Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Разработка эффективных технологий бурения боковых стволов на морском шельфе

ВАК РФ 25.00.15, Технология бурения и освоения скважин

Автореферат диссертации по теме "Разработка эффективных технологий бурения боковых стволов на морском шельфе"

На правах рукописи

СТЕШИН Борис Михайлович

РАЗРАБОТКА ЭФФЕКТИВНЫХ ТЕХНОЛОГИЙ БУРЕНИЯ БОКОВЫХ СТВОЛОВ НА МОРСКОМ ШЕЛЬФЕ

Специальность 25 00 15 - Технология бурения и освоение скважин

АВТОРЕФЕРАТ диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

ООЗ174255

Москва - 2007г

003174255

Работа выполнена в совместном российско-вьетнамском предприятии СП

"Вьетсовпетро"

Научный руководитель Научный консультант

Официальные оппоненты

■ доктор технических наук Оганов Гарри Сергеевич

- доктор технических наук, профессор, заслуженный работник нефтяной и газовой промышленности Российской Федерации Ширин-Заде Сиявуш Али Сафтар оглы

-доктор технических наук Балденко Дмитрий Федорович

-кандидат технических наук Белоконь Станислав Владимирович

Ведущая организация

-ОАО «Зарубежнефть»

Защита состоится «06» ноября 2007г в 11 00 часов на заседании диссертационного совета (Д 520 027 01) при ОАО НПО «БУРОВАЯ ТЕХНИКА» -ВНИИБТ по адресу 115114, г Москва, ул Летниковская, д 9

Автореферат разослан «5» октября 2007г

С диссертационной работой можно ознакомиться в библиотеке ОАО НПО «БУРОВАЯ ТЕХНИКА» - ВНИИБТ

Ученый секретарь диссертационного совета, к т н , доцент ^—^/¿^¿¿Ц^^ Чайковский Г П

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность темы.

Одной из основных задач нефтедобывающего предприятия является увеличение добычи нефти и газа за счет восстановления бездействующего фонда скважин, который, как правило, составляет около 10-12% от всего фонда добывающих скважин

Кроме того, в продуктивных пластах остается значительное количество нефти в застойных зонах. Доля трудноизвлекаемых запасов достигает 20% Около 30% остаточных запасов месторождений не могут рентабельно разрабатываться традиционными технологиями

Аварийные скважины, ликвидированные на месторождениях по различным причинам, а также скважины, находящиеся в консервации, составляют значительную часть бездействующего фонда При этом экономическая эффективность их восстановления путем проведения капитального ремонта или других стандартных технологий незначительна и кратковременна

Одним из эффективных методов восстановления бездействующего фонда скважин является бурение боковых стволов Практика реализации этого метода свидетельствует о его технико-экономических преимуществах по сравнению с бурением новых скважин, как за счет меньшей стоимости бурения, так и возможности использования существующей на месторождении системы сбора, транспорта нефти и газа, коммуникаций

В морских условиях разработки месторождений восстановление бездействующего фонда скважин бурением боковых стволов приобретает наибольшую актуальность Это связанно, прежде всего, с ограниченным количеством ячеек-устьев для бурения на блок-кондукторах (БК) и морских стационарных платформах (МСП) Морские гидротехнические сооружения на месторождениях совместного российско-вьетнамского предприятия СП

3

«Вьетсовпетро» позволяют одновременно проводить строительство и эксплуатацию до 16 скважин Ограниченная возможность морских гидротехнических сооружений не позволяет в полной мере проводить работы по извлечению остаточных запасов нефтяных залежей Строительство же новых сооружений требует больших затрат и, как правило, является экономически нецелесообразным. Таким образом, разработка эффективных технологий бурения боковых стволов приобретает особую актуальность и экономическую целесообразность для морских месторождений

Цель работы.

Повышение нефтеотдачи продуктивных пластов за счет эффективных технологий восстановления скважин на морских месторождениях бурением боковых стволов

Основные задачи работы.

• Оценка состояния бездействующего фонда скважин на морских месторождениях совместного российско-вьетнамского предприятия СП «Вьетсовпетро»

• Выбор и обоснование эффективных технологий восстановления бездействующего фонда скважин

• Обоснование основных направлений совершенствования технологических процессов бурения боковых стволов на морских месторождениях

• Разработка эффективных технологий бурения и крепления боковых стволов

• Выбор и обоснование параметров режима бурения боковых стволов

• Исследование и прогнозирование механической скорости проходки в твердых и абразивных породах с применением методов анализа размерностей

Научная новизна.

• Разработаны основные критерии выбора скважин с целью их восстановления бурением боковых стволов

• Обоснована технология бурения и крепления двух несовместимых по градиентам пластовых давлений зон

• Предложены аналитические зависимости для прогнозирования показателей отработки долот в твердых и абразивных породах

• Выполнено имитационное моделирование очистки ствола скважины от выбуренной породы

« Разработаны синергетические принципы выбора осевой нагрузки на долото при бурении боковых стволов

Реализация работы в промышленности и практическая значимость.

• Разработаны оптимальные режимы бурения боковых стволов

• Предложена и реализована технология по использованию морской воды в буровом растворе

• Разработана и внедрена технология локального крепления в боковом стволе скважин на месторождениях Вьетнама

• Предложен метод выбора времени промежуточных промывок скважины

• Разработана и внедрена технология бурения боковых стволов в условиях катастрофических поглощений

• Все разработки используются при бурении боковых стволов на месторождениях Вьетнама

Апробация работы.

Основные положения диссертации докладывались на международной практической конференции «Ремонт скважин и повышение нефтеотдачи», проводимой журналом «Нефтегазовая вертикаль» (г Москва 2005г), научно -техническом совете СП «Вьетсовпетро» (СРВ, г Вунг-Тау, 2006г),

техническом совещании ОАО «Зарубежнефть» (г Москва, 2006г), ученых советах НПО «Буровая техника» - ВНИИБТ (г Москва, 2005 - 2007г г)

Публикации.

Основное содержание диссертации опубликовано в 8 печатных работах, в том числе 3 работы в рецензируемых научно-технических журналах

Структура и объем работы.

Диссертационная работа состоит из введения, пяти разделов, основных выводов, списка использованной литературы, включающего 80 наименований и содержит 120 страниц машинописного текста, 32 рисунка, 24 таблицы, 4 приложения

Автор выражает благодарность своему научному руководителю д т н Г С Оганову, научному консультанту д т.н., профессору С.А.Ширин-Заде, д т н, профессору А М Гусману, д т.н Ч С Дао, д т н ВТ Лукьянову, к т н В С Горшеневу, к т н В.Ю Бахишеву, к т н А А Аракеляну, к т н В Г Вер-шовскому, к т н Ю А Пуле за большую помощь в обсуждении и реализации результатов работы.

Содержание работы

Во введении обоснована актуальность темы исследования и научно-практическое значение проблемы восстановления скважин бурением боковых стволов в морских условиях, определены основные цели и задачи работы

В первом разделе приведен анализ методов восстановления бездействующих и малодебитных скважин на примере СП «Вьетсовпетро» Значительный вклад в решение проблем восстановления бездействующих скважин бурением боковых стволов внесли М Т Абдурахманов, М М Александров, И Г Архипов, Ю А Аронов, Д Ф Балденко, П В Балицкий,

6

В В Безумов, А И Булатов, А.С Бронзов, А Н Гноевых, А Н Воевода, Г М Вудс, Н А Григорян, В Г Григулецкий, М П Гулизаде, Ю И Давыдов, Р А Иоаннесян, Е И Ишемгужин, А Г Калинин, В Т Лукьянов, А М Лубин- ский, О А Марков, А А Мовсумов, Б А Никитин, А С Оганов, Г С Оганов, А С Повалихин, В В Прохоренко, М П Сафиуллин, К М Солодкий, Б 3 Султанов, С П Тимошенко, А Ф Федоров, В А Федорычев, А А Цыбин Технико-экономическая эффективность методов восстановления скважин СП «Вьетсовпетро» за период 2002 - 2006г г представлена в таблице

Таблица 1

Методы Количество

восстановления операций с, с2 Эффективность

скважин N су С,

ГКР 75 30 290 9,7

НКЭ (ГКР) 105 95 920 9,7

МКАВ 5 335 - •

АВ 10 115 - -

ГРП 10 850 1420 1,7

ББС 5 1770 22905 12,9

Обозначения ГКР - глино-кислотный раствор, НКЭ (ГКР) - нефте- кислотная эмульсия (на основе ГКР), МКАВ- малогабаритный комплексный аппарат воздействия, АВ - акустическое воздействие, ГРП - гидроразрыв пласта, ББС - бурение боковых стволов, Ct - стоимость одной скважино-операции, (тыс USD), С2 - прибыль от дополнительно реализованной нефти за одну скважино-операцию, (тыс USD)

Высокая эффективность достигается от применения обработок

призабойных зон (ОПЗ) глино-кислотными растворами и нефте-кислотными

эмульсиями

Мероприятия с применением гидроразрыва пласта оказались низкоэффективными Более того, внедрение малогабаритного комплексного аппарата воздействия, а также акустическое воздействие оказались убыточными

В то же время, эффективность от технологии бурения боковых стволов Сг / С1 значительно превосходит остальные методы восстановления скважин, подтверждая её преимущество и экономическую целесообразность.

При бурении боковыми стволами для целей восстановления скважин на шельфе Вьетнама используются такие методы как

1 Использование стационарно отклоняющего устройства - клина отклонения, закрепленного в обсадной колонне, в которой вырезаете» «окно» с помощью системы райберов.

2 Вырезание или удаление части колонны труб длиной 8-11м Из вырезанного участка обсадной колонны осуществляется проводка бокового ствола скважин

По первому методу зарезка ствола осуществляется безориентированно или с ориентированного в проектном азимуте уипстока Данный метод позволяет вырезать «окно» и обеспечивает возможность выхода в открытый ствол через несколько технических колонн.

Отмечая относительную дешевизну этого технологического процесса, необходимо^ отметить существенные его недостатки, К ним относятся осложнения, возникающие при спуско-подъемных операциях, геофизических работах и перемещении другого оборудования в зоне вырезанного окна обсадной колонны Кроме того, самопроизвольное страгивание и проворот уипстока может привести к перекрытию площади вырезанного «окна» и значительным дополнительным затратам на его восстановление, а возможно к ликвидации пробуренного ствола

Второй метод позволяет из вырезанного участка обсадной скважины осуществить бурение бокового ствола При необходимости с этого же участка обсадной колонны можно пробурить еще один или несколько дополнительных стволов для вскрытия других продуктивных пластов Данный метод, как

наиболее надежный и эффективный, опробован и внедрен на морских месторождениях СП «Вьетсовпетро» при восстановлении скважин с диаметром обсадных колонн 0 140 - 194 мм Применение этого метода позволяет более точно удовлетворять требованиям ориентированной проводки боковых стволов, особенно на начальном этапе

На месторождениях шельфа Вьетнама опробованы также такие методы как бурение боковых стволов после извлечения незацементированной части обсадной колонны, а также углубление скважины из-под башмака существующей эксплуатационной колонны

В конечном итоге для выбора того или иного метода и эффективного его использования рекомендуется провести тщательную геолого-техническую и экономическую оценку этих работ исходя из планируемых извлекаемых запасов и предельно-начального дебита нефти, технического состояния скважин и др

Проведенный анализ показал, что существующие в настоящее время как у нас в стране, так и за рубежом, методы восстановления скважин бурением боковых стволов остаются недостаточно изученными

В диссертационной работе рассматриваются научные и практические аспекты решения этой задачи на примере месторождений совместного российско-вьетнамского предприятия СП «Вьетсовпетро» на шельфе Вьетнама

Во втором разделе проанализированы особенности технологии строительства и восстановления морских скважин бурением боковых стволов на шельфе Вьетнама, возможные осложнения и обоснованы пути их предотвращения

На месторождениях СП «Вьетсовпетро» фонд скважин, в основном, создавался в 1980 - 2005 г г В связи с истощением продуктивных пластов, максимальным использованием ограниченных возможностей вторичных

методов разработки, ежегодно увеличивается число отработанных нерентабельных скважин Так, на 1 января 2007 года бездействующий фонд составляет более 20% и таким образом около 60-ти скважин могут быть рассмотрены с целью их восстановления бурением боковыми стволами

Ограниченная мощность МСП позволяет разместить до 16 скважин и БК до 9 скважин Расстояние между скважинами при этом составляет от 2,4 до 3-х метров Это создает дополнительные сложности и требует особого подхода по недопущению возможной встречи боковых стволов скважин

С этой целью автором работы предложены способы и внедрены мероприятия, направленные на усиление контроля за траекторией наклонно-направленных скважин на начальной стадии в интервале 0-1500 м, что позволило избежать ряда серьезных аварий, по причине возможного пересечения стволов

Для обеспечения безаварийного ведения работ определен перечень наиболее характерных для данного региона осложнений, разработаны регламенты по их предотвращению

Одним из самых распространенных осложнений, требующих значительных дополнительных затрат при бурении скважин на шельфе Вьетнама является поглощение буровых растворов На его ликвидацию затрачивается от 3 до 6% календарного времени

Сложность борьбы с поглощениями бурового раствора в фундаменте усугубляется аномально-низким пластовым давлением и тем, что проникновение бурового раствора и его наполнителей в пласт приводит к снижению естественных фильтрационных свойств коллекторов

Этот вид осложнений до настоящего времени ликвидировался закачкой в поглощающие пласты тампонов и бурением интервалов поглощений с содержанием наполнителей в буровом растворе

Нами разработана и апробирована на производстве новая технология бурения поглощающих интервалов с применением морской воды

Данная технология включает последовательность выполнения следующих основных технологических операций

- Очистка бурового раствора от наполнителя с целью недопущения его контакта с морской водой При этом предотвращается появление плотных пробок в стволе скважины

- В процессе бурения изменяется режим промывки ствола скважины В 1,5 раза увеличивается нормативная производительность морской водой в трубное пространство и производится постоянный долив морской водой в затрубное пространство При этом достигается эффект задавливания выбуренного шлама в поглощающий интервал скважины

- При дальнейшем углублении скважины перед наращиванием производится многократная проработка пробуренного интервала до свободного движения инструмента с последующей закачкой на забой в интервал открытого ствола вязкого глинистого раствора

- При увеличении давления на 10-15 атм , что свидетельствует о наличии шлама в скважине, бурение приостанавливается Производится промывка скважины и задавливание оставшегося шлама в поглощающий пласт

- При увеличении крутящего момента в морскую воду добавляют смазывающие добавки

Предложенная технология позволила значительно сократить время бурения, затраты на химические реагенты и материалы для установки тампонов Исследования подтвердили сохранение фильтрационных характеристик продуктивных пластов не только пробуренных, но и близко расположенных забоев скважин, сохраняя их первоначальные дебиты

В третьем разделе приведен анализ технического состояния бездействующих скважин, критерии подбора скважин и эффективные технологии для их восстановления

Исходя из назначения скважины, сформированы основные требования к ее подбору, связанные с геологическим обоснованием по извлечению остаточных запасов нефти, техническим состоянием с целью возможного восстановления и эксплуатации, экономической целесообразностью

К настоящему времени геологическая характеристика нефтяных месторождений «Белый тигр» и «Дракон» остается сложной и далеко не полностью изученной С целью наиболее обоснованного подхода к выбору скважин-кандидатов на восстановление их боковыми стволами после интерпретации сейсмики 3-Д проведена обработка имеющегося геологического материала н данных по эксплуатации скважин с использованием трехмерного компьютерного моделирования На таких структурных моделях выделяются наиболее благоприятные зоны, уточняются наименее истощенные участки месторождений с наибольшими остаточными запасами, которые и определяют месторасположение скважин-кандидатов с указанием траекторий их восстановления вторым стволом

При разработке комплекса технологических мероприятий предложен индивидуальный подход к каждой скважине по ее восстановлению

На примере бездействующей скважины № 1-Х6, в работе представлены эффективные технологии бурения боковых стволов Геологическое задание по этой скважине предусматривает вскрытие нижнего олигоцена и фундамента по соблюдению двух кругов допуска со смещением

- 1400 м - по кровле нижнего олигоцена,

- 1680 м - по фундаменту

Разработана оптимальная конструкция и профиль восстанавливаемой скважины

Для бурения бокового ствола скважины с учетом поддержания проектного профиля представлены соответствующие компоновки низа бурильной колонны (КНБК), включающие ВЗД

При бурении скважин в СП »Вьетсовпетро» применяются буровые растворы (БР) на основе пресной технической воды (ПТВ) В связи с износом опреснительных установок на объектах, а также снижением дебита водных скважин, ситуация с водообеспечением МСП ухудшилась Доставка ПТВ осуществляется морским транспортом с берега на расстояние более 120 км Это значительно осложнило работу грузовых транспортных судов, а в штормовые периоды приводило к простою буровых комплексов

В работе представлена технология замены ПТВ на морскую, которая опробована и успешно реализуется на производстве

В этих целях проведены лабораторные исследования по определению минерализации морской воды Южно-Китайского моря Установлено, что общее содержание солей составило 33-38 г/литр Это соответствует повышенному солевому составу Мирового океана В наибольшей степени это агрессивные ионы Са++; Ми ++, С1", которые ухудшают свойства буровых растворов

Приготовление суспензии на чисто морской воде не дало результатов, т к даже небольшое количество соли ингибирует глину до такой степени, что она теряет свойства гидратации и самодиспергирования Неоднократные попытки прямого ввода сухого бентонита в морскую воду даже с добавками до 2% кальцинированной соды (№2С03) успеха не имели, т к она нейтрализует только ионы Са++ и Mg ++, но не удаляет из системы хлорид натрия, который блокирует кристаллическую решетку глины и предотвращает ее набухание

Поэтому на основании проведенных исследований для приготовления буровых растворов на морской воде готовится вначале глинистая суспензия на технической воде 10-12 %-ной концентрации с выдержкой до 6 часов с

последующим добавлением в морскую воду, обработанную кальцинированной содой до 2%

В результате внедрения этой технологии до 70% технической воды заменяется на морскую Данные промышленных испытаний использования морской воды представлены в табл 2

Дальнейшее внедрение минерализованных буровых растворов на основе морской воды в условиях шельфа Вьетнама позволило увеличить срок автономного бурения, исключить простои буровых бригад, резко снизить объем поставок на морские буровые объекты ПТВ и значительно уменьшить стоимость затрат на её транспортировку морским транспортом.

Таблица 2

№ п/п Номер скважины Интервал бурения с использованием морской воды, м Общий объем добавленной морской воды, м3 Максимальное содержание морской воды в буровом растворе, %

1 307 ДР RP - 3 1242 3036 518 70

2 310ДР RP-3 1230 2451 200 50

3 309 ДР RP - 3 265 1180 150 20

4 1120БТ (МСП-11) 1470 1960 50 30

5 92 БТ (МСП - 4) 1260 3210 3724 3860 60 250 15 25

6 5001БТ СПБУ«КыуЛонг» 2450 3050 60 20

Итого 1288

Экономия ПТВ в 2006 году составила более 250 тыс долларов, без учета значительных потерь при простое буровых комплексов

На основе предложенной модели выполнен математический эксперимент, имитирующий процесс очистки бокового ствола от выбуренной породы Целью эксперимента явилась определение времени (I), по истечении которого в буровом растворе достигается заданная концентрация твердой фазы Для

определения концентрации твердой фазы в буровом растворе в % использована зависимость

где Умех. - механическая скорость проходки, 81 - площадь поперечного сечения затрубного пространства скважины, - площадь забоя скважины, я -подача насоса, а - коэффициент выноса шлама из забоя, к - коэффициент пропорциональности, зависящий от скорости потока бурового раствора, t -время

Выполнены многовариантные расчеты при следующих исходных данных Умех.=3,25; 3,50; ...4,50м/ч; Бдол.=0,2159м; 0бт=0,127м; я=20-30л/с; с(х=0)=0,005%. Коэффициенты а, к - определяются исходя из фактических данных, с учетом значений Умех. и д.

Показано, что расчетная величина твёрдой фазы в буровом растворе с(х=0)=0,005% в зависимости от значений Умех. и я, достигается через 8-10ч после начала бурения При этом значении с(х,1) следует приостановить бурение и возобновить его после интенсивной промывки скважины Этим можно значительно улучшить показатели отработки долота и предотвратить прихват бурильного инструмента

На основе промысловых исследований и обобщения материалов по применению в СП «Вьетсовпетро» различных технологий вызова притока представлены технические процессы двух наиболее эффективных методов вытеснение жидкости пенными системами и газлифтный способ

На основе проведения стендовых испытаний в работе построены и представлены номограммы распределения гидростатического давления столба пены по стволу скважины в зависимости от степени аэрации (а) и устьевого давления на скважине

Данные номограммы нашли широкое практическое применение при освоении скважин в СП «Вьетсовпетро»

В четвертом разделе приведены результаты определения эффективных режимов бурения боковых стволов

Для обоснованного выбора режимов бурения нами предложена нелинейная модель передачи осевой нагрузки на долото и методы численных расчетов имитационного моделирования промывки скважины и механической скорости проходки Расчеты выполнены с использованием пакета программ МаШса(112.

Учитывая профили бокового ствола скважин, предполагается, что осевая нагрузка на долото (в) не полностью передается на забой, т к часть нагрузки по мере углубления скважины затрачивается на преодоление сил сопротивления Для интенсивности изменения осевой нагрузки на долото, по глубине скважины, принята нелинейная модель ограниченного роста Ферхюльста

<ю / ах = а-с-ь-в2

где а и Ь соответственно коэффициенты роста и потери осевой нагрузки, которые определяются по данным станции геолого-технического контроля процесса бурения скважины

Приведенную формулу для анализа можно представить в безразмерных величинах в виде разностного уравнения

в* (п+1)=гС*(п)(1- С*(п)), где С*=ЬС/1+а, г=1+а. Здесь г является диагностирующим параметром. При значении г<1 осевая нагрузка не доводится до долота, при 1 <г<3 обеспечивается устойчивая работа долота, при значении г>3 могут возникнуть технологические осложнения (потеря устойчивости бурильной колонны, заклинивание долота и т д)

В работе приводятся результаты численных расчетов Обработкой показателей бурения скважины № 12001 БТ с СПБУ «Кыу Лонг» в интервале 4600-4625м получены значения а=0,52553, Ь=0,0292

Показано, что величина G до 18т, в интервале 4626-4700м и при фактических параметрах профиля скважины, обеспечивают устойчивость динамического процесса бурения и высокие показатели отработки долота Более высокие нагрузки на долото в этом интервале к повышению показателей бурения не приводят Предложенная методика позволяет оперативно, по данным станции геолого-технического контроля, уточнять значения коэффициентов а и b и таким образом определять оптимальную величину осевой нагрузки на долото по мере углубления бокового ствола

В этом же разделе диссертации рассмотрено влияние параметров режима бурения на механическую скорость проходки Умех. в абразивных и твердых породах Постановка исследований вызвана следующими обстоятельствами.

Строительство скважин на месторождении «Белый Тигр» на шельфе Вьетнама осуществляется на кристаллический фундамент, характеризуемый

- большой глубиной залегания (по абсолютной отметке -3200-3500м),

- высокой твердостью и абразивностью пород (соответственно 7-10 группа по шкале твердости пород и 5 класс абразивности),

- пространственным расположением трещин и разломов в массиве фундамента

Эти факторы, а также продольные и поперечные колебания бурильной колонны, возникающие вследствие перекатывания шарошек долота по твердому и абразивному забою, являются причиной низких показателей Умех. и требуют исследования

Нами использован подход, изложенный в работах Williams, Moon, Spencer к анализу размерностей величин и увеличению числа основных единиц (длина, масса, время) за счет представления длины по трем взаимно-

перпендикулярным направлениям в виде [Ьх] [Ц] [Ь2] При этом, три основные единицы заменяются пятью и размерность показателей становится более информативной Так, в этом случае для формулы давления будем иметь Ьх Ц'1 Ьг'1 МТ2, вращающего момента Ьх ЦМТ2, или - путем перестановки индексов ЬуЬгМТ2, Ь2ЬХМТ2 для вязкости 1)х= Ь* Ьу"'Ьг"1 МТ1 и т д

В результате, с использованием системы единиц ЬМТ и ЫТ (Р-сила), для механической скорости проходки получены следующие зависимости

Умех. =Уа (С/Е)°'5п (1)

Умех.=Ур (Сп2/А)1/3 (2)

Умех. =Уу (п2д)ш (3)

Умех. =У8 в/М (п02)ш (4)

Умех. =У0 С (пУист. / ЕМ)1/2 (5)

Умех. =У»|/ в2п / ЕМ (6)

Значения коэффициентов определяются из фактических данных по отработке долот и результатов лабораторных исследований Здесь

в - осевая нагрузка на долото [Н], п - частота вращения [ч"1], <2 -подача насоса [м3/ч], М - момент на долоте [Нм], Уист. - скорость истечения бурового раствора из насадок долота [м/ч], Е - модуль упругости или прочность породы [Нм2], А - абразивность породы [Нм3ч]

Эти зависимости позволяют прогнозировать величину Умех. при бурении фундамента и используются при разработке проектов на строительство скважин в СП « Вьетсовпетро»

В пятом разделе предложен технико-технологический комплекс мер по совершенствованию конструкций скважин и их цементированию

Автором, совместно с институтом «НИПИморнефтегаз» разработан регламент на крепление скважин на месторождениях СП «Вьетсовпетро» В регламенте обобщен современный опыт крепления нефтяных и газовых

18

скважин на различных месторождениях ведущих нефтегазовых районов мира, результаты экспериментальных работ лаборатории по креплению и заканчиванию скважин, накопленный опыт крепления скважин на месторождении СП «Вьетсовпетро» и содержит основные требования, направленные на повышение качества крепления скважин

Одной из проблем восстановления скважин боковым стволом является проблема вскрытия двух несовместимых по градиентам пластовых давлений зон миоцена и олигоцена с коэффициентом аномальности Ка=1,1 и Ка=1,5

Ранее эта задача решалась перекрытием зоны миоцена обсадной колонной-193,7мм Таким образом, происходила потеря одного диаметра

В работе предлагается усовершенствованная технология с применением локального крепления экспандируемыми, с возможностью расширения (развальцовывания) по диаметру, трубами, которая позволяет сохранить конструкцию бокового ствола скважины на участке миоцен-олигоцен без потери диаметра

Известно, что основа технологии разработана ОАО «Татнефть» Данная технология предусматривает установку локального перекрывателя в вертикальном стволе.

В боковом стволе с зенитным углом 30 град и более, в процессе расширения с целью его подготовки к спуску профильных труб, возникают такие сложности, как наработка желоба, высокая кавернозность, обвалы стенок скважины.

Поэтому была поставлена и выполнена задача разработки специальных технологических мероприятий по подготовке бокового ствола скважины к спуску экспандируемых труб Предложенные мероприятия включают

- применением кальматационного переводника для укрепления стенок расширенного бокового ствола и его эффективной очистки,

- изменение режима работы расширителей, направленного на увеличение давления в штуцерной камере и усиление прижимающей силы шарошек к стенкам бокового ствола для калибровки кавернозных зон,

- применение режима контрольных спуско-подъемов с раскрытым расширителем в боковом стволе

На практике в большинстве случаев к основным сложностям крепления боковых стволов относится необходимость ведения тампонажных работ в условиях малых кольцевых зазоров, вызванная потерей диаметра скважины на один типоразмер В рассматриваемом случае, вследствие применения локального перекрывателя, диаметр скважины сохраняется, однако увеличивается интервал спуска и цементирования 193,7 мм колонны -хвостовика. Крепление эксплуатационной колонны также должно исключить перетоки флюидов в процессе эксплуатации, а сам процесс спуска и цементирования обсадной колонны осложняется низкими значениями давлений поглощения в интервале залегания пород фундамента

Предложенные технологии, направленные на повышение герметичности цементного кольца затрубного пространства, включают

- применение дополнительных жестких центраторов 210 мм в интервале подвесок, в интервале вырезанного участка, в интервале верхней части и башмака локального перекрывателя,

- цементирование хвостовика 2-мя порциями цемента,

- опрессовку открытого ствола перед креплением

В работе представлена технология крепления обсадных колонн диаметром 0 193,7 мм и 0139,7мм

Заключение

В настоящее время, в морских условиях разработки месторождений СП «Вьетсовпетро», решать проблему сохранения уровня или замедления темпов падения добычи нефти и газа становится весьма сложной задачей

Применение разработанных эффективных технологий бурения боковых стволов позволило успешно проводить работы по восстановлению фонда скважин и таким образом, увеличить продуктивность месторождений, находящихся на поздней стадии эксплуатации Кроме этого

- сокращён объем работ на сборку и разборку морских сооружений, монтаж и демонтаж бурового оборудования, а также транспортные расходы,

- снизились простои буровых бригад и увеличилась оборачиваемость буровых установок,

- значительно сокращен объем капитальных вложений на строительство морских оснований, приэстакадных площадок, дамб, оснований под буровые

Все это способствует достижению значительной экономии средств и времени, ускорению восстановления и ввода скважин в эксплуатацию, улучшению их обслуживания

Основные выводы

1 Разработана и внедрена технология по использованию морской воды в качестве основы для приготовления минерализованных буровых растворов

2 Разработана и внедрена технология бурения на морской воде в условиях катастрофических поглощений

3 Использование математической модели, имитирующей процесс очистки бокового ствола от выбуренной породы, позволило определить значения времени промежуточных промывок, улучшить показатели отработки долот и предотвратить прихват бурильного инструмента

4 Разработана нелинейная модель передачи осевой нагрузки на долото, использование которой позволило обеспечить устойчивую динамику процесса бурения и увеличить показатели отработки долот

5 На основе методов теории размерностей получены аналитические зависимости механической скорости проходки от параметров режима бурения и прочностных характеристик фундамента, которые используются при разработке проектов на строительство скважин в СП «Вьетсовпетро»

6 С целью эффективного крепления скважин предложен и внедрен комплекс технологических мероприятий, направленных на повышение герметичности затрубного пространства

7 Предложена и внедрена технология локального крепления в боковом стволе, что позволило осуществить бурение двух несовместимых по градиентам давлений зон с сохранением диаметра скважины

8 Разработанные технологии и регламенты реализованы при восстановлении бездействующих скважин бурением боковых стволов на месторождении «Белый Тигр»

Основное содержание диссертации опубликовано в следующих работах:

1 Горшенев В С (ОАО «Зарубежнефть»), Лукьянов В Т , Стешин Б М и др. (СП «Вьетсовпетро») Современное состояние работ по строительству скважин на шельфе Южного Вьетнама НТиПЖ «Нефтяное хозяйство», М -№ 9 -2006-С 102-103

2 Стешин Б М, Апполонов М Г Предупреждение и ликвидация аварий при бурении и капитальном ремонте скважин на месторождениях СП «Вьетсовпетро», «Вестник Ассоциации буровых подрядчиков», М -№3-2006 -С 6-9

3 Стешин Б М, Ты Н В , Аникеенко Г И, Овчаренко А В Буровые растворы на основе морской воды для бурения скважин на шельфе Вьетнама НТЖ «Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море» М -ВНИИОЭНГ-№11-2006-С 25-28

4 Стешин Б М Основные задачи по повышению эффективности разработки месторождений СП «Вьетсовпетро» на шельфе юга Вьетнама путем бурения скважин вторыми стволами Материалы Второй Международной практической конференции «Ремонт скважин и повышение нефтеоотдачи», проводимой журналом «Нефтегазовая вертикаль», М -21 апреля 2005

5 Миненков В М, Стешин Б М, Аникеенко Г И и др Предупреждение поглощений бурового раствора при бурении продуктивной толщи фундамента (на английском языке) Труды Международной научной конференции «Нефтяные залежи в трещиновато-кавернозных породах фундамента», посвященной 25-летию со дня создания СП «Вьетсовпетро» -15-19 ноября -Вьетнам, г Вунг-Тау-2006-С 81-82

6 Оганов Г С., Обухов С А , Стешин Б М и др Комплексное решение задачи выбора профиля ГС и МЗС с большим отклонением ствола от вертикали на стадии проектирования Труды ВНИИБТ - вып №1 (69). М -2006-С 28-43

7 Левина А Б, Гусман А М, Стешин Б М Система математического планирования и обработки результатов экспериментальных исследований и испытаний новой буровой техники. Труды ВНИИБТ - вып №1 (69) М -2006-С 79-96

8 Оганов Г С., Ширин-Заде С С , Стешин Б М , Тенячкин И С , Бурение скважин на месторождениях южного Вьетнама в условиях поглощения Труды ВНИИБТ - вып. №1 (69) - М -2006-С 236-242

Содержание диссертации, кандидата технических наук, Стешин, Борис Михайлович

Введение

1. Анализ методов восстановления бездействующего фонда скважин

2. Особенности технологии восстановления бездействующего фонда скважин на морских месторождениях

2.1. Анализ бездействующего фонда скважин

2.2. Расположение устьев скважин

2.3.Геологическая характеристика месторождений СП «Вьетсовпетро»

2.4. Анализ осложнений

3. Технология восстановления бездействующего фонда скважин на шельфе Южно-Китайского моря

3.1. Выбор скважины-кандидата по её восстановлению

3.2. Профили скважин

3.3. Компоновка низа бурильной колонны

3.4. Использование морской воды при строительстве скважин

3.5. Имитационное моделирование промывки ствола скважины

3.6 Анализ и выбор методов вызова притока из скважины

4. Выбор эффективных режимов бурения

4.1.Синергетический принцип выбора осевой нагрузки на долото при бурении боковых стволов

4.2. Исследование и прогнозирование показателей отработки долот и режимов бурения путём применения методов анализа размерностей 92 •

5. Крепление скважин

5.1. Выбор оптимальной конструкции скважины

5.2. Локальное крепление

5.3. Крепление 193,7мм потайной колонной

5.4. Крепление 139,7мм эксплуатационной потайной колонной

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Разработка эффективных технологий бурения боковых стволов на морском шельфе"

Актуальность работы. Одной из основных задач нефтедобывающего предприятия является увеличение добычи нефти и газа за счет восстановления бездействующего фонда скважин, который, как правило, составляет около 10-12% от всего фонда добывающих скважин.

Кроме того, в продуктивных пластах остается значительное количество нефти в застойных зонах. Доля трудноизвлекаемых запасов достигает 20%. Около 30% остаточных запасов месторождений не могут рентабельно" разрабатываться традиционными технологиями.

Аварийные скважины, ликвидированные на месторождениях по различным причинам, а также скважины, находящиеся в консервации, составляют значительную часть бездействующего фонда. При этом экономическая эффективность их восстановления путем проведения капитального ремонта или других стандартных технологий незначительна и кратковременна.

Одним из эффективных методов восстановления бездействующего фонда скважин является бурение боковых стволов. Практика реализации этого метода свидетельствует о его технико-экономических преимуществах по сравнению с бурением новых скважин, как за счет меньшей стоимости бурения, так и возможности использования существующей на место- рождении системы сбора, транспорта нефти и газа, коммуникаций.

В морских условиях разработки месторождений восстановление бездействующего фонда скважин бурением боковых стволов приобретает наибольшую актуальность. Это связанно, прежде всего, с ограниченным количеством ячеек-устьев для бурения на блок-кондукторах (БК) и морских стационарных платформах (МСП). Морские гидротехнические сооружения на морских месторождениях совместного российско-вьетнамского пред- приятия СП «Вьетсовпетро» позволяют одновременно проводить строительство и эксплуатацию до 16 скважин.

Ограниченная возможность морских гидротехнических сооружений не позволяет в полной мере проводить работы по извлечению остаточных запасов нефтяных залежей. Строительство же новых сооружений требует больших затрат и, как правило, является экономически нецелесообразным.

Таким образом, разработка эффективных технологий бурения боковых стволов приобретает особую актуальность и экономическую целесообразность для морских месторождений.

Цель работы. Повышение нефтеотдачи продуктивных пластов за счёт эффективных технологий восстановления скважин на морских месторождениях бурением боковых стволов.

Основные задачи работы.

1.Оценка состояния бездействующего фонда скважин на морских месторождениях совместного российско-вьетнамского предприятия СП «Вьетсовпетро».

2.Выбор и обоснование эффективных технологий восстановления бездействующего фонда скважин.

3.Обоснование основных направлений совершенствования технологических процессов бурения боковых стволов на морских месторождениях.

4. Разработка эффективных технологий бурения и крепления боковых стволов.

5. Выбор и обоснование параметров режима бурения боковых стволов.

6. Исследование и прогнозирование механической скорости проходки в твёрдых и абразивных породах с применением методов анализа размерностей.

Научная новизна.

1.Разработаны основные критерии выбора скважин с целью их восстановления бурением боковых стволов.

2.Обоснована технология бурения и крепления двух несовместимых по градиентам пластовых давлений зон.

3.Предложены аналитические зависимости для прогнозирования показателей отработки долот в твердых и абразивных породах.

4.Выполнено имитационное моделирование очистки ствола скважины от выбранной породы.

5.Разработаны синергетические принципы выбора осевой нагрузки на долото при бурении боковых стволов.

Реализация работы в промышленности и практическая значимость.

1. Разработаны оптимальные режимы бурения боковых стволов.

2. Предложена и реализована технология по использованию морской воды в буровом растворе.

3. Разработана и внедрена технология локального крепления в боковом стволе скважин на месторождениях Вьетнама

4. Предложен метод выбора времени промежуточных промывок скважины.

5. Разработана и внедрена технология бурения боковых стволов в условиях катастрофических поглощений.

6. Все разработки используются при бурении боковых стволов на шельфе Вьетнама.

Апробация работы. Основные положения диссертации докладывались на международной практической конференции «Ремонт скважин и повышение нефтеотдачи», проводимой журналом «Нефтегазовая вертикаль» (г. Москва 2005г.); научно -техническом совете СП «Вьетсовпетро» (СРВ, г. Вунг-Тау, 2006г.); техническом совещании ОАО «Зарубежнефть» (г. Москва, 2006г.); ученых советах НПО «Буровая техника» - ВНИИБТ (г. Москва, 2005 - 2007г.г).

Публикации. Основное содержание диссертации опубликовано в 8 печатных работах, в том числе 3 работы в рецензируемых научно-технических журналах. Структура и объем работы. Содержание работы изложены на 130 страницах машинописного текста, содержит 32 рисунка, 24 таблицы.

Диссертация состоит из введения, 5 разделов, основных выводов, списка литературы из 80 наименований.

Заключение Диссертация по теме "Технология бурения и освоения скважин", Стешин, Борис Михайлович

Основные выводы.

1. Разработана и внедрена технология по использованию морской воды в качестве основы для приготовления минерализованных буровых растворов.

2. Разработана и внедрена технология бурения на морской воде в условиях катастрофических поглощений.

3. Использование математической модели, имитирующей процесс очистки бокового ствола от выбуренной породы, позволило определить значения времени промежуточных промывок, улучшить показатели отработки долот и предотвратить прихват бурильного инструмента.

4. Разработана нелинейная модель передачи осевой нагрузки на долото, использование которой позволило обеспечить устойчивую динамику процесса бурения и увеличить показатели отработки долот.

5. На основе методов теории размерностей получены аналитические зависимости механической скорости проходки от параметров режима бурения и прочностных характеристик фундамента, которые используются при разработке проектов на строительство скважин в СП «Вьетсовпетро».

6. С целью эффективного крепления скважин предложен и внедрен комплекс технологических мероприятий, направленных на повышение герметичности затрубного пространства.

7. Предложена и внедрена технология локального крепления в боковом стволе, что позволило осуществить бурение двух несовместимых по градиентам давлений зон с сохранением диаметра скважины.

8. Разработанные технологии и регламенты реализованы при восстановлении бездействующих скважин бурением боковых стволов на месторождении «Белый Тигр».

В некоторых случаях приходится говорить о недостаточном знании и практическом использовании накопленного опыта в технологии восстановления скважин. Однако приведенные здесь материалы и результаты исследований должны способствовать повышению эффективности ведения работ.

Основное содержание диссертации опубликовано в следующих работах:

1. Горшенёв B.C. (ОАО «Зарубежнефть», Лукьянов В.Т., Стешин Б.М. и др. СП «Вьетсовпетро»). Современное состояние работ по строительству скважин на шельфе Южного Вьетнама. НТиПЖ «Нефтяное хозяйство», М.-№9.-2006-С.102-103.

2. Стешин Б.М., Апполонов М.Г. Предупреждение и ликвидация аварий при бурении и капитальном ремонте скважин на месторождениях СП «Вьетсовпетро», «Вестник Ассоциации буровых подрядчиков», М.-№3.-2006. - С. 6-9.

3. Стешин Б.М., Ты Н.В., Аникеенко Г.И., Овчаренко А.В. Буровые растворы на основе морской воды для бурения скважин на шельфе Вьетнама. НТЖ «Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море». М.-ВНИИОЭНГ-№11 .-2006-С.25-28.

4. Стешин Б.М. Основные задачи по повышению эффективности разработки месторождений СП «Вьетсовпетро» на шельфе юга Вьетнама путём бурения скважин вторыми стволами. Доклад на второй Международной практической конференции «Ремонт скважин и повышение нефтеоотдачи» проводимой журналом «Нефтегазовая вертикаль», М.-21 апреля 2005.

5. Миненков В.М., Стешин Б.М., Аникеенко Г.И. и др. Предупреждение поглощений бурового раствора при бурении продуктивной толщи фундамента (на английском языке). Труды Международной научной конференции «Нефтяные залежи в трещиновато-кавернозных породах фундамента», посвященной 25-летию со дня создания СП «Вьетсовпетро». -15-19 ноября. - Вьетнам, г. Вунг-Тау.- 2006-С.81-82.

6. Оганов Г.С. , Обухов С.А. , Стешин Б.М. и др. Комплексное решение задачи выбора профиля ГС и МЗС с большим отклонением ствола от вертикали на стадии проектирования. Труды ВНИИБТ. - вып.№1 (69). М.-2006.-С.28-43.

7. Левина А.Б., Гусман А.М, Стешин Б.М. Система математического планирования и обработки результатов экспериментальных исследований и испытаний новой буровой техники. Труды ВНИИБТ. - вып.№1 (69). М.-2006.-С.79-96.

8. Оганов Г.С., Ширин-Заде С.С., Стешин Б.М, Тенячкин И.С, Бурение скважин на месторождениях южного Вьетнама в условиях поглощения. Труды ВНИИБТ. - вып. №1 (69).-М.-2006.-С.236-242.

КОПИЯ

СП « ВЬЕТСОВПЕТРО» ПБ и КРС

Согласовано» Главный инженер ПДНГ

Канарский 2005 г.

Начальник ЦСБВ

К. Магамедов 2005 г.

СРВ

Независимость-Свобода-Счастье

Утверждаю» Первый зам. директора -Глгевный инженер ПБ и КРС

Б.М. Стешин 2005 г.

МЕРОПРИЯТИЯ по недопущению возможной встречи стволов скважин №№1110, 1111,1118,1102 при бурении участка (250 - 1470 м) скважины № 1120 МСП-11.

Перед бурением интервала 250 - 1470 м произвести инструктаж с членами буровой бригады с записью в вахтовом журнале под роспись, на предмет возможной встречи ствола скважины № 1120 со скважинами №№ 1110,1111,1118,1102. Установить шумомеры на скважинах №№1110,1111,1118,1102.

Установить дежурство с рациями возле вышеуказанных скважин, на виброситах и на роторе. В желобе, сразу от устья скважины, установить магнит.

Контролировать процесс бурения с помощью газо - каротажной станции и станции «Геосервис».

В случае появления характерных признаков встречи со скважиной (снижение проходки, характерный шум и вибрация, показания шумомеров) немедленно прекратить бурение до выяснения причин. Приподнять инструмент на 1 метр, обследовать шлам забойной пачки на предмет наличия металла и цемента. Произвести замер инклинометром.

При возникновении отклонений от нормального процесса бурения и во всех затруднительных случаях необходимо поставить в известность руководство ПБ и КРС, главного инженера ПБ и КРС, начальника ТО. Все дальнейшие работы производить по согласованию с ними.

Начальнику, главному инженеру БК назначить ответственного для контроля над параметрами работы указанных скважин, обо всех изменениях докладывать своему руководств}'.

Ответственные за выполнение данных мероприятий: начальник, главный инженер БК МСП-11.

Начальник ТО ПБпКРС -— И.С. Тенячкин

Подг.: ТО копия

СП « ВЬЕТСОВПЕТРО» ПБ и КРС

СРВ

Независимость-Свобода-Счастье

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Стешин, Борис Михайлович, Москва

1. Использованная литература:

2. Калинин А.Г., Никитин Б.А., Солодкий К.М., Султанов Б.З. «Бурение наклонных и горизонтальных скважин». М.: «Недра», 1997г.

3. Вадецкий Ю.В. «Бурение нефтяных и газовых скважин». М.: «Недра» 1985г.

4. СевКавНИИ «Бурение нефтяных и газовых скважин». М.: «Недра» 1969г., выпуск VIII.

5. Семёнов Ю.В., Войтенко B.C. и др. «Испытание нефтегазоразведочных скважин в колонне». -М.: «Недра» 1983г.

6. Инструкция по безопасности одновременного производства буровых работ, освоения и эксплуатации скважин на кусте. РД 08-435-02. Госгортехнадзор России, 2002г.

7. Инструкция о порядке ликвидации, консервации скважин и оборудования их устьев и стволов. Госгортехнадзор России, № 10,22.03.2000г.

8. Регламент на восстановление скважин зарезкой вторых стволов на Уренгойском^ и Ямбургском ГКМ, РД 00158758-197-98, ОАО «Газпром», Тюмень, 1998г.

9. Инструкция по забуриванию дополнительного ствола из обсадной колонны эксплуатационной скважины. РД 39-0148052-550-88, Москва, 1998г.

10. Регламент по бурению боковых стволов и углублению забоев из ранее пробуренных скважин. № 352. АО «Татнефть», 1998г.

11. Хангли Г. «Анализ размерностей»-Издательство «Мир», Москва, 1970г.

12. Барановский В.Д., Булатов А.И., Крылов В.И. «Крепление и цементирование наклонно направленных скважин». М: Недра, 1983г.

13. Оганов Г.С., Прохоренко В.В. «Проектирование профилей боковых стволов восстанавливаемых скважин». М/. Нефтегазовые технологии, 2000, № 1.

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

15. Алексеевский Г.В. «Буровые установки Уралмашзавода». М.: «Недра», 1981г.

16. Гайворонский А.А., Цыбин А.А. «Крепление скважин и разобщение пластов». М.; «Недра», 1981г.

17. Мавлютов М.Р., Алексеев JI.A., Вдовин К.И. и др. «Технология бурения глубоких скважин». М.: «Недра», 1982г.

18. Григорян Н.А., Багиров Р.Е. «Анализ процесса турбинного бурения». М.: «Недра», 1982г.

19. Григорян Н.А., Григорян B.C. «Экономика бурения наклонных скважин». М.: «Недра», 1977г.

20. Григулецкий В.Г. «Оптимальное управление при бурении скважин». М.: «Недра», 1988г.

21. Григулецкий В.Т. , Лукьянов В.Т. «Проектирование компоновок нижней части бурильной колонны». М.: «Недра», 1990г.

22. Гусман М.Т., Балденко Д.Ф., Кочнев A.M. и др. «Забойные винтовые двигатели для бурения скважин». М.: «Недра», 1981 г.

23. Инструкция по бурению наклонно направленных скважин. РД 39-2-810-83. М.: ВНИИБТ, 1983г.

24. Калинин А.Г., Григорян Н.А., Султанов Б.З. «Бурение наклонных скважин: Справочник.» -М.: «Недра», 1990г.

25. Повалихин А.С., Калинин А.Г., Солодкий К.М. «Выбор оптимальных КНБК для бурения в абразивных горных породах: Экспресс-информ.Сер. Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море». ВНИИОЭНГ. М., 1991г. - выпуск №8.

26. Калинин А.Г.,Никитин Б.А.,Солодкий К.М., Повалихин А.С. «Профили направленных скважин и компоновки низа бурильных колонн». М.: «Недра», 1995г.

27. Федорычев В.А. «Техника и технология забуривания дополнительных стволов из обсаженных скважин. Обзор. Информ. Сер. Бурение.». М.: ВНИИОЭНГ, 1982г.

28. Минеев Б.П., Голиков А.Д., Сидоров Н.А. «Особенности испытания глубоких разведочных скважин». М.: ВНИИОЭНГ, 1979г.

29. Муравьев В.М. «Эксплуатация нефтяных и газовых скважин». М.: «Недра», 1978г.

30. Вадецкий Ю.В., Жучков А.А., Макаров Г.М. и др. « Особенности вскрытия, испытания и опробования трещинных коллекторов нефти». М.: «недра», 1973г.

31. Амелин И.Д., Андриасов Р.С., Гиматудинов Ш.К. и др. «Эксплуатация и технология разработки нефтяных и газовых месторождений». М.: «Недра», 1978г.

32. Инструкция по безопасности одновременного производства буровых работ, освоения и эксплуатации скважин на кусте. РД 08-435-02. Госгортехнадзор России, 2002г.

33. Инструкция о порядке ликвидации, консервации скважин и оборудования их устьев и стволов. Госгортехнадзор России, № 10,22.03.2000г.

34. Регламент на восстановление скважин зарезкой вторых стволов на Уренгойском и Ямбургском ГКМ, РД 00158758-197-98, ОАО «Газпром», Тюмень, 1998г.

35. Инструкция по забуриванию дополнительного ствола из обсадной колонны эксплуатационной скважины. РД 39-0148052-550-88, Москва, 1998г.

36. Регламент по бурению боковых стволов и углублению забоев из ранее пробуренных скважин. № 352. АО «Татнефть», 1998г.

37. Байков A.M., Колесников Б.В., Челпанов П.И. Сбор, транспорт и подготовка нефти. М., «Недра», 1975. 317 с.

38. Вадецкий Ю.В. Бурение нефтяных и газовых скважин. М., «Недра», 1973. 392 с.

39. Гиматудинов Ш.К. Физика нефтяного и газового пласта. М., «Недра», 1971. 309 с.

40. Жданов М.А. Нефтегазопромысловая геология и подсчет запасов нефти и газа. М., «Недра», 1970.484 с.

41. Иночкин П.Т., Прокшиц B.J1. Справочник бурового мастера. М., «Недра», 1968.476 с.

42. Каспарьянц К.С. Промысловая подготовка нефти и газа. М., «Недра», 1973. 375 с.

43. Лаврушко П.Н., Муравьев В.М. Эксплуатация нефтяных и газовых скважин. М., «Недра», 1971.367 с.

44. Логинов Б.Г., Блажевич В.А. Гидравлический разрыв пластов. М., «Недра», 1966. 147 с.

45. Логинов Б.Г., Малышев Л.Г., Гарифуллин Ш.С. Руководство по кислотным обработкам скважин. М. «Недра». 1966. 218 с.

46. Лутошкин Г.С. Сбор и подготовка нефти, газа и воды к транспорту. М., «Недра», 1972. 325 с.

47. Максимов М.И. Геологические основы разработки нефтяных месторождений. М., «Недра», 1965.488 с.

48. Муравьев В.М. Справочник мастера по добыче нефти. М. «Недра», 1975. 264 с.

49. Муравьев В.М. Эксплуатация нефтяных и газовых скважин. М., «Недра», 1973. 377 с.

50. Муравьев В.М., Середа Н.Г. Основы нефтяного и газового дела. М., «Недра», 1967. 280 с.

51. Ованесов М.Г., Ованесов Г.П., Калантаров А.П. Спутник нефтегазопромыслового геолога. М., «Недра», 1971. 333 с.

52. Справочник инженера по бурению. М., «Недра», 1973, т. I.

53. Справочная книга по добыче нефти. М., «Недра», 1973. 703 с.

54. Справочник по капитальному ремонту нефтяных и газовых скважин. М., «Недра», 1973. 263 с. Авт.: А.С. Яшин, А.Д. Амиров, С.Т. Овнатанов и др.

55. Технология и техника добычи нефти и газа. М., «Недра», 1971. 496 с. Авт.: И.М. Муравьев, М.Н. Базлов, А.И. Жуков, Б.С. Чернов.

56. Юрчук A.M. Расчеты в добыче нефти. М., «Недра», 1974. 319 с.

57. Баренблатт Г.И. О движении взвешенных частиц в турбулентном потоке. -«Прикладная математика и механика», 1953, т. XVII, вып. 3. 261 -275 с.

58. Баренблатт Г.И. О некоторых задачах теории упругости, возникающих при исследовании механизма гидравлического разрыва нефтеностного пласта. -«Прикладная математика и механика», 1956, т. XX, вып. 4. 475-487 с.

59. Булатов А.И. Цементы для цементирования глубоких скважин. М., Госоптехиздат, 1962. 202 с.

60. Булатов А.И., Сидоров Н.А. Осложнения при креплении глубоких скважин. М., «Недра», 1966. 204 с.

61. Бутт Ю.М., Уолобов Е.М. Зависимость контракции цемента от его минералогического состава. «Журнал прикладной химии», 1965, т. XXIX, № 3. 660 - 664 с.

62. Дибров Г.Д., Остриков М.С., Петренко Т.П. Изменение объема (усадка) цементного камня. Докл. АН СССР, 1963, т. 149, № 3 (648).

63. Желтов Ю.П. Об образовании необратимых трещин в горных породах. Изв. АН СССР. ОТН. 1960. № 6. 52 57 с.

64. Измаилов А.В. Наружное давление на обсадные трубы в зоне цементного кольца (Новости нефтяной техники. Серия «Нефтепромысловое дело»), 1961, № 7. 21 -24 с.

65. Ильин Г.А., Соловьев Е.М., Воздвиженский Д.Д. Влияние минеральных добавок на реологические свойства цементных растворов. «Нефтяное хозяйство», 1970, № 9. 24 -28 с.

66. Инструкция по списку и цементированию обсадных колонн. Всесоюз. науч.-исслед. ин-т буровой техники. М., 1968.44 с.

67. Карманов И.Н., Булатов А.И. Оценка реологических свойств, цементных растворов. «Нефтяное хозяйство», 1964, № 1. 19 23 с.

68. Касимов А.Ф. о вытеснении одной вязко-пластичной жидкости другой. Изв. Вузов «Нефть и газ», 1958, № 6.97- 104 с.

69. Касимов А.Ф. Последовательное движение двух вязких жидкостей в трубе при ламинарном режиме движения. «Труды Азерб. науч.исслед. ин-та по добыче нефти», 1957, вып. VI. 5-20 с.

70. Калмыкова Е.Е., Михайлов Н.В. Исследование структурно- механических свойств концентрированных водных суспензий цемента в процессе схватывания. -«Коллоидный журнал», 1954, т. 16. вып. 5. 350 358 с.

71. К вопросу обратного способа цементирования скважин. Изв. Вузов «Нефть и газ», 1969, № 1. Авт.: А.И.Булатов, А.А. Мовсумов, М.Н. Махмудов и др. 19 25 с. .

72. Григорян A.M. Вскрытие пластов многозабойными и горизонтальными скважинами. -М., «Недра», 1969. 190 с.

73. Борисов Ю.П., Пилатовский В.П., Табаков В.П. Разработка нефтяных месторождений горизонтальными и многозабойными скважинами. М., «Недра», 1964. - 154 с.

74. Калинин А.Г., Никитин Б.А. Повышение газонефтеотдачи продуктивного пласта при бурении горизонтальных и разветвлено-горизонтальных скважин. М.: ВНИИО-ЭНГ, 1995.

75. Муслимов Р.Х., Сулейманов Э.И., Фазлыев Р.Т. Создание систем разработки месторождений с применением горизонтальных скважин // Нефт. хоз-во 1994. - № 10.-32-37 с.

76. Горизонтальное бурение и зарезка боковых горизонтальных стволов в нерентабельных скважинах ОАО «Удмуртнефть» / В.И. Кудинов, В.А. Савельев, Е.и. Богомольный, Б.М.Сучков // Нефт. хоз-во. 1997. -№5.-17- 20с.