Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Совершенствование технологии зарезки боковых стволов на основе разработки гидромеханических клиновых отклонителей

ВАК РФ 25.00.15, Технология бурения и освоения скважин

Автореферат диссертации по теме "Совершенствование технологии зарезки боковых стволов на основе разработки гидромеханических клиновых отклонителей"

На правах рукописи

МУХАМЕТШИН АЛМАЗ АДГАМОВИЧ

СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ ТЕХНОЛОГИИ ЗАРЕЗКИ БОКОВЫХ СТВОЛОВ НА ОСНОВЕ РАЗРАБОТКИ ГИДРОМЕХАНИЧЕСКИХ КЛИНОВЫХ ОТКЛОНИТЕЛЕЙ

Специальность 25.00.15 - Технология бурения и освоения скважин

АВТОРЕФЕРАТ диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

003489Э86

Бугульма - 2009

Работа выполнена в Татарском научно-исследовательском и проектом институте нефти (ТатНИПИнефтъ) ОАО «Татнефть»

Научный руководитель:

кандидат технических наук, с.н.с. Самигуллин Валерий Хакимович

Официальные оппонента: доктор технических наук, с.н.с.

Габдуллин Рафагат Габделвалиевич

кандидат технических наук Сливченко Анатолий Федорович

Ведущая организация:

Общество с ограниченной ответственностью «РН - УфаНИПИнефть» (г. Уфа)

Защита диссертации состоится 11 февраля 2010 г. в 15м часов на заседании диссертационного совета Д 222.018.01. в Татарском научно-исследовательском и проектном инстшуте нефти (ТатНИПИнефтъ) ОАО «Татнефть» по адресу: 423236, Республика Татарстан, г. Бугульма, ул. М. Джалиля, д. 32.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Татарского научно-исследовательского и проектного института нефти.

Автореферат разослан

января 2010 г.

Ученый секретарь диссертационного совета,

кандидат технических наук

ИВ. Львова

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальиость проблемы. Восстановление простаивающих, малодебитных и обводнявшихся скважин методом зарезки и бурения боковых стволов (БС) позволяет не только вернуть их в строй действующих, но и повысить эффективность извлечения нефти за счет увеличения площади дренирования пласта, подключения к разработке слабопроницаемых пластов и участков, неохваченных разработкой, так называемых «целиков», с большим содержанием нефти. Особенно актуальной эта технология становится при эксплуатации месторождений на поздней стадии разработки, когда строительство новых скважин становится нерентабельным.

Повышение эффективности применяемых технологий в значительной мере зависит от создания новых технических средств, позволяющих более экономичными средствами получать высокие технологические показатели эксплуатации скважин. Так, продуктивность восстановленных скважин в 3-4 раза, а в некоторых случаях в 10 раз выше по сравнению с окружающими скважинами и продолжительность эффекта составляет 5-6 лет. Дополнительная добыча нефти из БС существенно выше, по сравнению с дополнительной добычей, полученной от других методов воздействия на пласт. Сокращение сроков и стоимости строительства БС позволит существенно расширить объемы восстановления скважин.

В связи с вышеизложенным научный поиск новых технологических и технических решений, позволяющих осуществить работы по зарезке БС на высоком техническом уровне и более экономичными способами, является актуальной задачей в современных условиях развития нефтегазодобывающей отрасли.

Цель работы. Сокращение сроков и повышение качества строительства боковых стволов из скважин на основе совершенствования технологии и разработки технических средств для вырезания «окна» в стенке обсадной колонны с применением клина-отклонителя с якорем из профильной трубы.

Основные задачи исследований.

1. Анализ существующих технологий и технических средств для вырезания «окна» в стенке обсадной колонны и зарезки бокового ствола из скважины.

2. Аналитические исследования работы отдельных узлов клиньев-отклоните-лей: клина, якоря, срезного штифта, отклоняющего устройства, с целью изучения

влияния их конструктивных параметров на технологические режимы применения

• /

оборудования.

3. Стендовые и промысловые испытания клиньев-отклонителей и компоновок фрез для уточнения их параметров функционального назначения.

4. Разработка технологии и создание комплекса технических средств для вырезания «окна» в стенке обсадной колонны и зарезки БС в заданном направлении без опоры на искусственный забой за одну спуско-подъёмную операцию.

Методы решепия задач. Поставленные задачи решались путём аналитических и экспериментальных исследований в лабораторных и промысловых условиях, анализа и обобщения результатов экспериментальных исследований и практического внедрения в производство разработанных технологий и технических средств.

Научная иовизпа.

1. Уточнена аналитическая зависимость усилия закрепления якоря из профильной трубы в обсадной колонне от разности их диаметров (натяга).

2. Установлена аналитическая зависимость влияния величины отклоняющего угла клина на эксплуатационную надежность бурильного инструмента при вырезании «окна» и зарезке бокового ствола роторным способом.

3. Выявлена и обоснована эмпирическая зависимость величины наружного давления жидкости для трансформирования якоря заданных геометрических параметров и определённого материала в исходную профильную форму от величины внутреннего давления жидкости, создаваемого при выправлении и закреплении его в скважине.

4. Новизна предложенных технических решений защищена 10 патентами Российской Федерации на изобретения и 9 патентами зарубежных стран.

Защищаемые положения.

1. Классификация существующих конструкций клиньев-отклонителей.

2. Обоснование величины отклоняющего угла клина, позволяющего производить вырезание «окна» и зарезку бокового ствола роторным способом, без разрушения элементов бурильной колонны под одновременным воздействием знакопеременных изгибающих и тангенциальных нагрузок.

3. Научное обоснование и экспериментальное подтверзвдение величины внутреннего давления жидкости, необходимого для выправления и надежного закрепления якоря из профильной трубы в скважине.

4. Методические решения и результаты экспериментальных исследований якоря из профильной трубы, позволяющие определить зависимость величины наружного давления жидкости для трансформирования якоря в исходную профильную форму от

величины внутреннего давления жидкости, необходимого для закреплении его в скважине.

5. Результаты аналитических, экспериментальных и промысловых исследований узлов клиньев-отклонителей для повышения надежности их работы в условиях скважины.

6. Технологии и комплекс технических средств для вырезания «окна» в стенке обсадной колонны и зарезки боковых стволов с применением клина-отклонителя с якорем из профильной трубы.

Практическая цсииость работы.

1. Технологии и комплекс технических средств для вырезания «окна» в стенке обсадной колонны и зарезки боковых стволов с применением клина-отклонителя с якорем из профильной трубы применены более чем в 170 скважинах на месторождениях Татарстана, Башкортостана, Удмуртии, Самарской области и Западной Сибири.

2. Разработанная технология включена в «Регламент на строительство боковых стволов» (РД 153-39.0-343-04).

3. Разработан отклонитель извлекаемый для строительства многозабойных скважин, позволяющий сохранять проходной диаметр основного ствола скважины по окончании строительства бокового ствола и производить одновременную раздельную эксплуатацию всех её стволов с возможностью гарантированного и свободного прохождения в боковые стволы технологического оборудования при проведении ремонтных работ.

4. Освоено серийное производство отклонителей ОТ-146 (ОТ-168) на заводе «БМЗ» ОАО «Татнефть», клиньев-отклонителей серии КОТ - на ЗАО «Перекрыва-тель» ОАО «Татнефть».

5. Экономический эффект от применения клиньев-отклонителей в ОАО «Татнефть» составляет 1201,02 тыс. рублей на одну скважину (в ценах 2 квартала 2009 г.).

Апробация работы. Основные положения работы докладывались и обсуждались на семинарах главных инженеров ОАО «Татнефть» (г. Лениногорск, 2000 г., г. Альметьевск, 2002 г.); на молодежной научно-практической конференции ОАО «Та-нефть» (г. Альметьевск, 2001 г.); на научно-практической конференции, посвященной 70-летию башкирской нефти (г. Уфа, 2002 г.); на научно-практической конференции, посвященной 50-летию бурения первой разветвлённо-горизонтальной скважины Григоряна (г. Казань, 2003 г.); на презентации технологии и оборудования для зарезки и

бурения БС в управляющей компании «ЛУКОЙЛ-Бурение» (г. Самара, 2004 г.); на встрече руководства государственного концерна «Туркменнефть» с учеными института «ТатНИПИнефть» по изучению достижений в области бурения горизонтальных скважин и БС (гг. Бугульма-Балканабад, 2007 г.); на 11-ой международной выставке «Энергетика. Ресурсосбережения - 2009» (г. Казань, 2009 г.).

Публикации. На основе выполненных исследований по теме опубликованы 33 печатные работы, в том числе 10 патентов на изобретения и 5 патентов на полезную модель РФ, 9 патентов зарубежных стран, 9 статей, 2 из которых в изданиях, рекомендованных ВАК РФ.

Структура и объем работы. Диссертация состоит из введения, пяти глав, заключения и списка литературы. Работа содержит 136 страниц машинописного текста, 64 рисунка, 7 таблиц, библиографический перечень из 127 наименований на 9 страницах, приложения.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении обоснована актуальность темы диссертационной работы, определены цели и задачи исследований, сформулирована научная новизна, защищаемые положения, практическая ценность работы.

В первой главе представлен исторический обзор зарубежного и отечественного опыта бурения боковых наклонных (БС) и боковых горизонтальных стволов (БГС) из простаивающих, малодебитных и обводнившихся скважин с целью возвращения их в строй действующих и восстановления их продуктивности.

Одной из основных проблем бурения БС и БГС из существующих скважин в настоящее время является операция вырезания части обсадной колонны и зарезки бокового ствола на начальном этапе, обеспечивающих надежный выход инструмента из скважины в заданном направлении.

Из пяти известных способов выхода из эксплуатационной колонны в Татарстане в настоящее время широко применяются два способа: с удалением части эксплуатационной колонны вырезающими устройствами и вырезание «окна» в стенке обсадной колонны с установленного клина-отклонителя компоновкой фрез.

По первому способу удаляется часть (как правило, 8-10 м, при необходимости до 30 м) эксплуатационной колонны и после установки цементного моста осуществляется зарезка БС с помощью забойного двигателя-отклонителя.

По второму способу - вырезание «окна» в стенке обсадной колонны осуществляется при помощи клина-отклонителя и компоновки фрез. Длина "окна" ограничивается длиной одной обсадной трубы (от муфты до муфты) и, как правило, составляет от 3,5 до 6 м. В настоящее время существует большое количество разработанных конструкций клиньев-отклонителей и фрез для осуществления этого метода. После выхода из обсадной колонны бурение БС ведут роторным способом или компоновкой с забойным двигателем. В ОАО «Татнефть» данный способ применяется с 1964 г., однако свое промышленное развитие он получил после закупки в 1997 г. клиньев-отклонителей, устанавливаемых на цементный мост, и компоновок фрез фирмы «\Уеа±егй)гс1».

Вырезание «окна» в стенке эксплуатационной колонны и зарезку БС производят оборудованием, в состав которого входят: клин, устройство для закрепления клина в эксплуатационной колонне (якорь), компоновка фрез (стартовая, оконная и колонные), гибкий переводник.

Анализ преимуществ и недостатков этих способов показал, что при наличии необходимого оборудования для осуществления работ по обоим способам предпочтение необходимо отдавать зарезке БС с клина-отклонителя компоновкой фрез.

Далее приведен анализ достоинств и недостатков существующих известных из литературных источников конструкций клиньев-отклонителей, на основании которого разработана их классификация (рисунок 1) и делается вывод, что существующие технологии зарезки БС и разработанные конструкции оборудования для их осуществления не обеспечивают при массовом строительстве БС требуемого качества, технологичности и экономичности. На основе проведенного анализа сформулированы цели и задачи исследований.

Во второй главе приведены результаты теоретических исследований зависимостей технологических параметров применения клиньев-отклонителей от конструктивных решений и исполнений их отдельных элементов.

В настоящее время разработано множество конструкций клиньев-отклонителей с различными способами закрепления в обсадной колонне и открытом стволе скважины. Однако сложность надежного закрепления их в обсадной колонне заключается в том, что для крепи скважин применяют обсадные трубы с различной толщиной стенки, имеющие эллипсность и разностенность. Кроме того, в процессе углубления скважины обсадная колонна неравномерно изнашивается от трения бурильной колонной

Рисунок 1 - Классификация клиньев-отклонителей

и колонной НКТ - при эксплуатации, деформируется под воздействием ударной волны в процессе перфорации, корродирует под воздействием агрессивных флюидов, содержащихся в пластовой жидкости. Все это ведет к уменьшению толщины стенки и неравномерному увеличению внутреннего диаметра обсадной колонны, поэтому закрепление клиньев-отююнителей с шишечными якорями ненадежно.

Для решения этой проблемы в настоящей работе предлагается конструкция клина-отклонителя, закрепляющегося в скважине на якоре из профильной трубы. Основным достоинством таких якорей является малые величины внутреннего давления жидкости для их выправления и надежное закрепление в скважине.

На основании «Методики расчета параметров профильных труб», разработанной К.В. Мелингом, уточнены зависимости размеров профиля якоря и основных диаметральных размеров клина-отклонителя от внутреннего диаметра скважины, исходя из условий его проходимости в участках обсадной колонны с минимальным внутренним диаметром и надежного закрепления якоря в расчетном интервале скважины.

Максимальный диаметр клина-отклонителя Бк в транспортном положении при спуске его в скважину определяется по формуле:

о,= р,<и, (1)

где рк - коэффициент, характеризующий зазор между клином-отклонителем и обсадной колонной (из опыта работ принимают рк = 0,93-Ю,97); с1шш - минимальный внутренний диаметр проходного сечения в обсадной колонне, мм.

Для надежного закрепления клина-отклонителя в обсадной колонне диаметр заготовки трубы для якоря Бз должен превышать внутренний диаметр обсадной колонны Б в интервале его установки и определяется по формуле:

03 = к-0, (2) где к-коэффициент натяга, равный 1,01-1,02

Приведенная методика позволяет рассчитать все геометрические размеры профильной трубы для изготовления якоря на персональном компьютере, для скважин любого диаметра.

При вырезании «окна» и зарезке бокового ствола с клина-отклонителя роторным способом колонна бурильных труб подвергается воздействию знакопеременных нагрузок от напряжения изгиба под действием силы реакции отклоняющей поверхности клина и касательных напряжений, возникающих при вращении бурильной колонны в искривленном участке. В этом случае самое опасное место в компоновке бу-

рильной колонны будет в резьбовом соединении УБТ вследствие их большой жесткости. Задача сводилась к определению допускаемых напряжений знакопеременного изгиба и количества циклов, при которых запас прочности будет достаточным, и трубы не будут разрушаться. В результате проведенных исследований нами получено выражение для определения величины безопасного отклоняющего угла клина при вырезании «окна» в стенке обсадной колонны, зарезки и бурении БС роторным способом:

9 = (W-L / 2-E-I)-ф-тг /[гЧ2)-[<т%]2), (3)

где W - момент сопротивления изгибу, мм3; L - длина УБТ, мм;

Е - модуль упругости материала УБТ, Н/мм2; I - момент инерции сечения, мм4; [с11,,] - допускаемое нормальное напряжение, Н/мм2; г - действующее касательное напряжение, Н/мм2; [хкк] - допускаемое касательное напряжение, Н/мм2.

В данном расчете принято, что резьбовое соединение УБТ будет испытывать напряжение изгиба, еще не достигнув «окна» в эксплуатационной колонне.

Проведенные исследования позволили определить безопасную величину отклоняющего угла клина для каждого типоразмера УБТ, применяемых в скважинах различного диаметра. Для наиболее широко применяемых размеров УБТ величина этого угла следующая: для УБТ диаметром 108 мм из стали группы прочности Д и длиной 8,0 м - максимальный отклоняющий угол клина равен 1,62°, а для УБТ диаметром 178 мм из стали группы прочности Д и длиной 8,0 м - максимальный отклоняющий угол клина равен 1,23°, а для этой же трубы, но длиной 12,0 м - 1,84'. Минимальный отклоняющий угол клина для существующих типоразмеров УБТ равен 1,20°, определенный из размеров «окна», которое можно вырезать в теле обсадной трубы, не нарушая целостности обсадной колонны. Резьбовые соединения и тело бурильных труб из-за своей гибкости выдерживают большую цикличность. Тем не менее, угол клина 3,5' и для них является критическим, что подтверждается опытом работ на скважинах.

В процессе сборки клина-отклонителя на устье, спуска и установки его в скважине все соединения клина-отклонителя испытывают осевые и тангенциальные нагрузки. Наиболее слабым узлом, при выполнении этой технологической операции, является соединение фрез с клином при помощи штифта, которое должно обеспечить

безаварийную доставку клина-отклонителя в интервал установки и разъединения их при расчетной нагрузке после установки. К конструкции штифта предъявляются следующие требования:

- при разрушении штифта обломки не должны повреждать другие части конструкции;

- элементы штифта не должны выпадать из соединяемых деталей;

- разрушение штифта должно происходить в строго определенном сечении без образования заусенцев.

Исследования провели по следующим конструкциям срезных штифтов:

- штифт в виде шпильки, закрепляемый в корпусе фрезы на резьбе, а в корпусе клина при помощи сварного соединения;

- штифт в виде винта со шляпкой и У-образной проточкой в зоне разрушения;

- штифт в виде винта со шляпкой, У-образной проточкой и внутренним отверстием.

Используя полученные выражения, исследовали динамику изменений усилий среза штифтов в зависимости от материала, конструкции и их размеров. Установлено, что расчетные усилия среза штифта по пределу текучести материала меньше, чем усилия среза, определенные по пределу прочности материала.

В процессе вырезания «окна» в стенке обсадной колонны и строительстве БС на клин-отклонитель действуют различные силы: вес клина, вес колонны бурильных труб при спуске фрез и долота, вес хвостовика при его спуске и креплении БС. Эти силы стремятся сдвинуть и повернуть клин вокруг поперечной оси, что может привести к перекрытию проходного сечение скважины. С целью исключения таких аварийных ситуаций необходимо после ориентирования клина-отклонителя по азимуту и установки его в расчетном интервале прижать «голову» клина к противоположной от «окна» стенке обсадной колонны и надежно зафиксировать его в таком положении на весь период вырезания «окна» и строительства БС.

Исследование сил, воздействующих на клин-отклонитель в течение этого цикла, показало, что соотношение плеч воздействия сил равно 1:23, поэтому усилие отклоняющих устройств на основание клина должно в 23 раза превосходить расчетное усилие прижатия «головы» клина к стенке обсадной колонны. Поэтому в конструкции клиньев-отклонителей серии ОТ были заложены тарельчатые пружины, создающие при малых размерах большие отклоняющие усилия (24,0 кН). Для удержания клиньев-

отклонителей этой конструкции в прямолинейном положении при транспортировке и спуске в скважину их размещали в специальном кожухе, который одновременно являлся каналом для передачи давления жидкости из колонны бурильных труб в якорь.

На следующем этапе исследований нами разработана конструкция клина-от-клонителя серии КОТ, позволяющая производить его спуск, ориентирование, установку, а затем и вырезание «окна» за одну спуско-подьемную операцию. Отклонение и фиксация «головы» клина в прижатом положении к стенке обсадной колонны в этой конструкции осуществляется поршнем со штоком под действием давления жидкости, создаваемого для выправления якоря клина-отклонителя (рисунок 2).

d - диаметр поршня; F* - сила давления жидкости на поршень; Fane - отклоняющая сила; ф - угол отклоняющей поверхности нижнего упора клина; 1 - плечо воздействия силы FOTK ; L - длина клина от «головы» до центра поперечной оси; с - центр тяжести клина; а - плечо действия силы F^ ; Р - масса клина; F,^, - сила, создаваемая фрезами, долотами и колонной обсадных труб; р - зенитный угол скважины в интервале установки клина-отклонителя; с - плечо действия силы веса клина; a - угол отклоняющей поверхности клина; F - сила прижатия «головы» клина к стенке скважины

Рисунок 2 - Схема сил, действующих на клин КОТ-146М в процессе его установки и

работы в скважине

Изучение сил и вращающих моментов, действующих на клин данной конструкции в момент его установки и в течение всего цикла строительства БС, показывает, что фиксация клина в положении с прижатой «головой» к стенке скважины обеспечи-

L

d

вается самой конструкцией клина-отклонителя КОТ. При этом ни одна деталь шарнирного соединения не испытывает срезающего или растягивающего усилия, а только усилие сжатия. Вследствие этого повышается надежность работы всего устройства.

Нами проведены исследования изменения величины силы прижатия «головы» клина к стенке скважины (Б) в зависимости от величины давления жидкости, создаваемого для выправления якоря и конструктивных параметров отклоняющего узла клина-отклонителя (рисунок 3).

Одним из важнейших видов оборудования для строительства скважин сложной архитектуры является извлекаемый клин-отклонитель. Анализ существующих конструкций извлекаемых клиньев-отклонителей показывает, что они обладают рядом недостатков:

- невозможность полного восстановления внутреннего проходного диаметра основного ствола по окончании строительства БС;

- необходимость разбуривания цементного моста, мостовой пробки или пакера после снятия и извлечения клина-отклонителя;

- сложность конструкции и, как следствие, высокая стоимость устройства.

С целью устранения этих недостатков нами разработан извлекаемый отклони-тель ОИ-168, надежно закрепляющийся в эксплуатационной колонне, с фиксированным прижатием «головы» клина к стенке скважины и полностью извлекаемый из скважины по окончании строительства БС. Проведенные исследования показали, что при выправлении якоря из профильной трубы внутренним давлением жидкости, он принимает почти круглую форму, и за счет сил трения надежно удерживает клин-отклонитель в расчетном интервале скважины от осевого и тангенциального смещения. Трубу такой формы трудно трансформировать в исходную профильную форму наружным давлением жидкости, т. к. она при смятии может принять любую форму, не позволяющую извлечь её из скважины. С учетом этого, для изготовления профильной трубы якоря извлекаемого клина-отклонителя, выбрали трубную заготовку с диаметром на 3-4 % больше внутреннего диаметра обсадной колонны, в которой он будет устанавливаться. При выправлении давлением жидкости такого якоря впадины выправятся не до конца, и он примет форму овала с прямолинейными участками. По окончании работ по строительству БС из якоря откачивается расчетная часть жидкости, создавая перепад давлений по разные стороны стенки профильной трубы. Давление столба жидкости, находящейся в скважине, воздействует на прямолинейные участки

а

б

Рисунок 3 -Зависимость величины силы прижатия «головы» клина к стенке скважины (Б) в зависимости: а - от давления выправления якоря; б - от диаметра поршня; в - угла штока поршня

трубы, возвращая её в исходную профильную форму. Для предотвращения неуправляемого смятия, внутрь профильной трубы поместили прочный каркас в виде двутавровой балки (рисунок 4). Если одна из стенок профильной трубы будет толще, то она

а б 5

а - выправление профильной трубы внутренним давлением жидкости Р1>Р; б - возвращение профильной трубы в исходную форму под действием наружного давления жидкости РХ<Р; в - профильная труба в транспортном положении РрР

Рисунок 4 - Схема этапов работы якоря извлекаемого клина-отклонителя

будет дольше противостоять давлению жидкости, тогда как другая начнет сминаться раньше, увеличивая площадь воздействия давления жидкости, а значит, сила Рсж на эту стенку будет увеличиваться в геометрической прогрессии. Произойдет одностороннее смятие трубы. При наличии прочного каркаса стенка трубы, которая начала сминаться первой, дойдет до каркаса, и уже каркас будет воспринимать на себя давление жидкости. Прочность другой стенки окажется меньше суммарной прочности первой стенки и каркаса, и она начнет сминаться, пока не упрется в каркас.

Другим фактором, позволяющим управлять смятием профильной трубы, является наличие жидкости внутри её. Извлекая из профильной трубы расчетный объем жидкости, мы можем регулировать величину профилирования трубы наружным давлением жидкости. Этапы выправления, закрепления и трансформирования якоря ОИ-168, изготовленного из профильной трубы заданных геометрических параметров и определённого материала в исходную профильную форму, показаны на рисунке 4.

В третьей главе приведены разработанные методики и специальные стенды для испытания моделей отдельных деталей и узлов клиньев-отклонителей с целью определения технологических режимов их применения при зарезке БС.

В результате экспериментальных исследований соединительных штифтов различных конструкций, изготовленных из различных марок сталей, получены следующие результаты:

1. Определена конструкция штифта, позволяющая надежно соединять клин с компоновкой фрез при спуске и ориентировании клина-отклонителя и разъединять их при осевой нагрузке на колонну бурильных труб 140 ± 0,5 кН.

2. Определен материал для изготовления соединительного штифта, не образующий обломков при разрушении, дающий ровную поверхность среза в заданном сечении, не перекрывая внутреннего отверстия для выхода промывочной жидкости -сталь марки 35.

3. Установлено, что соединительные штифты с У-образной проточкой дают меньший разброс значений усилий среза.

4. Установлено, что величина усилия среза соединительного штифта не зависит от месторасположения его на корпусе фрезы оконной и клина-отклонителя.

Полученные результаты экспериментальных исследований взяты за основу разработки конструкций соединительных штифтов для различных конструкций клиньев-отклонителей.

Для изучения процесса закрепления якоря из профильной трубы в обсадной колонне под действием внутреннего давления жидкости и его устойчивости к осевым и тангенциальным нагрузкам, возникающим в процессе работы фрез, спуска долота и хвостовика в скважину были разработаны модели, представленные на рисунке 5.

1 I

Шегъ2

Мзсвль 3

Линии рйэрвза

Рисунок 5 - Модели якоря клина-отклонителя с различным количеством пластин по

профильной части

Модели выправили давлением жидкости, разрезали на части и провели исследования. Результаты представлены в таблице 3 и на графиках рисунка 6.

Таблица 3 - Результаты исследований моделей якоря на осевую и тангенциальную страгивающие нагрузки

Показатели Модель 1 Модель 2 Модель 3

Длина поверхности соприкосновения якоря с обсадной трубой, мм 600 600 600

Количество пластин, шт. 6 12 -

Давление выправления якоря, МПа 8 8 8

Осевая страгивающая нагрузка, кН 186 180 260

Тангенциальная страгивающая нагрузка. кН/м 4,08 1.9 1.9

Рисунок б - Зависимость размеров якоря из профильной трубы от давления его

выправления

Экспериментальными исследованиями установлено, следующее:

- изменение геометрических параметров профильной трубы от величины выправляющего давления жидкости происходит по кривой параболического вида;

- давление жидкости от 6,5 до 8,0 МПа достаточно для выправления и закрепления якоря из профильной трубы в обсадной колонне;

- оптимальное местоположение пластин на якоре клина-отклонителя по 3 штуки, через 100 мм друг от друга, в верхней и нижней части якоря, с левой стороны каждой впадины по ходу спуска его в скважину;

- для противостояния осевым нагрузкам, возникающим в процессе зарезки и бурения БС, достаточная длина якоря составляет от 2000 до 4000 мм;

- осевое страгивающее усилие при длине якоря 4000 мм находится в пределах от 1002 до 1240 кН;

- тангенциальное страгивающее усилие при длине якоря 4000 мм составляет от 12,6 до 27,2 кН/м.

С целью подтверждения теоретических исследований по возможности трансформирования якоря из профильной трубы, выправленного внутренним давлением жидкости, в исходную профильную форму под действием наружного давления жидкости были проведены стендовые испытания. Для этого разработали и изготовили модель, показанную на рисунке 7.

1 - поршень, 2 - штуцер под манометр, 3 - штуцер, 4 - манжета, 5 - муфта, 6 - каркас, 7 - штуцер контейнера, 8 - якорь, 9 - контейнер, 10 - заглушка,

11 - муфта

Рисунок 7-Якорь извлекаемого клина-отклонителя в контейнере из обсадной колонны

Испытания проводили на стенде института «ТатНИПИнефть». В процессе проведения испытаний по разработанной методике и исследовании режимов работы моделей якоря извлекаемого клина-отклонителя установили:

1. Якорь из профильной трубы, выправленный внутренним давлением жидкости, возвращается в первоначальную форму под действием регулируемого перепада давлений жидкости с внутренней и наружной его стороны. Трансформирование якоря в первоначальную форму начинается при перепаде давлений от 3,0 до 4,0 МПа.

2. Без создания дополнительного сопротивления в виде прочного каркаса, установленного внутри якоря, невозможно его трансформирование в первоначальную профильную форму под действием наружного давления жидкости.

3. Якорь выправляется и надежно закрепляется в обсадной колонне при внутреннем давлении жидкости от 6,0 до 8,0 МПа.

4. Количество жидкости, которое необходимо откачать из якоря для гарантированного возвращения его в исходную профильную форму, предотвращая излишнее смятие, составляет от 8-10"3 до 10-10"3 м3.

5. Исследования показали, что якорь можно повторно использовать для закрепления отклонителя в скважине и извлечения из неё.

Проведя экспериментальные исследования основных конструктивных элементов клина-отклонителя и убедившись в их работоспособности, провели исследования работоспособности всей конструкции клина-отклонителя и фрез оконных на стенде института «ТатНИПИнефть». В результате исследований установлено:

1. Клин выдержал два испытания. Средний износ тела 38,2 %, от первоначальной его величины. Усредненный угол отклоняющей поверхности - 2°48' (до испытаний - 3°). Клин в процессе вырезания «окна» изнашивается с такой же интенсивностью, как и обсадная колонна, но сохраняет угол набора кривизны в «окне».

2. Нижнюю часть «окна» необходимо вырезать с нагрузкой не более 1,0 кН, чтобы не оставлять ступеньку на обсадной колонне, создающую препятствие для прохождения инструмента через «окно».

3. Фрезу оконную необходимо комплектовать с фрезой колонной через гибкий переводник для проработки верхней части «окна». Длина переводника должна равняться длине «окна».

В четвертой главе представлены разработанные технологии вырезания «окна» в стенке обсадной колонны и зарезки БС, а также комплекс технических средств для их осуществления с помощью клиньев-отклонителей и компоновки фрез различных конструкций.

Разработанные технологии включают следующие основные операции:

1. Исследование скважины методами ГИС.

2. Шаблонировка, проработка и очистка обсадной колонны раздвижным расширителем (РРУ), конструкции «ТатНИПИнефть», с отбивкой муфт в интервале установки клина-отклонителя.

3. Спуск, ориентирование и установка клина-отклонителя выправлением якоря внутренним давлением жидкости. Срез штифта, соединяющего компоновку фрез с клином-отклонителем и вырезание «окна».

4. Забуривание бокового ствола.

Разработка любой технологии неразрывно связана с созданием конструктивно нового оборудования, позволяющего осуществить эти технологии. Первоначально нами были разработаны технология и комплекс оборудования для вырезания «окна» в стенке обсадной колонны и зарезки БС при помощи клина-отклонителя ОТ-146 (ОТ-168) и компоновки фрез, которые позволили исключить цементные технологии при установке и закреплении клина-отклонителя в скважине и многократные спуско-подъемные операции (СПО) компоновок фрез.

Для объединения операций шаблонировки, проработки и очистки внутренней поверхности обсадной колонны в одну был разработан расширитель РРУ -116/132 (РРУ -134/152). Контроль за внутренним диаметром проработанной колонны осуществляется замером рабочего диаметра расширителя по шарошкам измерителем габаритных диаметров изделий И - 90/180 с точностью до 0,1 мм.

С целью ускорения процесса сборки клина-отклонителя на устье скважины и надежного удерживания его на весу и на столе ротора разработан специальный элеватор, а исключения остановок в процессе спуска отклонителя в скважину для долива промывочной жидкости в колонну бурильных труб - перепускной клапан, позволивший сократить время СПО на 2 - 4 ч, в зависимости от глубины установки клина-отклонителя. По окончании операции установки клина-отклонителя производят подъем кожуха из скважины. Клин под действием пружин отклоняется к стенке обсадной колонны и удерживается ими в таком положении в течение всего времени вырезания «окна», бурения БС и крепления его хвостовиком.

Для вырезания «окна» разработана компоновка фрез, включающая фрезу оконную, две фрезы колонные и гибкий переводник, позволяющая произвести вырезание полноразмерного «окна» за одну СПО.

Следующим шагом по совершенствованию технологии стала разработка клина-отклонителя серии КОТ совмещенного с компоновкой фрез, позволившего объединить операции по спуску и установке клина-отклонителя, вырезанию «окна» и за-резке БС, сократив тем самым число технологических операций и время их выполнения. Срез штифта в этой конструкции производится натяжением колонны бурильных труб с усилием 140 ± 0,5 кН, при этом компоновка фрез уходит вверх и не происходит её заклинивание между стенкой обсадной колонны и клином, как у большинства конструкций клиньев-отклонителей, устанавливаемых с упором на забой. Кроме этого, такое техническое решение позволяет производить установку клина-отклонителя на

малых глубинах и в горизонтальных участках скважин, где невозможно создать осевое усилие для среза штифта весом колонны бурильных труб и применить полноразмерную оконную фрезу.

Для осуществления технологии строительства многозабойных скважин (МЗС) разработан извлекаемый отклонитель ОИ-168, позволяющий восстанавливать проходной диаметр основного ствола скважины по окончании строительства БС.

Технологии зарезки и бурения БС с применением клина-отклонителя и компоновки фрез были сданы ведомственным приемочным комиссиям в 2000 и 2006 гг. Оборудование прошло сертификационные испытания в 2001 г. (сертификат соответствия за № ГШ. НО 03.В00965), а в 2007 г. - экспертизу промышленной безопасности и технических условий эксплуатации на предприятиях нефтегазовой отрасли Российской Федерации поднадзорных Ростехнадзору. Серийное производство всего комплекса оборудования освоено на предприятиях ОАО «Татнефть».

В пятой главе приведены результаты промысловых испытаний и внедрения технологий и комплекса технических средств для вырезания «окна» в стенке обсадной колонны и зарезке бокового ствола.

Разработанные в 1998 г. институтом «ТатНИПИнефть» клинья-отклонители с использованием якоря из профильных труб - ОТ-146 и ОТ-168 за период с 1999 по 2003 гг. были успешно применены на 15 скважинах. «Окно» длиной от 5,0 до 6,1 м вырезали тремя компоновками фрез фирмы «\Veatherford». Время фрезерования «окна» составляло от 13,15 до 29,3 ч без учета СПО. В феврале 2004 г. на скважине № ЗЗО63 Акташской площади отклонитель ОТ-146 был испытан и с фрезами конструкции ТатНИПИнефть. «Окно» длиною 6,1 м успешно профрезеровали одной компоновкой фрез за 9 ч 45 мин. Общее время всей операции составило 3,2 суток.

С целью совершенствования технологии вырезания «окна» в стенке обсадной колонны и сокращения сроков строительства БС были разработаны клинья-откло-нители серии КОТ, совмещенные с компоновкой фрез, позволяющие производить спуск, ориентирование, установку клина и вырезание «окна» за одну СПО. Их промысловые испытания проведены на двух скважинах в 2005 г. В декабре 2006 г. проведены промысловые испытания клина-отклонителя КОТ-146У, позволяющего сократить время прохождения фрезами зоны резкого снижения скорости фрезерования в центральной части желоба клина. В скважине № 5936з Березовской площади «окно» дли-

ною 3,7 м профрезеровали за 6 ч 45 мин. Время, затраченное на всю операцию, составило 2,2 суток.

С 2007 г. способ восстановления скважин методом зарезки и бурения БС с применением клина-отклонителя стал доминирующим в ОАО «Татнефть». В 2007 г. в ОАО «Татнефть» с использованием разработанной технологии и комплекса технических средств было восстановлено 43 скважины, в 2008 г.- 55, за 9 месяцев 2009 г.- 43.

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕЗУЛЬТАТЫ РАБОТЫ

1. На основе анализа существующих видов клиньев-отклонителей разработана их классификация по конструкции и способу закрепления в скважине.

2. Аналитическими исследованиями установлены критические значения отклоняющего угла клина от 1,6° до 2,0°, влияющие на эксплуатационную надежность утяжеленных бурильных труб и 3,5° для бурильных труб, применяемых при бурении БС. Минимальный отклоняющий угол клина равен 1,2°, определенный из условия сохранения целостности обсадной колонны.

3. Расчетными и экспериментальными исследованиями установлена величина давления жидкости (от 6,5 до 8,0 МПа), которая достаточна для выправления и надежного закрепления якоря из профильной трубы заданных геометрических параметров и определённого материала в скважине.

4. На основе исследования сил, действующих на клин в процессе его работы, создана конструкция клина-отклонителя с гидромеханическим устройством прижатия «головы» клина к стенке обсадной колонны, позволяющая удерживать его в таком положении в течение всего цикла строительства БС.

5. Научно обоснована и экспериментально подтверждена возможность трансформирования якоря в исходную профильную форму под действием регулируемого перепада давлений жидкости с внутренней и наружной его стороны. Трансформирование якоря начинается при перепаде давлений от 3,0 до 4,0 МПа.

6. Разработаны на уровне изобретений конструкции расширителей, клиньев-отклонителей, измерителей, элеваторов, на которые выдано 10 патентов на изобретения и 5 патентов на полезную модель РФ, и 9 патентов зарубежных стран, используемые последовательно в технологическом процессе.

7. Результаты промысловых испытаний и промышленного внедрения показали, что разработанная технология и комплекс технических средств позволяют:

- производить спуск и установку клина-отклонителя в скважине, вырезание полноразмерного «окна» и зарезку БС за одну спуско-подъсмную операцию;

- сократить время выполнения технологической операции по вырезанию «окна» и зарезки БС в 2,9 раза;

- исключить создание искусственных забоев для установки клиньев-откло-нителей, сократив тем самым затраты на цемент, трубы, пакеры, мостовые пробки.

8. За период с 1999 по 2009 гг. в различных регионах страны с использованием представленных в диссертации разработок произведено вырезание «окна» в стенке обсадной колонны и зарезка БС более чем в 170 скважинах. Успешность работ соста-тавляет 98 %.

ОСНОВНЫЕ ПУБЛИКАЦИИ, ОТРАЖАЮЩИЕ СОДЕРЖАНИЕ ДИССЕРТАЦИИ

1. Мухаметшин, A.A. Сравнительный анализ иримепепия отклонитслей различных конструкций для забуриваиия боковых стволов в Азнакаевском УПНП и КРС [Текст]. / A.A. Мухаметшин, А.Г. Зайнуллин, Ф.И. Юсупов, М.Т. Хисматов // Нефтепромысловое дело. - 2003. - № 5. - С. 26-27.

2. Мухаметшин, A.A. Анализ методов выхода из эксплуатационных колонн для бурепия боковых стволов в ОАО «Татнефть» [Текст]. / A.A. Мухаметшип, Ф.Ф. Ахмадишин, В.И. Зубарев // Нефтяное хозяйство. - 2007. - № 7. - С. 34-35.

3. Мухаметшин, A.A. Разработка отклонителей для забуривания боковых стволов без установки цементных мостов [Текст]. / A.A. Мухаметшин, А.Л. Насыров // Нефть Татарстана. - 2001. - № 3. - С. 36-38.

4. Мухаметшин, A.A., Насыров, А. Л. Техника и технология забуривания боковых стволов [Текст]. // Сборник тезисов докладов научно-практической конференции, посвященной 70-летию башкирской нефти. - Уфа, Башнипинефть, 2002. - С. 94-95.

5. Мухаметшин, A.A., Ахмадишин, Ф.Ф., Максимов, Д.В. Разработка и стендовые испытания клина-отклонителя [Текст]. II Сборник научных трудов ТатНИПИ-нефть. - М.: ВНИИОЭНГ, 2008. - С. 270-281.

6. Мухаметшин, A.A., Ахмадишин, Ф.Ф., Максимов, Д.В. Фреза для зарезки бокового ствола из эксплуатационной колонны [Текст]. // Сборник научных трудов Тат-НИПИнефть. - М.: ВНИИОЭНГ, 2008. - С. 281-287.

7. Мухаметшин, A.A., Ахмадишин, Ф.Ф., Илалов, Р.Х., Максимов, Д.В., Зай-нуллии, А.Г., Мелинг, В.К. Испытания извлекаемого отклонителя для строительства многозабойных скважин [Текст]. // Сборник научных трудов ТатНИПИнефть. - М.: ВНИИОЭНГ, 2009. - С. 222-229.

8. Пат. 2366793 Российская Федерация, МПК4 Е21В 7/08. Отклонитель клиновой скважинный [Текст] / Мухаметшин A.A.; Ибрагимов Н.Г., Залятов М.М., Ахмадишин Ф.Ф., Кашапов И.К., Исмагилов М.А.; заявитель и патентообладатель ОАО «Татнефть» им. В.Д. Шашина - № 2008114132/03; заявл. 10.04.08; опубл. 10.09.09, Бюл. № 25.

9. Пат. 2307227 Российская Федерация, МПК4 Е21В 7/08. Устройство для бурения дополнительного ствола из скважины [Текст] / Мухаметшин A.A.; Зайнуллин А.Г., Поленок П.В., Абдрахманов Г.С., Гапикеев И.А., Московкин В.И., Гарифуллин P.A., Малышев С.Г., заявитель и патентообладатель ОАО «Татнефть» им. В.Д. Шашина - № 2006103321/03; заявл. 06.02.06; опубл. 27.09.07, Бюл. № 27.

10. Пат. 2347882 Российская Федерация, МПК4 Е21В 7/08. Устройство для удаления части жидкости из полости якоря [Текст] / Мухаметшин A.A.; Зайнуллин А.Г., Поленок П.В., Гарифуллин P.A., Малышев С.Г., Петлин Ю.И., Каримов Н.Г., заявитель и патентообладатель ОАО «Татнефть» им. В.Д. Шашина - № 2007117043/03; заявл. 07.05.07; опубл. 27.02.09, Бюл. № 6.

11. Пат. 2348785 Российская Федерация, МПК4 Е21В 7/08. Клапанное устройство извлекаемого якоря [Текст] / Мухаметшин A.A.; Зайнуллин А.Г., Поленок П.В., Гарифуллин P.A., Малышев С.Г., Петлин Ю.И., Каримов Н.Г., заявитель и патентообладатель ОАО «Татнефть» им. В.Д. Шашина - № 2007128999/03; заявл. 27.07.07; опубл. 10.03.09, Бюл. №7.

12. Пат. 1391182 Российская Федерация, МПК4 Е21В 7/28. Расширитель скважин [Текст] / Мухаметшин A.A.; Абдрахманов Г.С., Мелинг К.В., Ахунов А.М., Зайнуллин А.Г., Рахманов Р.Н., Баландин А.П., Пузанов A.A., Уразгильдин И.А., заявитель и патентообладатель Татарский научно-исследовательский и проектный институт нефтяной промышленности - № 4122483/03; заявл. 14.07.86; опубл. 27.11.96, Бюл. № 33. (Запатентован в США, Канаде, ЕПВ (ФРГ, Франции, Великобритании, Италии), Мексике, Норвегии, Нигерии, Китае, Австралии, Индии).

13. Пат. 57886 Российская Федерация, МПК4 G01B 3/20. Устройство для измерения габаритных диаметров изделий [Текст] / Мухаметшин A.A.; Мелинг К.В., На-

сыров А.Л., Хабибуллин Р.Я., Ягафаров A.C.; заявитель и патентообладатель ОАО «Татнефть» им. В.Д. Шашина - № 2006115650/22; заявл. 05.05.06; опубл. 27.10.06, Бюл. № 30.

14. Пат. 58153 Российская Федерация, МПК4 Е21В 19/06. Элеватор для профильных труб [Текст] / Мухаметшин A.A.; Мелинг К.В., Насыров А.Л., Хабибуллин Р.Я., Багнюк С.Л., Исмагилов М.А.; заявитель и патентообладатель ОАО «Татнефть» им. В.Д. Шашина-№2006125345/22; заявл. 13.07.06; опубл. 10.11.06, Бюл. №31.

Отпечатано в секторе оперативной полиграфии института «ТатНИПИнефть» ОАО «Татнефть» тел.: (85594) 78-656,78-565 Подписано в печать 30.12.2009 г. Заказ №30120901 Тираж 100 экз.

Содержание диссертации, кандидата технических наук, Мухаметшин, Алмаз Адгамович

ВВЕДЕНИЕ.

1 АНАЛИЗ СОСТОЯНИЯ ТЕХНОЛОГИЙ И ТЕХНИЧЕСКИХ СРЕДСТВ ДЛЯ ЗАРЕЗКИ И БУРЕНИЯ БОКОВЫХ СТВОЛОВ ИЗ СКВАЖИН.

1.1 История развития бурения боковых наклонно направленных и боковых горизонтальных стволов из скважин в России и за рубежом.

1.2 Анализ способов выхода из обсадной колонны для бурения боковых стволов из скважин.

1.2.1 Способ - с удалением части обсадной колонны вырезающими устройствами.

1.2.2 Способ - с вырезанием «окна» в стенке обсадной колонны при помощи клина-отклонителя и компоновки фрез.

1.3 Анализ существующих конструкций устройств для вырезания стенки обсадной колонны и зарезки боковых стволов.

1.3.1 Вырезающие устройства.

1.3.2 Клинья-отклонители и фрезы.

2 ИССЛЕДОВАНИЕ ВЛИЯНИЯ КОНСТРУКТИВНЫХ ПАРАМЕТРОВ ОБРУДОВАНИЯ НА ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ РЕЖИМЫ ЕГО ПРИМЕНЕНИЯ

ПРИ ЗАРЕЗКЕ БОКОВЫХ СТВОЛОВ.

2.1 Исследование влияния геометрических параметров якоря из профильной трубы на его выправление и зацепление в скважине.

2.2 Исследование влияния величины отклоняющего угла клина на разрушение бурильного инструмента при вырезании «окна» и зарезке бокового ствола роторным способом.

2.3 Исследование зависимостей усилия среза штифта, соединяющего фрезу оконную с клином, от его конструкции.

2.4 Исследования усилия прижатия «головы» клина к стенке скважины.

2.5 Исследование влияния геометрических параметров профильных труб, выправленных внутренним давлением жидкости, на процесс их трансформации в первоначальную форму.

3 ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНЫЕ ИССЛЕДОВАНИЯ ПО ТЕХНОЛОГИИ ВЫРЕЗАНИЯ «ОКНА» В СТЕНКЕ ОБСАДНОЙ КОЛОННЫ ПРИ ПОМОЩИ КЛИНА-ОТКЛОНИТЕЛЯ С ЯКОРЕМ ИЗ ПРОФИЛЬНОЙ ТРУБЫ.

3.1 Экспериментальные исследования разрушения срезных штифтов в зависимости от их конструкции и материала, из которого они изготовлены.

3.2 Экспериментальные исследования закрепления якоря клина-отклояителя, изготовленного из профильной трубы, в стволе скважины.

3.3 Экспериментальные исследования по трансформации в первоначальную форму якоря из профильной трубы под воздействием наружного давления жидкости

3.4 Экспериментальные исследования гидравлической системы, соединяющей фрезу оконную с якорем клина-отклонителя.

3.5 Исследования работоспособности клина и фрез.

4 СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ ТЕХНОЛОГИИ И РАЗРАБОТКА КОМПЛЕКСА ТЕХНИЧЕСКИХ СРЕДСТВ ДЛЯ ВЫРЕЗАНИЯ «ОКНА» ПРИ ПОМОЩИ КЛИНА-ОТКЛОНИТЕЛЯ И КОМПОНОВКИ ФРЕЗ.L.

5 ПРОМЫСЛОВЫЕ ИСПЫТАНИЯ И ПРОМЫШЛЕННОЕ ВНЕДРЕНИЕ РЕЗУЛЬТАТОВ ИССЛЕДОВАНИЙ.

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Совершенствование технологии зарезки боковых стволов на основе разработки гидромеханических клиновых отклонителей"

В настоящее время, когда все наиболее крупные месторождения нашей страны вступили в позднюю стадию разработки, когда запасы нефти переходят в разряд труд-ноизвлекаемых, обводненность добываемой продукции растет, средние дебиты скважин снижаются, традиционные методы добычи нефти вертикальными скважинами (ВС) становятся нерентабельными. В этих условиях для поддержания стабильного уровня добычи нефти необходимо бурить уже не одну, а четыре скважины [1]. Существующая технология строительства вертикальных скважин при возрастании стоимости земли, стоимости подвода к скважинам коммуникационных сетей и повышения стоимости строительства самих скважин, становится слишком дорогой и не окупается получаемой из этих скважин нефтью. Кроме этого, технологии разработки месторождений с применением вертикальных скважин позволяют извлечь лишь 30.50 % нефти, содержащейся в пласте [2]. В этих условиях для увеличения удельной плотности сетки скважин, повышения охвата эксплуатируемых пластов и повышения коэффициента извлечения нефти разрабатываются новые технологии, позволяющие рекомендовать к. широкому применению метод бурения дополнительных стволов (горизонтальных и разветвленно-горизонтальных) в существующих скважинах, расположенных в заводненных зонах в направлении не вырабатываемых или слабо вырабатываемых пластов с большим нефтесодержанием. Это направление со временем может превратиться в самостоятельную высокоэффективную систему разработки на поздней стадии эксплуатации нефтяного месторождения, задачей которого станет устранение недостатков реализуемой системы разработки и ее дальнейшее радикальное совершенствование. Еще, более эффективной эта технология может оказаться в комплексе с применением современных МУН [3].

В данной работе рассматривается только операция вырезания части обсадной колонны и зарезки БС на начальном этапе, т. к. она является самой ответственной, трудоемкой и дорогостоящей операцией в процессе бурения БС и БГС из бездействующих, обводнившихся и малодебитных скважин. Создание теоретически макси» мально возможного размера «окна» для выхода из эксплуатационной колонны позволит бурить БС в строго заданном направлении по наикратчайшему расстоянию к объекту эксплуатации, максимально возможным диаметральным размером компоновки, которая проходит через основной ствол скважины, по наиболее оптимальному профилю, что при минимальных издержках на бурение обеспечит требуемое качество работ и эффективность их эксплуатации.

По высказываниям разработчиков Татарстана, на поздней стадии разработки месторождений, при детальном и комплексном обосновании, в 20-30% скважин общего фонда по объекту возможна зарезка дополнительных стволов, при этом дебиты скважин с такими стволами по сравнению с окружающими могут быть в 3-4 раза выше, а затраты на их строительство, из-за существующей инфраструктуры, значительно ниже по сравнению со строительством новых скважин» [4].

К настоящему времени определенный опыт работ по зарезке и бурению БС из существующих скважин накоплен в Татарстане, Башкортостане, Удмуртии, Западной Сибири. Наряду с достижениями в этой области фонд простаивающих скважин продолжает оставаться внушительным по восьми крупнейшим добывающим компаниям России на 31.12.2008 г. он составляет 24211 единиц или 16,6 % от эксплуатационного фонда скважин. Самый низкий процент простаивающих скважин в ОАО «Сургутнефтегаз» - 1397 единиц (7,7 %), а самый высокий в ОАО «ТНК-BP Холдинг»- - 6320 скважин (30,2 %). В ОАО «Татнефть» динамика изменения числа простаивающих скважин за последние три года следующая: в 2006 г. - 3187 единиц или 14,9 % от эксплуатационного фонда скважин; в 2007 г. - 2870 единиц (13,3 %); в 2008 г. - 3199 единиц (14,7 %) [5]. Статистика показывает, что, несмотря на одинаковый процент, общее число простаивающих скважин растет из года в год, т. к. фонд эксплуатационных скважин также увеличивается.

В развитие различных аспектов технологий зарезки и бурения БС и БГС внесли свой вклад известные отечественные и зарубежные ученые: A.M. Григорян, А.Г. Калинин, И.П. Пустовойтенко, В.А. Федорычев, E.JL Лиманов, М.Г. Клименченко, Н.Ф. Кагарманов, Р.Х. Муслимов, P.C. Хисамов, Р.Т. Фазлыев, И.Г. Юсупов, Г.С. Аб-драхманов, В.М. Шенбергер, Г.П. Зозуля, В.А. Гауф, P.M. Гилязов, В.Х. Самигуллин, О.В. Тихонов, D.H. Tegrani, J.E. Brantly, W.G/ Deskins, W.V. Macdonald, D.K. Badu, S.D. Joshi.

Наряду с успехами существует и ряд проблем, которые не решены до сих пор, такие как: исключение цементных технологий, применяемых для установки большинства клиньев-отклонителей, надежное закрепление клиньев-отклонителей в скважине, установка их в наклонных участках скважины с ориентированием в противоположном направлении от основного ствола скважины, надежное прижатие «головы» клина к стенке скважины и удерживание ее в таком положении в течение всего процесса бурения и крепления БС и БГС. сокращение времени вырезания щелевидного «окна» в стенке эксплуатационной колонны и зарезки БС, восстановление проходного диаметра основного ствола скважины по окончании строительства бокового ствола при необходимости одновременной эксплуатации нескольких объектов.

В этой связи особую значимость и актуальность приобретают исследования, направленные на разработку новой техники, позволяющей осуществлять технологии зарезки и бурения БС и БГС на более высоком техническом уровне с наименьшими затратами средств и времени, с качеством, соответствующим современным требованиям.

Цель работы. Сокращение сроков и повышение качества строительства боковых стволов из скважин на основе совершенствования технологии и разработки технических средств для вырезания «окна» в стенке обсадной колонны с применением клина-отклонителя с якорем из профильной трубы.

Основные задачи исследований.

1. Анализ существующих технологий и технических средств для вырезания «окна» в стенке обсадной колонны и зарезки бокового ствола из скважины.

2. Аналитические исследования работы отдельных узлов клиньев-откло-нителей: клина, якоря, срезного штифта, отклоняющего устройства, с целью изучения влияния их конструктивных параметров на технологические режимы применения оборудования.

3. Стендовые и промысловые испытания клиньев-отклонителей и компоновок фрез для уточнения их параметров функционального назначения.

4. Разработка технологии и создание комплекса технических средств для вырезания «окна» в стенке обсадной колонны и зарезки БС в заданном направлении без опоры на искусственный забой за одну спуско-подъёмную операцию.

Методы решения задач. Поставленные задачи решались путём аналитических и экспериментальных исследований в лабораторных и промысловых условиях, анализа и обобщения результатов экспериментальных исследований и практического внедрения в производство разработанных технологий и технических средств.

Научная новизна.

1. Уточнена аналитическая зависимость усилия закрепления якоря из профильной трубы в обсадной колонне от разности их диаметров (натяга).

2. Установлена аналитическая зависимость влияния величины отклоняющего угла клина на эксплуатационную надежность бурильного инструмента при вырезании «окна» и зарезке бокового ствола роторным способом.

3. Выявлена и обоснована эмпирическая зависимость величины наружного давления жидкости для трансформирования якоря заданных геометрических параметров и определённого материала в исходную профильную форму от величины внутреннего давления жидкости, создаваемого при выправлении и закреплении его в скважине.

4. Новизна предложенных технических решений защищена 10 патентами Российской Федерации на изобретения и 9 патентами зарубежных стран.

Защищаемые положения.

1. Классификация существующих конструкций клиньев-отклонителей.

2. Обоснование величины отклоняющего угла клина, позволяющего производить вырезание «окна» и зарезку бокового ствола роторным способом, без разрушения элементов бурильной колонны под одновременным воздействием знакопеременных изгибающих и тангенциальных нагрузок.

3. Научное обоснование и экспериментальное подтверждение величины внутреннего давления жидкости, необходимого для выправления и надежного закрепления якоря из профильной трубы в скважине.

4. Методические решения и результаты экспериментальных исследований якоря из профильной трубы, позволяющие определить зависимость величины наружного давления жидкости для трансформирования якоря в исходную профильную форму от величины внутреннего давления жидкости, необходимого для закреплении его в скважине.

5. Результаты аналитических, экспериментальных и промысловых исследований узлов клиньев-отклонителей для повышения надежности их работы в условиях скважины.

6. Технологии и комплекс технических средств для вырезания «окна» в' стенке обсадной колонны и зарезки боковых стволов с применением клина-отклонителя с якорем из профильной трубы.

Практическая ценность работы.

1. Технологии и комплекс технических средств для вырезания «окна» в стенке обсадной колонны и зарезки боковых стволов с применением клина-отклонителя с якорем из профильной трубы применены более чем в 170 скважинах на месторождениях Татарстана, Башкортостана. Удмуртии, Самарской области и Западной Сибири.

2. Разработанная технология включена в «Регламент на строительство боковых стволов» (РД 153-39.0-343-04).

3. Разработан отклонитель извлекаемый для строительства многозабойных скважин, позволяющий сохранять проходной диаметр основного ствола скважины по окончании строительства БС и производить одновременную раздельную эксплуатацию всех её стволов с возможностью гарантированного и свободного прохождения в боковые стволы технологического оборудования при проведении ремонтных работ.

4. Освоено серийное производство отклонителей ОТ-146 (ОТ-168) на заводе «БМЗ» ОАО «Татнефть», клиньев-отклонителей серии КОТ - на ЗАО «Перекрыва-тель» ОАО «Татнефть».

5. Экономический эффект от применения клиньев-отклонителей в ОАО «Татнефть» составляет 1201,02 тыс. рублей на одну скважину (в ценах 2 квартала 2009 г.).

В основу диссертационной работы положены результаты исследований, выполненные соискателем в отделе бурения Татарского научно-исследовательского и проектного института нефти (ТатНИПИнефть) ОАО «Татнефть». Автор благодарит своих коллег - сотрудников лаборатории техники и технологии расширяемых труб за поддержку и помощь в работе над диссертацией.

Научный руководитель: кандидат технических наук, ст. науч. сотрудник -В. X. Самигуллин.

Заключение Диссертация по теме "Технология бурения и освоения скважин", Мухаметшин, Алмаз Адгамович

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕЗУЛЬТАТЫ РАБОТЫ

1. На основе анализа существующих видов клиньев-отклонителей разработана их классификация по конструкции и способу закрепления в скважине.

2. Аналитическими исследованиями установлены критические значения отклоняющего угла клина от 1,6° до 2,0°, влияющие на эксплуатационную надежность утяжеленных бурильных труб и 3,5° для бурильных труб, применяемых при бурении БС. Минимальный отклоняющий угол клина равен 1,2°, определенный из условия сохранения целостности обсадной колонны.

3. Расчетными и экспериментальными исследованиями установлена величина давления жидкости (от 6,5 до 8,0 МПа), которая достаточна для выправления и надежного закрепления якоря из профильной трубы заданных геометрических параметров и определённого материала в скважине.

4. На основе исследования сил, действующих на клин в процессе его работы, создана конструкция клина-отклонителя с гидромеханическим устройством прижатия «головы» клина к стенке обсадной колонны, позволяющая удерживать его в таком положении в течение всего цикла строительства БС.

5. Научно обоснована и экспериментально подтверждена возможность трансформирования якоря в исходную профильную форму под действием регулируемого перепада давлений жидкости с внутренней и наружной его стороны. Трансформирование якоря начинается при перепаде давлений от 3,0 до 4,0 МПа.

6. Разработаны на уровне изобретений конструкции расширителей, клиньев-отклонителей, измерителей, элеваторов, на которые выдано 10 патентов на изобретения, 5 патентов на полезную модель и 9 патентов зарубежных стран, используемые последовательно в технологическом процессе.

7. Результаты промысловых испытаний и промышленного внедрения показали, что разработанная технология и комплекс технических средств позволяют:

- производить спуск и установку клина-отклонителя в скважине, вырезание полноразмерного «окна» и зарезку БС за одну спуско-подьёмную операцию;

- сократить время выполнения технологической операции по вырезанию «окна» и зарезки БС в 2,9 раза;

- исключить создание искусственных забоев для установки клиньев-откло-нителей, сократив тем самым затраты на цемент, трубы, пакеры, мостовые пробки.

8. За период с 1999 по 2009 гг. в различных регионах страны с использованием представленных в диссертации разработок произведено вырезание «окна» в стенке обсадной колонны и зарезка БС более чем в 170 скважинах. Успешность работ соста-тавляет 98 %.

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Мухаметшин, Алмаз Адгамович, Бугульма

1. Щелкачев В.Н. Важнейшие принципы нефтеразработки.75 лет опыта Текст. М.: ФГУП Изд-во «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2004. -608с.

2. Кагарманов Н.Ф. Вскрытие продуктивных пластов горизонтальными скважинами Текст. / Н.Ф. Кагарманов, М.Р. Давлетбаев, В.Х. Самигуллин // Межвузовский тематический сборник научных трудов. -Уфа, УГНТУ, 1996. -250 с.

3. Статистика. // Нефтегазовая вертикаль. 2007. - № 4,5,6.; - 2008. - №» 5,6,7.; -2009. - № 5,6,7.

4. Tegrani D.H., Peden J.M. Critical reservoir parameters affecting success of horizontal wells // Материалы седьмого Европейского симпозиума по увеличению нефтеотдачи пластов. М., 1993. - Том 2. - С. 175-184.

5. Лиманов Е.Л., Страбыкин H.H., Елизаров М.И. Направленное бурение разведочных скважин Текст. М.: Недра. 1978. - 223 с.

6. Камминг Д.Д. Руководство по алмазному бурению Текст.- М.: ГНТИ, 1960.-327 с.

7. Мурадов И.М. Наклонное бурение нефтяных скважин Текст.- Баку: Аз-нефтеиздат, 1951. -236 с.

8. И Якоби Н.О. Методы, приборы и служба исследования буровых скважин Текст. // Труды ЦНИГРИ. 1938. - вып. 104. - С. 75.

9. Гусейнов Ф.А., Расулов А.М., Гасанов Т.М. Повышение эффективности зарезки и бурения второго ствола в добывающих скважинах Текст. М.: ВНИИОЭНГ, 1985. - 48 с.

10. Бронзов А. Истоки технологий строительства горизонтальных скважин Текст. /А. Бронзов, В. Кульчицкий, А. Калин // Бурение и нефть. 2004. - № 10. -С. 8-12.

11. Шенбергер В.М., Зозуля Г.П., Гейхман М.Г., Матиешин И.С., Кустышев A.B. Техника и технология строительства боковых стволов в нефтяных и газовых скважинах: Учебное пособие Текст. Тюмень: ТюмГНТУ, 2007. - 496 с.

12. Федорычев В.А. Техника и технология забуривания дополнительных стволов из обсаженных скважин Текст. М.: ВНИИОЭНГ, 1982. - 52 с.

13. Клименченко М.Г., Микерин Б.П. Восстановление бездействующих скважин методом зарезки второго ствола Текст. М.: Недра, 1965. - 89 с.

14. Юсупов И.Г. Восстановление бездействующих скважин зарезкой вторых стволов в ОАО «Татнефть» Текст. / И.Г. Юсупов, Р.Г Габдуллин, М.Ф Асадуллин // Нефтяное хозяйство. 2001. - № 2. - С. 53-56.

15. Фомин A.B. Состояние и перспективы развития нефтяной промышленности России Текст. // Нефтяное хозяйство. 1994. - № 1. - С. 6-9.

16. Horizontal wells seen boost for Canadian.// Oil and Gas J. 1993. - Vol. 91. -№ 21. - P. 29

17. W. Georgy Desitins, William J. Macdonald, Thomas B. Reid. Survey shoms successes, failures of horizontac wells. // Oil and Gas J. 1995. - Vol. 93. - № 25.- P. 39.

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

19. Гилязов P.M. Бурение нефтяных скважин с боковыми стволами Текст. -М.: Недра, 2002.-255 с.

20. Кудинов В.И. Горизонтальное бурение и зарезка боковых горизонтальных стволов в нерентабельных скважинах ОАО «Удмуртнефть» Текст. /В.И. Кудинов, В.А. Саве лов, Е.И. Богомольный // Нефтяное хозяйство. 1997. - № 5. - С. 17-20.

21. Афанасьев C.B. Бурение горизонтальных скважин и боковых горизонтальных стволов в ОАО «Удмуртнефть» Текст. // Сер. Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. М.: ВНИИОЭНГ, 1998. - № 3-4. - С. 16-18.

22. Шайхутдинов Р.Т. Бурение горизонтальных скважин из эксплуатационных колонн диаметром 146 мм Текст. / Р.Т. Шайхутдинов, В.Е. Бирюков, В.Г. Тимошин // Нефтяное хозяйство. 1999. - № 6. - С. 19-20.

23. Сучков Б.М. Горизонтальные скважины Текст. Москва-Ижевск: НИЦ «Регулярная и хаотическая динамика», 2006. - 424 с.

24. Гауф В.А. Разработка технологий реконструкции малодебитных скважин сооружением боковых стволов Текст.: дис. канд. тех. наук: 25.00.15: защищена 19.07.2004: утверждена 09.11.2004 / Гауф Владимир Андреевич, Тюмень, 2004. -188 с.

25. Хисматов Р.Н. Особенности разработки пластов АС 4-8 Федоровского месторождения Текст. // Сер. Геология, разведка и разработка нефтегазовых месторождений. М.: ВНИИОЭНГ, 1999. - № 10. - С. 26-33.

26. Богданов B.JI. Анализ результатов бурения и эксплуатации горизонтальных скважин на Федоровском месторождении Текст. / B.JI. Богданов, Н.Я. Медведев, В.П. Ерохин // Нефтяное хозяйство. 2000. - № 8. - С. 30-42.

27. Медведев Н.Я. Анализ эффективности и перспективы применения методов воздействия на пласты Текст. / Н.Я. Медведев, В.П. Санич, В.А. Мишарин // Нефтяное хозяйство. -2001. № 9. - С. 69-73.

28. Якшибеков Я. Строительство горизонтальных скважин в ОАО «Сургутнефтегаз» // Бурение и нефть. 2004. - № 6. - С. 20-23.

29. ГЯТТ F Publishing Company, 1971. 1525 c.

30. Joshi S D Horizontal Well Technology. Oklahoma, 1991. - 553 p

31. НефтаМ0Му^4е^шин A.A. Анализ методов выхода из эксплуатационных колонн для бурения боковых стволов в ОАО «Татнефть» / A.A. Мухаметпшн, Ф.Ф. Ахмадишин,

32. ВЛ- 7/08. Устройство для забупивания дополнительного ствола из скважины Текст. / Тахаутдинов Ш.ф., Юсупов

33. ТТб^—в Г.С., Зайнуллин А.Г., Часовский П.Щ заявит™^нтооблад,омытое акционерное общество «Татнефть» Татарские Научно-^едовахТл^й и щюектнь1Й институт нефти «ТатНИПИнефть». № 99117676/03;чяявл 09 08 99; опубл. 20.03.01, Бюл. № 8.

34. Гасанов А.П. Восстановление аварийных скважин Текст.: Справочник.1. М • Нелоа. 1983. 156 с. ^

35. Пустовойтенко И.П. Предупреждение и ликвидация аварии в бурении:

36. Учебное пособие Текст. -М.: Недра, 1987. 279 с.

37. Ишбаев ГГ Скважинные фрезерные инструменты для ремонта скважин Текст. Уфа: Изд-во Фонда содействия развитию научных исследований, 1997.

38. С' 50 Калинин А.Г., Григорян H.A., Султанов Б.З. Бурение наклонных скважин

39. ГТекст!' Справочник. -М.: Недра, 1990. 235 с.

40. Амиян А В Коджанов A.A., Чепиков Г.М. Вскрыше продуктивного пласта на истощенных месторождениях путем зарезки второго ствола с применением пен

41. ТеКСТк"пат^^^6^9кая'Федерация, МПК4 Е21В 7/08. Компоновка для зарезки боковых стволов Текст. / Загретдинов Ф.Ф., Самшуллин В.Х., Сунагатуллин А.Г.,

42. Нуруллин А.Н.; заявитель и патентообладатель ООО «БурКан». № 200312727/20; заявл. 08.09.03; опубл. 10.01.04, Бюл. № 1.

43. Пат. 2281371 Российская Федерация, МПК4 Е21В 7/08. Отклонитель Текст. / Тихонов О.В.; заявитель и патентообладатель ООО «БИТТЕХНИКА».2005102454/03; заявл. 01.02.05; опубл. 10.08.06, Бюл. № 22.

44. Материаловедение Текст.: Справочник / под ред. Б.Н. Арзамасова 2-е из-ние. / - М.: Машиностроение, 1986. - С. 100-105.

45. Арутюнов Б.И. Зарезка и бурение вторых стволов в эксплуатационных скважинах Текст. Баку: АЗНЕФТЕИЗДАТ, 1956. - 71 с.

46. Пат. 2148697 Российская Федерация, МПК4 Е21В 7/08. Отклонитель клиновой Текст. / Тихонов О.В., Богомазов Л.Д., Трапезников С.Г.; заявитель и патентообладатель ООО «БИТТЕХНИКА». № 98114551/03; заявл. 20.07.98; опубл. 10.05. 2000, Бюл. № 13.

47. А.с. 1435743 СССР, МПК4 Е21В 7/08. Стационарный отклонитель Текст. / Е.Л. Барсук (СССР). -№4162112/03; заявл. 16.12.86; опубл. 07.11.88, Бюл. №41.

48. Пат. 2166058 Российская Федерация, МПК4 Е21В 7/08. Клиновой отклони-тель Текст. / Тихонов О.В., Трапезников С.Г.; заявитель и патентообладатель ООО «БИТТЕХНИКА». № 99111931/03; заявл. 01.06.99; опубл. 27.03.01, Бюл. № 12.

49. Пат. 2289670 Российская Федерация, МПК4 Е21В 7/08. Извлекаемый откло-нитель Текст. / Тихонов О.В.; заявитель и патентообладатель ООО «БИТТЕХНИКА». № 2005116407/03; заявл. 30.05.05; опубл. 20.12.06, Бюл. № 35.

50. Пат. 2311522 Российская Федерация, МПК4 Е21В 7/08. Гидравлический от-клонитель Текст. / Тихонов О.В.; заявитель и патентообладатель ООО «БИТТЕХНИКА». №2006117285/03; заявл. 19.05.06; опубл. 27.11.07, Бюл. № 33.

51. Пат. 5113938 United States, МПК4 Е21В 7/08. Whipstock Текст. / Charley H. Clayton, P.O. Drawer О.; заявитель и патентообладатель Charley H. Clayton, P.O. Drawer O. № 696592; заявл. 07.05.91; опубл. 19.05.92, Бюл. № 35.

52. Михайлов А.Н., Самигуллин В.Х., Шайнуров P.C. Результаты промысловых испытаний инструмента для зарезки боковых стволов, разработанных в ДООО «Баш-нипинефть» Текст. // Сборник научных трудов ДООО «Башнипинефть». Уфа: изд. Башнипинефть, 2003. - С. 76-84.

53. Самигуллин В.Х. Результаты эксплуатации комплекса инструмента «КГБ» для забуривания боковых стволов за один рейс Текст. / В.Х. Самигуллин, P.M. Гиля-зов // Нефтяное хозяйство. 2007. - № 4. - С. 25-27.

54. Ишбаев Г.Г. Комплексы инструментов для вырезания обсадных колонн Текст. / Г.Г. Ишбаев, А. Соломатин // Бурение и нефть. 2005. - № 6. - С. 36-38.

55. Тихонов О.В. Оборудование и инструмент для зарезки боковых стволов Текст. / О.В. Тихонов, М. Рыбальченко // Технология ТЭК. 2006. - № 3. - С. 46-47.

56. Богомазов JI. Зарезка боковых стволов. Сроки зарезки: выбор технологии » Текст. // Нефтегазовая вертикаль. 2007. - № 4. - С. 58-59.

57. Кириллов А.И. Оценка эффективности бурения боковых стволов по месторождениям ОАО «АНК «Башнефть» Текст. // Сборник научных трудов ООО «Баш-геопроекг». Уфа: изд. Башгеопроект, 2007. - С. 59-64.

58. Ишалин Р.И. Год завершаем успешно Текст. : науч.-попул. газ. акционерной нефтяной компании «Башнефть» / Уфа, 2008, Еженед. № 1-2 (1037-1038).

59. Мелинг К.В. Исследование процесса восстановления крепи скважин профильными перекрывателями Текст.: дис— канд. тех. наук: 05.15.10: защищена 20.05.2000: утверждена 20.11.2000 / Мелинг Константин Викторович, Бугульма, 2000. 143 с.

60. Сидоров И.А. Восстановление герметичности обсадных колонн в нефтяных и газовых скважинах Текст. // Сер. Бурение. М.: ВНИИОЭНГ, 1972. № 2-3. - 96 с.

61. Кисельман М.Л. Основы технологии ремонта обсадных колонн металлическими пластырями Текст. // Нефтяное хозяйство. 1985. - № 8. - С. 36-40.

62. Феодосьев В.И. Сопротивление материалов: Учебник для втузов Текст. М.: Наука, 1986 - 309 с.

63. Анурьев В.И. Справочник конструктора-машиностроителя Т. 1-3 Текст. -М.: Машиностроение, 1999 610 с.

64. Беляев Н.М. Сопротивление материалов: Учебник для втузов Текст.—М.: Наука, 1965,- 856 с.

65. Лачинян Л.А. О влиянии переменного кручения на сопротивление усталости бурильной колонны Текст. // Сер. Машины и нефтяное оборудование. М.: ВНИИОЭНГ, 1981. № 6. - С. 16-18.

66. Пат. 2270909 Российская Федерация, МПК4 Е21В 7/08. Отклонитель клиновой Текст. / Тихонов О.В.; заявитель и патентообладатель ООО «БИТТЕХНИКА». -№ 2004113873/03; заявл. 05.05.04; опубл. 27.02.06, Бюл. № 6.

67. Мухаметпшн A.A. Разработка отклонителей для забуривания боковых стволов без установки цементных мостов / A.A. Мухаметпшн, А.Л. Насыров // Нефть Татарстана. -2001. № 3. - С. 36-38.

68. Оганов С.А., Оганов Г.С. Технология бурения наклонно направленных скважин с большим отклонением забоя от вертикали Текст. М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», 2008.-220 с.

69. Тимошенко С.П. Сопротивление материалов Т. 1-2 Текст.-М.: ФИЗМАТ-ГИЗ, I960,- 856 с.

70. Гайворонский A.A., Цыбин A.A. Крепление скважин и разобщение пластов Текст. М.: Недра, 1981. - 367 с.

71. Мухаметпшн A.A., Ахмадишин Ф.Ф., Максимов Д.В. и др. Разработка и стендовые испытания клина-отклонителя Текст. // Сборник научных трудов ТатНИПИнефтъ. -М.: ВНИИОЭНГ, 2008. с. 270-281.

72. Мухаметпшн A.A., Ахмадишин Ф.Ф., Максимов Д.В. и др. Фреза для за-резки бокового ствола из эксплуатационной колонны Текст. // Сборник научных трудов ТатНИПИнефтъ. М.: ВНИИОЭНГ, 2008. - с. 281-287.

73. A.c. 1351225 СССР, МПК4 Е21В 7/28. Раздвижной расширитель Текст. / К.В. Мелинг, Ю.А. Сафонов, Г.С. Абдрахманов, A.A. Манахов, P.M. Богомолов, В.В Саломатин, Ю.Г. Михайлин, A.A. Мухаметпшн (СССР). № 4034565; заяв. 05.03.86; опубл. 20.11.87, Бюл. № 38.

74. Пат. 2375543 Российская Федерация, МПК4 Е21В 7/28. Устройство для расширения скважин Текст. / Ибрагимов Н.Г., Ибатуллин P.P., Ахмадишин Ф.Ф.,

75. Кашапов И.К., Мелинг К.В., Мухаметшин A.A., Кашалов Р.К.; заявитель и патентообладатель Открытое акционерное общество «Татнефть» им. В.Д. Шашина. -№ 2008120159/03; заявл. 20.05.08; опубл. 10.12.2009, Бюл. № 34.

76. Барбашов Ф.А. Фрезерное дело: Учебное пособие для средн. техн. училищ Текст. М.: Высшая школа, 1980. - 208 с.

77. Морозов Ю.Т. Бурение направленных и многоствольных скважин малого диаметра Текст. Л.: Недра, 1976.-216 с.

78. Мухаметшин A.A., Изоляция кыновских аргиллитов профильным перекры-вателем при бурении бокового ствола / Ф.Ф. Ахмадишин, К.В. Мелинг, A.A. Мухаметшин, AJI. Насыров, В.И. Зубарев // Инженер нефтяник. 2009. - № 3. - С. 21-23.

79. Харьков В.А. Капитальный ремонт нефтяных и газовых скважин Текст. -М.: ГОСТОПТЕХИЗДАТ, 1958. 147 с.

80. Лиманов Е.Л., Страбыкин И.Н., Елизаров М.И. Направленное бурение разведочных скважин Текст. М.: Недра. 1978. -223 с.

81. Меленчук И.П. Бурение направленных скважин малого диаметра Текст. -М.: Недра, 1978.-231 с.

82. Григорян A.M. Вскрытие пластов многозабойными и горизонтальными скважинами Текст. М.: Недра, 1969. - 192 с.

83. Кудинов В.И., Савельев В.А., Богомольный Е.И., Шайхутдинов Р.Т., Ти-меркаев М.М., Голубев Г.Р. Строительство горизонтальных скважин Текст. М.: Нефтяное хозяйство, 2007. - 684 с.

84. Мухаметшин A.A., Ахмадишин Ф.Ф., Илалов Р.Х. и др. Испытания извлекаемого отклонителя для строительства многозабойных скважин Текст. // Сборник научных трудов ТатНИПИнефтъ. М.: ВНИИОЭНГ, 2009. - с. 222-229.1. Зарубежные патенты

85. Пат. 5184687 США, МПК4 Е21В 7/28. Расширитель скважин Текст. / Абд-рахманов Г.С., Зайнуллин А.Г., Мелинг К.В. и др.; заявитель и патентообладатель Открытое акционерное общество «Татнефть». № 543800; заявл 22.11.88; опубл. 09.02.93; НКИ 175/267.

86. Пат. 1335198 Канада, МПК4 Е21В 7/28. Расширитель скважин Текст. / Абд-рахманов Г.С., Зайнуллин А.Г., Мелинг КВ. и др.; заявитель и патентообладатель Открытое акционерное общество «Татнефть». №610485; заявл. 06.09.89; опубл. 11.04.95; НКИ 255/280.

87. Пат. 621088 Австралия, МПК4 Е21В 7/28. Расширитель скважины Текст. / Абдрахманов Г.С., Зайнуллин А.Г., Мелинг К.В. и др.; заявитель и патентообладатель Открытое акционерное общество «Татнефть». №30575/89; заявл. 22.11.88; опубл. 05.03.92. НКИ 156/249.

88. Пат. 176729 Норвегия, МПК4 Е21В 10/34. Расширитель скважины Текст. / Абдрахманов Г.С., Зайнуллин А.Г., Мелинг К.В. и др.; заявитель и патентообладатель Открытое акционерное общество «Татнефть».- №903239; заявл. 22.11.88; опубл. 16.05.95. НКИ 197/283.

89. Пат. 173517 Мексика, МПК4 Е21В 03/00. Расширитель скважины Текст. / Абдрахманов Г.С., Зайнуллин А.Г., Мелинг К.В. и др.; заявитель и патентообладатель Открытое акционерное общество «Татнефть». № 017273; заявл. 22.08.89; опубл. 11.03.94. НКИ 186/272.

90. Пат. 10685 Нигерия, МПК4 Е21В 7/28. Расширитель скважин Текст. / Абдрахманов Г.С., Зайнуллин А.Г., Мелинг К.В. и др.; заявитель и патентообладатель От- . крытое акционерное общество «Татнефть». № 023519; заявл. 09.05.88; опубл. 06.09.89; НКИ 165/253.

91. Пат. 14930 Китай, МПК4 Е21В 7/28. Расширитель скважины Текст. / Абдт. . рахманов Г.С., Зайнуллин А.Г., Мелинг К.В. и др.; заявитель и патентообладатель Открытое акционерное общество «Татнефть». №070583; заявл. 09.09.89; опубл. 29.07.92. НКИ 165/250.

92. Пат. 177192 Индия, МПК4 Е21В 7/28. Расширитель скважины Текст. / Абдрахманов Г.С., Зайнуллин А.Г., Мелинг К.В. и др.; заявитель и патентообладатель Открытое акционерное общество «Татнефть». № 2045; заявл. 22.08.89; опубл. 18.10.90. НКИ 145/238.