технико-технологических факторов бурения на качество первичного вскрытия.

3 Технико-технологические решения по забуриванию боковых ответвлений из обсадной колонны при строительстве МЗС.

4 Научно-методические решения по выбору типа профиля направленной скважины, протяженности горизонтального ствола, числа боковых ответвлений с учетом технико-технологических условий проводки, эксплуатационных показателей добычи и капитальных затрат при строительстве скважин на примере Приразломного нефтяного месторождения.

5 Метод оценки качества выполнения проектных решений на базе разработанных и уточненных критериев.

Практическая ценность работы

Достоверность выводов и установленных закономерностей теоретических исследований подтверждена разработкой и применением технико-технологических решений и регламентирующих документов.

1 Использование предложенного методического подхода расчета параметров профиля ГС и МЗС и созданного для этого программного обеспечения позволит повысить качество проектирования и осуществлять оперативное управление технологическим процессом проводки стволов и ответвлений.

2 Предложенная усовершенствованная система для забуривания боковых ответвлений из обсадной колонны при строительстве МЗС повышает безаварийность выполнения технологических операций и обеспечивает сокращение сроков их проведения.

3 На стадиях проектирования и проводки скважин, особенно горизонтальных участков ГС и МЗС с большим отклонением ствола от вертикали в условиях низких значений давления гидроразрыва пластов, включение в состав расчета гидродинамических давлений гидравлических сопротивлений на элементах КНБК повысит надежность безаварийного ведения буровых работ.

4 Разработанные рекомендации по выбору рациональных параметров углубления при первичном вскрытии и технические решения обеспечивают снижение величины репрессии и радиуса загрязнения продуктивного пласта фильтратом бурового раствора при бурении протяженных завершающих участков скважин с большим отходом ствола от вертикали.

5 Предложенный комплексный подход позволяет на стадии проектирования обосновать выбор ГС или МЗС, длины завершающего участка в зависимости от величины отклонения ствола от вертикали, эксплуатационных показателей добычи и капитальных затрат с целью рационализации системы разработки и повышения рентабельности освоения морских нефтегазовых месторождений.

6 Научно-методический подход по определению качества выполнения проектных решений при строительстве ГС и МЗС создает основу для регламентирования допустимых пределов отклонения параметров скважины от проектных и прогнозирования эффективности и качества проводки последующих скважин на данном месторождении.

7 Результаты диссертационной работы использованы:

- при разработке девяти рабочих проектов на строительство ГС и МЗС, Требований к конструкциям скважин и производству буровых работ, методам вскрытия пластов и освоения ГС и МЗС на шельфовых месторождениях - При-разломное, Штокмановское, Медынское-море и др.;

- в Технологическом регламенте «Технология бурения многозабойных скважин». Стандарт предприятия СТП ВНИИБТ-1021-2003, ОАО НПО «Буровая техника» - ВНИИБТ, Москва, 2003г.;

- в Регламенте «Разработка типовых технико-технологических решений I на бурение боковых стволов из эксплуатационных скважин на основе использования современных технических средств и технологий». ОАО НПО «Буровая техника»-ВНИИБТ, Москва, 2005г.

' Апробация работы

Основные положения и результаты диссертационной работы докладывались и обсуждались: на международной конференции «Освоение шельфа арктических морей России», RAO-03, «Освоение ресурсов нефти и газа российской Арктики и континентального шельфа стран СНГ», RAO-05 (С.-Петербург, 2003, 2005 гг.); на IV международном семинаре «Горизонтальные скважины» (Москва, 2004 г.); на конференциях Ассоциации Буровых Подрядчиков (Москва, 2003, 2004, 2005 гг.); на Международных научно-технических конференциях «Наука и образование» (Мурманск, 2004, 2005 гг.); на научной конференции «Молодежная наука - нефтегазовому комплексу» (Москва, 2004г.); на Ученых Советах ОАО НПО «Буровая техника» (Москва, 2004, 2005 гг.); на научно-технических совещаниях ЗАО «Севморнефтегаз» и компании «Halliburton» (Москва, 2004, 2005 гг.).

Публикации

По материалам диссертации автором опубликовано 15 печатных работ.

Объем и структура работы

Диссертационная работа состоит из введения, четырех разделов, основных выводов, списка использованных источников из 178 наименований. Изложена на 148 страницах машинописного текста, содержит 19 рисунков и 12 таблиц.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении обоснована актуальность проблемы разработки и совершенствования научно-методических и технико-технологических решений для подтверждения эффективности строительства морских ГС и МЗС с большим отклонением ствола от вертикали. Определена цель работы, основные задачи, научная новизна и практическая ценность проведенных исследований.

В первом разделе отражен и проанализирован современный уровень проектирования и состояние строительства ГС и МЗС в отечественной и зарубежной практике.

Развитие и прогресс науки и практики в области проектирования и строительства наклонно-направленных скважин (ННС), ГС и МЗС осуществлялось как отечественными, так и зарубежными учеными и специалистами, к числу которых относятся: М.М. Александров, А.Д. Башкатов, И.Л. Барский, С.Н. Бастриков, В.О. Белоруссов, A.C. Бронзов, А.И. Булатов, Ю.В. Вадецкий, Р.Н. Гилязов, A.M. Григорян, В.Г. Григулецкий, М.П. Гулизаде, М.Т. Гусман, И.Г. Есьман, P.A. Иоаннесян, А.Г. Калинин, В.В. Кульчицкий, В.И. Крылов, В.Г. Лукьянов, М.Р. Мавлютов, И.ГГ. Мельничук, А.Х. Мирзаджанзаде, H.H. Михайлов, Б.А. Никитин, С.А. Оганов, A.C. Оганов, Г.С. Оганов, A.C. Повалихин, В.В. Прохоренко, Н.Р. Рабинович, O.K. Рогачев, Г.Г. Семак, Н.Г Середа, K.M. Солодкий, С.С. Сулакшин, Л .Я. Сушон, С.А. Ширин-Заде, A.M. Ясашин, P.C. Яремийчук, F.K. Crouse, J. Eckolsen, M.J. Economides, J. Oberkircher, H. Ohmer, B.H. Walker, G. Woods и др.

Технико-технологические решения по строительству ГС и МЗС впервые были разработаны во ВНИИБТ Григоряном A.M. еще в середине XX века, свидетельством чего в то время явились первые в мире пробуренные МЗС. Однако, широкое распространение метод бурения ННС, ГС и МЗС с большим отклонением ствола от вертикали получил в начале 1990-х гг. и явился результатом внедрения в практику новых, оригинальных, технически надежных серийных устройств для набора и стабилизации кривизны; MWD/LWD-аппаратуры для управления и контроля траектории ствола скважины. Это позволило ряду компаний достичь рекордных по величине отклонений ствола от вертикали, в тоже время данные показатели получены лишь в отдельных скважинах, пробуренных по индивидуальным программам бурения.

Накопленный отечественный и зарубежный опыт проводки скважин с большим отклонением от вертикали представляет большой практический интерес, особенно в связи с намеченными в ближайшие годы перспективами интенсивного освоения морских нефтегазовых месторождений арктического континентального шельфа Европейского Севера страны - Приразломное и Медын-

ское-море в Печорском море, Штокмановское в Баренцевом море, месторождений в Обско-Тазовской губе Карского моря.

Однако, несмотря на преимущества данного подхода, остается нерешенным ряд проблем научного и практического характера в области проектирования и строительства ГС и МЗС.

Анализ развития наклонно направленного бурения, ГС и МЗС показал, что если ранее к категории скважин с большим отклонением от вертикали были отнесены скважины с коэффициентом отклонения (отношение отклонения скважины от вертикали к глубине скважины по вертикали) больше 1,0, то в настоящее время это величина уже достигает 2,0 - 6,5.

Как известно, строительство таких скважин характеризуется следующими технико-технологическими особенностями:

- трудность продвижения бурильной и обсадной колонн в стволе скважины под действием собственного веса;

- возрастание дифференциального давления в стволе скважины;

ухудшение качества очистки ствола от шлама;

- осложнение условий передачи оптимальной нагрузки на долото;

- проблема создания надежного и долговечного места соединения стволов при строительстве МЗС и др.

Это определило формулирование ряда задач, решение которых учитывает специфические особенности проводки таких скважин, обеспечение проектных эксплуатационных показателей добычи и снижение капитальных затрат.

Среди этапов строительства МЗС следует выделить: вырезание "окна" в обсадной колонне, зарезка и бурение боковых стволов в заданном азимуте и протяженности и процесс заканчивания скважин, установки внутрискважинного оборудования.

Каждый из известных традиционных способов забуривания боковых стволов обладает рядом достоинств и недостатков, делающих один метод привлекательным в одних условиях и неприемлемым в других. В связи с этим видится перспективным совершенствование технико-технологических способов по забуриванию бокового ствола и ответвлений при строительстве МЗС.

Анализ показывает, что одним из направлений совершенствования технологии проводки скважин является дальнейшее развитие разработки рацио-

нальной гидравлической программы, прикладной характер которой особенно актуален в условиях строительства скважин с большим отходом ствола от вертикали.

Как известно, сопровождающие строительство таких скважин осложнения - нарушение устойчивости стенок скважин, значительные потери давления в кольцевом затрубном пространстве, ухудшение качества очистки ствола от шлама и др. - могут быть устранены регулированием параметров гидравлической программы бурения. Однако в известных рекомендациях по составлению гидравлической программы отсутствует рассмотрение характера влияния ряда технико-технологических факторов на коллекторские свойства продуктивного пласта. Анализ фактических данных об ухудшении продуктивности пластов показывает, что одной из причин снижения фактической продуктивности ГС и МЗС по сравнению с их потенциальными возможностями являются техногенные изменения природного состояния продуктивного пласта в ОЗП.

В настоящее время проектирование системы разработки месторождения для добычи нефти (газа) осуществляется путем использования различных видов скважин - от вертикальных до ГС и МЗС. Эффективность их применения зависит от целого ряда геологических, технико-технологических, экономических, экологических и гидрогеографических условий строительства скважин.

Известно, что при кустовом бурении возникают определенные сложности, а именно: из-за различной отдаленности забоев скважин от морской стационарной платформы, они отличаются друг от друга конструкцией, технологическими особенностями проводки, другими параметрами, которые отрицательно влияют на технико-экономические и качественные показатели строительства. Однако до настоящего времени при проектировании системы разработки месторождения этот важнейший фактор практически не учитывался.

Однако до настоящего времени при проектировании системы разработки месторождения этот важнейший фактор практически не учитывался.

Эти и другие актуальные научные и практические проблемы положены в основу задач исследований настоящей диссертационной работы.

Во втором разделе освещается методический подход к проектированию профиля ГС и завершающего участка ствола скважины в пределах продуктивного пласта.

В существующих методических рекомендациях по проектированию профиля ННС, ГС и МЗС, завершающих участков, одним из основных недостатков является упрощение расчетной схемы представления профиля, который при практической реализации значительно отличается от проектного. Кроме того, в расчете используется большое число исходных параметров.

В диссертационной работе с целью повышения качественных показателей бурения и добычи скважин, точности определения параметров профиля завершающего участка ГС и МЗС как на стадии проектирования, так и при оперативном управлении процессом, предложен новый методический подход проектирования профиля.

Согласно предлагаемой методики каждый участок профиля скважины сопряжен с другим, что достигается путем выполнения условия совпадения касательных, проведенных для каждого участка в точке их соединения.

В соответствии с общепринятым подходом, для удобства расчета профиля ствол скважины разделен на две части: длина ствола от устья до кровли продуктивного пласта и от кровли пласта до проектной глубины скважины. Расчет начинается с определения параметров профиля второй части, а затем первой части, т.е. расчет ведется снизу вверх.

Предложенный методический подход расчета профиля позволил уточнить схему представления волнообразного (синусоидального) типа профиля завершающего участка ствола ГС и МЗС, предложенную ВНИИБТ (см. рис.1). Так, в предложенной методике точка с координатами (х3;у3), являющаяся точкой пересечения третьего и четвертого участков, не лежит на верхней границе "коридора". Расхождение в расчетных значениях продемонстрировано для мощности продуктивного пласта 10, 20, 40 м при равенстве исходных параметров: радиусов искривления 1^=382 м, Я3=309 м, Я4=573 м; длине горизонтального участка аг=250 м. Относительное уменьшение проекции завершающего участка согласно расчетам по предлагаемой методике, в сравнении с методикой ВНИИБТ, составило около 33%. Такое расхождение на практике при строитель-

стве горизонтального ствола может привести, в случае отсутствия надежной информации в режиме реального времени, к нарушению границ «коридора».

По предложенной методике также представляется возможность определить параметры профиля ГС и МЗС при меньшем числе исходных параметров в сравнении с существующими методиками.

Представленный подход был реализован при разработке проектной документации на строительство ГС и МЗС для Приразломного и Штокмановского месторождений.

(0;0) кровля пласта

Рис.1 Схемы представления волнообразного типа профиля завершающего участка: по методике ВНИИБТ (1) и предложенной методике (2).

В разделе также рассмотрены вопросы совершенствования технико-технологических способов забуривания бокового ствола и ответвлений при строительстве МЗС.

Для решения проблем, связанных с ограничениями, налагаемыми на применение традиционных способов забуривания боковых ответвлений из обсадной колонны, предложена усовершенствованная система для забуривания.

На рис. 2 показаны технико-технологические схемы выполнения операций по забуриванию бокового ствола. Внутренняя труба б в составе спущенной обсадной колонны с помощью бурильного инструмента с долотом 11 сдвигается на уступ 8, тем самым создается открытый участок. Таким образом, созданные технические условия позволяют осуществить зарезку по двум схемам: с цементного моста 13 или с помощью клина-отклонителя 14.

В устройстве используются стандартные обсадные трубы наружных диаметров 146,1; 168,3; 177,8; 244,5 мм в соответствии с диаметром обсадной колонны, проектной конструкции скважины, в которой планируется произвести забуривание бокового ствола. Функциональность предлагаемой системы может быть повышена за счет извлекаемости внутренней трубы.

а б

Обозначения: 1 - обсадная труба; 2 - цементный камень; 3 - муфта; 4, 5 - наружная труба; б - внутренняя труба; 7- переводник; 8 - упор; 9 - штифты; 10 -уплот-нительные резиновые кольца; 11 - бурильный инструмент с долотом; 12 - центраторы-турбулизаторы; 13 - цементный камень; 14 - клин-отклонителъ

Рис.2 Устройство (а) и схемы (б) забуривания бокового ствола из обсадной колонны.

В третьем разделе исследуются проблемы строительства ГС и МЗС с большим отклонением ствола от вертикали при первичном вскрытии продуктивного пласта. Показано, что разработка рациональной гидравлической программы и выбор технико-технологических параметров должны базироваться во взаимосвязи их влияния на коллекторские свойства.

На сегодняшний день практика бурения не позволяет достичь идеальных условий вскрытия продуктивных пластов без их повреждения. В связи с этим, на стадии проектирования задача разработки рациональной гидравлической программы при первичном вскрытии заключается в формулировании рекомендаций и выборе значений параметров, направленных на снижение потери продуктивности.

В предложенной гидравлической программе особое внимание уделено: выбору плотности бурового раствора в направленной части ствола; расчету гидравлических сопротивлений в кольцевом затрубном пространстве при первичном вскрытии продуктивного пласта;

определению гидродинамических давлений в скважине.

Предложена формула, учитывающая помимо путевых потерь слагаемое потерь от местных гидравлических сопротивлений в зоне компоновки низа бурильной колонны (КНБК). Показано, что пренебрежение этой составляющей приводит к значительным погрешностям. Так например, для скважины на При-разломном месторождении протяженностью 7323 м при вскрытии продуктивного горизонта долотом диаметром 215,9 мм традиционной КНБК, результаты расчетов показали, что по мере увеличения расхода бурового раствора от 0,010 до 0,040 м3/с доля потерь на участках местных сопротивлений КНБК от общих потерь в кольцевом пространстве составила от 6 до 20% соответственно.

Указанные аспекты гидравлической программы являются одними из ключевых факторов влияния на фильтрационно-емкостные свойства ОЗП, что может быть предварительно оценено на стадии проектирования посредством такого параметра как радиус загрязнения ОЗП фильтратом бурового раствора.

Как известно, требования к составу, свойствам и степени влияния различных буровых растворов на продуктивность пласта изложены в работах А.Д. Башкатова, А.И. Булатова, В.В. Крецула, В.И. Крылова, А.Я. Манделя, JI.K. Мухина, JI.A. Шица, J. Grey, G. Darkey и др. В наших исследованиях рассмот-

рен характер распределения радиуса загрязнения ОЗП вследствие влияния технико-технологических параметров при первичном вскрытии горизонтальными и многозабойными скважинами с большим отклонением ствола от вертикали, к числу которых относятся: способ бурения, количество и местоположение опор-но-центрирующих элементов ОЦЭ (диаметр, тип), механическая скорость.

Влияние способа бурения обусловлено геометрией замковых соединений, включением в состав КНБК ОЦЭ, влияющих на характер разрушения образующейся фильтрационной корки и, как следствие, стабилизации фильтрации. Установлено, что в первом и во втором случае характер и степень повреждения будут отличаться в силу наличия разницы площади контакта, количества и места расположения ОЦЭ в составе КНБК, механической скорости. Так, на примере проектных скважин Приразломного месторождения с исходными данными: длина горизонтального ствола 1000 м, подача бурового раствора 0,030 м3/с и механическая скорость бурения 5 м/ч, получены следующие результаты. Превышение величины радиуса загрязнения от бурения роторным способом при сравнительной оценке с бурением забойным двигателем, выраженная посредством отношения коэффициента продуктивности (КП) скважины с загрязненной и незагрязненной ОЗП, составляет при коэффициенте восстановления проницаемости (3=0,75 - 2,6%; (3=0,50 - 7,5%; (3=0.25 - 18,0%; (3=0,10 - 33,7%.

На основании полученных результатов сделан вывод о том, что важное значение представляют гидродинамические давления в скважине, способ бурения, состав КНБК, характер отрицательного воздействия от которых на продуктивность пласта становится существенен при проницаемости загрязненной зоны ^загр«зн<0,75-/(Гиачальн- Это предопределяет необходимость комплексного подхода при выборе способа бурения, количества и геометрии элементов КНБК и составлении гидравлической программы.

Практика бурения показывает, что проводка горизонтальных стволов большой протяженности и с большим отклонением ствола от вертикали может быть успешно осуществлена при выполнении ряда технико-технологических приемов, важнейшим из которых является контроль механической скорости.

Управление величиной механической скорости проходки осуществляют с позиции эффективности бурения и качественной очистки ствола скважины. Известно, что снижение скоростей проходки с углублением скважины в

значительной степени определяется ухудшением условий очистки забоя, что обусловлено ростом репрессии на забой. Кроме того, управление механической скоростью должно осуществляться с позиции темпа подготовки объема шламовой пульпы и закачки ее в пласт, что предусмотрено в Проекте на строительство скважин на Приразломном месторождении.

Для ГС и МЗС характерны малые градиенты давления при вскрытии, поэтому особое значение приобретает фактор времени. В связи с этим был проведен анализ с целью определения в какой степени оказывает влияние диапазон изменения механической скорости проходки на величину радиуса загрязнения. В результате, на примере проводки горизонтальных участков скважин Приразломного месторождения, было установлено, что при бурении с винтовым забойным двигателем (ВЗД) и с механической скоростью проходки менее 5 м/ч происходит резкий рост величины радиуса загрязнения.

На основании анализа существующих методик, направленных на повышение качества очистки ствола скважины, сделан вывод о том, что максимально допустимая механическая скорость проходки, при соблюдении условия высоких ТЭП и безаварийной проводки ствола скважины, ограничивается величиной максимальной допустимой подачи бурового раствора.

Одним из доминирующих факторов, влияющих на процесс загрязнения, наиболее значимым и вместе с тем управляемым, является репрессия на пласт. Оценка влияния и регулирования репрессии на пласт положена в основу предлагаемого подхода к выбору технико-технологических решений первичного вскрытия при составлении гидравлической программы строительства, сущность которого заключается в следующем.

Исходя из геологической характеристики коллектора, времени бурения ствола в продуктивной части разреза, состава КНБК, способа бурения, режимных параметров бурения, соответственно создаваемой репрессии на пласт необходимо определить степень поражения продуктивного пласта. На основании этого, при проектировании процесса вскрытия продуктивного пласта, следует выбирать такие технико-технологические решения, которые обеспечивают условия качественной очистки ствола и минимизации величины радиуса загрязнения. Одним из направлений уменьшения репрессии на пласт, за счет уменьшения гидравлических сопротивлений в кольцевом пространстве

в процессе бурения скважин с большим отклонением ствола от вертикали, может явиться использование системы двухканальной циркуляции раствора, при которой осуществляется перераспределение восходящего потока бурового раствора за бурильной колонной и в кольцевое незацементированное пространство между обсадными трубами. Результатом является кратное уменьшение гидравлического сопротивления, одним из следствий - повышение механической скорости.

В четвертом разделе представлен методический подход по выбору типа скважины - ГС и/или МЗС, числа ответвлений, протяженности горизонтального ствола в зависимости от величины отхода ствола от вертикали при кустовом разбуривании шельфовых месторождений.

Известно, что одним из путей повышения нефтеотдачи пласта в ГС является повышение качества первичного и вторичного вскрытия пласта. Другим путем решения проблемы является правильный выбор варианта размещения ГС и МЗС на структуре месторождения. Рассмотрение этих двух направлений во взаимосвязи с технико-технологической реализуемостью проектного профиля позволило сформировать комплексный подход с целью повышения эффективности применения ГС и МЗС при освоении морских месторождений.

Комплексный подход, основанный на выполнении условий соответствия проектных решений технико-технологической реализуемости, осуществления безаварийной проводки, обеспечения проектного КП и снижения стоимости строительства ГС и МЗС, по-новому ставит задачу в практике проектирования для определения типа скважины (ГС и/или МЗС), рациональной протяженности горизонтального ствола и числа ответвлений в продуктивной части разреза. Для выработки рационального решения при сравнении различных вариантов указанный подход должен опираться на критерий, который учитывал бы перечисленные аспекты.

В рамках рассматриваемой проблематики, сформулированных выше задач приводится методика по обоснованию длины завершающей части профиля в зависимости от отклонения ствола от вертикали и выбору скважин по их видам (ГС/МЗС) при проектировании системы разбуривания месторождения.

При кустовом способе разбуривания месторождения, являющимся наиболее выгодным для освоения шельфовых месторождений, вполне оправданный интерес может представлять подход, при котором ГС и МЗС с меньшими значениями отклонения ствола от вертикали на кровле (протяженности направляющей части профиля скважины) будут иметь наибольшее значение длины горизонтального участка, а по мере увеличения отклонения от вертикали длина горизонтального участка будет снижаться. Концепция приведения в соответствие длины направляющей части профиля и горизонтального участка ставит своей целью повышение гарантии безаварийной проводки, повышение показателей бурения, снижение отрицательного воздействия на ОЗП, сокращение дополнительных затрат на выполнение ряда технико-технологических решений, без использования которых невозможна проводка скважин с большим отклонением ствола от вертикали, при условии обеспечения суммарного по месторождению (фрагменту месторождения) КП.

Для того, чтобы охарактеризовать каждую скважину в соответствии с концепцией предлагаемой методики, на стадии проектирования предлагается использовать разработанный комплексный критерий Кк. Этот комплексный параметр вводится для того, чтобы соотнести КП (в начальный период разработки) к капитальным затратам на строительство с учетом степени сложности реализации проектного профиля. В итоге, общий вид зависимости комплексного критерия представлен в следующем виде:

К=/(КП, сшК0), (1)

где с„ - удельные капитальные затраты на единицу длины скважины; К0 - коэффициент отклонения (сложности) - обобщенный технико-технологический показатель, используемый как в отечественной, так и в зарубежной практике проектирования и строительства скважин для указания степени сложности реализации проектного профиля.

На рисунках 3 и 4 показаны зависимости изменения величины Кк от длины горизонтального ствола (Lrop) и трехмерный вид графика зависимости Кк от длины направляющей (LHanp) и горизонтальной частей соответственно. По обоим графикам видно, что с ростом длины направляющей части уменьшается максимальная величина Кк при одновременном формировании тенденции смещения её в сторону роста длины горизонтального ствола. Потенциал,

заложенный в снижении удельных капитальных затрат, приходящихся на направляющую и завершающую части, значительно повысит значение Кк.

Таким образом, предлагаемый метод выбора длины горизонтального участка ГС при проектировании системы разработки нефтегазового месторождения позволяет повысить технико-экономическую и эксплуатационную эффективность строительства скважин с кустовой платформы за счет того, что по мере увеличения отклонения ствола от вертикали и глубины скважины протяженность горизонтального участка в продуктивном пласте уменьшается от наибольшего значения до минимального и обеспечивает снижение риска при решении поставленной геологической и технологической задач.

На основании эксплуатационных показателей добычи и технико-технологических факторов по проводке скважины обоснование выбора в пользу строительства МЗС и типа ее конфигурации (расположение и число боковых стволов) определяется путем выявления приемлемого варианта. В первую очередь рассчитывают КП и определяют, может ли в данных геологических условиях ГС обеспечить такой приток, учитывая возможность реализации профиля с позиций техники и технологии и предполагаемых затрат как в процессе строительства, так и добычи. Если нет, то подбирают конфигурацию МЗС, способную обеспечить лучшие условия дренирования пласта с достижением проектной производительности, удовлетворяя требованиям наибольшей надежности безаварийной проводки и заканчивания, и соблюдения высоких ТЭП. В связи с этим, при сравнении эффективности применения МЗС и ГС помимо КП следует опираться и на Кк.

В случае строительства МЗС предложенный общий вид комплексного критерия аналогичен ГС.

Результаты расчетов на примере Приразломного месторождения показали, что используя характеристику КП при выборе того или иного типа скважины, МЗС не всегда представляет собой выгодную альтернативу бурению ГС. Определяя на стадии проектирования, как с позиции эффективности эксплуатации, так и условий строительства, тип скважины, конфигурацию, длину МЗС или ГС, выступающих в качестве двух альтернативных друг другу технологий, целесообразно руководствоваться двумя параметрами - КП и Кк.

Рис.3 Изменения величины комплексного критерия от длины горизонтального ствола, при различных значениях длины направляющей части (1, 2, 3, 4 соответственно при 6000, 6400,7061, 8000 м)

Рис.4 Общий вид трехмерного графика зависимости комплексного критерия от длины направляющей и горизонтальной части

Главную цель строительства скважины необходимо рассматривать не только как создание надежного, прочного и долговечного промышленного объекта, но и как соблюдение технологической схемы разработки месторождения с проектными показателями эксплуатации. В связи с этим, предложен подход к определению критерия качества, характеризующего соответствие проектных решений фактическим, включая качество вскрытия.

Критерий качества проектных решений должен складываться из многообразия факторов и структурирования с позиций: реализации проектного профиля; соблюдения технико-технологических требований при производстве буровых работ; равенства фактических эксплуатационных показателей добычи проектным. При этом математическая форма записи критериев представляется таким образом, что позволяет привести их к долям единицы. При стремлении произведения критериев к единице (К, —* 1) возможно достижение цели по качественному выполнению проектных решений. Предлагаемые критерии, дифференцирующие перечисленные аспекты, отражают основные положения качества строительства скважины.

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ

1 Разработан научно-методический подход определения параметров построения различных типов профиля, позволяющий осуществлять расчет при меньшем числе исходных данных по сравнению с известными методиками.

Обоснована форма четырехинтервального (волнообразного) профиля завершающей части ГС/МЗС в пределах продуктивного пласта с учетом рекомендованных рациональных соотношений длин участков набора, стабилизации, донабора и спада зенитного угла.

2 Усовершенствован способ зарезки боковых стволов из обсадной колонны для строительства МЗС на море, особенно в условиях ведения работ с плавучих буровых установок в сложных гидрометеорологических условиях, обеспечивающий решение задач по снижению риска возможных осложнений и аварий при зарезке, сокращение сроков на проведение технологических операций, создание надежного и качественного места разветвления стволов для последующей эксплуатации скважины.

3 Предложены технико-технологические решения по первичному вскрытию продуктивного пласта для повышения показателей последующей эксплуатации месторождения на базе разработки рациональной гидравлической программы, основанной на снижении степени загрязнения продуктивного пласта в единстве с техническими и технологическими факторами проводки ГС/МЗС с большим отклонением ствола от вертикали.

4 Показано, что влияние на продуктивность пласта величин репрессии и времени бурения определяет относительно равномерный характер формирования радиуса загрязнения вдоль горизонтального ствола в изотропном пласте.

Установлено, что выбор технико-технологических решений для бурения протяженного горизонтального ствола для месторождения Приразломное имеет принципиальный характер на качество первичного вскрытия при величинах коэффициента восстановления проницаемости менее 75%.

5 Предложен методический подход к выбору типа профиля ГС и МЗС с большим отклонением ствола от вертикали с целью качественного повышения уровня проектирования системы разработки шельфовых месторождений с морских гидротехнических сооружений кустовым способом, учитывающий эксплуатационные показатели добычи, капитальные затраты и технико-технологические факторы строительства, где ГС с меньшими значениями от-

клонения ствола от вертикали на кровле будут иметь наибольшее значение длины горизонтального ствола, в случае МЗС - большую длину и число боковых стволов, а по мере увеличения отклонения ствола от вертикали длина горизонтального ствола будет снижаться.

6 Введены новые критерии оценки выполнения проектных решений при строительстве ГС/МЗС с учетом требований к качеству вскрытия продуктивного пласта.

Основные положения диссертации отражены в следующих работах:

1 Оганов Г.С., Гайдамака В.И., Обухов С.А. и др. «Разработка проекта на строительство разведочной скважины на Штокмановском газоконденсатном месторождении» / научный сборник Трудов IV международной конференции RAO-03 «Освоение шельфа арктических морей России», Санкт-Петербург, 1619 сентября 2003г. - с.76-79.

2 Оганов A.C., Обухов С.А., Парыгин Р.В. «Разработка методического подхода для проектирования боковых ответвлений и стволов» / журнал «Вестник АБП» №3, 2003г. -С.6-11.

3 Оганов Г.С., Обухов С.А. Технико-технологическое решение для за-буривания боковых ответвлений из обсадной колонны при строительстве многозабойных скважин / материалы Международной научно-технической конференции «Наука и образование - 2004», - Мурманск: МГТУ, 2004. - с.127-131.

4 Обухов С.А., Парыгин Р.В. Расчет завершающей части профиля ствола горизонтальных и многозабойных скважин в соответствии с новым методическим подходом для проектирования профилей / материалы Международной научно-технической конференции «Наука и образование - 2004», - Мурманск: МГТУ, 2004. - с.132-136.

5 Оганов Г.С., Обухов С.А. Технико-технологические аспекты при проектировании строительства разведочных скважин на газоконденсатном месторождении "Штокмановское" (шельф Баренцева моря) / материалы Международной научно-технической конференции «Наука и образование - 2004», -Мурманск: МГТУ, 2004. - с.136-140.

6 Обухов С.А. Комплексный технико-технологический подход для первичного вскрытия пласта горизонтальным стволом / материалы Международной научно-технической конференции «Наука и образование - 2005», - Мурманск: МГТУ, 2005. - с. 112-115.

7 Оганов Г.С., Обухов С.А., Молчанов Д.Н., Макаров ПА. Разработка методов проектирования строительства скважин на месторождениях континентального шельфа / материалы Международной научно-технической конференции «Наука и образование - 2005», - Мурманск: МГТУ, 2005. - с.115-118.

8 Обухов С.А. Совершенствование метода расчета профилей боковых стволов многозабойных скважин / материалы научной конференции аспирантов, молодых преподавателей и сотрудников ВУЗов и научных организаций «Молодежная наука - нефтегазовому комплексу», - Москва: РГУНГ, 2004г. - с.34.

9 Оганов Г.С., Обухов С.А. Новый способ для забуривания БС и ответвлений в скважине из обсадной колонны / материалы научной конференции аспирантов, молодых преподавателей и сотрудников ВУЗов и научных организаций «Молодежная наука - нефтегазовому комплексу», - Москва: РГУНГ, 2004г. с.35.

10 Оганов Г.С., Гряколов А.П., Обухов С.А. и др. Технико-технологические аспекты проектирования строительства разведочной наклонно-направленной скважины на газоконденсатном месторождении Штокмановское / журнал "Вестник АБП" №4,2003г.

11 Обухов С.А., Оганов Г.С. Проектирование рациональной гидравлической программы бурения горизонтальных и многозабойных скважин на континентальном шельфе России / сборник тезисов IV международном семинаре «Горизонтальные скважины», - Москва: РГУНГ, 2004. - с.44-45.

12 Оганов Г.С., Обухов С.А., Гайдамака В.И. Разработка методического подхода по выбору профиля горизонтальных и многозабойных скважин с большим отклонением ствола от вертикали при освоении шельфовых месторождений / НТЖ. Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и море, М., ВНИИОЭНГ, № 10,2005. - с.2-9.

13 Оганов Г.С., Обухов С.А., Макаров П.А. и др. Современный комплексный подход при разработке проекта на строительство скважин с большим отходом от вертикали при освоении Арктического шельфа России (первый отечественный опыт) / научный сборник Трудов V международной конференции RAO-05 «Освоение ресурсов нефти и газа российской Арктики и континентального шельфа стран СНГ», Санкт-Петербург, 13-15 сентября 2005г. - с.35-38.

14 Оганов Г.С., Обухов С.А., Иванычев Р.В. и др. Технико-технологические аспекты проектирования строительства скважин с большим отклонением ствола от вертикали при разбуривании Приразломного нефтяного месторождения / журнал «Вестник АБП» №2,2005г. - с.4-10.

15 Оганов Г.С., Обухов С.А., Гряколов А.П. и др. Первый отечественный опыт проектирования строительства скважин с большим отклонением ствола от вертикали на Арктическом шельфе России / журнал «Нефть и Капитал» (приложение Технологии ТЭК) №4,2005г. - с. 15-19.

Соискатель

Обухов С.А.

ДЛЯ ЗАМЕТОК

ФЛЦ №000384-1,2,3,4 от 28.11.2001г.

Подписано в печать 26.10.2005. Формат 21x29,7 Набор компьютерный. Гарнитура Times New Roman Тираж 90 экз. Заказ №1

ЗАО «Курортпроект» 115114 Москва, ул. Кожевническая д 10/2

к

i

I

n 1 35«

РНБ Русский фонд ч

2006-4 20054

4

Содержание диссертации, кандидата технических наук, Обухов, Сергей Анатольевич

Введение.

1 Успехи и проблемы строительства горизонтальных и многозабойных скважин с большим отклонением ствола от вертикали в России и за рубежом.

1.1 Технико-технологические особенности первичного вскрытия продуктивных пластов горизонтальным стволом ГС и МЗС с большим отклонением ствола от вертикали.

1.2 Особенности применения и требования к проектированию строительства ГС и МЗС.

1.3 Особенности и требования к проектированию профиля направленных скважин с большим отклонением ствола от вертикали.

1.4 Технико-технологические аспекты строительства МЗС при зарезке бокового ствола из обсадной колонны.

2 Проектирование профилей ГС и МЗС и технологического способа по зарезке бокового ствола. 2.1 Методический подход расчета профиля ГС и МЗС с различными типами завершающего участка в пределах продуктивного пласта.

2.2 Технико-технологическое решение для забуривания боковых стволов из обсадной колонны при строительстве многозабойных скважин.

2.2.1 Требования к технологии строительства бокового ствола.

2.2.2 Технико-технологические аспекты нового устройства для забуривания боковых ответвлений из обсадной колонны.

3 Выбор на стадии проектирования технологии первичного вскрытия продуктивных пластов ГС и МЗС с большим отходом ствола от вертикали.

3.1 Основные параметры, определяющие качество первичного вскрытия. 67 3.1.1 Условия формирования и разрушения фильтрационной корки в процессе бурения.

3.2 Технико-технологические аспекты гидродинамического расчета давлений при бурении горизонтальных стволов ГС и МЗС.

3.2.1 Проектирование плотности бурового раствора при бурении направленных участков ГС и МЗС.

3.2.2 Гидравлический расчет путевых и местных потерь давления при течении бурового раствора в кольцевом затрубном пространстве.

3.2.3 Расчет максимально допустимого гидродинамического давления в кольцевом затрубном пространстве из условия недопущения гидроразрыва пород.

3.2.4 Задание технологически необходимых значений подачи бурового раствора или дифференциального давления из условия недопущения гидроразрыва пород.

3.2.5 Расчет величины рациональной скорости спуска бурильной (обсадной) колонны в скважину.

3.3 Влияние репрессии на радиус загрязнения околоствольной зоны продуктивного пласта.

3.3.1 Характер формирования радиуса загрязнения в околоствольной зоне продуктивного пласта вдоль горизонтального участка.

3.4 Технико-технологические решения по снижению репрессии на продуктивный пласт. 3.4.1 Технологические рекомендации по снижению репрессии.

3.5 Механическая скорость как технологический параметр и её влияние на величину радиуса загрязнения.

3.5.1 Влияние расхода бурового раствора и механической скорости с учетом обеспечения условия выноса шлама.

3.5.2 Влияние механической скорости на величину радиуса загрязнения. 109 4 Разработка методического подхода к выбору профиля ГС и МЗС с большим отклонением ствола от вертикали при освоении шельфовых месторождений.

4.1 Обоснование выбора параметров профиля ГС.

4.2 Обоснование выбора параметров профиля МЗС.

4.3 Оценка качества выполнения проектных решений по строительству

ГС и МЗС.

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Научно-технические решения по проектированию строительства морских горизонтальных и многозабойных скважин"

Актуальность проблемы

В настоящее время и в ближайшем будущем поиск и освоение новых месторождений будут являться стратегической задачей государства.

Подтвержденные геологоразведочными работами промышленные запасы нефти и газа на Арктическом шельфе страны создали перспективу их рентабельной разработки. Принимая во внимание особенности освоения месторождений в этом регионе всё большую актуальность приобретает поиск новых и совершенствование существующих подходов, технико-технологических решений по проектированию и строительству скважин, целью которых будет снижение капитальных затрат и увеличение нефтеотдачи пластов.

Указанной тенденции удовлетворяет, находящее всё большее распространение в мировой практике, бурение горизонтальных (ГС) и многозабойных скважин (МЗС). Несмотря на уже ставшую традиционной технику и технологию строительства таких скважин, по-прежнему существуют проблемы, снижающие эффективность их применения.

Разбуривание Приразломного нефтяного месторождения эксплуатационными ГС и МЗС сложными как по конструкции, так и по геометрии профиля, будет являться первым отечественным и зарубежным опытом на Арктическом континентальном шельфе. Необходимость большой площади охвата Приразломного месторождения скважинами, строительство которых предлагается осуществить с одной морской ледостойкой стационарной платформы (МЛСП), расположенной в центральной части залежи, предопределила значительные по величине отклонения ствола от вертикали при сохранении большой протяженности завершающего участка в пределах продуктивного пласта. На Медынско-Варандейском, Колоколморском и Поморском лицензионных участках континентального шельфа Севера страны предполагается бурение ГС и МЗС (с расходящимися в противоположные стороны боковыми стволами) с протяженностью горизонтальных участков от 1300 м до 3800 м при максимальной длине скважины 8200 м.

При освоении месторождений с помощью ГС и МЗС на первый план выдвигаются проблемы, связанные с выполнением геологической задачи, условием безаварийной проводки, достижением проектной протяженности и формы профиля горизонтального ствола в пределах продуктивного пласта, сохранением коллекторских свойств в околоствольной зоне продуктивного пласта (ОЗП). Данные по законченным бурением и введенным в эксплуатацию скважинам свидетельствует, что не всегда достигнутые результаты полностью удовлетворяют перечисленным требованиям.

Актуальность решения этих проблем является ключевым фактором, способным подтвердить эффективность применения ГС и МЗС с большим отходом от вертикали при разработке Приразломного и ряда других морских месторождений. В связи с этим существенно возрастает роль и ответственность такого этапа в освоении нефтегазовых месторождений на шельфе как проектирование строительства скважин, при котором качество и обоснованность в выборе научно-технических решений в конечном счете предопределяет успешное завершение строительства скважин и соблюдение заданных параметров освоения месторождения в целом.

Цель работы

Разработка и внедрение в практику проектирования и строительства скважин научно-методических и технико-технологических решений, направленных на повышение эффективности применения ГС и МЗС при разработке шельфо-вых месторождений.

Основные задачи исследований

1 Разработка методики расчета профилей ГС и МЗС с учетом требований технологии строительства и последующей эксплуатации скважины.

2 Совершенствование технико-технологических способов по забурива-нию бокового ствола и ответвлений с целью повышения эффективности и качества строительства МЗС.

3 Анализ влияния технико-технологических факторов бурения на качество первичного вскрытия продуктивного пласта и разработка рациональной гидравлической программы строительства скважины при проводке завершающего участка профиля ГС и МЗС.

4 Разработка научно-методических решений по выбору типа и параметров профиля ГС и МЗС с большим отклонением ствола от вертикали при освоении шельфовых месторождений с позиции выполнения геологической задачи, возможностей современной техники и технологии по безаварийной и качественной проводке скважин, снижения капитальных затрат и обеспечения проектных эксплуатационных показателей скважины.

5 Разработка и уточнение критериев оценки качества выполнения проектных решений при строительстве ГС и МЗС.

Методы исследований

Методической основой исследований явился комплексный подход к решению основных задач работы, а в качестве инструмента - элементы прикладной математики (дифференциальной геометрии, математической статистики).

Научная новизна

1 Разработан новый методический подход к проектированию профиля ГС и МЗС с различными типами завершающего участка в пределах продуктивного пласта на базе методов дифференциальной геометрии.

2 На основе концепции размещения забоев кустовых скважин на площади шельфового нефтегазового месторождения предложен научно-методический подход по выбору типов профиля ГС или МЗС при проектировании системы разработки.

3 Предложена рациональная гидравлическая программа первичного вскрытия продуктивного пласта для одновременного решения задач по обеспечению уменьшения допустимого значения репрессии на пласт и повышения нефтеотдачи.

4 Разработаны и предложены уточненные критерии оценки точности выполнения проектных решений при производстве буровых работ и качества первичного вскрытия при строительстве ГС/МЗС.

Основные защищаемые положения

1 Методический подход к расчету параметров профиля и в т.ч. завершающего участка ГС и МЗС в пределах продуктивного пласта.

2 Результаты исследования влияния технико-технологических факторов бурения на качество первичного вскрытия.

3 Технико-технологические решения по забуриванию боковых ответвлений из обсадной колонны при строительстве МЗС.

4 Научно-методические решения по выбору типа профиля направленной скважины, протяженности горизонтального ствола, числа боковых ответвлений с учетом технико-технологических условий проводки, эксплуатационных показателей добычи и капитальных затрат при строительстве скважин на примере Приразломного нефтяного месторождения.

5 Метод оценки качества выполнения проектных решений на базе разработанных и уточненных критериев.

Практическая ценность работы

Достоверность выводов и установленных закономерностей теоретических исследований подтверждена разработкой и применением технико-технологических решений и регламентирующих документов.

1 Использование предложенного методического подхода расчета параметров профиля ГС и МЗС и созданного для этого программного обеспечения позволит повысить качество проектирования и осуществлять оперативное управление технологическим процессом проводки стволов и ответвлений.

2 Предложенная усовершенствованная система для забуривания боковых ответвлений из обсадной колонны при строительстве МЗС повышает безаварийность выполнения технологических операций и обеспечивает сокращение сроков их проведения.

3 На стадиях проектирования и проводки скважин, особенно горизонтальных участков ГС и МЗС с большим отклонением ствола от вертикали в условиях низких значений давления гидроразрыва пластов, включение в состав расчета гидродинамических давлений гидравлических сопротивлений на элементах КНБК повысит надежность безаварийного ведения буровых работ.

4 Разработанные рекомендации по выбору рациональных параметров углубления при первичном вскрытии и технические решения обеспечивают снижение величины репрессии и радиуса загрязнения продуктивного пласта фильтратом бурового раствора при бурении протяженных завершающих участков скважин с большим отходом ствола от вертикали.

5 Предложенный комплексный подход позволяет на стадии проектирования обосновать выбор ГС или МЗС, длины завершающего участка в зависимости от величины отклонения ствола от вертикали, эксплуатационных показателей добычи и капитальных затрат с целью рационализации системы разработки и повышения рентабельности освоения морских нефтегазовых месторождений.

6 Научно-методический подход по определению качества выполнения проектных решений при строительстве ГС и МЗС создает основу для регламентирования допустимых пределов отклонения параметров скважины от проектных и прогнозирования эффективности и качества проводки последующих скважин на данном месторождении.

7 Результаты диссертационной работы использованы:

- при разработке девяти рабочих проектов на> строительство ГС и МЗС, Требований к конструкциям скважин и производству буровых работ, методам вскрытия пластов и освоения ГС и МЗС на шельфовых месторождениях - Приразломное, Штокмановское, Медынское-море и др.;

- в Технологическом регламенте «Технология бурения многозабойных скважин». Стандарт предприятия СТП ВНИИБТ-1021-2003, ОАО НПО «Буровая техника» - ВНИИБТ, Москва, 2003г.;

- в Регламенте «Разработка типовых технико-технологических решений на бурение боковых стволов из эксплуатационных скважин на основе использования современных технических средств и технологий». ОАО НПО «Буровая техника» - ВНИИБТ, Москва, 2005г.

Апробация работы

Основные положения и результаты диссертационной работы докладывались и обсуждались на научных конференциях, семинарах и научно-технических совещаниях:

- на международной конференции «Освоение шельфа арктических морей России», RAO-03, «Освоение ресурсов нефти и газа российской Арктики и континентального шельфа стран СНГ», RAO-05, Санкт-Петербург, 2003, 2005 гг.;

-на IV международном семинаре «Горизонтальные скважины», Москва, 2004г.;

-на конференциях Ассоциации Буровых Подрядчиков, Москва, в 2003, 2004,2005 гг.;

-на Международных научно-технических конференциях «Наука и образование», Мурманск, в 2004,2005 гг.;

- на научной конференции «Молодежная наука - нефтегазовому комплексу», Москва, 2004г.;

- на Ученых Советах ОАО НПО «Буровая техника»-ВНИИБТ, г.Москва, 2004, 2005 гг.;

-на научно-технических совещаниях ЗАО «Севморнефтегаз», г.Москва, 2005г.;

- на технических совещаниях компании Halliburton, г.Москва, 2004, 2005гг.

Публикации

По материалам диссертации автором опубликовано 15 печатных работ.

Объем и структура работы

Диссертационная работа состоит из введения, четырех разделов, основных выводов, списка использованных источников из 178 наименований. Изложена на 148 страницах машинописного текста, содержит 19 рисунков и 12 таблиц.

Заключение Диссертация по теме "Технология освоения морских месторождений полезных ископаемых", Обухов, Сергей Анатольевич

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ

1 Разработан научно-методический подход определения параметров построения различных типов профиля, позволяющий осуществлять расчет при меньшем числе исходных данных по сравнению с известными методиками.

Обоснована форма четырехинтервального (волнообразного) профиля завершающей части ГС/МЗС в пределах продуктивного пласта с учетом рекомендованных рациональных соотношений длин участков набора, стабилизации, донабора и спада зенитного угла.

2 Усовершенствован способ зарезки боковых стволов из обсадной колонны для строительства МЗС на море, особенно в условиях ведения работ с плавучих буровых установок в сложных гидрометеорологических условиях, обеспечивающий решение задач по снижению риска возможных осложнений и аварий при зарезке, сокращение сроков на проведение технологических операций, создание надежного и качественного места разветвления стволов для последующей эксплуатации скважины.

3 Предложены технико-технологические решения по первичному вскрытию продуктивного пласта для повышения показателей последующей эксплуатации месторождения на базе разработки рациональной гидравлической программы, основанной на снижении степени загрязнения продуктивного пласта в единстве с техническими и технологическими факторами проводки ГС/МЗС с большим отклонением ствола от вертикали.

4 Показано, что влияние на продуктивность пласта величин репрессии и времени бурения определяет относительно равномерный характер формирования радиуса загрязнения вдоль горизонтального ствола в изотропном пласте.

Установлено, что выбор технико-технологических решений для бурения протяженного горизонтального ствола для месторождения Приразломное имеет принципиальный характер на качество первичного вскрытия при величинах коэффициента восстановления проницаемости менее 75%.

5 Предложен методический подход к выбору типа профиля ГС и МЗС с большим отклонением ствола от вертикали с целью качественного повышения уровня проектирования системы разработки шельфовых месторождений с морских гидротехнических сооружений кустовым способом, учитывающий эксплуатационные показатели добычи, капитальные затраты и технико-технологические факторы строительства, где ГС с меньшими значениями отклонения ствола от вертикали на кровле будут иметь наибольшее значение длины горизонтального ствола, в случае МЗС - большую длину и число боковых стволов, а по мере увеличения отклонения ствола от вертикали длина горизонтального ствола будет снижаться.

6 Введены новые критерии оценки выполнения проектных решений при строительстве ГС/МЗС с учетом требований к качеству вскрытия продуктивного пласта.

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Обухов, Сергей Анатольевич, Москва

1. Правила безопасности при разведке и разработке нефтяных и газовых месторождений на континентальном шельфе. ПБ 08-623-03, М., 2003 г.

2. Крылов В.И., Оганов А.С. Проектирование строительства дополнительного наклонно направленного и горизонтального ствола из -жсплуатационной колонны бездействующей скважины. М.: Российский государственный университет нефти и газа им. И.М. Губкина, 2002.

3. Борисов Ю.П., Пилатовский В.П., Табаков В.П. Разработка нефтяных месторождений горизонтальными и многозабойными скважинами. М.: Изд-во «Недра», 1964 г.

4. Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности (ПБ 08-624-03). М.: ФГУП Изд-во «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2003.

5. Economides M.J., Valko P.P., Wang X. Recent Advances in Production Engineering/ Journal of Canadian Petroleum Technology, October 2001. Volume 40, №10.

6. H. Cho Integrated Optimization on a Long Horizontal Well Length / SPE Reservoir Evaluation & Engineering, April, 2003.

7. Descins W.G., McDonald W.J., Reid T.B. Survey Shows Success, Failures of Horizontal Wells / Oil & Gas Journal, 19 june 1995, №35.

8. Никитин Б.А., Оганов A.C., Гноевых A.H. Состояние и перспективы горизонтального бурения в Российской Федерации / Вестник Ассоциации Буровых Подрядчиков №4, 2002 г.

9. Penmatcha V.R., Arbabi S., Aziz К. Effects of Pressure Drop in Horizontal Wells and Optimum Well Length / SPE 37494 presented at the 1997 SPE Production Operations Symposium, Oklahoma City, 9-11 March.

10. Оганов A.C. Научно-методические основы технологии бурения наклонно направленных и горизонтальных скважин / Автореферат на докторскую диссертацию, М„ 1998г.

11. Булатов А.И., Макаренко П.П., Будников В.Ф., Басарыгин Ю.М. Теория и практика закан-чивания скважин: В 5 т./под ред. Булатова А.И. М.: ОАО «Изд-во «Недра», 1998 - Т.5.

12. Гноевых А.Н., Киршин В.И. Опыт строительства бокового ствола с использованием кол-тюбингового комплекса на скважине №291 Канчуринского ПХГ / Вестник Ассоциации Буровых Подрядчиков №1, 2003 г.

13. Информ. проспект: «Удмуртнефть Новые технологии» - Разработка сложнопостроенных залежей нефти системой горизонтальных и горизонтально-разветвленных скважин.

14. Групповой рабочий проект на строительство эксплуатационных (добывающих и нагнетательных) скважин на нефтяном месторождении Приразломное с МЛСГ1 / Проектно-сметная документация, разработанная компаниями Halliburton, НПО «Буровая техника»: М., 2005г.

15. Мительман Б.И. Справочник по гидравлическим расчетам в бурении/М.: Гостоптехиздат, 1963г.

16. Иогансен К.В. Спутник буровика. Справочник. / М.: «Недра». 1990г.

17. Инструкция по составлению гидравлической программы бурения скважины. РД 39-0147009-518-86, ВНИИКРнефть, 1986 г.

18. Технологический регламент по химической обработке промывочной жидкости при строительстве скважин с горизонтальным окончанием на месторождениях Крайнего Севера. РД 0159000-171-95. Тюмень: ТюменНИИгипрогаз,1995.

19. Рекомендации по безопасному и безаварийному ведению работ на буровых предприятиях «Грознефти» / 5-е издание; Грозный, 1986 г.

20. Рабиа X. Технология бурения нефтяных скважин: Пер. с англ./ Пер. В.Г. Григулецкого. Ю.М. Кисельмана; под ред. В.Г.Григулецкого. -М.: Недра. 1989.

21. Рабинович Н.Р. Инженерные задачи механики сплошной среды в бурении. М.: Недра, 1989.

22. Сургучев M.JL, Табаков В.П., Киверенко В.М. Состояние и перспективы применения горизонтальных и многозабоных скважин для разработки нефтяных месторождений / Доклад НТС Миннефтегазпрома СССР, 1990.

23. Есьман Б.И., Куцын П.В. Упрощенная методика подсчета гидравлических потерь в кольцевом пространстве бурящейся скважины. Сб. Н-Т информации АзНИТИ, №5, 1963.

24. Шищенко Р.И., Есьман Б.И. Практическая гидравлика в бурении / под ред. Мительмана Б.И.-М.: «Недра», 1966.

25. Шевцов В.Д. Регулирование давления в бурящихся скважинах. М.: Недра, 1984.

26. Григорян A.M. Вскрытие пластов многозабойными и горизонтальными скважинами. М.: «Недра», 1969.

27. Инструкция по бурению наклонно-направленных и горизонтальных скважин на севере Тюменской области / ООО «ТЮМЕЫНИИГИПРОГАЗ» ООО «ГАЗПРОМ»: Тюмень, 2001.

28. Калинин А.Г., Е1икитин Б.А. Повышение газонефтеотдачи продуктивного пласта при бурении горизонтальных и разветвленно-горизонтальных скважин. М.: ВНИИОЭНГ, 1995.

29. Совершенствование технологии и оптимизация режимов бурения / Обзоры зарубежной литературы. М.: ВЕ1ИИОЭНГ, 1970.

30. Сухоносов Г.Д. Испытание необсаженных стволов. М., Недра, 1978.

31. Карнаухов М.П., Рязанцев Н.Ф. Справочник по испытанию скважин. М., Недра, 1984.

32. Соловьев Е.М. Заканчивание скважин, М., Недра, 1984 г.

33. Гусейнов Т.И., Кязимов Э.И. К вопросу первичного вскрытия нефтегазовых горизонтов. НТЖ. Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и море, М., ВНИИОЭНГ.№9, 1999.

34. Павленко Г.А., Ковалев В.И. Эффективность применения перфораторных зарядов с повышенной пробивной способностью в ОАО "Ноябрьскнефтегеофизика" М., ВНИИОЭНГ. НТЖ. Нефтепромысловое дело. №6, 1999 г.

35. Сервисные услуги по резервуарам. Оптимальная перфорация. Powerjet. Информация фирмы Schlumberger, 2002.

36. Перфорационная система Deep-Star. Максимальная глубина проникновения максимальная производительность. Информация компании Halliburton, 2000 г.

37. Башкатов А.Д. Прогрессивные технологии сооружения скважин. М.: ООО «недра-Бизнесцентр», 2003.

38. Маковей Н. Гидравлика бурения. Пер. с рум. М.: Недра, 1986.

39. Плотников В.М. Управление гидродинамическими процессами для бурения скважин винтовыми забойными двигателями. Автореферат. М., 2004г.

40. Алиев З.С., Сомов Б.Е., Чекушин В.Ф. Обоснование конструкции горизонтальных и многоствольно-горизонтальных скважин для освоения нефтяных месторождений. М.: Издательство «Техника». ООО «ТУМА ГРУПП», 2001.

41. ООО «Газфлот» 10 лет на арктическом шельфе: Сб. статей / Под общ. ред. А.Я. Манделя, Е.В. Захарова, В.А. Холодилова. - М.: ФГУП Изд-во «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2004.

42. Иванов С.И., Булатов А.И., Любимцев В.А., Яремийчук Р.С. Анализ научных и практических решений заканчивания скважин: Книга 1. М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2004г.

43. Бабаян Э.В., Булатов А.И. Некоторые гидродинамические особенности технологических процессов строительства вертикальных и наклонно направленных скважин. / Серия «Бурение». Обз. информ.: ВНИИОЭНГ, 1982г.

44. Алдамжаров Н.Н. Способ уменьшения дифференциального давления на призабойной части скважины на месторождении Жанажол / Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море, №6, 2004г.

45. Мирзаджанзаде А.Х., Сидоров Н.А., Ширин-заде С.А. Анализ и проектирование показателей бурения. М., «Недра», 1976г.

46. Рабинович Н.Р., Смирнова Н.В., Тевзадзе Н.Р. Оценка качества вскрытия пластов и освоение скважин. М.: ВНИИОЭНГ, 1990. - (Обз. информ. Сер. «Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море»).

47. Григулецкий В.Г., Никитин Б.А. Стационарный приток нефти к одиночной многозабойной скважине в анизотропном пласте / Нефтяное хозяйство. №1.- 1994г.

48. Гусман A.M. Управление процессом очистки забоя бурящейся скважины. Диссертация. М., 2000г.

49. Технологическая схема разработки нефтяного Приразломного месторождения/ ООО «ВНИИГАЗ». М„ 2000г.

50. Басарыгин Ю.М., Будников В.Ф., Булатов А.И. Теория и практика предупреждения осложнений и ремонта скважин при их строительстве и эксплуатации: Справ, пособие: В 6 т. -М.: ООО «Недра-Бизиесцентр», 2002. Т.4.

51. Гилаев Г.Г. Развитие теории и практики добычи трудноизвлекаемых запасов углеводородов на сложнопостроенных месторождениях. Автореферат. ОАО «РосНИПИтермнефть». 2004г.

52. Мак-Кейб Ч. Бурение скважин с большим горизонтальным смещением забоя / Нефть, газ и нефтехимия за рубежом, №5, 1990г.

53. Балуев А.А., Митягин А.В., Безруков В.Г. Влияние технологических параметров проводки скважин на их добычные возможности/Нефтяное хозяйство, сентябрь 1997г.

54. Томас Б.Д., Юань В.П. Заканчивание скважин в морских условиях / Нефть, газ и нефтехимия за рубежом. №3, 1991г.

55. Лайбмен П.Р. Успешное горизонтатьное бурение на глинистые сланцы баккен / Нефть, газ и нефтехимия за рубежом. №12, 1990г.

56. Стокли К.О. Повышение эффективности горизонтального бурения в трещиноватых карбонатах / Нефть, газ и нефтехимия за рубежом. №10, 1991г.

57. Чаффин М. Повышение скоростей бурения горизонтальных скважин / Нефть, газ и нефтехимия за рубежом. №5, 1992г.

58. Деятельность ЗАО «Севморнефтегаз» по освоению Арктического шельфа / ЗАО «Севмор-нефтегаз»: М., 2004г.

59. Власов В.В., Ишмурзин А.А. Причины нарушения первичной гидродинамической связи "пласт-скважина" и технологические недостатки методов очистки, основанных на принципе откачки жидкости / Нефтегазовое дело, 2003.

60. Joshi S.D. Horizontal well technology, PennWell Books.: Tulsa, 1991.v

61. Joshi S.D. Augmentation of well productivity using slant and horizontal wells / JPT, june 1998.

62. Алиев 3.C., Шеремет В.В. Определение производительности горизонтальных скважин, вскрывших газовые и газонефтяные пласты. Текст лекций.- М.: ГАНГ, 1994.о

63. Модюи Д. Определение продуктивности скважин с продуктивным пластом / Нефть, ius и нефтехимия за рубежом. №11, 1988г.

64. Renard G., Dupuy J.M. Formation damage effects on horizontal-well flow efficiency/JPT, july 1991.

65. Уайт P. Многоствольные скважины: Минимум риска при максимуме функциональности / Oil&Gas Eurasia №10, октябрь 2004.

66. Курамшин Р. Юдаков А., Савенков В., Мулявин С. Инвестиционная привлекательность зарезки боковых стволов при разработке месторождений Ноябрьского района / Бурение и нефть, октябрь 2004г.

67. Жильцов В. Строительство многоствольных скважин в ОАО «Сургутнефтегаз» / Бурение и нефть, октябрь 2004г.

68. Бронзов А. Кульчицкий В., Калинин А. Истоки технологий строительства горизонтальных скважин / Бурение и нефть, октябрь 2004г.

69. Дополнение к рабочему проекту БМ 0488 на строительство разведочной скважины №4 на Северо-Мастерьельском месторождении (бурение бокового горизонтального ствола). М.: ОАО НПО «Буровая техника»-ВНИИБТ, 2004г.

70. Рабинович Е.З. Гидравлика. М., «Недра», 1974.

71. Оборудование, системы и услуги для строительства многоствольных скважин / Информационный каталог Halliburton Sperry Sun, 2000г.

72. Спарлин Д.Д., Хаген P.У. Борьба с выносом песка в скважины с горизонтальным стволом / Нефть, газ и нефтехимия за рубежом. -№11, 1988г.

73. Дойг И.М. Разработка месторождения Амаулигак в море Бофорта / Нефть, газ и нефтехимия за рубежом. №8, 1988г.

74. Чернов И.Н. Освоение Приразломного нефтяного месторождения важнейшая составляющая развития экономики страны / "НефтьГазПромышленность" 5 (5).

75. Задворных В.Н., Оганов А.С., Литвинов А.И. Двухканальная система промывки скважин. А.С. № 1350327, 1987 г.

76. Мамедов Н.Н. Оганов А.С., Бабаев А.Г. Способ создания циркуляции промывочной жидкости в скважине. А.С. № 1112113. Бюллетень "Открытия, изобретения" вып. 33, 1984г.

77. Крылов В.И., Крецул В.В. Особенности технологии промывки горизонтальных скважин (часть I) / Нефтяное хозяйство, 2001, №7.

78. Оганов Г.С. К вопросу о выборе вида скважины и метода разбуривания нефтегазового месторождения/ НТЖ. Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море, №10. 1999 г.

79. Гноевых А.Н., Крылов В.И., Михайлов Н.Н. Изменение состояния продуктивного пласта при вскрытии его горизонтальным стволом / Нефтяное хозяйство, 1999, №8.

80. Оганов А.С. Научно-методические основы технологии бурения наклонно направленных и горизонтальных скважин / докторская диссертация, М., 1998г.

81. Alfsen Т.Е., Steinnar Heggen, Harald Brikra Pushing the limits for extended reach drilling new world record from platform Stafford C, well C2. Statoil A/S., SPE 26350. 1995.

82. Оганов A.C., Беляев B.M., Прохоренко В.В., Оганов Г.С. Отечественный и зарубежный опыт бурения наклонно направленных и горизонтальных скважин с большим отклонением ствола от вертикали. Нефтегазовые технологии, №2, 2000 г.

83. Мнацаканов А.В., Оганов А.С., Повалихин А.С. Бурение горизонтальной скважины на месторождении Белый Тигр (шельф Вьетнама). Нефтяное хозяйство, №2, 1997.

84. Оболенцев Н.В. Бурение наклонно направленных скважин за рубежом. Производственно-технический журнал. Газовая промышленность за рубежом. М, ВНИИГаз, №5, 1994 г.

85. Басарыгин Ю.М., Будников В.Ф., Булатов А.И., Гераськин В.Г. Строительство наклонных и горизонтальных скважин. М., Недра, 2000 г.

86. Крылов В.И., Крецул В.В. Устойчивость стволов горизонтальных скважин. III международный семинар "Горизонтальные скважины". Тезисы докладов. РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина. М„ 2000 г.

87. Оганов Г.С. Проектирование плотности бурового раствора и режима промывки при бурении скважин с большим отклонением от вертикали, пологих и горизонтальных. Нефтегазовые технологии, №5, 2000 г.

88. Пронин Н.Ф. Опыт строительства горизонтальной скважины на месторождении Комсомольское ОАО "Пурнефтегаз". НТЖ. Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и море, М„ ВНИИОЭНГ, № 7-8, 1999 г.

89. Справочник инженера по бурению, под редакцией Мищевича В.И., Сидорова Н.А. т. 1,2, М., Недра, 1973 г.

90. Групповой рабочий проект на строительство скважин на Южно-Калиновом месторождении. М.: ОАО НПО «Буровая техника»-ВНИИБТ, 2004г.

91. Групповой рабочий проект на строительство горизонтальных скважин на Кудряшовском месторождении. М.: ОАО НПО «Буровая техника»-ВНИИБТ, 2004г.

92. Групповой рабочий проект на строительство горизонтальных скважин на Новобесовском месторождении. М.: ОАО НПО «Буровая техника»-ВНИИБТ, 2004г.

93. Булатов А.И., Ильясов Е.П., Рабинович Н.Р. Современное состояние и пути решения проблемы оценки качества заканчивания скважин / Нефтяное хозяйство. 1985г. №11.

94. Яремийчук Р.С., Михайлов Н.Н. Хоминец З.Д. Вочный В.Р. Оценка качества вскрытия пластов на различных этапах заканчивания скважин / Нефтяное хозяйство, 1985г., №11.

95. Богомольный Е.И., Сучков Б.М., Савельев В.А. Зубов Н.В., Головина Т.И. Технологическая и экономическая эффективность бурения горизонтальных скважин и боковых горизонтальных стволов / Бурение скважин, 3/1998.

96. Методическое руководство по оценке технологической эффективности применения методов увеличения нефтеотдачи пластов. М.: Министерство топлива и энергетики РФ, 1993.

97. Li Y., Kuru Е. Numerical Modelling of cuttings transport with foam in horizontal wells / JCPT, october 2003, vol.42, N. 10.

98. Лысенко В.Д. Проектирование разработки нефтяных месторождений горизонтальными скважинами / НТЖ. Нефтепромысловое дело. №1, 2005 г.

99. Бурение горизонтальных скважин в Непско-Ботуобинской нефтегазоносной облас-ти/НТЖ. Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море.2005, №2.

100. Коротаев Ю.П. Избранные труды: в 3 т. / под ред. Р.И. Вяхирева. М.:Недра, 1999. - Т.2.

101. Cameron С. Разработка и применение буровых растворов для бурения скважин с увеличенным отходом забоя от вертикали / IADC/SPE 72290, Конференции IADC/SPE «Технология бурения на Ближнем Востоке», Бахрейн, 22-24 октября 2001 года.

102. Фрайджа X., Омер X., Пулик Т., Джардан М., Каджа М., Паез Р., П.О.Сотомайор, Умуд-жоро К. Новые технологии строительства многозабойных скважин.

103. Следков В.В., Татауров В.Г. Снижение отрицательного воздействия тампонажных растворов на коллекторские свойства продуктивных пластов/Вестник АБП, №4, 2001.

104. Крылов В.И., Крецул В.В. Новый подход к методам химической очистки призабойной зоны ствола скважины при заканчивании открытым стволом/ Нефть и капитал, август, 2004г.

105. Кульпин Л.Г, Акопян P.A., Кутычкин Б.К., Таныгин И.А., Хубльдиков А.И. Горизонтальные скважины: проектирование и исследования / Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. 2005 г., №3.

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

107. Калинин А.Г., Никитин Б.А., Солодкий К.М., Султанов Б.З. Бурение наклонных и горизонтальных скважин. Справочник. М., Недра, 1997 г.

108. Roland Vighetto, Mattheiu Naegel, Emmanuel Pradie. Total drills extended-reach record in Tierra del Fuego. Oil & Gas Journal. May, 1999.

109. Т. Delahaye, М. Naegel, Е. Pradie, R. Vighetto. Extended reach wells drilled from land tap ofTsnore reservoirs in Tierra del Fuego. RAO-99, IV International Conference. Development of Russian Arctic offshore, July 6-9, 1999, St. Petersburg.

110. SPE 26350. Pushing the limits for extended reach drilling new world record from platform Statfjord C, well C2. Т.Е. Alfsen, Steinnar Heggen, Harald Brikra, Helge Tjotta Statoil A/S., 1995.

111. Allen F„ Tooms P., Conran G., Lesso В., Patrick Van de Slijke Extended-reach drilling: breaking the 10 km barrier / Oilfield Review, winter 1997.

112. Рекордные показатели бурения. Нефтегазовые технологии. №1, 1998 г.о

113. Технический каталог. Halliburton (Sperry-Sun Drilling Services). Оборудование, системы и услуги для строительства многоствольных скважин. М., 2002г.

114. Исхаков И.А., Гайнуллин К.Х., Гарифуллина JI.A., Минликаев В.З., Родионов В.П., Ти-машев Э.М., Чиняев В.В. Анализ эксплуатации скважин с боковыми стволами на месторождениях АНК «Башнефть» / Нефтепромысловое дело, 8/2003.

115. Кейн С.А., Буслаев В.Ф., Кейн K.JT. Опыт эксплуатации горизонтальных скважин в республике Коми/НТЖ. Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и море, М„ ВНИИОЭНГ, № 1,2005г.

116. Chambers М. Multilateral technology gains broader acceptance/OGJ, Nov.23, 1998.

117. Оганов С.А., Шарипов А.У., Оганов A.C. Актуальные проблемы бурения глубокой наклонной скважины малого диаметра с большим отклонением от вертикали. НТЖ. Экономика и управление нефтегазовой промышленности. М., ВНИИОЭНГ, №7, 1995 г.

118. Зотов О.В. Опыт бурения горизонтальных скважин на Одоптинском нефтегазоконден-сатном месторождении. Нефть и капитал, №11, 2001 г.

119. Гибадуллин Н.З. Научно-техническое развитие буровых работ в АНК "Башнефть". М., Нефтяное хозяйство, №4, 2000 г.

120. Оггшов А.С., Оганов Г.С., Позднышев С.В. Многозабойное бурение скважин развитие, проблемы и успехи. М., ВНИИОЭНГ, 2001 г.

121. Гилязов P.M. Бурение нефтяных скважин с боковыми стволами. М., Недра, 2002.

122. Додонов А.В. Методический подход к проектированию многоствольных скважин для нефтеизвлечения из целиков залежи. Техника и технология бурения. РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина. 1999 г.

123. Юдаков А.Н., Савенков В.Ю., Мулявин С.Ф. Результаты бурения вторых стволов на месторождениях ОАО «Сибнефть-ННГ»./НТЖ. Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и море, 5/2004.

124. Оганов А.С. Техника и технология бурения горизонтальных скважин из эксплуатационных колонн для вторичного вскрытия продуктивных пластов/Нефтяное хозяйство, №1, 1993 г.

125. Мессер А.Г., Повалихин А.С. Бурение горизонтальных скважин малого диаметра/НТЖ. Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и море,М.,ВНИИОЭНГ, №11-12, 1999г.

126. Каталог. Новые технологии ВНИИБТ. Бурение, восстановление, проектирование скважин. М„ 1999 г.

127. Diggins Е, 'A: "Proposed Multi-Lateral Well Classification Matrix"/ World Oil, V 218, №11, November 1997.

128. Оганов С.А., Оганов Г.С. Устройство для забуривания нового ствола скважины из обсадной колонны. Изобретения и рацпредложения в нефтегазовой промышленности. ВНИИОЭНГ. №5, 2003 г.и

129. Ягафаров Р. Есть разветвленно-горизонтальная скважина. Межотраслевой научно-информационный тематический сборник (МНИТС). Тема 9. Техника, технология и экономика бурения нефтяных и газовых скважин. Часть 3 (30), 1999 г.

130. Шайхутдинов Р.Т., Бирюков В.Е., Тимошин В.Г., Спиваковский Ю.И., Курнев Е.М. Бурение горизонтальных скважин из эксплуатационных колонн диаметром 146 мм / Нефтяное хозяйство, №6, 1999.

131. Тимеркаев М.М. Опыт строительства боковых горизонтальных стволов. Сборник докладов V международной конференции по горизонтальному бурению. г.Ижевск, 2000.

132. Оганов Г.С. Выбор вида скважины при проектировании системы разбуривания нефтегазового месторождения. III Международный семинар "Горизонтальные скважины", тезисы доклады. М., 2000 г.

133. Бронзов А.С., Королько Е.И., Щепилло Ю.Н., Комм Э.Л., Бадовский Н.А. Проблема качества строительства скважин в нефтедобыче "Бурение", № 3/2002.

134. Оганов Г.С., Обухов С.А. Технико-технологическое решение для забуривания боковых ответвлений из обсадной колонны при строительстве многозабойных скважин/Международная научно-техническая конференция "Наука и образование-2004", 7-15 апреля 2004 г.

135. Toward simpler, less risky multilateral wells / World Oil. June. 2001.

136. Оганов Г.С. Методы проектирования строительства наклонно направленных, горизонтальных и многозабойных скважин с большим отклонением ствола от вертикали / Докторская диссертация, М., 2004г.

137. Калинин А.Г., Беляев В.М., Архипов И.Г., Аронов Ю.А., Безумов В.В., Голов В.А., Никитин Б.А. "Опыт строительства наклонно направленных скважин с большими отклонениями забоев в условиях шельфа Северного Сахалина". Труды ВНИИБТ, 1979г.

138. Ohmer Н., Brockman М., Varatharajan "Multilateral junction connectivity discussion and analysis", SPE71667 present at the SPE ATCE, New Orleans, 30 Sept-3 Oct, 2001.

139. Справочник по креплению нефтяных и газовых скважин. Под общей ред. проф. А.И. Булатова. М., «Недра», 1977, 252 с. Авт.: А.И. Булатова, Л.Б. Измайлова, В.И. Крылова и др.

140. Guild G., Carter J. "Drilling extended reach/high-angle well through overpressured shale formation in the central graven basin, UK. North Sea". Drilling conference, Amsterdam, Fevr.1993.

141. Eck-olsen J., Sletten H. "North Sea advanges in extended reach drilling" / Drilling conference, Amsterdam, Febr. 1993.

142. Оганов A.C., Шарипов А.У. Разработка конструкции и проектного профиля наклонно направленной скважины малого диаметра с большим отклонением ствола от вертикали. НТЖ Экономика ТЭК России. Вып.6, 1994.

143. Буйтенкамп Р., Фишер С., Рейнольде Д. "Мировой рекорд протяженности горизонтального участка скважины". Нефть, газ и нефтехимия за рубежом. №3, 1993 г.

144. Оганов Г.С., Прохоренко В.В. Проектирование профилей боковых стволов восстанавливаемых скважин. / Нефтегазовые технологии, №1, 2000 г.

145. Прохоренко В.В., Оганов Г.С. Типы профилей боковых стволов восстанавливаемых скважин. / НТЖ. Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море, №11, 1999г.

146. Оганов С.А., Перов А.В., Оганов Г.С. и др. Проектирование параметров профиля горизонтальной скважины в пределах продуктивного пласта. НТЖ. Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море, №11, 1999.

147. В.А. Гауф, М.В. Павлусенко, В.Г. Долгов, А.Ю. Коробейников, В.М. Шенбергер Проектирование профилей скважин пространственного типа / Нефть и Газ, 2001/6.

148. Helmy M.W., Khalaf F„ Darwish T.A. Well Design Using a Computer Model / SPE Drilling & Completion march 1998, vol. 13, number 1.

149. Оганов C.A., Перов А.В., Меденцев B.M., Оганов Г.С. Проектирование профиля наклонной скважины с горизонтальным стволом в продуктивном пласте. Сборник НТИ, ВНИИОЭНГ, М.,№4, 1992 г.

150. Применение гидроразрыва и наклонных (горизонтальных) скважин при освоении месторождений углеводородов. Экспресс-информация, М.,ВНИИОЭНГ, Серия Техника и технология добычи нефти и обустройство нефтяных месторождений. Зарубежн. опыт, вып.6., 1990г.

151. Мукминов И.Р. Приток жидкости к горизонтальной скважине в анизотропном пласте ко-нечной^мощности. НТЖ. Нефтепромысловое дело, М., ВНИИОЭНГ, №2, 1999.

152. Лищук В.Ю. Состояние и пути совершенствования техники и технологии первичного и вторичного вскрытия продуктивных пластов при строительстве скважин в ОАО "Ноябрьскнефтегаз". НТЖ. Нефтепромысловое дело, №6, 1999г.

153. J.I. Tistel, S. Andresen, S. С. Lien "Drilling of Multitarget Sinusoidal Wells to manage Geological Uncertainty and Poor Reservoir Connectivity on the Njord Field, Offshore Norway" / SPE ATCE held in Dallas, Texas, 1-4 October 2000.

154. Оганов A.C., Обухов C.A, Парыгин P.В. "Разработка методического подхода для проектирования боковых ответвлений и стволов" / "Вестник АБП" №3, 2003г.

155. Economides M.J., East L. Horizontal well stimulation / семинар, организованный компанией Halliburton в г. Москва, 20 декабря 2004 г.

156. Мамаджанов У.Д. Динамическая характеристика промывочных растворов и осложения в бурении. М. Недра, 1972.

157. Коллинз Р. Течение жидкостей через пористые материалы. М.: Недра, 1964.

158. Rae G., Lesso W.G. Jr., Sapijanskas Understanding torque and drag: best practices and lessons learnt from the Captain field's extended reach wells / SPE/IADC 91854 Drilling conference, Amsterdam, the Netherlands, 23-25 february 2005.

159. Руководство по технике и методике испытания скважин испытателями пластов многоциклового действия/ РД39-32-734-82. М„ 1982.

160. Омер Х.Ф.Х., Пулик Т., Джардан М. Новые технологии строительства многозабойных скважин / Нефть и капитал, №4, 2003 г.