МИНИСТЕРСТВО НАУКИ И ВЫСШЕГО ОБРАЗОВАНИЯ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования «Уфимский государственный нефтяной технический университет» На правах рукописи ХАСАНОВ РЕНАТ АСХАДОВИЧ СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ ТЕХНОЛОГИИ ПРОВОДКИ СКВАЖИН СЛОЖНОГО ПРОФИЛЯ ПРИ ИСПОЛЬЗОВАНИИ ТЕЛЕМЕТРИЧЕСКИХ И РОТОРНЫХ УПРАВЛЯЕМЫХ СИСТЕМ Специальность 25.00.15 – Технология бурения и освоения скважин Диссертация на соискание ученой степени кандидата технических наук Научный руководитель: кандидат технических наук, профессор Левинсон Лев Михайлович Уфа – 2021 2 ОГЛАВЛЕНИЕ ВВЕДЕНИЕ………………………………………………………………………. 5 Глава 1 АНАЛИЗ СУЩЕСТВУЮЩЕЙ ТЕХНОЛОГИИ ПРОВОДКИ СКВАЖИН СЛОЖНОГО ПРОФИЛЯ…………………………………………... 13 1.1 Анализ традиционной технологии управления искривлением скважин. Недостатки технологии, обоснование необходимости внедрения телеметрических систем………………………..……………………….……….. 13 1.2 Телеметрические системы, применяемые на объектах ПАО АНК «Башнефть»……………………………….…………………………………..….. 1.3 Анализ технологии направленного бурения с 14 использованием телеметрических систем и управляемых забойных двигателей. Недостатки технологии, обоснование необходимости внедрения роторных управляемых систем…………………………………………………………………………..….. 22 1.3.1 Ограничения систем на основе управляемых забойных двигателей…………………………………………………………………. 33 1.3.2 Влияние вращения бурильной колонны на транспорт шлама… 35 1.4 Роторные управляемые системы с фрезерованием стенки скважины…….. 38 1.4.1 РУС «Автотрак» производителя Бейкер-Хьюз………….................. 38 1.4.2 РУС «Пауэрдрайв» производителя Шлюмберже…………….….. 40 1.5 Роторные управляемые системы с ассиметричным разрушением забоя…. 40 1.5.1 РУС «Геопилот» производителя Халибёртон……..………………. 40 1.5.2 РУС «ПауэрДрайв Иксид» производителя Шлюмберже………….. 41 1.6 Анализ проводки скважин со сверхбольшими отходами………………….. 43 1.6.1 Зарубежный опыт бурения скважин с большим отходом……...… 43 1.6.2 Отечественный опыт бурения скважин с большим отходом……... 45 1.7 Выводы по главе 1. Определение цели и постановка задач работы………. 50 Глава 2 ПРОФИЛЯ АНАЛИЗ ПРИ ОПЫТА ПРОВОДКИ ИСПОЛЬЗОВАНИИ СКВАЖИН СЛОЖНОГО ТЕЛЕМЕТРИЧЕСКИХ И РОТОРНЫХ УПРАВЛЯЕМЫХ СИСТЕМ……………………………..……….. 51 2.1 Требования к проводке скважины, технологии направленного бурения, телеметрическим и роторным управляемым системам применительно к геолого-техническим условиям месторождений ПАО АНК «Башнефть»….... 51 3 2.2 Анализ проводки скважин с использованием комбинированных роторных управляемых систем с силовой секцией винтового-забойного двигателя для прохождения неустойчивых, склонных к обвалообразованию и прихватам геологических структур…..…….………………………….……… 54 2.3 Анализ проводки горизонтальных участков ствола скважин роторными управляемыми системами ……………………………………………………….. 55 2.4 Перспективы автоматизации проводки скважины роторными управляемыми системами …………………………………………………….…. 58 2.4.1 РУС «НеоСтир СиЭл» производителя Шлюмберже……….….…... 61 2.4.2 РУС «НеоСтир СиЭлИкс» производителя Шлюмберже……..…… 63 2.4.3 РУС «ШуреСтир» производителя АПС……………………..……... 64 2.5 Необходимость разработки отечественных роторных управляемых систем, эффективных технологий применения телеметрических систем в рамках стратегии импортозамещения. Разработка отечественной роторной управляемой системы «КЦГ-Калибратор центратор гидравлический»……… 67 2.6 Калибратор-центратор гидравлический – КЦГ……………………….……. 69 2.6.1 Калибратор-центратор гидравлический управляемый (КЦГУ).. 70 2.6.2 Стабилизатор СТАБ-3/215 с гидромеханическим приводом управления………………………………………………………………… 86 2.6.3 Выводы по КЦГ………………………………………………..…… 89 2.7 Обоснование рабочей гипотезы………………….………….………………. 90 2.8 Выводы по главе 2…………………………………………………….……... 91 Глава 3 СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ ТЕХНОЛОГИИ ПРОВОДКИ СКВАЖИН СЛОЖНОГО ПРОФИЛЯ ПРИ ИСПОЛЬЗОВАНИИ ТЕЛЕМЕТРИЧЕСКИХ И РОТОРНЫХ УПРАВЛЯЕМЫХ СИСТЕМ……..… 94 3.1 Проектирование скважин сложного пространственного профиля с большими отходами………………………………………………….................... 94 3.2 Методика технологического проектирования траекторий стволов и сопровождения бурения скважин……………………………….......................... 97 3.3 Сопровождение бурения скважин с телеметрическими и роторными управляемыми системами………………………………….................................. 101 3.4 Механизм взаимодействия и методы управления телеметрических и роторных управляемых систем, предложения по совершенствованию………. 106 4 3.5 Оптимизация проводки скважин телеметрическими и роторными управляемыми системами……………………………………………………...… 108 3.6 Корректировочные и прогнозные расчеты навигации по данным телеметрических и роторных управляемых систем……………………………. 118 3.7 Методика определения расчетной интенсивности искривления с роторной управляемой системой для её адаптации под геолого-технические условия месторождений ПАО АНК «Башнефть»……………………………… 124 3.8 Выводы по главе 3…………………………………………………………… 129 Глава 4 РЕЗУЛЬТАТЫ СОВЕРШЕНСТВОВАНИЯ ТЕХНОЛОГИИ ПРОВОДКИ СКВАЖИН СЛОЖНОГО ПРОФИЛЯ ПРИ ИСПОЛЬЗОВАНИИ ТЕЛЕМЕТРИЧЕСКИХ И РОТОРНЫХ УПРАВЛЯЕМЫХ СИСТЕМ……….……………………………………………. 131 4.1 Результаты совершенствования технологии проводки скважин сложного профиля с телеметрическими и роторными управляемыми системами……… 131 4.2 Анализ основных технико-экономических показателей строительства скважин компании ПАО АНК «Башнефть»………… …………………………. 141 4.3. Экономический эффект совершенствования технологии проводки скважин сложного профиля при использовании телеметрических и роторных управляемых систем в ПАО АНК «Башнефть»………………………………… 144 4.4 Выводы по главе 4……………………………………………………………. 145 ЗАКЛЮЧЕНИЕ…………………………………..………………………………. 147 СПИСОК СОКРАЩЕНИЙ И УСЛОВНЫХ ОБОЗНАЧЕНИЙ……………….. 149 СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ…………………………..……….…………………… 152 Приложение А…………………………………………………………………….. 174 Приложение Б…………………………………………………………………….. 175 5 ВВЕДЕНИЕ Актуальность темы исследования При традиционном способе направленного бурения с использованием забойных двигателей, геофизических ориентаторов и телеметрических систем допускаются различного вида отклонения от плановой траектории и целевых объектов, вызывающие дополнительные затраты на строительство скважин. При критическом отклонении от траектории необходимо перебуривать ствол, а если перебуривание не реализуемо, то даже ликвидировать скважину. При бурении направленных и горизонтальных скважин для уплотнения сетки разработки, достижения отдаленных участков залежи, и предупреждения опасности пересечения стволов применяются все более сложные пространственные типы профилей. Проводка сложных пространственных профилей требует обязательного использования телеметрических систем для точного и оперативного определения положения ствола скважины, интенсивности изменения зенитного угла и азимута при направленном бурении и тенденции изменения зенитного и азимутального углов при роторном бурении. Наличие этих задач и изучение причин, вызывающих отклонения от заданной траектории и нарушения проектных решений на скважинах ПАО АНК «Башнефть», привело к постановке задачи совершенствования технологии проводки сложнопрофильных скважин путем внедрения современных телеметрических и роторных управляемых систем и совершенствования технологии их применения. Необходимо внедрение отечественной телеметрии для снижения затрат и зависимости от импортных услуг и оборудования. Начиная с 2007 года, при активном участии автора, реализовано бурение направленных и горизонтальных скважин с использованием современных телеметрических систем, проведено совершенствование технологии применения телеметрии. Далее с 2013 года при активном участии автора успешно внедрено роторное управляемое бурение горизонтальных скважин, радикально 6 улучшающее состояние ствола скважины и технико-экономические показатели его проводки, проведено совершенствование технологии роторного управляемого бурения. Необходимо внедрение отечественных роторных управляемых систем для снижения затрат и зависимости от импортных услуг и оборудования. В этой связи совершенствование технологии проводки скважин сложного профиля при использовании телеметрических и роторных управляемых систем является актуальной, и недостаточно решенной в настоящее время задачей, решение которой особенно важно в условиях постоянного роста доли скважин сложного профиля в объеме эксплуатационного бурения. Степень разработанности темы исследования Значительный вклад в развитие научных представлений о применении телеметрических и роторных управляемых систем, а также в разработку технологических приемов, направленных на совершенствование технологии проводки скважин и повышение эффективности управления искривлением нефтяных и газовых скважин внесли отечественные и зарубежные исследователи: Акбулатов Т.О., Балденко Д.Ф., Балицкий П.В., Барский И.Л., Бастриков С.Н., Безумов В.В., Белоруссов В.О., Беляев В.М., Бронзов A.C., Бруско Г., Брэм К., Буслаев В.Ф., Васильев Ю.С., Ворожбитов М.И., Григорян A.M., Григорян H.A., Григулецкий В.Г., Гулизаде М.П., Гусман М.Т., Гэйнор Т.М., Даунтон Г., Дахче Али М., Двойников М.В., Дрекслер Дж., Закиев Р.Б., Зиненко В.П., Зот Г., Икеда А., Иоаннесян P.A., Йонезава Т., Кагарманов Н.Ф., Калинин А.Г., Кальдерони А., Каргилл Е.Дж., Кийр М., Киосава У., Клаусен Т.С., Козловский Е.А., Комеа Б.С., Костин Ю.С., Крылов В.И., Кукушкин И.В., Кульчицкий В.В., Левинсон Л.М., Левицкий А.З., Лиманов E.Л, Литвиненко В.С., Лукьянов В.Г., Лягов А.В., Мамедбеков O.K., Марков O.A., Морозов Ю.Т., Нескоромных В.В., Оганов A.C., Оганов С.А., Оппельт Дж., Пафитис Д., Попов А.Н., Поташников В.Д., Прохоренко В.В., Рассел Р., Савини А., Сазерленд Г., Самигуллин В.Х., Свик С., Семак Г.Г., Середа Н.Г., Ситдыков Г.А., Соловьев Ю.Г., Солодкий K.M., Соломенников С.В., Страбыкин И.Н., Сулакшин С.С., Султанов Б.З., Сушон Л.Я., Тревиранус Дж., Уильямс М., Федоров А.Ф., Хайрон С., Хардин Дж.Р., Хендрикс 7 А., Хиршуманн Г., Хэй Р.Т., Чупров В.П. и ряд других ученых. Однако, несмотря на большой объем исследований в области управления искривлением скважин, решению проблемы проводки скважин сложного профиля с использованием телеметрических и роторных управляемых систем, посвящено весьма мало работ. Также необходимы методики проектирования, сопровождения, расчёта радиуса и интенсивности искривления, оптимизации бурения с использованием телеметрических и роторных управляемых систем, внедрение отечественного оборудования и технологии. В этой связи совершенствование технологии проводки скважин сложного профиля при использовании телеметрических и роторных управляемых систем является актуальной, и недостаточно решенной в настоящее время проблемой, решение которой особенно актуально в условиях постоянного роста доли сложнопрофильных скважин в объеме эксплуатационного бурения. Цель работы – разработать технико-технологические решения по обеспечению проектной траектории сложно-профильных скважин за счёт оптимизации технологии применения телеметрических и роторных управляемых систем в геолого-технических условиях ПАО АНК «Башнефть». Основные задачи исследований Для достижения поставленной цели сформулированы следующие задачи исследований: 1 Моделирование и автоматизация процессов бурения скважин сложного профиля с использованием телеметрических и роторных управляемых систем для выявления причин отклонений от плановой траектории, повышения точности проводки, исключения отказов оборудования, сокращения затрат. 2 Разработка методики расчета радиуса и интенсивности искривления при работе роторных управляемых систем для сложных геолого-технических условий месторождений ПАО АНК «Башнефть»; 3 Создание первой отечественной роторной управляемой системы с гидромеханическим приводом, обеспечивающим дискретный характер 8 управления траекторией для снижения затрат, а также зависимости от импортных услуг и оборудования. Научная новизна 1 Разработана методология проектирования и технология сопровождения проводки скважин сложного профиля при использовании телеметрических и роторных управляемых систем, позволившая повысить точность направленного бурения и попадание в круг допуска целей бурения. 2 Аналитически разработана методика расчета радиусов и интенсивности искривления ствола скважины на основе технических характеристик роторных управляемых систем с учётом механических свойств горных пород, позволяющая повысить точность проводки ствола скважины в заданном коридоре бурения. 3 Аналитически рассчитана забойная управляемая система с калибраторомцентратором привод гидравлическим управления, управляемым, обеспечивающим имеющим дискретный гидромеханический характер управления траекторией. Теоретическая и практическая значимость работы Теоретическая значимость работы заключается в выявлении основных причин отклонения фактической траектории ствола сложнопрофильной скважины от проектной с целью повышения качества проводки и снижения внеплановых правок/корректировок/перебуриваний, а также в научном обосновании механизма работы телеметрических и роторных управляемых систем в совершенствовании технологии проводки сложнопрофильных скважин. Практическая значимость работы заключается в следующем: 1 Разработаны и внедрены СТ-06-00-2.2-01 «Бурение горизонтальных скважин» [34], МУ-06-00-02.1-01 «Бурение боковых стволов на нефтяных и газовых скважинах» [25], РИ-06-00-2.6-01 «Предупреждение аварий при бурении скважин» [29], РИ-6.4-00-00-02 «Проектирование траекторий стволов и сопровождение бурения скважин и боковых стволов» [31], РИ-06-00-2.15-01 «Порядок согласования компоновок низа бурильной колонны при бурении скважин» [27], РИ-06-00-2.9-01 «Порядок учёта работы долот и ГЗД» [30], РИ-6.4- 9 00-00-02 «Проектирование траекторий стволов и сопровождение бурения скважин и боковых стволов» [31]. РП-04-02-07-01 «Организация работ по геологическому сопровождению бурения горизонтальных скважин и боковых горизонтальных стволов» [33], РИ-06-00-2.13.01 РИ "Разработка технологических карт строительства скважин" [26]. В приложении А приведена справка о внедрении в руководящие документы. В приложении Б приведена справка о внедрении на скважинах с их списком. Результаты работы используются в учебном процессе ФГБОУ ВО «УГНТУ» при подготовке бакалавров и магистров, обучающихся по направлению подготовки 21.04.01 «Нефтегазовое дело» по дисциплине «Технология бурения скважин». 2 Впервые в промысловых условиях внедрена комплексная технология проводки скважин сложного профиля при использовании телеметрических и роторных управляемых систем, включающая в себя точный контроль соответствия плановой и фактической траектории, оптимальный возврат при отклонении (минимальное расстояние до возвращения и строгое соответствие параметров кривизны в этой точке), и дальнейшее соблюдение плана. 3 В промысловых условиях подтверждены расчетные радиусы и интенсивности искривления ствола скважины, основанные на технических характеристиках роторных управляемых систем с учётом механических свойств горных пород. 4 Впервые на месторождениях ПАО АНК «Башнефть» произведено успешное внедрение роторного управляемого бурения на двадцати восьми скважинах месторождения Р. Требса, восьми скважинах месторождения им. А. Титова, шестидесяти скважинах Соровского месторождения, трех скважинах Тортасинского месторождения, одной скважине Арланского месторождения, одной скважине Четырманского месторождения, реализованного при бурении горизонтальных скважин за счёт следующих технико-технологических решений: технологическое проектирование и сопровождение бурения скважин, определение расчетной интенсивности искривления с роторной управляемой системой, калибратор-центратор гидравлический (КЦГ), технологическое проектирование и 10 сопровождение бурения скважин, геологическое проектирование и сопровождение бурения скважин (геонавигация) по данным каротажа в процессе бурения. Методология и методы исследования Методология исследования заключается в анализе теории и практики направленного бурения с выявлением направлений совершенствования технологии проводки скважин сложного профиля, формулировании научной гипотезы с последующим теоретическим и экспериментальным подтверждением полученными в процессе исследования результатами. Методы исследования и решения поставленных в работе задач, основаны на теоретическом и экспериментальном изучении закономерностей проводки сложнопрофильных направленных и горизонтальных скважин, статистической обработке промысловых данных, промысловых исследованиях с использованием современных методик и приборов. Положения, выносимые на защиту 1 Комплексная технология проводки скважин сложного профиля с использованием телеметрических и роторных управляемых систем. 2 Методика расчета радиуса и интенсивности искривления ствола скважины при работе роторных управляемых систем с учётом их характеристик и свойств горных пород; 3 Роторная управляемая система «КЦГУ-Калибратор центратор гидравлический управляемый» с гидромеханическим приводом, обеспечивающим дискретный характер управления траекторией. Соответствие паспорту специальности Тема работы и содержание исследований соответствуют паспорту специальности 25.00.15 «Технология бурения и освоения скважин», а именно пункту 5 «Моделирование и автоматизация процессов бурения и освоения скважин при углублении ствола, вскрытии и разобщении пластов, освоении продуктивных горизонтов, ремонтно-восстановительных предупреждении и ликвидации осложнений». работах, 11 Степень достоверности и апробация результатов работы Достоверность результатов работы обеспечивается используемыми в ней современными моделирование, методами исследований проектирование на (аналитическое ЭВМ, и компьютерное промысловые исследования), точностью статистической обработки экспериментальных данных, сходимостью аналитических и экспериментальных данных, результатами опытно-промысловых работ. Основные получили положения положительную диссертационной оценку: на работы докладывались и научно-технических конференциях аспирантов и молодых ученых УГНТУ. – Уфа, 2002–2006г. [9, 10, 11]; международной научно-технической конференции «Повышение качества строительства скважин» – Уфа, декабрь 2005г. [12, 13, 14]; научно-технической конференции "Проблемы геологии, геофизики, бурения, добычи нефти и экономики" НПО «Геофизика». Уфа, 2006 [18, 19, 21]; научно-технических конференциях молодых ученых ООО «БашНИПИнефть». – Уфа, 2008–2009гг. [4, 5]; научно-технической конференции молодых специалистов ООО «БашнефтьДобыча». – Уфа, 2012г.; научно-техническом конкурсе работ ОАО АНК «Башнефть» в номинациях «Лучший проект года», «Лучший проект в области разведки и добычи нефти». – Уфа, 2014, 2015, 2016 гг.; Российской технической нефтегазовой конференции и выставке SPE по разведке и добыче, Москва, 2014г. [17]; научно-технической конференции «Управление проектами в нефтегазовой и нефтехимической отраслях» – Уфа, 2016г.; XXVIII Международной научнопрактической конференции «Приоритетные направления развития науки и технологий» – Тула, 2020г. Публикации По теме диссертации опубликованы: 23 научные работы, в т.ч. 3 статьи в изданиях, включённых в перечень ведущих рецензируемых научных изданий ВАК Министерства науки и высшего образования РФ и 1 патент на изобретение РФ [1-23]. 12 Структура и объем работы Диссертационная работа состоит из введения, четырех глав, основных выводов и рекомендаций, списка сокращений и условных обозначений, списка литературы из 209 наименований и приложений. Изложена на 179 страницах машинописного текста, включает 72 рисунка, 19 таблиц, 2 приложения. Автор выражает глубокую благодарность за помощь коллективу кафедры БНГС ФГБОУВО УГНТУ - научному руководителю к.т.н., профессору Л.М. Левинсону; д.т.н., профессору, заведующему кафедрой Р.А. Исмакову; д.т.н., профессору А.Р. Хафизову; к.т.н., доценту Р.А. Мулюкову; д.т.н., профессору Ф.А. Агзамову; д.т.н., профессору Г.В. Конесеву; к.т.н., доценту Г.К. Чуктурову. д.т.н., д.т.н.,профессору профессоруА.Н. Л.А.Попову, Алексееву; к.т.н., доценту Акбулатову Т.О. 13 Глава 1 АНАЛИЗ СУЩЕСТВУЮЩЕЙ ТЕХНОЛОГИИ ПРОВОДКИ СКВАЖИН СЛОЖНОГО ПРОФИЛЯ 1.1 Анализ традиционной технологии управления искривлением скважин. Недостатки технологии, обоснование необходимости внедрения ТС Накоплен большой опыт управлением искривлением скважин с использованием традиционных методов, изложенных в работах [68-196]. Качество управления искривлением скважин зависит от многих факторов, основные из которых выявлены при проводке скважин: 1 Литология, твердость и углы залегания горных пород; 2 Точность измерения глубины скважины; 3 Точность соблюдения зенитного угла скважины; 4 Точность соблюдения азимутального угла скважины; 5 Точность соблюдения пространственной интенсивности искривления ствола скважины; 6 Как следствие точность соблюдения плановой траектории; 7 Точность корректировки при отклонении от плановой траектории для возвращения на проект в необходимой точке; 8 Постоянный контроль траектории. При использовании традиционных методов управления искривлением скважин без использования телеметрических систем точное соблюдение вышеуказанных требований затруднено или невозможно. Управление искривлением скважин с использованием телеметрических систем, в сравнении с традиционной технологией проводки, имеет значительные преимущества, выявленные при проводке скважин: 1 Уменьшение количества спуско-подъемных операций; 2 Кратное снижение затрат на ориентирование инструмента; 14 3 Исключение необходимости спуска инклинометров для определения ориентации инструмента, а также промежуточной инклинометрии для определения положения ствола скважины; 4 Значительное повышение точности ориентирования отклонителя по данным телесистемы; 5 Значительное повышение точности проводки относительно плановой траектории за счёт частого и точного измерения зенитного угла и азимута скважины; 6 Снижение риска осложнений и аварий при проводке скважины; 7 Точная корректировка при отклонении от плановой траектории для возвращения к проекту в необходимой точке; 8 Постоянный контроль траектории со снятием статических и динамических замеров. Ввиду указанных выше причин, телеметрические системы внедрены в практику направленного бурения для соблюдения плановой траектории. 1.2 Телеметрические системы, применяемые на объектах ПАО АНК «Башнефть» На объектах ПАО АНК «Башнефть» применяются телеметрические системы отечественного и зарубежного производства. На месторождениях в республике Башкортостан применяются телесистемы: БТС-172 (Петротул), Таргет и АПС (Петротул), Вектор (Башнефтегеофизика), Компас (Буринтех), ЗТС-42 КК с НДМ (ВНИИГИС-ЗТК). На Соровском и Тортасинском месторождениях (ХМАО) применяются телесистемы: MWD (Бейкер-Хьюз), MWD 650, 350, 1200 (Халибёртон). На месторождениях им.Р.Требса, им.А.Титова телесистемы: СлимПалс, ИмПалс (Шлюмберже). (НАО) применяются 15 БТС-172 (Петротул) Телесистема БТС используется в проводке с гидравлическими забойными двигателями в геологических средах, не имеющих магнитных аномалий. Информация передается по электромагнитному беспроводному каналу связи. БТС выпускается в модификациях, отличающихся габаритными размерами корпусных деталей скважинного прибора: БТС-172 и БТС-210 (с номинальным внешним диаметром 172 и 210 мм соответственно). БТС применяется при следующих операциях турбинного и роторного бурения: - измерение параметров ствола скважины (зенитный угол, азимут) в статике и в динамике; - ориентирование отклонителя для изменения зенитного угла и азимута ствола скважины; - измерение естественного гамма излучения при наличии гамма модуля; - измерение температуры; - измерение вибрации. Рисунок 1.1 – Общий вид с разрезом телеметрической системы БТС-172 Таргет (Петротул) Модули инклинометрические комплекса направленного бурения «Таргет» (далее -модули) предназначены для измерений азимута и зенитного угла ствола горизонтальной или наклонно-направленной скважины и угла установки отклонителя бурового инструмента. Принцип действия модулей основан на измерении в скважине в трех направлениях, с помощью трех ортогонально установленных акселерометров, значений проекций вектора силы тяжести на ось 16 чувствительности акселерометра и измерениях в трех направлениях, с помощью трех феррозондов, проекций вектора напряженности естественного магнитного поля Земли на ось чувствительности. На основании этих измерений вычисляются азимутальный и зенитный углы скважины, а также угол установки отклонителя. Передача информации с модулей осуществляется по внутренним проводам в комплексе направленного бурения «Таргет», а на поверхность от комплекса по электромагнитному или импульсно-гидравлическому каналу связи. Рисунок 1.2 - Общий вид модулей инклинометрических комплекса направленного бурения «Таргет» АПС ШуреШот (Петротул) АПС ШуреШот является телеметрической системой с гидравлическим каналом связи. Телеметрическая система «АПС ШуреШот» в сочетании с роторным пульсатором второго поколения обеспечивает надежное телеметрическое сопровождение при наклонно направленном бурении и позволяет получать точные значения параметров кривизны ствола скважины. Уникальный модуль управления питанием АПС позволяет эксплуатировать систему с двойным комплектом батарей или комбинацией электропитания от батарей APS турбинного генератора. Компоновка ШуреШот MWD в неизвлекаемом исполнении, Рисунок 1.3. Возможные используемые диаметры 89 мм (3,5), 121мм (4,85), 171мм (6,75), 203 мм (8), 241мм (9,5). 17 Компоновка ШуреШот LWD в неизвлекаемом исполнении, (Рисунок 1.4) Возможные используемые диаметры 89 мм (3,5), 121мм (4,85), 171мм (6,75), 203 мм (8). Наземное оборудование АПС, (Рисунок 1.5) имеет возможности отображения и регистрация данных, передачи данных на удаленный компьютер (заказчика), беспроводной передачи данных на пульт бурильщика, программировать прибор. Рисунок 1.3 Компоновка ШуреШот MWD в неизвлекаемом исполнении Рисунок 1.4 Компоновка ШуреШот LWD в неизвлекаемом исполнении 18 Рисунок 1.5 Наземное оборудование АПС Компас (Буринтех) В основу конструкции скважинного прибора телеметрических систем с гидравлическим каналом связи «Компас» положены 6 основных взаимозаменяемых модулей: - модуль извлечения телесистемы; - батарейный модуль; - навигационный модуль (инклинометр); - передающий модуль (пульсатор); - модуль гамма-каротажа; - соединительные модули (центраторы). Основными преимуществами телесистемы являются: - извлекаемость забойных модулей в случае проведения аварийных работ; низкое энергопотребление, что обеспечивает максимальный срок службы батарейных элементов (от 300 до 400 часов работы в режиме циркуляции); - небольшая продолжительность полного технического обслуживания (3 часа) благодаря применению современных материалов и технологий, минимальные затраты на ремонт и обслуживание; - работа при высоком содержании кольматирующих добавок (до 112,5 кг/м3) и песка (до 1,5%); 19 - настройка амплитуды создаваемого импульса с помощью выбора клапанной пары в широком диапазоне расхода от 3 до 75 л/с. Принципиальным преимуществом данной системы является то, что в конструкции скважинного прибора заложены идентичные модули системы с гидравлическим каналом связи за исключением передающего (пульсатора). Рисунок 1.6 – Общий вид телесистемы Компас СлимПалс (Шлюмберже) Измерения зенитного угла, положения отклонителя и гамма-каротаж во время бурения. Прибор СлимПалс передает измерения зенитного угла, азимута, положение отклонителя, гамма-каротажа, ударных нагрузок на КНБК. Гидравлический канал связи имеет преимущества: высокую скорость передачи данных, сильный сигнал передачи и способность самовысвобождения модулятора сигнала из состояния «заклинивания». Эти преимущества обеспечивают надежную передачу сигнала в сложных геологических условиях. Извлекаемая телесистема сокращает риск потери прибора в скважине. Возможность извлечения телесистемы с помощью кабеля в случае аварии является одним из главных преимуществ. Рисунок 1.7 – Общий вид с разрезом телеметрической системы Слимпалс 20 ИМПалс (Шлюмберже) Инклинометрия, гамма-каротаж и электромагнитный каротаж УЭС во время бурения. Прибор ИМПалс — это комплекс с интегрированной телеметрией и зондом каротажа ВИЗИОН 475 в одной УБТ. Данные передаются со скоростью 0,5 — 6 бит/сек, с помощью компрессии данных — до 70 бит/сек. Прибор ИМПалс передает надежные и точные измерения для бурения любых видов скважин — ориентированный гамма-каротаж, 10 разноглубинных зондов электромагнитного каротажа (5 по разнице фаз и 5 по затуханию амплитуды), положение отклонителя, инклинометрию. Прибор ИМПалс может использоваться в комбинации с датчиком давления (VPWD). Датчик давления VPWD для внутритрубного и затрубного давления внутри имеет батарею, используемую для получения данных во время спускоподъемных операциий. Прибор также может быть использован вместе с прибором нейтронно-плотностного каротажа для полной оценки пород в режиме реального времени. Рисунок 1.8 - Общий вид с разрезом телеметрической системы ИМПпалс ЗТС-42 КК с НДМ (ВНИИГИС-ЗТК) Недостатком всех телеметрических систем является непромер величиной 15 – 20 м. То есть значения зенитного угла, азимута и отклонителя получаем выше долота. Информация, необходимая для вскрытия проектного горизонта скважиной в заданной точке пространства, поступает с датчиков, расположенных на поверхности земли или на расстоянии 15 м от долота. С целью уточнения 21 замеров разработан наддолотный переводник, который установлен непосредственно над долотом. Модуль НДМ – малогабаритная система, информация с которой передаётся на основную телесистему, а затем полный пакет данных – на поверхность. Наддолотный модуль предназначен и для использования его в качестве автономного прибора связи с телеметрией, оснащенной гидравлическим каналом связи. Надолотный модуль предназначен для измерения технологических и геофизических параметров в процессе бурения гидравлическими забойными двигателями и передачи информации по беспроводному электромагнитному каналу связи на материнскую телесистему типа ЗТС-42 ЭМ-М, ЗТС-42КК. Особенности и преимущества: − осуществляет измерения непосредственно около долота; − позволяет оперативно корректировать режим бурения скважины; − повышает качество проводки скважины; − повышает достоверность измерения технологических параметров. Таблица 1.1 – Технические характеристики НДМ-ЭМ Диапазон измерений Зенитный угол, град Уровень вибраций, м/с2 Обороты долота, об/мин Осевая нагрузка на долото, кН: − наружный диаметр модуля 102 мм − наружный диаметр модуля 150 мм Давление, МПа ГК, мкР/ч Максимальная рабочая температура, 0С Максимальное гидростатическое давление, МПа Тип присоединительных замковых резьб Габаритные размеры, мм Диаметр Длина Масса, кг Комбинация измеряемых параметров определяется Заказчиком 0 – 180±0,2 0 – 100 0 – 300±10% 0 – 100±10% 0 – 400±10% 0 – 40 ±10% 1 – 100±15% 120 40 З–76; З–117 102; 150 не более 600 20 22 Рисунок 1.9 – НДМ (слева-общий вид, в центре-схема работы НДМ, справа-состав КНБК и работа электромагнитного канала связи Проведены работы по внедрению наддолотных модулей НДМ ВНИИГИС для сокращения непромера (мертвой зоны измерений) зенитного угла, азимута, гамма-каротажа, резистивиметрии до долота при бурении транспортной и горизонтальных секций скважины для повышения точности и оперативности реагирования на изменения траектории ствола скважины и геологического разреза. Отметим также рост интереса к недорогим телесистемам китайского производства и отечественным импортозамещающим разработкам, таким например как Вектор, Таргет. 1.3 Анализ технологии направленного бурения с использованием телеметрических систем и управляемых забойных двигателей. Недостатки технологии, обоснование необходимости внедрения РУС Внедрение телеметрических систем началось в 60-х годах, а роторных управляемых систем в конце прошлого века. За время использования накоплен определенный опыт, изложенный в следующих работах [110-112]. 23 Важным дополнением к телеметрическим системам стали геофизические датчики, измеряющие свойства горных пород и позволяющие осуществлять каротаж в процессе бурения. Кроме того, анализ литературных данных [113-114] показал, что нарушения проводки скважин, вызываемые различными причинами, существенно зависят от типа и состояния телеметрических и роторных управляемых систем. По промысловым данным из общего числа пробуренных скважин, до 50%, составляли скважины с нарушениями технологии проводки скважины. Выявлены основные причины некачественной проводки скважин: 1 Неточное измерение зенитного угла и азимута датчиками телеметрической системы; 2 Неточное измерение меры инструмента, глубины скважины; 3 Неточное прогнозирование положения ствола скважины на забое и далее, отсутствие учёта тенденции при бурении с вращением и влияния геологического разреза при наборе параметров кривизны; 4 Прогнозирование траектории по упрощенной схеме; 5 Неверное прогнозирование по возвращению на плановую траекторию по данным телеметрии; 6 Частые необоснованные корректировки ствола скважины, избыточное количество и длина слайдов относительно бурения с вращением инструмента; 7 Отказ оборудования; 8 Несвоевременная поверка телесистем; 9 Неполное использования возможностей телесистем, неиспользование возможностей динамических замеров; 10 Недобор проектных параметров траектории; 11 Несоответствие технологии проводки скважин геолого-техническим условиям месторождений ПАО АНК «Башнефть». На основании анализа литературной и промысловой информации представим основные причины некачественной проводки ствола скважин и их характеристики в виде Таблицы 1.2. 24 Таблица 1.2 - Основные причины некачественной проводки скважин и их характеристики № п/п 1 2 3 4 5 6 7 8 9 Причины некачественной проводки скважины Отклонение зенитного угла, азимута Средство измерения Последствия некачественной проводки скважины Показания телеметрической системы Отклонение фактической траектории от плановой Ошибочное измерение зенитного угла и азимута датчиками телеметрической системы Ошибочное измерение меры инструмента, глубины скважины Показания инклинометрии ГИС Отклонение фактической траектории от плановой Отклонение от программы вскрытия пластов Отклонение фактической траектории от плановой, вскрытие продуктивного пласта с неподходящими параметрами Ошибочное прогнозирование положения ствола скважины на забое и далее. Отклонение от проектной траектории по данным телеметрии Ошибочное прогнозирование по возвращению на плановую траекторию по данным телеметрии. Частые необоснованные корректировки ствола скважины, высокий процент слайда Низкие техникоэкономические показатели Данные телеметрии, построение в специализированном ПО Отклонение фактической траектории от плановой Данные телеметрии, построение в специализированном ПО Данные телеметрии, построение в специализированном ПО Отклонение фактической траектории от плановой Данные телеметрии, построение в специализированном ПО Непроизводительные затраты, удорожание скважины, задержка сдачи скважины в эксплуатацию. График время Отказ оборудования Отсутствие сигнала Непроизводительные затраты, удорожание скважины, задержка сдачи скважины в эксплуатацию. Необходимость подъема КНБК для ремонта/замены телесистемы. глубина- Отклонение фактической траектории от плановой Необходимые мероприятия по исключению некачественной проводки скважины Корректировка фактической траектории, перебуривание ствола при критическом отклонении Корректировка фактической траектории, перебуривание ствола при критическом отклонении, поверка и тестирование телеметрии Корректировка фактической траектории, перебуривание ствола при критическом отклонении, повышение точности измерения меры инструмента, перезапись гамма-каротажа для увязки с данными ГИС либо телеметрии на предшествующих рейсах Точное прогнозирование положения ствола скважины на забое и далее. Корректировка фактической траектории, перебуривание ствола при критическом отклонении Точное прогнозирование положения ствола скважины на забое и далее. Точное прогнозирование положения ствола скважины на забое и далее, учёт тенденции роторного бурения, подбор КНБК, качественные слайды. Снижение затрат на направленное бурение, повышение механической скорости бурения. Повышение оборудования. надежности 25 При строительстве скважин большое внимание уделяется вопросам точной проводки скважины по плановой траектории, с учётом данных геонавигации. В настоящее время, применяются различные телеметрические системы для повышения точности проводки скважины. В Таблице 1.3 показана статистика попадания в круг допуска с различными радиусами. Приведены основные причины непопадания в круг допуска с различными радиусами, из которых видно, что даже при использовании телеметрических систем на скважинах со сложным профилем и малым кругом допуска технология применения телеметрии требует совершенствования. Таблица 1.3 – Попадание в круг допуска с различными радиусами Радиус круга допуска, м Количество скважин, шт. Количество скважин вне круга допуска, шт. Процент скважин вне круга допуска, % 25 16 5 31,25 40 41 66 14,63 50 6 1 16,67 75 41 1 2,44 100 75 5 6,67 Среднее значение 14,33 Включая вертикальные 9,78 Причины Относительно малый круг допуска. Точка входа в пласт на горизонтальном стволе. Среднее количество отклонений для направленных скважин в регионе. Отклонение зенитного угла и азимута от проектных, недобор параметров траектории. Среднее количество отклонений для направленных скважин в регионе. Отклонение зенитного угла и азимута от проектных, недобор параметров траектории. Телеметрия обеспечивает практически 100% попадание для большого круга допуска. Традиционная технология без применения телеметрии. Критическое отклонение зенитного угла и азимута от проектных значений. Направленное бурение повышает вероятность непопадания в круг допуска, необходимо совершенствование технологии проводки. Вертикальные скважины с радиусом круга допуска 100м. Поисковые, разведочные скважины с большой вертикальной глубиной, критическое отклонение зенитного угла и азимута от проектных значений. Кроме того, оценка технико-экономических последствий применения телеметрических систем в направленном бурении выявила недостаточное использование возможностей телеметрии, приводящее к увеличению затрат на направленное бурение до 50% от запланированных из-за: 1 Несвоевременной поверки телесистем до 30% случаев; 26 2 Неполноценного (до 60-70%) использования возможностей телесистем, неиспользование возможностей динамических замеров; 3 Прогнозирования траектории по упрощенной схеме. Проводка сложных пространственных профилей требует обязательного использования телеметрических систем для точного и оперативного определения положения ствола скважины, интенсивности изменения зенитного угла и азимута при направленном бурении и тенденции изменения зенитного и азимутального углов при роторном бурении. При направленном бурении с забойными двигателями, из-за изменения геологических условий пространственная интенсивность искривления может кратно измениться, что может привести к нарушению проекта на скважину. Для точной проводки ствола скважины в соответствии с проектом на сложных по траектории участках обязательно использование данных о зенитном угле в динамике непосредственно в процессе бурения. Также рекомендуется использование наддолотных модулей телеметрических систем для измерения в непосредственной близости к долоту. Геолого-технические условия бурения должны учитываться при выборе долот, винтовых забойных двигателей, телеметрических и роторных управляемых систем, указанное оборудование необходимо адаптировать с учётом свойств горных пород и разработать специально для конкретных условий месторождений ПАО АНК «Башнефть». Оценка технико-экономических последствий применения телеметрических систем в направленном бурении выявила недостаточное использование возможностей телеметрии, приводящее к увеличению непроизводительных затрат на направленное бурение до 50% от планируемых. Статистическая обработка промысловых данных в виде проектных и фактических данных по отдельным доказывающие правильность постановки скважинам задач показала результаты, исследований. Результаты свидетельствуют, что при проводке каждой скважины имеются проблемы, которые возможно устранить при использовании комплекса технологии 27 строительства сложнопрофильных скважин с применением телеметрических и роторных управляемых систем. Для устранения непроизводительных затрат, связанных с использованием телеметрии, нами разработаны и практически проверены следующие рекомендации: 1 Для больших глубин сложных наклонных и горизонтальных скважин при направленном бурении обязательно использование телеметрических систем; 2 Каждая новая, либо прошедшая сервис телеметрическая система, до отправки на буровую должна пройти поверку на специальном стенде без магнитного влияния для исключения поставки приборов с неверными настройками; 3 Периодичность поверки на специальном стенде не должна превышать трех месяцев, результаты поверки должны быть изложены в сопровождающих документах, для исключения поставки приборов с устаревшими настройками; 4 Программирование до начала работ и скачивание данных по окончании работ с телеметрическими системами должно сопровождаться записью в файл для последующего анализа; 5 Необходимо использовать динамические замеры для контроля темпа набора параметров кривизны; 6 Необходимо использование методик прогнозирования траектории при проводке скважины; 7 Для проводки горизонтальных скважин со сложным профилем и большим отходом необходимо использовать роторные управляемые системы, значительно повышающие точность соблюдения проектной траектории скважины; 8 Необходимо совершенствование технологии проводки скважин и адаптация к геолого-техническим условиям месторождений ПАО АНК «Башнефть». Наиболее сложные профили скважин с горизонтальными и боковыми горизонтальными стволами часто проектируются без учета реальных возможностей оборудования и геологического разреза, что приводит к 28 несоответствию фактической и проектной траектории, а также к осложнениям и потере рабочего времени. Для решения этой проблемы предложена методика прогнозных расчетов для оперативного реагирования на изменения траектории скважины при направленном бурении по данным телеметрии, позволяющая оперативно и точно реагировать на изменение траектории скважины и точно предсказывать параметры на долоте или интересующей точке скважины (представленная в главе 3.7). Традиционная технология направленного бурения в современных условиях имеет основной недостаток – недостаточную точность и основное преимущество – низкие затраты на приобретение и эксплуатацию оборудования. В свою очередь современная технология обеспечивает высокую точность, но имеет высокую стоимость приобретения управляемых систем. и эксплуатации Интеграция двух телеметрических технологий с и роторных чередованием в определенных интервалах скважины дает возможность значительно сократить временные и экономические затраты за счет ускорения операций направленного бурения, снижения затрат на дорогостоящее оборудования и количества осложнений и аварий. Делаются попытки объединения этих способов бурения, но остаются резервы совершенствования и снижения затрат, рекомендации по которым перечислены в данном разделе. Приведены комплексному результаты исследований, совершенствованию выводы технологии и рекомендации направленного бурения по с применением телеметрических и роторных управляемых систем. Показаны пути совершенствования технологии направленного бурения с применением телеметрических и роторных управляемых систем, позволившие устранить недостатки и недоработки при внедрении технологии. Горизонтальные скважины для разработки морских месторождений оказались еще более эффективными, чем на суше. Расходы на строительство морских оснований и сооружений составляют до 80% капитальных вложений в освоение шельфовых запасов. Очевидно, что даже небольшое их сокращение принесёт значительный экономический эффект. Именно это и обеспечивает 29 горизонтальное бурение за счёт сокращения количества скважин, достаточных для полного охвата залежи. Одним из перспективных направлений развития технологии горизонтального бурения является строительство скважин с большим отходом, которые позволяют, в частности, разбуривать шельфовые месторождения нефти и газа с берега, без строительства дорогостоящих морских оснований и платформ. Данный метод высокоэффективен и при разработке месторождений, расположенных на природоохранных территориях. При проектировании таких скважин применяются пологие или горизонтальные профили скважин. Бурение таких скважин требует наличия целого ряда технических и технологических средств, среди которых: верхний привод буровой установки, поликристаллическое и алмазное (для крепких твердых пород) вооружение долота, винтовые забойные двигатели и турбобуры (для алмазных долот) с долговечностью 150-300 часов, буровые растворы с высокими смазывающими свойствами, телеметрические и роторные управляемые системы. Недостатки управляемых систем бурения с гидравлическими забойными двигателями могут быть устранены за счёт использования управляемых систем роторного бурения, в которых долото следует заданной траектории при непрерывном вращении бурильной колонны. Роторные управляемые системы изменяют траекторию скважины за счёт фрезерования стенки скважины либо асимметричного разрушения забоя. Роторные управляемые системы позволяют бурить пологие и горизонтальные скважины с более ровным профилем из-за отсутствия перегибов ствола (обычных при использовании забойных двигателей) с большим отходом за счет снижения трения и лучшей очистки ствола. Некоторые скважины со сверхбольшим отходом могут быть построены только с использованием роторных управляемых систем. Более высокая скорость проходки с постоянным вращением бурильной колонны резко снижает вероятность прихватов бурильного инструмента, сокращает время на очистку ствола от выбуренной породы, снижает пагубное 30 воздействие бурового раствора на продуктивный пласт и обеспечивает более быстрый ввод скважин в эксплуатацию. Роторные управляемые системы (далее РУС) основаны на двух способах смещения долота относительно оси скважины: 1 Фрезерование стенки скважины, при котором оказывается давление на боковую поверхность долота в определенном направлении за счет выдвижения из корпуса отклоняющих опор. 2 Асимметричное разрушение забоя за счёт смещения приводного вала относительно компоновки, либо его искривления, что вызывает изменение угла атаки вооружения долота. РУС первого типа получили наибольшее распространение благодаря относительно простому устройству и надежности. Компании производители обычно выпускают несколько типоразмеров своей продукции. Такие системы, как «ПауэрДрайв», «Смартслив», «Веллдиректор», в различных конфигурациях в зависимости от конструкции и геометрических характеристик можно отнести и к первому типу, и ко второму. Использование РУС позволяет значительно ускорить и улучшить проводку скважины, улучшить состояние ствола и увеличить отход от вертикали в горизонтальных скважинах. Применительно к условиям месторождений ПАО АНК «Башнефть» роторные управляемые системы имеют следующие преимущества, подтвержденные при проводке скважин: 1 Вращение снижает силы трения, лучше передаётся нагрузка на долото, увеличивается механическая скорость бурения и соответственно уменьшается время бурения скважины за счет более равномерной отработки долота и исключения подъема работоспособного долота для изменения геометрии забойного двигателя; 2 Улучшение очистки скважины от шлама, сокращение времени на промывку перед наращиванием и СПО; 31 3 Уменьшаются динамические скачки давления, снижается вероятность гидроразрыва пород, что положительно сказывается на устойчивости ствола скважины; 4 Улучшается качество ствола с минимальной микрокривизной, отсутствие спиральной выработки за счет постоянного контроля положения режущей поверхности долота, что позволяет успешно спустить хвостовик с портами для многостадийного гидроразрыва пород; 5 Позволяют проводить сложные трехмерные профили с большим отходом, характерные для наших месторождений; 6 Постоянное вращение бурильной колонны; 7 Увеличение скорости бурения; 8 Улучшение качества ствола скважины; 9 Уменьшение кавернозности ствола скважины; 10 Повышение точности проводки относительно плановой траектории; 11 Возможность автоматизации соблюдения плановой траектории при проводке ствола скважины. Практическим опытом использования роторных управляемых систем на месторождениях ПАО АНК «Башнефть» выявлены следующие недостатки: 1 Отказы управляющих элементов РУС с критическим отклонением от траектории, необходимость перебуривания части ствола скважины после выхода из коридора бурения в пласте-коллекторе, отказы коммуникации между элементами РУС, необходимость подъема для замены, длительная передача управляющих команд с устья на РУС на забое, строгие требования к расходу бурового раствора, точности измерения расхода; 2 Сложность конструкции РУС, невозможность обслуживания на буровой, малый парк роторных управляемых систем в регионе, задержки в поставке систем на удаленные объекты; необходимость привлечения персонала подрядчика для выполнения работ; 32 3 Риск механической заклинки РУС в интервалах сужений и изгибов ствола скважины, риск повреждения при разбуривании цементного стакана, технической оснастки обсадной колонны; 4 Недостаточная максимальная интенсивность набора зенитного угла до 11,5 град/10м, ограничивающая возможность использования РУС, необходимость бурения участков с интенсивным набором параметров винтовым забойным двигателем; 5 Высокие требования к системе очистки промывочной жидкости, либо использованию циркуляционных переводников; 6 Необходимость использования современной буровой установки высокой мощности, верхнего привода, насосов с регулируемой подачей промывочной жидкости, внедрение дополнительных датчиков для обратной связи с РУС в циркуляционную систему буровой установки, изменение циркуляционной системы, строгие требования к точности измерения расхода бурового раствора для программирования находящейся на забое РУС с поверхности; 7 Необходимость использования насосов с регулируемой подачей промывочной жидкости для подбора необходимого расхода промывочной жидкости при бурении и передаче команд на РУС с поверхности; 8 Использование специальных долот для роторного управляемого бурения, ограниченный выбор породоразрушающего инструмента для РУС; 9 Необходимость значительного изменения технологии бурения, профиля ствола скважины с ограничением предельных интенсивностей искривления, параметров режима бурения, энергетических затрат при бурении; 10 Высокая стоимость РУС, сопутствующего оборудования и сопровождения; 11 Необходимость адаптации технологии роторного управляемого бурения к геолого-техническим условиям месторождений ПАО АНК «Башнефть»; 12 Отсутствие недорогих отечественных роторных управляемых систем, необходимость разработки отечественных РУС для геолого-технических условий месторождений ПАО АНК «Башнефть». 33 Ввиду указанных выше причин, произведено внедрение роторных управляемых систем в практику горизонтального бурения, с учётом геологотехнических условий месторождений ПАО АНК «Башнефть». 1.3.2 Ограничения систем на основе управляемых забойных двигателей Бурение управляемыми винтовыми и турбинными забойными двигателями ведется в двух режимах: с невращающейся (именуемой далее "скольжение") и с вращающейся колонной бурильных труб ("вращение"). Режим скольжения используют для изменения зенитного угла или азимута путем сохранения стационарности бурильной колонны в поперечном направлении, что и позволяет сориентировать долото нужным образом. По данным о наклонно направленных скважинах, для которых можно было получить раздельную информацию о режимах скольжения и вращения, около 35 % времени механического бурения в наклонных скважинах приходится на режим скольжения, что составляет значительную долю затрат и нуждается в сокращении. Бурение в режиме «скольжения» связано с рядом недостатков, приводящих к неэффективной работе. Во-первых, в режиме скольжения сопротивление осевому перемещению намного больше, чем в режиме вращения. В результате, при большом отходе и зенитном угле скважины, вес бурильной колонны не передается на забой к долоту – силы трения больше веса бурильной колонны. Во-вторых, при бурении в режиме скольжения из-за отсутствия вращения бурильной колонны затруднено удаление шлама из скважины, особенно в скважинах с большим зенитным углом. Полнота удаления шлама в значительной степени зависит от вращения бурильной колонны, которое препятствует осаждению шлама на нижнюю стенку скважины. Недостаточная очистка ствола скважины от шлама требует дополнительного времени на промывку и расхаживание бурильного инструмента, а если эти операции игнорируются, могут 34 возникнуть прихваты и увеличенные потери давления, вызывающие повышенную опасность потери циркуляции. В-третьих, подачу бурильной колонны зачастую не удается осуществлять плавно и непрерывно для создания постоянной нагрузки на долото, что не позволяет забойному двигателю работать в оптимальном режиме. Бурение в режиме вращения с забойным двигателем также имеет ряд недостатков, ведущих к неэффективной работе: Во-первых, вращение бурильной колонны вызывает значительные радиальные и осевые нагрузки в забойном двигателе, ускоряющие его износ и вероятность отказа на забое. Бурение с заклинившим забойным двигателем зачастую невозможно из-за значительного повышения давления в циркуляционной системе и необходимости подъема для выяснения причины отказа. Во-вторых, геометрические характеристики забойного двигателя с перекосом значительно влияют на поведение компоновки низа бурильной колонны, препятствуют оптимальному размещению стабилизаторов и калибраторов в КНБК и не позволяют производить бурение с форсированными режимами для повышения его эффективности. В процессе проводки скважины с забойными двигателями при достижении заданных значений зенитного угла и азимута возникает необходимость подъема бурильной колонны, хотя долото к этому моменту может быть в работоспособном состоянии, так как у абсолютного большинства забойных двигателей угол перекоса между приводным валом и силовой секцией может быть изменен только на поверхности после разборки большей части КНБК (ВЗД с перекосом размещается прямо над долотом). Совокупность рассмотренных факторов приводит к тому, что величина механической скорости при направленном бурении в режиме скольжения значительно ниже, чем при вращении. На каждом участке бурения в режиме скольжения отмечается значительное уменьшение механической скорости. Механическая скорость при скольжении не 35 только ниже, чем при вращении, но и существует граница, за которой скольжение становится невозможным, что приводит к невозможности нормального бурения протяженных горизонтальных стволов более 300м длиной. 1.3.3 Влияние вращения бурильной колонны на транспорт шлама Одной из причин разработки роторных отклоняющих компоновок для проводки горизонтальных и пологих с большими отклонениями скважин явились трудности с транспортом шлама при проводке ГС с использованием забойных двигателей, когда бурильная колонна не вращается. Эти трудности связаны с тем, что под действием силы тяжести частицы шлама стремятся опуститься в нижнюю часть кольцевого пространства, в котором скорость течения жидкости значительно меньше средней. Бурильная колона в ГС располагается всегда эксцентрично. Течение жидкости по эксцентричному кольцевому пространству зависит от реологических свойств жидкости и величины эксцентриситета. Относительный эксцентриситет бурильной колонны e в ГС зависит от соотношения диаметров скважины DС, замков DЗ и труб DТ : е DC DЗ DC DТ (1) Для труб диаметром 127 мм, используемых чаще всего с долотами диаметром 215,9 мм, эксцентриситет может изменяться от е=0,44 (при использовании замков ЗП-178) до е=0,69 (при использовании замков ЗУ-155). Горизонтальные стволы проходят с промывкой, как правило, полимерными растворами, их реологические лучше всего описываются степенной моделью n dU (2) k dr Для степенных жидкостей зависимость скорости течения от раскрытости (размера) канала h определяется зависимостью 1 U a hn 1 (3) 36 где n – показатель нелинейности, для большинства полимерных растворов он изменяется в пределах 0,3-0,6. Принимая n=0,5, получаем из (3) U a h3 (4) Значения относительной ширины кольцевого зазора hOT 2 h и ( DC DT ) относительной скорости течения U OT U ( ) / U , где U Q / S КП , Q – расход жидкости, S КП – площадь кольцевого пространства, приведены в Таблице 1.4. DС DЗ DТ φ h(φ) Рисунок 1.10 – Схема эксцентричного кольцевого пространства Таблица 1.4 – Показатели потока при различных φ φ,гр e 0,44 0,68 hОТ UOT hOT UOT 0 30 60 90 120 150 180 0,56 0,11 0,32 0,013 0,61 0,14 0,47 0,029 0,77 0,29 0,68 0,13 1,0 0,64 1,02 0,44 1,22 1,16 1,36 1,04 1,39 1,71 1,61 1,70 1,44 1,9 1,68 1,95 Из приведенных данных видно, что даже при использовании замков максимально возможного диаметра (е=0,44), что не всегда возможно по другим соображениям (опасность прихвата, увеличение сил сопротивления при СПО), в 37 узкой части кольцевого пространства скорость течения составляет всего 11% от средней. При эксцентриситете же е=0,68 жидкость в узкой части кольцевого пространства практически неподвижна, что, естественно, не обеспечивает нормального транспорта шлама. При роторном же бурении, во-первых, резко сокращается разница скоростей осевого движения жидкости в узкой и широкой частях кольцевого пространства и, во-вторых, вращательное движение жидкости способствует выносу части шлама в широкую часть кольцевого пространства, где осевая скорость движения жидкости выше средней, что ускоряет движение частиц шлама в горизонтальном участке ствола скважины, т.е. улучшает очистку. ω Рисунок 1.11 – Эпюры окружного движения жидкости в эксцентричном кольцевом пространстве при вращении бурильных труб Средняя скорость вращательного движения жидкости 1 1 U ОКР DT n DT . При n=60 об/мин=1 об/с; DT=0,127 мм; UОКР=0,2 м/с. 4 2 Как известно, при проходке горизонтального ствола наиболее опасным, с точки зрения прихвата, является участок ствола с зенитным углом 40-60º. В этом участке сразу же после прекращения циркуляции скопления шлама (дюны), 38 образовавшиеся на этом участке, начинают сползать вниз и, укрупняясь, могут полностью перекрыть сечение скважины. При роторном бурении образующиеся дюны постоянно разрушаются. Кроме того, бурение горизонтального ствола с использованием роторных управляемых компоновок производят только буровыми установками с силовым верхним приводом для гибкой регулировки частоты вращения бурильной колонны, оперативного наращивания, СПО с промывкой. 1.4 Роторные управляемые системы с фрезерованием стенки скважины 1.4.1 РУС «Автотрак» производителя Бейкер-Хьюз В системе основным элементом является отклонитель (Рисунок 1.12). 2 Корпус блока отклонителя 1 Вращаемый приводной вал 3 Гидравлические клапаны 4 Отклоняющие опоры управления 5 Датчики инклинометрии и блок электроники Рисунок 1.12 – Невращаемый блок отклонителя На валу 1 находится корпус отклонителя 2, в котором имеется блок электроники и датчики инклинометрии 5, с гидравлическими клапанами 3, управляющими опорами 4 [18]. Принцип действия устройства приведен на 39 Рисунок 1.13а и Рисунок 1.13б. Система «Автотрак» включает в себя элементы на Рисунке 1.14). Корпус стабилизатора0º отклонителя 0º Ориентация опоры Опора 2 Радиальное отклоняющее усилие к долоту Опора 3 Стенка скважины Опора 1 Сила Приводной вал а) б) Рисунок 1.13 – Схема действия отклонителя 5 Генератор 6 Пульсатор 7 Масляный насос 2 Инклинометрия на долоте 3 Опоры-отклонители 1 Невращаемый стабилизаторотклонитель 4 Блок пульсатора/гене ратора 9 Блок генератор/прие мник 8 213мм стабилизатор 16 Дополнительный блок радиоактивного каротажа 17 Модульный датчик плотности 18 Модульный нейтронный датчик пористости 10 Блок памяти 12 Блок вибрации 11 Блок каротажа сопротивления/ гамма-каротаж 13 Блок батарей 15 Основной блок инклинометрии 14 Короткая немагнитная УБТ 20 Дополнительный забойный объемный двигатель 19 Немагнитная УБТ Рисунок 1.14 – Схема компоновки «Автотрак» 40 1.4.2 РУС «Пауэрдрайв» производителя Шлюмберже В состав входят блок-отклонитель, отклоняющий долото от оси скважины; переводник, соединяющий с блоком управления; стабилизатор; гибкая труба, соединяющая телесистему и бурильную колонну (Рисунок 1.15). Рисунок 1.15 – Система в сборе 1.5 Роторные управляемые системы с асимметричным разрушением забоя К этому типу относятся системы: «Геопилот» – «Халлибёртон Сперри-Сан», ПауэрДрайв Иксид производителя Шлюмберже. Асимметричное разрушение забоя заключается в смещении приводного вала относительно компоновки либо изменения его кривизны, что вызывает изменение угла атаки вооружения долота. 1.5.1 РУС «Геопилот» производителя Халибёртон Данная РУС с ассиметричным разрушением забоя [26]. Устройство «Геопилот» приведено на Рисунке 1.16. Схема приведена на Рисунке 1.17. Рисунок 1.16 – Внешний вид и размеры «Геопилота» 41 Рисунок 1.17 – Принципиальная схема отклоняющего устройства 1.5.2 РУС «ПауэрДрайв Иксид» производителя Шлюмберже В этой системе, все внешние элементы которой вращаются, управление траекторией осуществляется контролем направления долота с помощью внутреннего механизма искривления. Это расширяет диапазон применения РУС в областях, где существовали ограничения для систем, которые используют механизм фрезерования стенок скважины для контроля траектории. Более износоустойчивый и надежный, полностью закрытый, прочный внутренний механизм управления РУС ПауэрДрайв Иксид позволяет бурить продуктивно в абразивных породах. Это также уменьшает зависимость контроля направления от контакта со стенками скважин. Эти факторы делают систему ПауэрДрайв Иксид идеальной для зарезки боковых стволов в скважинах с размывом пород или диаметром скважины большим, чем диаметр долота, и для продуктивного бурения в мягких переслаивающихся породах. Система позволяет использовать бицентричные долота при направленном бурении. 42 Так как набор угла РУС ПауэрДрайв Иксид не зависит от контакта со стенками скважины, то можно бурить скважины с пространственной кривизной траектории до 8°/30м для расположения ствола скважины в наилучшей зоне коллектора. Уменьшается тенденция к спиралевидности ствола. Комбинируя РУС ПауэрДрайв Иксид с телеметрической системой, возможно передавать на поверхность данные измерений у долота зенитного и азимутального углов. Эта информация, используемая для уточнения данных о траектории ствола скважины, позволяет специалистам по бурению провести ствол скважины в наилучшей зоне пласта для получения оптимального дебита. Кроме того, независимость механизма управления траекторией от влияния пород помогает проходить сквозь твердые перемежающиеся пропластки в коллекторе при высоких углах наклона и удерживать ствол в целевой зоне. Внутренний механизм управления непрерывно ориентирует шпиндель долота для контроля направления бурения (Рисунок 1.18). Рисунок 1.18 - Внутренний механизм управления РУС ПауэрДрайв Иксид РУС ПауэрДрайв Иксид может работать при температурах до 150°C с использованием всех типов буровых растворов. Так как используется внутренний механизм управления, ПауэрДрайв Иксид менее подвержена износу при бурении в песчаниках и других высокоабразивных породах, по сравнению с РУС с внешним механизмом управления. Внутренние уплотнения не подвержены истирающему воздействию жидкостей, содержащих абразивный шлам, что еще больше увеличивает срок службы данной системы. 43 Для расширения ствола скважины может использоваться с бицентричным долотом во время направленного бурения, что особенно важно для продуктивного бурения скважин на шельфе и/или с большим отходом от вертикали. В режиме удержания траектории ПауэрДрайв Иксид следует заданной траектории и автоматически корректирует зенитный угол и азимут при любом отклонении от заданных параметров. Такая коррекция с обратной связью особенно полезна для оптимального бурения протяженных наклонных участков и удержания траектории в узком заданном коридоре для расположения ствола в наилучшей зоне. Это позволяет бурильщику сфокусироваться на оптимизации параметров бурения и максимизации скорости проходки для достижения проектной глубины за меньшее время. 1.6 Анализ проводки скважин со сверхбольшими отходами 1.6.1 Зарубежный опыт бурения скважин с большим отходом Нефтегазовые ресурсы на шельфе сложно освоить без строительства скважин с большим отходом (с отношением отхода к глубине по вертикали >1) и сверхбольшим отходом (с отношением отхода к глубине по вертикали >2). Мировой опыт строительства скважин с большим отходом в Великобритании, Аргентине, Китае, Норвегии и Дании доказал их экологическую и экономическую эффективность. На нефтяном месторождении "Уитч Фарм" (Англия) компаниями "Бритиш Петролеум" и "Шлюмберже" пробурена скважина длиной 10658 м с отходом 10114 м. Построены сотни скважин с отходом, превышающим 5000 м. Ведутся работы по технико-экономическому обоснованию строительства скважин с отходом до 20000м. По всему миру ведется освоение нефтегазовых месторождений на континентальном шельфе, природоохранных территориях и в труднодоступных местах. Наиболее эффективный метод разбуривания таких месторождений бурение скважин с большим отходом с целью увеличения охвата пласта по 44 площади и достижения его границ. Скважины с большим отходом имеют следующие недостатки: технологическую сложность, высокую стоимость из-за больших затрат на планирование, реализацию, приобретение и аренду специализированного дорогостоящего оборудования. Применение этого метода позволяет сократить число кустовых площадок, платформ и прочих оснований при одновременном снижении общих затрат на освоение месторождения; вскрыть продуктивные пласты, расположенные на значительном расстоянии от берега; улучшить экологическую обстановку (бурение пологих скважин, расположенных в природоохранных зонах). Бурение скважин с большим отходом имеет множество технологических решений, обусловленных особенностями конкретного объекта эксплуатации. Данные о зарубежных скважинах наклонно направленных и горизонтальных, пробуренных с рекордными отходами, приведены в Таблице 1.5. За рубежом широкое применение метода горизонтального и наклонно направленного бурения скважин с большим отходом обусловлено внедрением в практику бурения ряда достижений техники и технологии: - выбор необходимого бурового оборудования, включающего верхний силовой привод; - ограничение интенсивности искривления зенитного угла до 1°/10 м и тем самым обеспечение минимальных сил сопротивления движению бурильных и обсадных колонн; - обеспечение качественной промывки ствола скважины (применение высококачественных полимерных растворов и малотоксичных растворов на углеводородной основе); - использование систем измерения параметров искривления скважины и режимов бурения в процессе углубления скважины в реальном масштабе времени (MWD/LWD); - использование износостойких и высокопроизводительных долот с целью уменьшения количества долблений и СПО; - применение винтовых забойных двигателей и РУС. 45 Таблица 1.5 – Данные о наклонно направленных и горизонтальных скважинах, пробуренных за рубежом с рекордными отходами Основные параметры Глубина по вертикали, м Протяженность ствола по инструменту L, м Компания «Статойл» (Норвегия). Платформа Статфьорд С Компания «Бритиш Петролеум». Месторождение Уитч-Фарм Компания ВР и «Шлюмберже». Месторождение Уитч-Фарм Компания «Тоталь». Месторождение Тьерра дель Фуего СкваСкважина С-1 жина С-2 Скважина М-5 Скважина М-11 Скважина CN-lb 2697 2783 1611 1605 1656 7250 8761 8715 10658 11184 Отход А, м 6000 7290 8035 10114 10585 Коэффициент отклонения а= А/Н 2,22 2,62 4,99 6,30 6,40 Очень важным показателем любой забойной системы, в том числе РУС, является время безотказной работы. Если в первые годы использования наработка на отказ РУС «Пауэрдрайв» составляла 30-50 ч., то к концу 2001г. достигла 200250 ч., что существенно превышает показатели для забойных двигателей. 1.6.2 Отечественный опыт бурения скважин с большим отходом Бурение первой наклонно направленной скважины №202 с отходом на 4781 м (с 7 августа 1998 года она устойчиво фонтанирует с дебитом 200 тонн в сутки) позволило начать добычу нефти на Северном куполе Одопту-море (о.Сахалин). Для разработки Северного купола Одопту-море с берега необходимо бурение скважин с отходом 4500 – 6000 м при вертикальной проекции 1450 – 1580 м (а≈3-4). По существующей классификации такие скважины принадлежат к категории сложных (коэффициент сложности DDI 4). 46 Наборзенитного угла с интенсивностью 1,5°/10м выполнялся с помощью винтовых забойных двигателей с переходом на роторные управляемые системы, а бурение прямолинейного наклонного участка - забойными двигателями и роторными неуправляемыми КБНК для стабилизации зенитного угла. Использование метода наклонно направленного бурения при освоении морского месторождения Сахалинморнефтегаз» Одопту-море первым позволило начать ОАО промышленную «Роснефть - эксплуатацию нефтегазовых запасов шельфа Сахалина, опередив международные проекты «Сахалин - 1» и «Сахалин - 2». За 5 лет на Северном куполе месторождения были построены 4 скважины с однозабойной конструкцией (№№202, 204, 209 и 211) с углом отклонения от вертикали 80 - 88° и одна скважина с двумя стволами (№201/203). По величине отхода построенные скважины находятся на уровне мировых достижений. Ключевую роль в бурении рекордных скважин сыграло использование роторных управляемых систем. В настоящее время при уплотнении сетки разработки горизонтальными скважинами, бурении боковых и многозабойных стволов ввиду необходимости достижения определенных участков пласта, опасности пересечения применяются все более сложные пространственные типы профилей с большими и сверхбольшими отходами. Роторные управляемые системы позволили на месторождении им. Р. Требса реализовать проводку скважины с горизонтальным участком протяженностью 1000м. Результаты проводки скважин со сверхбольшими отходами приведены ниже. Оценить сложность бурения скважин с пространственными профилями ствола скважины с большими отходами можно на примере куста горизонтальных скважин №13 месторождения им Романа Требса (Рисунок 1.19), все скважины на котором имеют большой и сверхбольшой отход, скважина №2069 имеет длину горизонтального участка более 1000м со сложным синусоидальным профилем и скважина №2068 имеет длину горизонтального участка более 1000м с U- 47 образным профилем, что является рекордным достижением для месторождений им. Романа Требса и Анатолия Титова. Недостатки скважин с большим отходом проявились при бурении: технологическая сложность, частые осложнения ствола, высокая аварийность, высокая стоимость из-за больших затрат на планирование, реализацию, приобретение и аренду специализированного дорогостоящего оборудования. Примером является скважина №2072г куст №13 месторождения им. Романа Требса (Рисунок 1.20, слева профиль, справа план скважины, зеленым цветом отмечена траектория пилотного ствола, синим-плановая траектория горизонтального ствола и красным-фактическая траектория горизонтального ствола). Примером также является скважина №2067г куст №13 месторождения им. Романа Требса (Рисунок 1.21, слева профиль, справа план скважины, красным цветом отмечена плановая траектория горизонтального ствола до вскрытия Тиман-Саргайского горизонта, зеленым-плановая траектория горизонтального ствола до проектного забоя скважины. 48 Рисунок 1.19 – Схема куста №13 месторождения им. Романа Требса 49 Фактическая траектория пилотного ствола Nhftr Плановая траектория горизонтального ствола Фактическая траектория горизонтального ствола Рисунок 1.20 – Профиль пилотного и горизонтального стволов скважины №2072г куст №13 месторождения им. Романа Требса Рисунок 1.21 – Профиль горизонтального ствола скважины №2067г куст №13 месторождения им. Романа Требса 50 1.7 Выводы по главе 1. Определение цели и постановка задачи исследований 1 Проведен сравнительный анализ показателей бурения скважин с применением различных строительства технологий направленных проводки скважин в скважин. Анализ нефтедобывающих опыта регионах с различными геолого-техническими условиями бурения выявил следующие недостатки внедрения технологии направленного бурения с применением телеметрических и роторных управляемых систем: отклонения от плановой траектории при проводке до 35% скважин, непопадание в круг допуска в 15% случаев, выход из коридора бурения горизонтального ствола до 25% случаев из-за устаревших методов использования телеметрии, несвоевременной поверки, обслуживания, низкой точности приборов, неверных способов измерений. 2 Роторное управляемое бурение снижает затраты на бурение за счет улучшения точности, скорости и безопасности бурения, минимизации осложнений, значительно влияющих на сроки и качество строительства скважин. Не имеет альтернативы для сложных трехмерных пространственных профилей и со сверхбольшим отходом. 3 Выявлены недостатки роторных управляемых систем при практическом использовании на месторождениях ПАО АНК «Башнефть». 4 Результаты исследований использованы при составлении МУ-06-00-02.101 «Бурение боковых стволов на нефтяных и газовых скважинах», РИ-06-00-2.901 «Порядок учёта работы долот и ГЗД», РИ-06-00-2.6-01 «Предупреждение аварий при бурении скважин». 51 Глава 2 АНАЛИЗ РАБОТЫ ТЕЛЕМЕТРИЧЕСКИХ И РОТОРНЫХ УПРАВЛЯЕМЫХ СИСТЕМ 2.1 Требования к проводке скважины, технологии направленного бурения, телеметрическим и роторным управляемым системам применительно к геолого-техническим условиям месторождений ПАО АНК «Башнефть» Состояние современных нефтегазовых месторождений: сложность геологической структуры, низкий коэффициент нефтегазоотдачи, плотная сетка разбуривания, сложный профиль водо-нефтяного контакта, низкое пластовое давление, плохое состояние крепи основных стволов старых скважин, условия НГДУ; предъявляют высокие требования к качеству строительства наклоннонаправленных и горизонтальных скважин. Традиционные технологические приемы и технические средства, используемые для проводки наклонно-направленных и горизонтальных скважин не позволяют оперативно получать параметры наклонного ствола скважины. Такая удаленность от долота точек замеров параметров траектории, эффективности бурения и свойств пласта снижает уровень оперативности при принятии важнейших интерпретацию решений, полученной связанных информации. В с бурением, частности, и усложняет несвоевременная корректировка траектории, связанная с отсутствием необходимых для этого замеров, может привести к уменьшению протяженности продуктивной зоны. Получаемая с наземных датчиков информация о подводимой к забою мощности характеризуется низкой достоверностью, что крайне затрудняет оптимизацию режима бурения. Обобщая требования к оборудованию и технологии проводки скважин, разработаны общие требования: 1 Помимо инклинометрических датчиков телеметрические системы должны оснащаться датчиками технологических и геофизических параметров; 52 2 Непромер от забоя до датчиков телеметрии и каротажа должен быть минимально возможным, рекомендуется использование датчиков между ГДЗ и долотом – наддолотных модулей инклинометрии; 3 Должны точно измеряться глубина скважины, зенитный угол, азимутальный угол; 4 Должны точно соблюдаться интенсивности искривления ствола скважины по зенитному углу, азимуту и в пространстве; 5 Необходимо точное соблюдение плановой траектории, недопущение выхода из коридора бурения 1м по вертикали вниз/вверх от плановой траектории, подбор и адаптация оборудования для соблюдения плановой траектории без нарушения коридора бурения ПАО АНК «Башнефть»; 6 При отклонении от плановой траектории нужна корректировка траектории для возвращения к проекту в необходимой точке; 7 Обязателен постоянный контроль траектории с автоматизацией типовых операций, по возможности с удаленным сопровождением для снижения влияния человеческого фактора; 8 Телеметрические и роторные системы должны быть максимально надежными; 9 Технология проводки скважины должна быть модульной и масштабируемой для использования на большом количестве объектов. Основными параметрами, характеризующими профиль ствола скважины, являются: − вертикальная глубина проектного пласта ………………….……. Н, м; − координаты целей пилотного ствола и горизонтального ствола.. Т1пил, Т2пил, Т1, Т2, Т3, м; − угол наклона ствола– зенитный угол……………………………… α, град; − направление ствола от устья – азимут ствола ………………….... γ, град; − горизонтальный отход точки пластопересечения.......................... А, м − пространственная интенсивность искривления ствола скважины.. i, град/10м − радиус искривления ствола скважины…………………………….. R, м; 53 − длина горизонтального ствола……………………………………... L, м. Радиус искривления ствола определяется величиной интенсивности искривления ствола (или темпом изменения зенитного угла на единицу проходки): 57,3 х 10м; i где: i – интенсивность искривления ствола по зенитному углу на 10м, град/10м. R= Максимальные интенсивности искривления приведены в Таблице 2.1 [34]. Таблица 2.1 - Интенсивности искривления скважин Интервал бурения Интервал стабилизации ствола: -по зенитному углу; -по пространственному углу; Интервал набора параметров кривизны ствола или корректировки до интервала спуска ГНО: под экспл. колонну Ø146,168,178 -по зенитному углу -по пространственному углу Интервал набора конечных параметров кривизны ствола после интервала спуска ГНО по пространственному углу: -под хвостовик Ø102мм -под хвостовик Ø114мм -под экспл. колонну Ø146мм -под экспл. колонну Ø168мм -под экспл. колонну Ø178мм Проектная Предельная* интенсивность допустимая искривления, интенсивность град /10м – искривления, макс. град /10м, не более 0 0 0,25 0,3 Примечание Интервал установки глубинно-насосного оборудования Выше интервала спуска ГНО, под эксплуатационную колонну Ø146,168,178 1,2 1,5 4,0 3,5 3,0 2,7 2,2 1,5 2 5,0 4,8 4,5 3,5 3,0 -Бурение под колонны Ø102 с использованием долот Ø123,8 мм; -Бурение под колонны Ø114 с использованием долот Ø142,9 мм; -Бурение под колонны Ø146, 168 с использованием долот 215,9 мм; -Бурение под колонны Ø178 с использованием долот Ø220,7 мм; Примечание: в случае применения заколонных пакеров и других типоразмеров долот требуется перерасчет проходимости! 54 Минимально допустимый радиус искривления ствола из условия проходимости забойных компоновок, обсадной колонны и др. определяется по формуле [34]: R= 0,125 х Lt² 0,74(Dд-Dт)-k х 10м где: Lt –длина забойного двигателя с долотом, м; Dд-диаметр долота, мм; Dт – диаметр забойного двигателя, мм; k- величина технологического зазора между стенкой скважины и корпусом забойного двигателя. Принимают k, равным 3-6мм. Величина максимального допустимого зенитного угла ствола скважины в интервале установки глубинно-насосного оборудования должна быть не более 40º (если иное не указано в техническом задании геологической службой Заказчика). 2.2 Анализ проводки скважин с использованием комбинированных роторных управляемых систем с силовой секцией винтового-забойного двигателя для прохождения неустойчивых, склонных к обвалообразованию и прихватам геологических структур Роторные управляемые системы для прохождения неустойчивых, склонных к обвалообразованию и прихватам геологических структур внедрены при бурении скважин месторождений им. Р. Требса и А.Титова при прохождении обвалоопасного Тиман-Саргаевского пласта. Результаты проводки скважин с использованием роторных управляемых систем для прохождения неустойчивых, склонных к обвалообразованию и прихватам геологических структур систем приведены ниже. С 2015 года при бурении скважины №2067г в интервале от кровли ТимманСаргайского горизонта на глубине 4139м до точки вскрытия пласта Т1 на глубине 4451,9м успешно использована моторизованная РУС, состоящая из роторной 55 системы для управления траекторией и секции винтового забойного двигателя для увеличения частоты вращения долота. Гидравлический расчет работы данной моторизованной роторной управляемой КНБК показывает снижение суммарных потерь давления на 15 атм и улучшение выноса шлама по сравнению с обычной КНБК в управляемым забойным двигателем, работающей в режиме скольжения. Сравнение с показателями обычной роторной управляемой системы показывает улучшение механической скорости бурения и обеспечение качественной калибровки ствола скважины для успешного спуска 178мм обсадной колонны. При бурение последующих горизонтальных скважин на месторождения им. Р.Требса и А.Титова для прохождения Тиман-Саргаевского пласта постоянно используются моторизованные роторные управляемые системы. 2.3 Анализ проводки горизонтальных участков ствола скважин роторными управляемыми системами Роторные системы использованы для управления проводкой на двадцати восьми скважинах месторождения Р. Требса, восьми скважинах месторождения им. А. Титова, шестидесяти скважинах Соровского месторождения, трех скважинах Тортасинского месторождения, одной скважине Арланского месторождения, одной скважине Четырманского месторождения с успешными результатами проводки благодаря преимуществам роторного управляемого бурения, позволяющего реализовать сложнопрофильные скважины с горизонтальным окончанием. Тем не менее, необходима адаптация технологии роторного управляемого бурения для геолого-технических условий месторождений ПАО АНК «Башнефть» ввиду выявленных недостатков. Также проведены опытно промышленные работы на двух горизонтальных скважинах (Республика 1307г Четырманского Башкортостан) с и 11095г Арланского удовлетворительным месторождений результатом и необходимостью адаптации технологии роторного управляемого бурения для 56 геолого-технических условий месторождений ПАО АНК «Башнефть» ввиду выявленных недостатков. Работа КНБК с РУС при бурении горизонтального участка на скважине 1307г Четырманское и 11095г Арланское Скважина 1307г – при бурении горизонтального участка с глубины 1711м применялась КНБК с РУС (ШуреСтир 475 Роторная управляемая система). Во время начала углубления выявлено, что команда на набор зенитного угла не передавалась на РУС №10. Произвели смену РУС №10 на РУС №9. После спуска КНБК продолжили углубление до глубины 1719м. В интервале 1713-1719м наблюдается аналогичная ситуация – команда на набор угла не проходит. Режим циркуляционных насосов 16 л/с. При углублении в интервале 1713-1719м производились попытки изменения расхода промывочной жидкости до 18 л/с. После повышения расхода до 18 л/с команды на РУС поступали корректно, но по техническим характеристикам РУС данный расход являлся выше предельно допустимого для данного типа оборудования (17 л/с максимум). По этому принято решение исключить РУС из КНБК. Данное решение было принято из соображений недопущения преждевременного выхода из строя дорогостоящего оборудования применяя его в условиях запредельных характеристик. Соответствие расхода промывочной жидкости подтвердить никто не смог. Все данные брались с ГТИ. Выводы подрядчика по ННБ: При анализе считанных логов из памяти прибора РУС представителями APS Technology установлено, что в момент, когда лопатки РУСа начинали работать, происходило падение напряжения от генератора и последующее отключение РУСа. Данный фактор свидетельствует о недостаточной скорости вращения турбины генератора из-за низкого расхода промывочной жидкости на входе. Недостаточная подача бурового раствора не позволяла набрать необходимые обороты крыльчатки генератора РУС, менее 3000об/мин. Для стабильной работы и управления РУС требуется 3000об/мин 57 генератора. Некорректная работа РУС связана с недостижением фактического минимально требуемого расхода промывочной жидкости в 13л/с. Скважина 11095г – при бурении горизонтального участка с глубины 1059м применялась КНБК с РУС (ШуреСтир 475 Роторная управляемая система). На интервале бурения 1059-1239м не обеспечена плановая механическая скорость проходки. Так же во время шаблонировки пробуренного интервала наблюдаются затяжки до 9т. Принято решение исключить дорогостоящее оборудование из КНБК в связи с рисками осложнения ствола скважины и утраты оборудования в случае прихвата. Выводы подрядчика по ННБ: пробурено 180м горизонтального участка, из всего объема посланных команд для управления РУС успешными были 92%. Недостижение механической скорости обусловлено производством работ с РУС при вращении бурильной колонны с частотой в 70-80 оборотов в минуту, эффективный же рабочий режим работы РУС-при частоте вращения 150-200 оборотов в минуту. Выполнение требуемой частоты вращения КНБК может быть достигнуто при применение на буровой установке СВП, без СВП вращение 150-200 об/мин достигнуто не будет. Подводя итоги можно сделать выводы: 1 Для корректной работы РУС необходимо четкое соответствие расхода промывочной жидкости в диапазоне рабочих характеристик с фактическим контролем средствами измерения (расходомеры), а не расчетным методом по числу ходов штока насоса и коэффициента наполнения 2 Значительное увеличение механической скорости без увеличения частоты вращения бурильной колонны от РУС ждать не стоит, так как это по сути роторная КНБК, только с изменяемой геометрией. Но в сравнении КНБК с ВЗД у РУС присутствуют положительные моменты: улучшение качества ствола, сокращение времени на работы в режиме «слайд», снижение риска на прихват. 58 3 Для увеличения мех скорости проходки обороты долота КНБК с РУС должны соответствовать суммарной частоте вращения ВЗД + Ротор. Диапазон 150-200 об/мин как раз в этом диапазоне. Таким образом, для успешного роторного управляемого бурения необходимо обязательное использование силового верхнего привода с высокой частотой вращения до 200 об/мин, производительных буровых насосов с плавной регулировкой расхода для управляемости компоновки, увеличенная нагрузка на долото, высокая частота вращения бурильной колонны. Важно состояние ствола скважины и качество бурового раствора для предотвращения прихвата с оставлением дорогостоящего оборудования. 2.4 Перспективы автоматизации проводки скважины роторными управляемыми системами Перспективность роторного управляемого бурения в отечественных условиях при строительстве вертикальных, наклонных, горизонтальных скважин, заключается в потенциальном улучшении: 1 увеличении точности проводки скважины на 20-50%, 2 увеличении механической скорости бурения на 10-90%, 3 повышения качества ствола скважины, снижения вероятности осложнений и аварий на 15-50%. Полностью автоматизированные системы роторного управляемого бурения были впервые применены на очень дорогостоящих скважинах с большим отклонением забоя от устья, на которых они обеспечили возможность решения задач, недоступных для существующих систем с забойными двигателями – проводки в автоматическом режиме сложных типов профилей ствола скважины. Не отрицая важность и полезность, а также успехи в области технологии роторного управляемого бурения, следует отметить, что в настоящее время и в обозримом будущем при строительстве подавляющего числа наклонных и 59 горизонтальных скважин в нашей стране будет использоваться традиционная технология направленного бурения. В соответствии с существующей технологией проводку горизонтального интервала ствола скважины непосредственно в продуктивном пласте производят строго по профилю, рассчитанному до начала бурения. Причем планирование горизонтального ствола осуществляют на основе геологических и геофизических материалов, которые были ранее получены при бурении вертикальных или наклонных скважин. Разработанные на основе такой информации геологические разрезы и структурные карты не соответствуют в части точности глубин и углов падения пластов требованиям технологии горизонтального бурения. Поэтому в проект на бурение горизонтальной скважины зачастую вносятся параметры продуктивного пласта, не соответствующие его состоянию в интервале бурения. Существенное повышение эффективности строительства горизонтальных и боковых стволов может быть достигнуто за счет оперативного планирования траектории в процессе бурения на основании фактического геологического разреза. Для реализации такой технологии необходим буровой комплекс, способный полностью автономно или при минимальном вмешательстве оператора осуществлять бурение горизонтального ствола в продуктивном пласте, обходя при этом зоны обводненности и зоны, не содержащие нефть или газ. Разрабатываемые в настоящее время управляемые системы роторного бурения могут в автономном режиме осуществлять целенаправленное изменение зенитного и азимутального углов или производить их стабилизацию при бурении по команде с поверхности. Некоторые сервисные компании в настоящее время развивают системы с электрическим каналом связи к телеметрии и РУС, по аналогии с трубами для электробурения. Эти системы используют электрические провода, встроенные в каждую бурильную трубу, через которые осуществляется передача информации. Скорость передачи данных на несколько порядков выше, чем у систем с гидравлическим или электромагнитным каналами связи, как от скважинного инструмента на поверхность, так и с поверхности до скважинного инструмента. В 60 2006 система передачи данных по бурильным трубам ИнтеллиСерв (НОВ), обеспечивающая скорость передачи данных до 1 мегабита в секунду, была введена в эксплуатацию (Рисунок 2.1). Система использует бесконтактную индуктивную связь между отрезками кабеля на торцах трубы. Для устойчивой связи каждые 500 м в колонну труб встраивается повторитель. Минусом этой системы является значительное удорожание бурильных труб. РУС на бурильной колонне с электрическим каналом связи может незамедлительно передавать и принимать данные, за счёт чего управление траекторией можно автоматизировать. При использовании для бурения колонны гибких непрерывных труб электрический канал связи является наиболее оптимальным и оправданным. На данный момент существует достаточно надежное оборудование для заправки геофизического кабеля в колонну труб, при этом кабель является цельным на всем протяжении. Кроме того, особенностью КНБК при таком бурении является наличие ориентирующего устройства для отклонителя (т. к. отсутствует возможность вращать колонну с поверхности). Энергопотребление этого устройства намного выше потребления остальных устройств, что делает работу такой системы от батарей или генератора невозможной. Использование кабеля позволяет подводить питание к устройствам непосредственно с поверхности. Моторизованная РУС на ГНКТ с электрическим каналом связи может незамедлительно передавать и принимать данные, за счёт чего управление траекторией можно полностью автоматизировать. Существующие схемы управления пока не позволяют осуществлять полностью автономное бурение без участия оператора по всему стволу скважины, поэтому основным направлением в разработке систем следующего поколения будет полная автоматизация работы забойной компоновки. Разработки в этом направлении привели к системам автоматизации бурения на основе КНБК с РУС и автоматизированной буровой установкой, позволяющим значительно уменьшить количество персонала на буровой, снизить нагрузку на людей. Полное же исключение человеческого труда из процесса бурения путем замены буровыми 61 роботами пока не достигнуто ввиду комплексности и непредсказуемости процесса бурения, невозможности полностью автоматизированного управления ввиду необходимости точной и достоверной интерпретации данных режима бурения и ГИС, пока в полном объеме недоступной искусственному интеллекту. Армированный коаксиальный кабель Индуктивная катушка Рисунок 2.1 – Труба со встроенным кабелем 2.4.1 РУС «НеоСтир СиЭл» производителя Шлюмберже НеоСтир СиЭл – наддолотная роторная управляемая система НРУС с одновременным измерением параметров траектории вблизи долота (Рисунок 2.2). Она специально предназначена, чтобы позволить выполнять наклонное и горизонтальное бурение за один рейс, что позволяет достичь высоких темпов набора зенитного/азимутального угла и увеличенных горизонтальных участков скважин с увеличением механической и рейсовой скорости бурения. Особенно в случаях, когда вертикальные, наклонные и горизонтальные секции имеют одинаковый диаметр, НеоСтир СиЭл уменьшает непроизводительное время, устраняя необходимость менять КНБК для каждой секции. НеоСтир СиЭл использует технологию выдвижных поршней отталкивающихся от стенок скважины для искривления. Поршни размещены рядом с режущей структурой долота для большей интенсивности набора 62 зенитного/азимутального угла за счёт меньшего плеча рычага, без приложения дополнительного гидравлического усилия. Это обеспечивает возможность удовлетворения требований к набору зенитного/азимутального угла в наклонной и горизонтальной секции скважины. Рисунок 2.2 – Отклонитель НеоСтир СиЭл Рисунок 2.3 – Схема НеоСтир СиЭл A – режущая структура долота; B – поршни, отталкивающиеся от стенки скважины для искривления с высокой интенсивностью благодаря близости к долоту; C – датчик инклинометрии позволяющий автоматическое удержание зенитного угла; D – многоосный датчик позволяющий автоматическое удержание зенитного угла и азимута для точной проводки и ровных участков стабилизации; E – азимутально направленный гамма датчик в 1,8м от режущей структуры долота для проактивного определения изменения литологии и незамедлительных корректировок траектории. Система управления поршнями НеоСтир СиЭл включает в себя гидравлические уплотнения металл-металл, которые уменьшают эрозию и увеличивают гидравлические производительности. возможности конструкции для повышения 63 Схематическое расположение датчиков изображено на Рисунке 2.3. НеоСтир СиЭл включает в себя комплексные шестиосевые датчики для непрерывного измерения позиционирования зенитного скважины. Эта угла и функция, азимута наряду с для точного возможностями самостоятельного управления, помогает обеспечить ровные участки стабилизации параметров с минимальной извилистостью. Измерения гамма-излучения вблизи долота с расширенным диапазоном обеспечивают дополнительные данные о местоположении скважины для улучшенного принятия решений в реальном времени. НРУС НеоСтир СиЭл может быть оснащен встроенным азимутальным гамма-датчиком в 1,8м от долота для точной посадки ствола скважины в продуктивный пласт и удержания в коллекторе. С помощью азимутального гамма-датчика инженеры могут раньше выявлять признаки изменения литологии, чтобы незамедлительно корректировать траекторию. Рабочие температура до 150 градусов Цельсия, давление до 138МПа, частота вращения до 350об/мин. Диаметр корпуса 172мм. 2.4.2 РУС «НеоСтир СиЭлИкс» производителя Шлюмберже НеоСтир СиЭлИкс имеет поршни, полностью интегрированные с долотом, максимально близко к его режущей структуре для увеличения интенсивности искривления. Рабочие характеристики аналогичны системе НеоСтир СиЭл, со значительно увеличенным темпом набора зенитного угла/азимута. Рисунок 2.4 – Отклонитель НеоСтир СиЭлИкс 64 Рисунок 2.5 – Схема НеоСтир СиЭлИкс A – режущая структура долота; B – поршни, отталкивающиеся от стенки скважины для искривления с высокой интенсивностью благодаря близости к долоту; C – датчик инклинометрии позволяющий автоматическое удержание зенитного угла; D – многоосный датчик позволяющий автоматическое удержание зенитного угла и азимута для точной проводки и ровных участков стабилизации; E – азимутально направленный гамма датчик в 1,8м от режущей структуры долота для проактивного определения изменения литологии и незамедлительных корректировок траектории. 2.4.3 РУС «ШуреСтир» производителя АПС ШуреСтир-РУС Роторная Управляемая Система Вращается верхним приводом вместе с бурильной колонной для улучшения очистки ствола скважины и механической скорости бурения. Позволяет реализовать высокую пространственную интенсивность искривления. Имеет модификацию для использования с ВЗД над РУС. Рисунок 2.6 - ШуреСтир-РУС Роторная Управляемая Система 65 ШуреСтир-РУД Роторный Управляемый Двигатель Имеет встроенную силовую секцию ВЗД. Увеличивает скорость вращения долота и выдаваемую на долото мощность. Управляющий модуль вращается намного медленнее долота, что снижает энергозатраты на вращение бурильной колонны с поверхности, износ бурильных труб и обсадных колонн. Рисунок 2.7 - ШуреСтир-РУД Роторный управляемый двигатель Обе системы работают по проверенной технологии фрезерования стенки скважины, как и большинство коммерческих РУС в мировой практике. Стоимость эксплуатации таких систем на 50% - 70% ниже чем систем с ассиметричным разрушением забоя. РУД позволяет получить большую мощность на долоте. РУС позволяет получать большую пространственную интенсивность и скорость вращения бурильной колонны. Дополняя друг друга, продукты семейства ШуреСтир позволяют существенно увеличить возможности контроля траектории скважины. РУС АПС имеет модульную конструкцию в трёх конфигурациях: 1 Одномодульное исполнение. Управляющий модуль, телесистема с гамма зондом, батарея, пульсатор с контроллером (без телескопического соединителя) Рисунок 2.8 - Одномодульное исполнение 66 2 Двух-модульное исполнение. Нижняя часть: управляющий модуль, инклинометр, гамма зонд, нижний телескопический соединитель. Верхняя часть: верхний телескопический соединитель, батарея, пульсатор с контроллером. Рисунок 2.9 - Двух-модульное исполнение 3 Интегрированный резистивиметр WPR. Располагается между верхней и нижней частями. Второй телескопический соединитель может быть добавлен для сборки из трёх частей на столе ротора. Рисунок 2.10 - Интегрированный резистивиметр WPR Принцип работы РУС АПС следующий: 1 Магнетометры измеряют частоту вращения бурильной колонны и относительный магнитный отклонитель (MTF); 2 Акселерометры измеряют зенитный угол и гравитационный отклонитель (GTF); 3 Управляющий контроллер активирует выпуск каждой лопасти при достижении определённого положения отклонителя (магнитного); 4 Каждая лопасть выпускается один раз за полный оборот; 67 4 Отклоняющая сила зависит от времени нахождения лопасти в выпущенном положении (до 1/3 от времени полного оборота). 5 Управляющий модуль РУС (Рисунок 1.21) имеет 3 лопасти под углом 120° с 3 поршнями на каждую лопасть, которой отклоняет компоновку. Рисунок 2.11 - Управляющий модуль РУС АПС в поперечном разрезе 2.5 Необходимость разработки отечественных роторных управляемых систем, эффективных технологий применения телеметрических систем в рамках стратегии импортозамещения. Разработка отечественной роторной управляемой системы «КЦГ-Калибратор центратор гидравлический» В области бурения направленных и горизонтальных скважин наблюдается значительное усложнение траекторий скважин, увеличение количества и длины интервалов направленного бурения, также возникает необходимость обеспечения стабильного предсказуемого изменения параметров зенитного угла и азимута на участках плавного изменения траектории скважины. Даже на участках стабилизации возникает необходимость соблюдения строгой прямолинейности ствола скважины. Использование забойных двигателей с регулируемым на поверхности узлом перекоса решает большую часть проблемы, но остается необходимость изменения геометрических характеристик КНБК непосредственно на забое. 68 На сегодняшний день, значительную долю нарушений и брака в работе при ориентированном бурении скважин составляют: превышение допустимых пределов значений темпа (интенсивности) искривления ствола по сравнению с проектным профилем; «непопадание» в круг допуска; выход горизонтального ствола из «коридора бурения», пересечение пласта или «вылет» из него и т.д., что приводит к необходимости проведения исправительных работ по корректировке ствола, и, в некоторых случаях, перебуриванию ствола. Основными причинами указанных обстоятельств являются причины организационно-технического и в меньшей мере - геологического характера. В их числе: неправильный выбор забойной компоновки и прогнозирование характера его работы; нехватка или недостаточность необходимых типоразмеров элементов КНБК (калибраторов, центраторов), серийных забойных отклонителей с регулируемым механизмом искривления; сверхдопустимые телеметрических систем; погрешности отсутствие измерений применяемых соответствующего программного обеспечения; низкий уровень квалификации операторов направленного бурения и др. Для решения вышеуказанных проблем, предлагается новая в отечественной технологии бурения концепция управления траекторией ствола направленных скважин. Концепция основывается на разработке и внедрении элементов забойной управляемой системы с изменяемой геометрией на забое (изменение диаметра, угла перекоса и др.), в том числе управляемого стабилизатора гидравлического действия – СТАБ-215. Применение СТАБ-215 (КЦГУ) позволит максимально повысить качество ориентированного бурения и существенно сократить непроизводительные затраты времени на проведение вспомогательных работ (СПО, промывки, инклинометрические замеры и др.) и обеспечить благоприятные технологические условия для качественного формирования ствола скважины. В качестве примера можно привести тот факт, что при бурении по существующей технологии, для обеспечения проектного отхода, необходимо набирать большей зенитный угол, чем запланировано в проекте. Это связанно со сложностью сохранения набранных параметров кривизны ствола при бурении 69 стабилизированных участков неориентированными КНБК. Использование СТАБ215 (КЦГУ) в составе ЗУС способствует свободному прохождению бурового инструмента, инструмента для капитального ремонта скважин и свободному прохождению обсадных труб в пробуренный ствол скважины. Управление траекторией ствола скважины с применением СТАБ-215 достигается за счет выборочного дистанционного изменения наружного диаметра лопастей, тем самым изменяя величину и направление радиальной отклоняющей силы на долоте. В зависимости от направления действия отклоняющей силы, изменяется траектория ствола скважины и достигается снижение, стабилизация или подъем зенитного угла ствола скважины. Выявлены преимущества применения забойной управляемой системы: 1 Повышение качества ствола: уменьшение моментальной кривизны, снижения износа инструментов, а также реактивного момента на инструменте и сил трения; 2 Сокращение числа спуско-подъемных (СПО) и других технологических операций (СПО) для смены забойных компоновок; 3 Увеличения длины запланированных интервалов бурения путем снижения ограничений, накладываемых стандартными технологиями ориентированного бурения; 4 Снижение затрат на исправительные работы, связанные с ориентированным бурением. 2.6 Калибратор-центратор гидравлический – КЦГ Отделом строительства скважин ООО «БашНИПИнефть» в соответствие с заключенным договором с ОАО «АНК «Башнефть» с начала 2008 г. проводятся НИОКР работы по разработке и внедрению концепции управления траекторией скважин с применением забойных управляемых систем. Концепция основывается на разработке и внедрении элементов забойной управляемой системы с изменяемой геометрией на забое (изменение диаметра, угла перекоса и др.). В 70 настоящее время найдены два технических решения конструкций опорноцентрирующих элементов (ОЦЭ) с управляемым (регулируемым с поверхности) изменением диаметра. Это – калибратор-центратор гидравлический управляемый КЦГУ-215 и его аналог для бурения с ГЗД – управляемый стабилизатор СТАБ3/215. Разработанные устройства позволят существенно повысить качество ориентированного бурения и сократить непроизводительные затраты времени на проведение вспомогательных работ (СПО для смены КНБК, промывки, инклинометрические замеры и др.), а также обеспечить благоприятные технологические условия для качественного формирования ствола скважины. Подтверждены достоинства вышеназванного оборудования: 1 Повышение качества ствола, что ведет к уменьшению моментальной кривизны, снижению износа инструментов, а также реактивного момента и сил трения на инструменте; 2 Сокращение числа спуско-подъемных и других технологических операций, необходимых для смены забойных компоновок и пр.; 3 Увеличение длины запланированных интервалов бурения, путем снижения ограничений, накладываемых стандартными технологиями ориентированного бурения; 4 Повышение качества формирования ствола малого диаметра (боковые стволы) и последующего его крепления за счет увеличения номинального диаметра; 5 Снижение затрат на исправительные работы, связанные с корректировкой ствола направленной скважины. 2.6.1 Калибратор-центратор гидравлический управляемый (КЦГУ) Калибратор-центратор КЦГУ-215 является элементом забойной управляемой системы и обеспечивает оперативность управления траекторией скважины за счет регулируемого изменения диаметра устройства в процессе 71 бурения. Изменение диаметра достигается за счет работы гидромеханического привода (гидрозатвора устройства), который входит в комплект КЦГУ-215. Гидромеханический привод устройства служит для создания усилия на рабочих элементах калибрирующего устройства с целью изменения его наружного диаметра. Путем изменения давления в системе можно производить фиксацию в любом из двух режимов – открыто/закрыто. Продольный разрез устройства КЦГУ-215 представлен на Рисунке 2.12. Калибратор-центратор гидравлический управляемый КЦГУ-215 содержит следующие рабочие элементы: 1 – корпус-переводник; 2 – выдвижные лопасти; 3 – эластичный элемент (резиновая втулка); 4 – корпус-вал; 5 – рабочий гидроканал; 6 – гидрокамера; 7 – втулка с поршнем; 8 – корпус гидрозатворного узла; 9, 10 – нижнее и верхнее посадочные седла шара; 11 – шаровый запорный элемент; 12 – наружная пружина; 13 – проходной канал; 14 – запорная втулка; 15 – возвратная пружина запорной втулки; 16 – срезной элемент; 17 – подвижный корпус гидрозатворного узла. Калибратор работает следующим образом: в процессе спуска бурового инструмента в скважину калибратор находится в транспортном положении (режим закрыто), при этом корпус гидрозатворного узла 8 находится в нижнем своем положении. Запорный элемент (шар) 11 в этот момент находится напротив верхнего посадочного седла 10, а подпружиненная запорная втулка 14 находится в верхнем своем положении и фиксируется срезным элементом 16. При достижении забоя скважины начинают медленно производить разгрузку бурового инструмента (до 3…3,5 т), тем самым сжимая пружину 12 и сдвигая поршень 7 вниз. Повышают гидравлическое давление в гидрокамере 6 до 5 МПа, которое через канал сообщения 5 передается на эластичный элемент 3, выдвигая лопасти 2 в радиальном направлении. Подвижный корпус гидрозатворного узла 17 займет крайнее нижнее свое положение, соответствующее положению запорного шара 11 напротив нижнего посадочного гнезда 9. 72 Рисунок 2.12 – Продольный разрез калибратор-центратора гидравлического управляемого – КЦГУ-215 Фиксация устройства в данном положении осуществляется посредством создания внутритрубного гидравлического давления (включением бурового насоса), под действием которого срезной элемент срезается, запорная втулка 14 перемещается вниз и запирает шар 11 в посадочном седле 9. После этого, при непрерывном поддержании рабочего давления, производится процесс бурения с 73 выдвинутыми лопастями, что соответствуют диаметру 215 мм. Установка минимального наружного диаметра 208 мм достигается при помощи первоначального снижения внутритрубного давления, исключения разгрузки бурового инструмента на забой (так сказать «на весу») и последующего увеличения давления до 5 МПа, что приводит к фиксации гидрозатворного узла в сложенном положении. КЦГУ-215 входит в компоновку забойной управляемой системы, общий вид которой показан на Рисунке 2.13. Технические характеристики устройства КЦГУ-215 приведены в Таблице 2.2. Рисунок 2.13 – Общий вид компоновки ЗУС, с применением КЦГУ-215 для бурения различных участков скважины Таблица 2.2 – Технические характеристики устройства КЦГУ-215 Наименование основных параметров Минимальный наружный диаметр по корпусу в транспортном положении, мм Максимальный наружный диаметр с выдвинутыми элементами в рабочем положении, мм Длина, мм Внутренний проходной диаметр, мм Присоединительная резьба КЦГУ-215 208 215 1250 50 З-117, З133 Максимальное радиальное усилие выдвижения каждой из 6-ти 1500 лопастей, кгс Примечание: Технические характеристики приведены для работы устройства в открытом стволе скважины диаметром 215,9 мм 74 Выбор и расчет геометрических и др. параметров забойной компоновки осуществляется на стадии проектирования, руководствуясь при этом специально разработанной методикой расчета и программным обеспечением. На Рисунке 2.14 рассмотрим расчётную схему забойной управляемой системы с применением КЦГУ-215, разработанная нами по методике научной школы Уфимского нефтяного института (ныне УГНТУ) в рамках ранее действующего координационного «Неориентированному бурению совещания наклонно Миннефтепрома направленных и по горизонтально разветвленных скважин по прогнозированной траектории» [196] с учётом работ БашНИПИнефть и ВНИИБТ. Система состоит из долота PDC, забойного двигателя со стабилизатором на корпусе, КЦГ с управляемым механизмом, телеметрической системы, бурильных труб в наклонном стволе скважины с точками касания на долоте, корпусном стабилизаторе забойного двигателя и КЦГ. ческ три еме тема л е Т ис ая с ор изат ) бил К Ста уса (С п кор ото Д ол C PD x1 l1 Y 2 l ВЗД+КЦ l2 Р R2 α x3 x2 Х с КЦГ емым вля м (ГЗ) а р Т уп змо q ТС+Б ани мех R1 Q Р У КЦГ q ВЗД+ й йны Забо атель г дви ные и ль Бур убы р т l3 Y3 ГУ Y1 Рисунок 2.14 – Расчётная схема компоновки ЗУС, с применением КЦГУ-215 в наклонном стволе скважины 75 Уравнение упругой линии на участке I: d 2 y1 qT x12 Py Qx . 1 1 dx12 2 (2.1) Qx1 qT x12 qT y1 A1 sin k1 x1 A2 cos k1 x1 . P 2 P k12 P (2.2) EI1 Решение уравнения (2.1) Уравнение упругой линии на участке II: EI1 d 2 y2 qT x22 qT l12 Py Q ( l x ) R x qT l1 x2 . 2 1 2 1 2 dx22 2 2 (2.3) Решение уравнения (2.3): qT x22 (Q qT l1 R1 ) Ql1 qT l12 qT y2 C1 sin k1 x2 C2 cos k1 x2 . 2P P P 2 P Pk12 (2.4) Уравнение упругой линии на участке III: EI 2 d 2 y3 qT l12 qT l22 qT l22 Py Q ( l l x ) R ( l x ) R ( l x ) R x q l l q l x q l x 3 1 2 3 1 2 3 1 2 3 2 3 T 1 2 T 1 3 T 2 3 dx32 2 2 2 (2.5) Решение уравнения (2.4): qТС БТ x32 (Q R1 R2 qT l2 qT l1 ) x3 Q(l1 l2 ) R1l2 qT l1l2 qT l12 y3 B1 sin k2 x3 B2 cos k2 x3 2P P P P P 2P qT l22 qТС БТ 2P Pk 22 (2.6) где R1 и R2 – реакция стенки скважины. Система характеризуется следующими граничными условиями на концах и в точке сопряжения участков при x1=0 y1=0 (2.7) y1=r1 (2.8) y2=r1 (2.9) dy1 dy2 dx1 dx2 (2.10) при x1=l1 при x2=0 при x2=0 и x1=l1 76 при x2=l2 y=r (2.11) y3=r (2.12) dy2 dy3 dx2 dx3 (2.13) dy3 0 dx3 (2.14) y3=r2 (2.15) d 2 y3 0. dx32 (2.16) при x3=0 при x3=0 и x2=l2 при x3=l3 при x3=l3 при x3=l3 Для характеристики поведения системы в скважине необходимо определить l3, Q, R1, R2, A1. Для определения l3 воспользуемся граничными условиями (2.15) и (2.16). Тогда получим уравнение Pr2 Q(l1 l2 l3 ) R1 (l2 l3 ) R2l3 P l2 qT l12 q l2 qT l1l2 qT l1l3 T 2 qT l2l3 ТС БТ 3 0 . 2 2 2 (2.17) Используя условия (2.6-2.15), определены величины Q, R1, R2, A1. Составлены дифференциальные уравнения изогнутой оси КНБК для трех основных участков. Для решения задачи выбирались граничные условия, обусловленные методиками УГНТУ, БашНИПИнефть и ВНИИБТ. В результате было получено трансцендентное уравнение 1, которое позволило решить задачу оптимизации управления и регулирования КНБК ЗУС с КЦГУ, а также определить нагрузки, действующие на базовые элементы компоновки для исследования их напряженно-деформированного состояния. Результаты управляемой расчета системы, некоторых вариантов обеспечивающих компоновок относительную забойной стабилизацию (слабоинтенсивное снижение или набора зенитного угла) ствола скважины 77 представлены в Таблице 2.3. В расчетах использованы справочные модели ДР-106 со стабилизатором на корпусе, КЦГУ-123, телеметрии, УБТ и БТ. Таблица 2.3 – Расчетные значения параметров работы компоновок ЗУС Ø дол., мм Ø Ø ЗД, стабилизатора, Мм мм Длина нижнего плеча, мм Диапазон изменения Ø КЦГУ, мм 123,8 144,3 215,9 106 120 106 140 176 211 2500 2450 2500 110…123 127…144 208…215 Интенсивность искривления, град./10 м «max» «min» +0,06 -0,17 +0,09 -0,21 +0,17 -0,20 Смоделирована работа ЗУС с КЦГУ в типовой горизонтальной скважине, результаты расчётов для КЦГУ-124 приведены на Рисунках 2.15-2.28 и в Таблицах 2.4-2.8. Таблица 2.4 - Состав бурильной колонны при бурении под хвостовик Интервал 1000-1300 м по стволу (782,0-782,0 м по вертикали) Скважина 124-144-215, куст 2, месторождение Расчет, 123,8 Длина Наружный Внутренний Макс. Тип Номер без Наименование элемента диаметр, диаметр, диаметр, резьбы п/п ниппеля, мм мм мм снизу м 7 БТ ТБИН 102х8 ? 1278,2 101,6 84,8 6 ЗТС МАК-01 15,0 114,0 50,0 М-171 5 Центратор КЦГУ-123 1,3 123,0 25,0 123,0 Н-94 4 УБТ ДР-106 3,0 106,0 38,0 106,0 Н-88 3 Центратор СК 0,3 120,0 25,0 120,0 Н-94 2 ДР-106 2,0 106,0 106,0 Н-76 1 123.8 XR30PS 0,3 123,8 123,8 Тип резьбы сверху Масса, кг М-161 М-94 М-88 М-94 М-86 Н-86 30547,8 150,0 42,0 189,0 42,0 280,0 6,9 Таблица 2.5 – Нагрузки при бурении под хвостовик Вес Момент Вес Вес при Интервал при при при вращ. по бурении, подъёме, спуске, над стволу, м кгс·м кгс кгс забоем, (Мд=37) кгс 1000-1100 17843 10940 14498 130 1100-1200 18540 10210 14498 159 1200-1300 19240 9480 14498 189 Момент Исходные параметры Коэф. Коэф. запаса при Давление запаса по на Площадь Расхо вращ. при моменту от растяжение насадок д Параметры над бурении, предела от предела долота, насос раствора забоем, кгс/см2 2 текучести текучести см ов, л/с кгс·м 146 10,00 10,00 115,96 1,12 г/см3 ПВ=12 сПз 170 10,00 10,00 120,98 2,36 17 ДНС=18 Па 195 10,00 9,77 125,99 37,58 ф/100фт2 Коэф. трени я, ОК / КП 0,2 / 0,3 78 Таблица 2.6 - Обобщённые результаты Опер. Потеря устойч. Нагрузка на устье, кгс КЗ по статической прочности глуб. мин. расчётн. допуст. норм. мин. расч. КЗП Подъём Нет 19240 232684 10 1,4 0 Спуск Нет 9480 232684 10 1,4 0 Бур. турбин. Нет 5362 232684 10 1,4 0 Операция Подъём с вращением Спуск с вращением Вращ. над забоем Бурение роторное Нагрузка на устье, кгс Потеря устойч. Баклинг расч. допуст. Крутящ. момент на устье, кгс·м расч. КЗ по статической прочности глуб. свинмин. допуст. норм. мин. чив. расч. КЗП Нет 18514 232684 152 2125 0 10 1,5 0 Нет 10273 232684 104 2125 0 10 1,5 0 Нет 14498 232684 195 2125 0 10 1,5 0 Нет 10348 232684 189 2125 0 10 1,5 0 Таблица 2.7 - Обобщённые результаты гидравлического расчёта Долото Скор. на насадках, м/с Мощность, кВт / HSI, л.с./дюйм2 Удельный расход, л/с/см2 Мин. скор. в стволе, м/с Потери давления, кгс/см2 Суммарные Наземное оборудование Бурильная колонна УБТ Телесистема Забойный двигатель Долото Кольцевое пространство Давление при запуске насосов Параметры Глубина по стволу, м Глубина по вертикали, м Время циркуляции, мин Время цирк. внутри, мин Время цирк. снаружи, мин Объём внутри, м3 Объём снаружи, м3 Суммарный объём, м3 Объём без инструм., м3 Давление на забое, кгс/см2 Очистка ствола Макс. концентр. шлама, % Макс. высота подушки, мм Расход для очистки, л/с 72,20 58,60 / 4,27 0,141 1,26 126,0 3,4 29,7 2,1 2,6 30,0 34,4 28,4 1300 782 22 7 15 7,27 15,57 22,84 26,16 116,0 3,9 21,0 18,0 Таблица 2.8 - Гидравлические расчёты для интервала глубин 1000-1300 м Потери давлений, кгс/см2 Интервал, м 1000 - 1000 1000 - 1100 1100 - 1200 1200 - 1300 суммар- ные 109,7 116,0 121,0 126,0 внутри БК/КНБК 25,9 27,2 28,5 29,7 Объёмы, м3 Время циркуляции, минуты кольц. внутри кольц. объём без суммар- внутри кольц. суммар-ный простр. БК/КНБК простр. инструм. ное БК/КНБК простр. 15,9 20,9 24,7 28,4 19,1 20,3 21,6 22,8 5,6 6,1 6,7 7,3 13,5 14,2 14,9 15,6 21,6 23,1 24,7 26,2 19 20 21 22 5 6 7 7 13 14 15 15 Параметры давл. на мин. скор. забое, в стволе, кгс/см2 м/с 103,5 1,256 108,5 1,256 112,2 1,256 116,0 1,256 79 Рисунок 2.15 – Конструкция и профиль скважины Рисунок 2.16 – Нагрузки при роторном бурении 80 Рисунок 2.17 – Моменты при роторном бурении Рисунок 2.18 – Напряжения при роторном бурении 81 Рисунок 2.19 – Нагрузки для всех операций Рисунок 2.20 – Боковые силы на стенки скважины для всех операций 82 Рисунок 2.21 – Давление в открытом стволе Рисунок 2.22 – Скорость потока 83 Рисунок 2.23 – ЭЦП по вертикали Рисунок 2.24 – ЭЦП по стволу 84 Рисунок 2.25 – Потери давления на трение Рисунок 2.26 – Концентрация шлама 85 Рисунок 2.27 – Давление циркуляции Рисунок 2.28 – Диаграмма очистки ствола 86 2.6.2 Стабилизатор СТАБ-3/215 с гидромеханическим приводом управления с гидравлическим расчётом работы В настоящее время ООО «БашНИПИнефть» разработана конструкторская документация на стабилизатор СТАБ-3/215. В связи со сложностью отдельных узлов, размещение заказа на изготовление изделия планируется произвести на заводе ЗАО «СКБ» (входит в ОАО «Мотовилихинские заводы» г. Пермь) с заключением Договора на разработанное оборудование между ООО «БашНИПИнефть» и ЗАО «СКБ» на паритетных условиях. Предназначение устройства СТАБ-3/215 аналогично ранее рассмотренному устройству КЦГУ-215, однако его применение ограничено турбинным способом бурения. Принцип работы устройства заключается в гидромеханической передаче усилия на выдвижные элементы калибрирующего устройства с целью изменения его наружного диаметра. Передача усилия на выдвижные элементы устройства осуществляется с помощью механического воздействия подвижной втулки на лопасти стабилизатора и ее фиксации в текущем положении путем создания гидравлического давления во внутритрубном пространстве бурильной колонны. Продольный разрез устройства СТАБ-3/215 показан на Рисунке 2.29 и содержит следующие элементы: 1 – пластинчатая пружина; 2 – ограничитель выдвижения лопасти; 3 – лопасть; 4 – толкатель; 5 – подвижная втулка; 6 – шпонка; 7 – втулка шарового замка; 8 – стопорный винт; 9 – подвижная втулка устройства; 10, 11, 12 – нижнее, промежуточное и верхнее седла шара шарового замка; 13 – шаровый запорный элемент; 14 – затворная втулка; 15 – наружная пружина (демпфер); 16 – полый шток; 17 – возвратная пружина затворной втулки; 18 – плунжер; 19 – фиксирующий срезной элемент. Управляемый стабилизатор СТАБ-3/215 может принимать 3 положения (режима) выдвижных лопастей: 87 − Режим 1 – «нулевое» положение – лопасти стабилизатора не выдвинуты (наружный диаметр 190 мм); − Режим 2 – «промежуточное» выдвинутое положение лопастей, положение лопастей, соответствующее диаметру стабилизатора – 200 мм; − Режим 3 – «максимальное» выдвинутое соответствующее диаметру стабилизатора – 215 мм. Управляемый стабилизатор СТАБ-3/215 работает в составе забойной управляемой системы и аналогичен управляемому калибратор-центратору КЦГУ215, но предназначено для турбинного бурения. В Таблице 2.9 приведены основные технические характеристики устройства. Таблица 2.9 – Технические характеристики устройства СТАБ-3/215 Наименование основных параметров Минимальный наружный диаметр в транспортном (сжатом) положении, мм Максимальный наружный диаметр по выдвижным элементам в рабочем положении, мм Длина, мм Внутренний проходной диаметр, мм Присоединительная резьба Максимальное радиальное усилие выдвижения каждой из 6-ти лопастей, кгс СТАБ3/215 190 215 2325 50 З-133 1500 В настоящее время завершено согласование условий договора между проектным институтом ООО «БашНИПИнефть» и предприятием ЗАО «СКБ», входящим в состав ОАО «Мотовилихинские заводы», на предмет совместного проведения ОПР по внедрению разработанного оборудования КЦГУ (СТАБ-3). 88 6 19 5 16 18 4 17 3 2 1 14 15 13 12 11 10 9 8 7 Рисунок 2.29 – Продольный разрез управляемого стабилизатора СТАБ-3/215 89 2.6.3 Выводы по КЦГ Стоимость разработанного оборудования за счет простоты конструкции и надежности в эксплуатации, кратно ниже, чем у зарубежных аналогов и позволяет устранить главные недостатки зарубежных роторных управляемых систем – высокую стоимость и зависимость от сервисной компании. При положительном результате проведения промысловых испытаний данная технология найдет широкое и повсеместное применение. Применение калибратора-центратора КЦГ-126 для бурения боковых и горизонтальных стволов позволяет повысить качество проводки и крепления стволов, за счет надежной изоляции пластов. Для скважин с высокими требованиями к качеству ствола скважины, протяженными участками стабилизации или малоинтенсивного набора зенитного угла рекомендуется к использованию эффективный и недорогой калибраторцентратор гидравлический (КЦГ). Для управления траекторией ствола скважины при роторном бурении без использования телеметрии нами предложена конструкция калибратора- центратора гидравлического (патент РФ №2441130 от 27.01.2012 «Калибраторцентратор гидравлический (КЦГ)»). Изобретение относится к области строительства нефтяных и газовых скважин, к опорным, центрирующим, калибрующим устройствам бурильной колонны для управления траекторией скважины путем изменения геометрии КЦГ и калибрования стенок ствола. Предлагаемая концепция внедрения забойных управляемых систем, включающая элементы управления компоновкой КЦГУ (СТАБ-3) в сочетании с эффективным буровым оборудованием за счет «управляемости» забойной компоновки, позволяет сократить сроки бурения направленного ствола; Стоимость разработанного оборудования за счёт простоты конструкции и, соответственно, сервисных услуг ожидается кратно ниже, чем у зарубежных 90 аналогов, что дает основание считать, что данная отечественная технология найдет широкое и повсеместное применение; Применение наддолотного калибратор-центратора КЦГ-126 для бурения боковых стволов позволит повысить качество проводки и крепления боковых стволов, за счет увеличения диаметра ствола. Расчетные значения параметров работы компоновок ЗУС в Таблице 3.5 имеют высокую сходимость со смоделированными результатами в программном обеспечении «Бурсофтпроект». Моделирование показывает работоспособность и эффективность КНБК с КЦГУ. Экономический эффект от внедрения КЦГ на типовой сложнопрофильной скважине складывается из устранения как минимум двух спуско-подъемных операций для настройки характеристик КНБК по управлению траекторией на устье скважины длительностью 24 часа или 1 сутки каждая (2 часа промывка на забое, 10 часов подъем КНБК, 2 часа разборка/сборка КНБК, настройка характеристик, 9 часов спуск на забой, 1 час промывка на забое) при стоимости суток бурения с учетом ставки бурового подрядчика и других подрядчиков 980000 рублей/сутки: Экономический эффект=980000 рублей/сутки х 2 суток= 1960000 рублей. 2.7 Обоснование рабочей гипотезы Основное назначение телеметрических систем в наклонно-направленном и горизонтальном бурении – инклинометрические замеры (азимут, зенитный угол, угол установки отклонителя); измерение технологических параметров – осевая нагрузка на долоте, давление и температура в скважине, крутящий момент забойного двигателя; а также параметров, характеризующих геологическое строение – радиационный каротаж, ГГК, НГК, электрокаротаж для определения геологического строения пласта, учёта геолого-технических условий, положения КНБК элементов залегания горных пород, границ разделения пластовых флюидов. 91 Новые технологии горизонтального и многозабойного бурения предусматривают обязательное использование телеметрических систем для качественной проводки траектории ствола. Практика показала, что без использования телеметрических систем строительство сложных видов наклоннонаправленных и горизонтальных скважин с большим отходом невозможно из-за высоких требований к траектории ствола и высокой аварийности при использовании автономных приборов. Анализ материалов по пробуренным скважинам на месторождениях ПАО АНК «Башнефть» показывает недостатки внедрения технологии направленного бурения с применением современных телеметрических и роторных управляемых систем: отклонения от плановой траектории при проводке, непопадание в круг допуска, выход из коридора бурения горизонтального ствола из-за устаревших методов использования телеметрии, несвоевременной поверки, обслуживания, низкой точности приборов, неверных способов измерений. Соблюдение предложенной технологии позволяют реализовать следующую рабочую гипотезу: «Методически верное (согласно СТ-06-00-2.2-01, МУ-06-0002.1-01, РИ-06-00-2.6-01, РИ-6.4-00-00-02, РИ-06-00-2.15-01, РИ-06-00-2.9-01, РИ-6.4-00-00-02, РП-04-02-07-01, РИ-06-00-2.13.01) использование возможностей телеметрических систем и роторных управляемых систем при постоянной оптимизации режимных параметров бурения, с учётом геологотехнических условий, позволяет проводить сложно-профильные скважины без отклонений от плановой траектории, заданного коридора проводки, сроков строительства скважин». 2.8 Выводы по главе 2 Проанализированы результаты бурения с телеметрическими системами при строительстве наклонных, горизонтальных скважин на месторождениях ПАО АНК «Башнефть». Показаны пути совершенствования, позволившие устранить недостатки и недоработки при внедрении: 92 1 Необходима регулярная поверка и тестирование телеметрии; 2 При отклонении от плановой траектории необходима незамедлительная корректировка фактической траектории; 3 Требуется повышение точности измерения меры инструмента, перезапись гамма-каротажа для увязки с данными ГИС, либо телеметрии на предшествующих рейсах; 4 Обязательное прогнозирование положения ствола скважины на забое и далее, учёт тенденции роторного бурения, подбор КНБК под геолого-технические условия бурения месторождений ПАО АНК «Башнефть»; 5 Требуется снижение затрат на направленное бурение, увеличение механической скорости бурения, рост надежности оборудования; 6 Снижение интенсивности искривления за счёт отсутствия отклонений фактической траектории от плановой; 7 Требуется снижение временных затрат на направленное бурение, ускорение прохождения интервалов пород, склонных к осложнениям; 8 Необходимо использование всех возможностей телеметрических систем, таких как динамические замеры, высокоскоростная передача, оптимальная частота передачи данных, снятие замера до наращивания при выключении насосов и т.д. Проанализированы результаты роторного управляемого бурения при строительстве «Башнефть». горизонтальных Показаны пути скважин на месторождениях ПАО совершенствования, позволившие АНК устранить недостатки и недоработки при внедрении: 1 Необходимо обязательное использование силового верхнего привода с высокой частотой вращения до 200 об/мин, высокопроизводительных буровых насосов с плавной регулировкой расхода для управляемости компоновки, повышенная нагрузка на долото и увеличенная частота вращения; 2 Необходимо обеспечить приемлемое состояние ствола скважины и качество бурового раствора для предотвращения прихвата с оставлением дорогостоящего оборудования; 93 3 Необходим подбор и адаптация оборудования для соблюдения плановой траектории без нарушения коридора бурения ПАО АНК «Башнефть» ±1м по вертикали вниз/вверх от плановой траектории; 4 Требуется снижение стоимости эксплуатации и упрощение конструкции РУС, снижение вероятности отказа системы с обязательным подъемом для замены; 5 Необходимо достаточное количество РУС в регионе, исключение задержек в поставке систем на удаленные объекты, слаженная логистика; 6 Недопустимы отказы управляющих элементов РУС с критическим отклонением от траектории и необходимостью перебуривания части ствола скважины, обязательны предрейсовый осмотр и тестирование; 7 Необходим учёт вероятности механической заклинки РУС в интервалах сужений и изгибов ствола скважины; 8 Необходимо снижение риска повреждения РУС при разбуривании цементного стакана, технической оснастки обсадной колонны за счёт выбора оптимального режима, либо замены на неуправляемую роторную КНБК; 9 Предупреждены отказы коммуникации между элементами РУС, необходимость подъема для замены за счёт качественной подготовки к рейсу; 10 Сокращение длительности передачи управляющих команд с устья до РУС за счёт использования модуля, передающего команды с поверхности; 11 Требуется увеличение максимальной интенсивности набора зенитного угла до 3 град/10м для бурения участков с интенсивным набором параметров; 12 Учёт высоких требований РУС к качеству бурового раствора, системе очистки, ограничения в использовании кольматирующих добавок. Разработать и внедрить в производство через нормативную документацию рекомендации по совместному использованию отечественных и зарубежных технологий с целью снижения затрат на направленное бурение для буровых организаций и персонала, непосредственно выполняющего направленному бурению с использование телеметрии. работы по 94 ГЛАВА 3 ТЕХНОЛОГИЯ ПРОВОДКИ СКВАЖИН СЛОЖНОГО ПРОФИЛЯ ПРИ ИСПОЛЬЗОВАНИИ ТЕЛЕМЕТРИЧЕСКИХ И РОТОРНЫХ УПРАВЛЯЕМЫХ СИСТЕМ 3.1 Проектирование скважин сложного пространственного профиля с большими отходами Групповыми рабочими проектами предусматривается бурение скважин с кустовых площадок, поэтому скважины по профилю будут наклонно направленными и с горизонтальным окончанием. На основании проведенного анализа промысловых материалов бурения ННС в ПАО АНК «Башнефть» рекомендуется использовать четырехинтервальный S-образный профиль: - вертикальный участок; - участок набора зенитного угла в заданном направлении; - участок естественного снижения зенитного угла; - участок стабилизации для установки ГНО. Для скважин на проектный пласт D1-I рекомендуется применить Lобразный профиль, состоящий из : - вертикального участка; - участка набора зенитного угла в заданном направлении; - участка стабилизации с зенитным углом не более 60°. Для бурения ГС рекомендуется использовать пятиинтервальный профиль: - вертикальный участок; - участок набора зенитного угла в заданном направлении; - участок стабилизации; - участок набора зенитного угла для выхода на горизонталь; - горизонтальный участок. Горизонтальный ствол проводится в пределах залегания продуктивного пласта. Ствол может быть как нисходящим (пересекает пласт от кровли к подошве), так и восходящим (от подошвы к кровле пласта) при зенитных углах α 95 близких к 90º, а также волнообразной формы. Для уменьшения вероятности осложнения ствола скважины в интервале тимано-саргаевского горизонта, склонного к осыпям горной породы, данный интервал (3869-3958 м по вертикали) следует проходить при зенитных углах не более 67-70°. Для бурения БС на месторождении им. Р.Требса рекомендуется использовать четырёхинтервальный профиль: - участок зарезки (длиной 5-15 м, служит для обеспечения отхода от колонны и создания возможности работы телесистем и забойных двигателей); - участок набора угловых параметров и выход на проектный азимут; - участок стабилизации; - участок естественного снижения зенитного угла. Клин отклонитель на бурильных трубах спускают на заданную глубину и с помощью геофизической аппаратуры устанавливают в заданном направлении в необходимом интервале. Затем через гидросистему в якорь отклонителя нагнетают жидкость, под давлением которой якорь раздувается и жестко фиксирует отклонитель в обсадной колонне. Под действием натяжения колонны бурильных труб срезается транспортный винт, которым крепился фрезер к клину. Затем начинается фрезерование окна и зарезка бокового ствола. Участок забуривания нового ствола выбирается в устойчивой части разреза. Забуривание нового ствола должно осуществляться на 30-50 м выше кровли или на 10-20 м ниже подошвы неустойчивых пород. В интервале забуривания дополнительного ствола необходимо отсутствие в разрезе водонасыщенных пластов. Для вырезания обсадной колонны выбирают участки ствола скважины с наличием цементного камня за обсадной колонной и с хорошим сцеплением цемента. Отклонитель устанавливается между муфтами обсадной колонны. При проектировании профиля каждой конкретной скважины должны учитываться требования эксплуатации глубинно-насосного оборудования, в том числе и импортных насосных установок. 96 Обязательным условием является то, чтобы в интервале установки глубинного насосного оборудования интенсивность искривления по зенитному углу составляла не более 0,3/10 м, а максимальный зенитный угол не должен превышать 40. Допустимая интенсивность пространственного искривления ствола скважины в интервале набора и корректирования угла искривления не должна превышать 2 на 10 м, на участке стабилизации пространственного угла 4 на 100 м. При наличии неустранимых имеющимися средствами осложнений ствола (уступы, каверны), мешающих беспрепятственному спуску контрольных компоновок, расчетный профиль скважины может быть изменен – изменена интенсивность искривления, выбраны иные интервалы набора зенитного угла и др. Возможность внесения изменений в профиль скважины имеется. Рекомендованная интенсивность искривления позволяет использовать без ограничений стандартные КНБК как с применением полноразмерных забойных двигателей, так и при роторном способе бурения. Предусматривается применение технических средств и технологии специализированных на бурении наклонно направленных скважин сервисных предприятий или собственной специализированной службы бурового предприятия. Управление траекторией и необходимые корректировки производятся с постоянным использованием современных средств управления отклонителямителеметрическими системами как отечественного так и зарубежного производства, позволяющих получать устойчивый и надёжный сигнал с больших глубин. После окончания бурения бокового ствола производится комплекс геофизических исследований. При проектировании и строительстве скважин необходимо предусмотреть мероприятия технического и технологического характера для предотвращения пересечения с ранее пробуренными стволами. Эти мероприятия регламентируются «Инструкцией по бурению наклонно направленных скважин в Башкирии» (Стандарт Технический Общества 03-144-90), СТ-06-00-2.2-01 97 «Бурение горизонтальных скважин», МУ-06-00-02.1-01 «Бурение боковых стволов на нефтяных и газовых скважинах», РИ-6.4-00-00-02 «Проектирование траекторий стволов и сопровождение бурения скважин и боковых стволов». Расстояние по вертикали между устьями соседних скважин должно быть: - если разность в азимутах забуривания менее 10, то не менее 30 м; - при разности 10 - 20 в азимутах забуривания не менее 20; - не менее 10 м при разности более 20. 3.2 Методика технологического проектирования траекторий стволов и сопровождения бурения скважин Функционально проектирование стволов скважин и сопровождение бурения скважин разделяют на технологическое проектирование и сопровождение бурения, а также геологическое проектирование и сопровождение бурения скважин. Проектирование стволов скважин дает результат в виде согласованной траектории ствола скважины, соответствующей техническому заданию на ее разработку. Сопровождение бурения скважины позволяет обеспечить качественную реализацию траектории ствола скважины с целью достижения высокой эффективности результатов бурения. Разработанная методика технологического проектирования и сопровождения бурения позволила решить следующие задачи: 1 Проектирование технологически выполнимых траекторий стволов скважин и БС; 2 Минимизация рисков неисправимых отклонений фактических стволов скважин от плановых траекторий, приводящих к ликвидации и перебуриванию части ствола скважины; 3 Минимизация рисков, связанных с авариями и браками при проводке траекторий стволов скважин; 4 Создание единой базы применяемых КНБК, позволяющей впоследствии оптимально подбирать конфигурацию КНБК для эффективного бурения в 98 отдельно взятом разрезе на отдельно взятом месторождении; 5 Оперативное реагирование на изменение геологических условий, позволяющее в кратчайшие сроки скорректировать траекторию ствола скважины для достижения геологических целей бурения; Оптимизация процесса бурения, путем подбора режимов бурения и СПО. Геологическое проектирование и сопровождение бурения позволяет решить следующие задачи: 1 Обеспечение контроля выработки запасов и вовлечения в разработку остаточных извлекаемых запасов, не вырабатываемых существующим фондом скважин, путем бурения ГС или БГС; 2 Создание целостного и достоверного представления о геологическом строении участка залежи, на котором планируется бурение; 3 Выбор оптимальной траектории горизонтального участка скважин (боковых стволов); 4 Минимизация геологических рисков при проводке горизонтальных участков; 5 Планирование и оптимизация сопутствующих ГТМ. Проектирование траекторий стволов до начала бурения скважины 1 Перед началом бурения скважины Геологическая служба Заказчика предоставляет Менеджеру по геологии координаты устья планируемой скважины. Подрядчик по моделированию актуализированную предоставляет геолого-гидродинамическую Менеджеру модель, где по геологии планируется бурение скважины. Их передача и экспертиза осуществляется в соответствии с Регламентом процесса «Создание и экспертиза геолого-гидродинамических моделей нефтяных, газовых и газонефтяных месторождений и секторов» На основании полученных данных, Менеджер по геологии формирует геологические цели бурения и направляет их Менеджеру по технологическому сопровождению для проектирования плановой траектории ствола скважины. Формат предоставления геологических целей бурения установлен в [31] (Приложение 1). 99 2 Менеджер по технологическому сопровождению запрашивает у Менеджера по геологии данные по скважинам окружения проектируемой скважины для анализа рисков пересечения плановой траектории с ранее пробуренными стволами скважин. В данный анализ включаются: Все скважины, траектории которых имеют визуальные пересечения на структурном плане разработки месторождения с планируемой траекторией. Скважины, траектории которых находятся на расстоянии менее 200м от планируемой траектории. Все скважины, пробуренные с той же кустовой площадки, что и планируемая скважина. В случае, если геологическая модель содержит не все скважины, необходимы для анализа рисков пересечения, Менеджер по технологическому сопровождению направляет запрос в Геологическую службу Заказчика о предоставлении информации о скважинах окружения в полном объеме. 3 При изменении и перепривязке проектных координат устьев планируемых и находящихся в бурении скважин, Геологическая служба Заказчика обязана в кратчайшие сроки предоставить уточненные координаты устья скважины. Формат предоставления установлен в [31] (Приложение 5 и Приложение 6). Для соблюдения требований информационной безопасности можно отправлять эти приложения двумя разными письмами с одинаковой темой. В случае существенных изменений положения устья скважины, измененные геологические цели бурения, подписанные Менеджером по геологии, повторно высылаются Менеджеру по технологическому сопровождению для формирования технического задания на расчет корректировки траектории ствола скважины. 4 Менеджер по технологическому сопровождению запрашивает у работника Отдела геологического обеспечения бурения скважин и ЗБС всю необходимую информацию по стратиграфии, конструкции скважины, высоты установки скважинного оборудования. 5 На основании полученных данных, Менеджер по технологическому сопровождению формирует техническое задание (ТЗ) на проектирование 100 траектории ствола скважины, которое отправляет Подрядчику по наклонно направленному бурению через Заказчика – Технологическую службу Заказчика, либо напрямую. Проектирование траекторий стволов включает в себя анализ рисков пересечения, анализ нагрузок при бурении и анализ возможности спуска обсадных колонн, с помощью специализированного программного обеспечения, основываясь на технических возможностях буровой установки и бурового оборудования, с указанием использованных коэффициентов трения в открытой и обсаженной частях ствола скважины. Требования к проектированию траекторий стволов горизонтальных скважин содержатся в Стандарте «Бурение горизонтальных скважин». 6 При разработке плановых траекторий стволов скважин, Подрядчик по ННБ должен руководствоваться принципом максимального уменьшения их протяженности и извилистости, с целью минимизации рисков в процессе бурения и при спуске обсадных колонн. 7 После получения рассчитанной траектории ствола скважины от Подрядчика по наклонно направленному бурению, Менеджер по технологическому сопровождению анализирует её на предмет выполнения требований указанных в ТЗ, а также с точки зрения безопасности бурения на основании прочностных расчетов и расчетов риска пересечения и направляет рассчитанную траекторию Менеджеру по геологии и в Технологическую службу Заказчика для параллельного рассмотрения и согласования. В случае если геологические цели бурения технически невыполнимы, Менеджер по технологическому сопровождению совместно с Менеджером по геологии оперативно корректируют геологические цели бурения [31] (Приложение 1Формат предоставления геологических целей бурения) и, совместно с Подрядчиком по ННБ, плановую траекторию ствола скважины. 8 После согласования технической выполнимости траектории ствола скважины с Технологической службой Заказчика, Менеджер по геологии направляет траекторию ствола скважины для согласования с Заместителем директора ДРиППМ в формате предоставления расчетной плановой траектории 101 ствола скважины, установленном в [31] (Приложении 7). 9 После согласования с Заместителем директора ДРиППМ, траектория ствола скважины (в формате предоставления расчетной плановой траектории ствола скважины [31] (Приложение 7) направляется Менеджером по технологическом сопровождению в Геологическую и Технологическую службу Заказчика для составления Геологического проекта на бурение скважины и Индивидуальной программы работ. Данные документы должны разрабатываться в порядке и сроки, установленные в Регламенте процесса «Организация работ по бурению скважин». Перед началом работ на скважине служба по строительству скважин ДО инициирует проведение совещания “Бурение на бумаге”, в соответствии с Регламентом процесса «Организация работ по бурению скважин». Во время совещания “Бурение на бумаге” Индивидуальная программа работ на по бурению скважины анализируется, обсуждается всеми приглашенными лицами. Менеджер по технологическому сопровождению обязан принимать участие в совещании ”Бурение на бумаге”. 3.3 Сопровождение бурения скважин с телеметрическими и роторными управляемыми системами Сопровождение бурения скважин – комплексный процесс, включающий в себя контроль точности и достоверности отчетности в процессе бурения скважин: инклинометрических замеров траектории ствола скважины в процессе бурения, отчета по каротажу в процессе бурения, отчета партии ГТИ, отчета по КНБК, отчетности по технологическому сопровождению процесса бурения, данных системы удаленного мониторинга процесса бурения, выявления отклонений от запланированного процесса бурения и внесения рекомендаций для их устранения. Основные составляющие процесса сопровождения бурения скважин приведены ниже. 102 Отчетность в процессе сопровождения бурения скважин Для постоянного обязательная контроля отчетность. процесса Формат бурение отчетности скважины Подрядных вводится организаций представлен в Таблице 3.1. Таблица 3.1. Обязательная отчетность при бурении скважин Наименование отчета Периодичность 2 раза в сутки (6-00 и 1600 время уфимское). За Инклинометрические 150м по длине ствола до замеры траектории продуктивного ствола скважины в горизонта и в процессе бурения продуктивном горизонте – каждый замер 2 раза в сутки (6-00 и 1600 время уфимское). За Отчет по каротажу в 150м по длине ствола до процессе бурения (если продуктивного применимо) горизонта и в продуктивном горизонте – каждый замер 1 раз в сутки (6-00 время уфимское). За 150м по длине ствола до Отчет партии ГТИ продуктивного горизонта и в продуктивном горизонте – каждый замер Отчет по КНБК Примечания Пример заполнения отчета Подрядчик по ННБ направляет инклинометрические замеры, включающие в себя прогноз на долото и прикидку до плановой цели (например, конец интервала набора параметров, Т1, Т2, Т3, выход на план и т.д.). [31] Приложении 11 [31] (Приложение 2) Подрядчик по ННБ направляет совместно с замерами инклинометрии. Пакет данных должен включать в себя LASфайл. LAS-формат Направляет работник Партии ГТИ. Отчет должен включать данные шламограммы. Суточные буровые отчеты Приложение 5 к Рабочей инструкции “Проведение геофизических работ и геолого-технологических исследований при бурении и реконструкции скважин” Направляет Супервайзер по Не позднее, чем за 1 час бурению. Спуск КНБК в до начала сборки КНБК скважину без согласования с на устье менеджером по технологическому сопровождению запрещен. [31] Приложении 11 [31] (Приложение 3) Контроль положения фактической траектории ствола скважины в процессе бурения 1 Фактическая инклинометрических траектория замеров от ствола рассчитывается показаний телесистемы. на основании Менеджер по технологическому сопровождению бурения скважин сравнивает фактическую траекторию ствола скважины с согласованной. В случае отклонения фактической траектории от согласованной Менеджер по технологическому сопровождению оперативно анализирует возможность возвращения к плану, выдает необходимые 103 рекомендации по режиму бурения для возвращения на согласованную траекторию ствола скважины. В случае необходимости, согласовывает новую траекторию с текущего положения забоя скважины, позволяющую выполнить проектные решения по скважине с параметрами кривизны достижимыми для КНБК, находящейся в скважине. В случае невозможности соблюдения плановой траектории и выполнения проектных решений с КНБК, находящейся в скважине, Менеджер по технологическому сопровождению обязан остановить углубление скважины, с целью смены геометрии КНБК (изменение угла перекоса ВЗД, смена местоположения калибрующих элементов КНБК и т.д.). 2 В процессе бурения, за 150м по длине ствола до продуктивного горизонта и в продуктивном горизонте, Менеджер по геологическому сопровождению, на основании материалов каротажа в процессе бурения (LAS-формат), данных шламограммы, представленной в Отчет партии ГТИ (Приложение 5 к Рабочей инструкции “Проведение геофизических работ и геолого-технологических исследований при бурении и реконструкции скважин”) и инклинометрических замеров, по положению ствола скважины определяют фактический геологический разрез и сравнивают его с ГДДМ. 3 При необходимости скорректировать согласованную траекторию ствола скважины (в случаях несоответствия ГДДМ фактическому геологическому разрезу, отсутствия продуктивного коллектора после бурения пилотного ствола или иных геологических условий бурения), Менеджер по геологическому сопровождению направляет Менеджеру по технологическому сопровождению подписанные скорректированные проектные данные по форме, установленной Приложением 1 [31]. Менеджер по технологическому сопровождению совместно с представителем Подрядчика по ННБ прорабатывает возможность бурения на новые цели, запрашивает расчет новой траектории ствола скважины с привязкой к последнему замеру и направляет его Менеджеру по геологическому сопровождению для согласования. Далее согласованная траектория ствола скважины в формате предоставления расчетной плановой траектории ствола скважины [31] (Приложение 7) доводится до представителей Подрядчика и 104 Заказчика, участвующих в строительстве данной скважины. 4 После проведения промежуточного комплекса ГИС, в объемах, обозначенных в Стандарте «Комплекс ГИС в необсаженных скважинах различного назначения», Менеджер по технологическому сопровождению сравнивает инклинометрические замеры ГИС с показаниями инклинометрии от телесистемы. В случае существенных расхождений между показаниями инклинометрии ГИС и телеметрии Менеджер по петрофизике и Менеджер по технологическому сопровождению совместно с Менеджером по геологии анализируют качество замеров, как комплекса ГИС, так и телеметрической системы, с целью определения причин расхождения показаний. Для этого Подрядчики по ГИС и ННБ высылают в адрес службы ЦСБС “сырые” (необработанные) данные с приборов, осуществляющих измерения в скважине, для детального анализа. В случае отсутствия неточностей в показаниях инклинометрических приборов ГИС и телесистемы за окончательные принимаются замеры ГИС, текущее положение ствола корректируется и согласовывается новая траектория, привязанная к последнему инклинометрическому замеру ГИС. 5 Для минимизации расхождений показателей глубины стволов скважины, замеренных телеметрией и сертифицированным комплексом ГИС, вследствие накопления ошибок и погрешностей в глубине по стволу, необходимо производить увязку стволов между собой путем введения условной поправки к мере инструмента. Поправка определяется путем сравнения данных каротажа сертифицированного ГИС и данных перезаписи гамма каротажа выбранного интервала (не менее 30 м). Перезапись гамма каротажа, в скважинах с горизонтальным окончанием, для увязки с данными ГИС производится в следующих случаях: После срезки с пилота, перед бурением транспортного ствола. При отсутствии пилотного ствола перезапись делается перед участком набора зенитного угла, после прохождения интервала под ГНО При смене инструмента, для бурения секции меньшего диаметра. Увязка 105 производится путем сравнения гамма каротажа перезаписанного интервала с каротажем, полученным при бурении, или ГИС, при наличии. При возникновении расхождении данных каротажа, полученных с датчиков телеметрии, и данных, загруженных в геологическую модель. Интервал перезаписи гамма каротажа выдает Менеджер по геологическому сопровождению телефонограммой, или он указывается Менеджером по технологическом сопровождению, при согласовании КНБК. После определения поправки Менеджер по геологическому сопровождению телефонограммой отправляет указание о применении поправки к мере инструмента, путем сдвига на указанную величину. Эту сдвижку необходимо применить ко всем измерениям во время бурения: текущему забою, инклинометрии, гамма каротажу, данные станции ГТИ и прочее. После применения сдвижки Подрядчику незамедлительно предоставить сдвинутые замеры и гамма каротаж для сравнения с моделью, подтверждения факта успешной сдвижки и разрешения на проведение запланированных далее работ (бурение, СПО и т.д.). Контроль работы КНБК при бурении скважин Все КНБК спускаемые в скважину, должны быть согласованы с менеджером по технологическому сопровождению. Согласование производится после получения менеджером по технологическому сопровождению отчета по КНБК [31] (Приложение 3). Отчетность по технологическому сопровождению процесса бурения В дополнение к отчетности, предусмотренной в Регламенте процесса «Организация работ по геологическому сопровождению бурения горизонтальных скважин и боковых горизонтальных стволов», Менеджер по технологическому сопровождению ежедневно направляет в Департамент бурения Суточный рапорт менеджера по технологическому сопровождению [31] (Приложение 4). В данном 106 рапорте представлены краткие данные о конструкции скважин, версии траектории ствола скважины, местоположении погружных скважинных насосов, контактных данных персонала на буровой, текущей активности на буровых, сопоставление плановой и фактической траекторий стволов скважин, компоновках низа бурильной колонны, целевых горизонтах. Данные системы удаленного мониторинга процесса бурения При сопровождении бурения особо значимых скважин для оперативного контроля траектории ствола скважины и технологических параметров бурения используется информационная система «Удаленный мониторинг бурения» (УМБ). Все работы с УМБ должны вестись в соответствии с Рабочей инструкцией «Эксплуатация информационной системы «Удаленный мониторинг бурения». Данная информационная система призвана реализовать контроль основных технологических параметров в режиме реального времени, что в свою очередь позволяет решить ряд технологических задач, таких как оптимизация процесса бурения, минимизация рисков осложнений и брака в процессе бурения. Основываясь на данных информационной системы удаленного мониторинга, Менеджеры по технологическому сопровождению в оперативном круглосуточном режиме ведут контроль параметров бурения и выдают рекомендации по корректировке параметров с целью оптимизации механической скорости проходки и минимизации непроизводительного времени. 3.4 Механизм взаимодействия и методы управления телеметрических и роторных управляемых систем, предложения по совершенствованию Наибольшее распространение получили ТС с проводным, гидравлическим, электромагнитным каналом связи. Дальнейшая классификация телеметрических систем проводится по упомянутым выше признакам: по числу регистрируемых параметров, по числу точек регистрации, по принципу работы датчиков и т.д. 107 Любая телеметрическая система состоит по существу из пяти частей источника информации, передатчика, канала связи, приемника и потребителя информации. В последнее время с увеличением количества измеряемых параметров и требований совместимости аппаратного и программного обеспечения телеметрической системы, приборов интерпретации и обработки полученных параметров появились новые требования и классификация относительно поддержки оборудования ведущих производителей. Методы использования телеметрических и роторных системы в основном задаются их конструктивными особенностями, условиями бурения конкретных скважин, культурой производства и квалификацией персонала сервисного предприятия. В практике часто наблюдается неправильный подбор телесистем для конкретных скважин-кандидатов, неверное использование со снижением точности и ресурса телесистем, неверная интерпретация и использование данных даже для комплексных систем телеметрии и напротив, успешная проводка стволов скважин при правильном подборе обычных телеметрических систем, системном использовании с квалифицированной интерпретацией и использованием данных. Сложно подобрать золотую середину в диапазоне использования дешевых, либо дорогих телеметрических систем, с удовлетворительным качеством проводки ствола скважины при минимальных временных и финансовых затратах. Научная и практическая ценность работы заключается в разработке методов использования телеметрических и роторных управляемых систем, дающих в любых условиях бурения гарантированный результат качественной проводки ствола скважины при минимальных затратах. Роторные управляемые системы, их характеристики, преимущества, недостатки, способы и перспективы использования детально рассмотрены в учебном пособии «Роторные управляемые системы» [6] и статьях [1, 2, 12, 13, 18] с участием автора. 108 3.5 Оптимизация проводки скважин телеметрическими и роторными управляемыми системами Информационному следующие работы обеспечению [109, 110, 145, строительства 146, 189]. скважин Вопросам посвящены оптимизации строительства скважин посвящены следующие работы [111, 112, 113, 119, 153, 154, 155, 167]. В связи со значительным обновлением технологии проводки скважин, необходим учёт телеметрических и роторных управляемых систем. Важным элементом совершенствования технологии бурения в современных условиях является оптимизация проводки скважин, в т. ч. оптимизация следующих элементов по соответствующим критериям оптимизации [3, 16]: механической, рейсовой скорости бурения; проводки ствола скважины по заданной траектории; спуско-подъемных операций; распределения давления по стволу скважины при бурении и промежуточных операциях; очистки ствола скважины от выбуренной породы; в целях предотвращения осложнений и аварий, то есть своевременное обнаружение промывов инструмента, газонефтеводопроявления, прихватообразования для принятия соответствующих мер. Оптимизацию процесса бурения, достигнутую за счет внедрения разработок, изложенных в диссертации, можно разделить на этапы: 1 Повышение качества строительства горизонтальных скважин и боковых стволов с горизонтальным окончанием (БГС); 2 Сокращение сроков строительства скважин и проходки за счет оптимизации профилей скважин - уменьшение проходки, технологии бурения; 3 Повышение продуктивности скважин за счет более эффективного расположения горизонтальных стволов в продуктивном пласте методами геонавигации. 109 В процессе реализации этапов оптимизации использовался обширный накопленный опыт проектной работы института ООО «БашНИПИнефть», производственный опыт ООО «Башнефть-Добыча», ООО «Башнефть-Полюс» и ООО «Башнефть-Бурение», отечественных и зарубежных сервисных компаний. Работы по модернизации процесса бурения и сокращению затрат включают не только оптимизацию профилей и технологии бурения, но и ряд мероприятий по предотвращению аварий, уменьшение времени ликвидации осложнений при строительстве скважин; минимизацию непроизводительных потерь времени за счет организационно-технических решений; внедрение передовых методов работы (методики расчета, программное обеспечение, проверки и согласования документов). Проведена разработка инструкций, методических указаний, и утверждение регламентов, актуальных улучшающих рабочих этапы строительства скважины. Выделены отдельные составляющие оптимизации технологии бурения. В процесс планирования программы буровых работ включены следующие этапы: 1 Составление технологических карт бурения скважин для месторождения или кустовой площадки; 2 Проектирование оптимальных профилей стволов скважины с учётом геологического разреза и возможностей оборудования; 3 Анализ эффективности работы долот и подбор породоразрушающего инструмента; 4 Анализ эффективности ВЗД в сочетании с долотами под определенные условий месторождений; 5 Анализ работы породоразрушающего инструмента; 6 Единообразие долотной и растворной программы; 7 Единые требования ко всем подрядчикам ННБ; 8 Подбор режима бурения для оптимального сочетания механической скорости и стойкости долота; 9 Выбор оптимального времени промывки и режима бурения; 10 Выбор оптимальных элементов компоновки низа бурильной колонны. 110 Важной частью работ по совершенствованию технологии бурения в современных условиях является оптимизация бурения по данным телеметрических систем. Основными направлениями (критериями) оптимизации являются: 1 Оптимизация механической скорости бурения; 2 Оптимизация проводки ствола скважины по заданной траектории; 3 Оптимизация спуско-подъемных операций; 4 Оптимизация распределения давления по стволу скважины при бурении и промежуточных операциях; 5 Оптимизация очистки ствола скважины от выбуренной породы; 6 Оптимизация с целью предотвращения осложнений и аварий – своевременное обнаружение промывов инструмента, газонефтеводопроявления, прихватообразования для принятия мер по их предотвращению. Наиболее перспективным из перечисленных направлений является оптимизация механической скорости бурения по данным телеметрической системы и наземных датчиков как при бурении горизонтальных скважин на месторождении им. Р. Требса. и А.Титова. Модуль оптимизации механической скорости проходки (МСП) ROP Optimizer – модуль программы Perform Toolkit, использующий параметры бурения в реальном времени и вычисляющий оптимальные нагрузку на долото и частоту вращения бурильной колонны для увеличения механической скорости. Работа модуля основана на действии алгоритма Change Point 2 (2010г.) как математической основе для обработки данных, получаемых в режиме реального времени. Модуль отображения рекомендаций Shogun – программа для наглядного визуального отображения рекомендаций ROPO на экране бурильщика. Алгоритм оптимизации Вычислительный Модуль Оптимизации МСП - математический алгоритм, использующий параметры бурения в реальном времени и вычисляющий 111 оптимальные Нагрузку (ННД) и Количество Оборотов (КОМ) для увеличения Мех Скорости Проходки. Поведение поликристаллического алмазного долота (англ. Polycrystalline diamond cutter – PDC) cмоделировано и разделено на три этапа разрушения породы: 1‑й этап – при малой нагрузке долото истирает породу; 2‑й этап – выше определенной нагрузки долото режет породу; 3‑й этап – после критической нагрузки накопление шлама мешает увеличению механической скорости проходки. В соответствии с данным алгоритмом поток данных может быть обработан и разделен на серии однородных сегментов (Рисунок 3.1). При этом для прогнозирования поведения долота при изменении значений нагрузки на долото и частоты вращения бурильной колонны используются параметры самой последней однородной серии. При получении значений, выпадающих из последней однородной серии, выделяется новая серия (новый сегмент). Рисунок 3.1. Алгоритм оптимизации в схематическом виде 112 Рисунок 3.2. Алгоритм оптимизации с учетом характеристик компоновки низа бурильной колонны, оборудования и скважины Далее строится зависимость МСП от нагрузки и оборотов (Рисунок 3.2) с учетом ограничений по таким параметрам, как: нагрузка (дизайн долота, компоновка низа бурильной колонны), скорость вращения (вибрации, ограничения приборов), МСП (очистка ствола, интенсивность), крутящий момент (верхний привод, буровой инструмент), перепад давления (мотор). Рекомендации в удобном графическо-цифровом виде выводятся на экран монитора инженера по направленному бурению и бурильщика (см. Рисунок 3.3). 113 Рисунок 3.3 – Рабочее место бурильщика и инженера по бурению с ROPO Результаты применения программы оптимизации Программа оптимизации ROP Optimizer используется на большом количестве скважин, причем во всех случаях, когда были применены рекомендуемые параметры, МСП улучшилась в среднем на 20–30 % (Рисунок 3.4). В России программа впервые тестировалось на Верхнечонском и Ванкорском месторождениях, в обоих удалось добиться ускорения – на 21 и 27 % соответственно. Оптимизация спуско-подъемных операций также производится с учетом поступающих с буровой данных. Обнаружение промывов бурильной колонны производилось по зависимости давления от расхода. Разработаны методы оптимизации очистки ствола скважины, причем отдельные факторы оптимизации объединены в матрицу оптимизации бурения (Бостонскую матрицу) (Рисунок 3.6). 114 Рисунок 3.4. Сравнение механической скорости бурения с использованием и без использования программы оптимизации: бурильщик (без использования программы): 51,60 м/2,904 ч = 17,77 м/ч; ROPO: 77,47 м/3,466 ч = 22,35 м/ч (ускорение составило 26 %) Разработана схема анализа режимных параметров бурения (Рисунок 3.5), в которой по определенному сочетанию параметров определяются причины такого поведения бурильной колонны и адекватные мероприятия. Рисунок 3.5 – Анализ режимных параметров бурения 115 Рисунок 3.6. Матрица оптимизации бурения (Бостонская матрица) Проект интеграции программного обеспечения Поскольку проектирование, сопровождение и оптимизация бурения осуществляются с применением специализированных программ разных 116 производителей, причем зачастую данные программы имеют разнородную структуру модулей, в т. ч. с повторением однотипных расчетов, дублированием функций, что в конечном итоге требует повторяющегося ввода исходных данных, авторами данной статьи предложена схема интеграции программного обеспечения в целях его оптимизации, представленная на Рисунке 3.5. Возможности современных компьютеров, в т. ч. планшетов и смартфонов, позволяют производить ресурсоемкие вычисления и поддерживать работу больших баз данных, поэтому для начала было предложено широко распространённое в промышленности, но разнородное по структуре программное обеспечение компании Шлюмберже для различных сфер бурения интегрировать в: DOX – проектирование скважин; PTK – режим бурения; Petrel – геологическое проектирование; MaxWell – интеграция данных датчиков. После этого данные модули объединяются в «Бурение» и «Поверхность», а в дальнейшем – в одну программу «Бурение», позволяющую полностью спланировать и сопроводить бурение скважины от начала и до конца (Рисунок 3.7). Проект успешно реализован для проведения всех необходимых для бурения проектировочных расчётов в онлайн системе «ДриллПлан» компании Шлюмберже, при участии автора идет реализация в интегрированном проекте «Бурение» компании ПАО «Роснефть». Данная схема эффективна при использовании как отечественных, так и зарубежных специализированных программных продуктов. Внедрение интегрированного программного обеспечения значительно сократит потребность в финансовых, временных, человеческих ресурсах для сервисных и добывающих компаний, позволив качественно работать при тех же суммарных затратах на большем количестве объектов с меньшими удельными затратами. 117 Рисунок 3.7. Проект интеграции программного обеспечения, предназначенного для оптимизации бурения Таким образом представлены основные особенности и преимущества оптимизации проводки скважин телеметрическими и роторными управляемыми системами: 1 Показаны виды оптимизации проводки скважин, матрица оптимизации, интеграция программного обеспечения, анализ режимных параметров бурения. 2 Оптимизация проводки скважин для уменьшения затрат согласуется с актуальной тенденцией последних лет – внедрением бережливого производства, методик кайдзен (японская методика непрерывного совершенствования процессов, базирующаяся на принципах аккуратности, соблюдения порядка, поддержания чистоты, стандартизации процессов и дисциплине), «6 Сигма» (англ. 6 Sigma, ключевыми элементами являются удовлетворение потребителя, 118 определение процессов, их показателей и методов управления процессами, командная работа и вовлечение персонала), линметодики (от англ. lean production – методика, основанная на стремлении минимизировать потери всех видов), методики непрерывного улучшения, в условиях современного производства дающих высокий производственный и экономический эффект ускорения ввода скважин в эксплуатацию и повышения качества пробуренных скважин. 3 Оптимизация является важной частью цифровизации процесса бурения и подготовкой к переходу на модель цифрового месторождения. 4 Бурение скважин со сверхбольшими отходами невозможно без оптимизации проводки ствола скважины по заданной траектории, СПО, ввиду критических нагрузок на инструмент и буровое оборудование при бурении, спуско-подъемных операциях, заканчивании скважин. 5 В целом оптимизация процесса бурения как технико-технологический процесс имеет большие перспективы в связи с ростом количества и повышением точности датчиков, скорости передачи данных на поверхность, быстродействия ЭВМ и компьютерных моделей строящихся скважин. 3.6 Корректировочные и прогнозные расчеты для навигации по данным телеметрических и роторных управляемых систем Наиболее сложные профили скважин с горизонтальными и боковыми горизонтальными стволами часто проектируются без учета возможностей оборудования, что приводит к несоответствию фактической и проектной траектории, а также к осложнениям и потере рабочего времени. Для исключения этой проблемы предложены алгоритмы автоматизированного контроля проводки по траектории. В связи с вышеописанными проблемами при проводке скважин нами разработана методика прогнозных расчетов для оперативного реагирования на изменение траектории скважины при направленном бурении по данным телеметрии, позволяющая оперативно и точно реагировать на изменение 119 траектории скважины и точно предсказывать параметры на долоте или интересующей точке скважины. Методика прогнозных расчетов для оперативного реагирования на изменение траектории скважины при направленном бурении по данным телеметрии заключается в следующем: 1 Построение траектории по данным телеметрии – замеры телеметрической системы (глубина специализированное по стволу, программное зенитный угол, обеспечение азимут) для вносятся в сопровождения направленного бурения, такое как Бурсофтпроект, Лэндмарк Компас, DOX и т.д. Вносится каждый замер, для расчета фактической траектории используется наиболее точный метод минимальной кривизны. Интенсивность искривления измеряется в градусах на 10м. Программным обеспечением после внесения замера производится расчет всех необходимых показателей пространственного положения ствола скважины (глубина по вертикали, проекция в направлении на север, проекция в направлении на восток, отход, отход в заданной направлении, интенсивность искривления по зенитному углу, интенсивность искривления по азимуту, пространственная интенсивность, длина участка между замерами, фактическое положение отклонителя забойного двигателя). Проводится первоначальный анализ достоверности показаний телеметрической системы, соответствие режиму бурения на заданном участке, отсутствие ошибочных замеров и несоответствующих фактическому режиму бурения. Проводится анализ соответствия фактической интенсивности искривления по зенитному углу и азимуту, пространственной интенсивности, фактического положения отклонителя и их соответствия режиму бурения на участке до точки последнего замера. Кроме того интенсивности искривления не должны превышать нормативных значений на заданном участке траектории, при превышении которых применяются штрафные санкции согласно договора. 120 Далее исходя из фактического положения отклонителя, режима бурения на участке от последней точки замера до долота с учётом непромера строится наиболее достоверный прогноз зенитного угла и азимута на долоте. 2 Сравнение с проектной траекторией - специализированное программное обеспечение для сопровождения направленного бурения, как правило, позволяет тщательно с разложением на составляющие провести сравнение фактических и плановых показателей траектории ствола скважины в точке замера и в прогнозе на долото. Результаты расчетов выводятся на экран для анализа. 3 Определение различия между фактической и проектной траекториями сравнение фактических и плановых показателей траектории ствола скважины в точке замера и в прогнозе на долото дает разность между фактическими и проектными параметрами. Наиболее важным является, как правило, отклонение по зенитному углу и азимуту. Также анализируется отклонение фактической траектории от плановой в пространстве (левее, правее, ниже, выше, на сколько метров). Также сравниваются фактические и плановые интенсивности искривления. 4 Вычисление необходимой корректировки траектории – отклонение фактической траектории по зенитному углу, азимуту, интенсивностям от плановой должно быть полностью скомпенсировано для возвращения на план за кратчайшее расстояние, поэтому вычисляется размер корректировки по зенитному углу, азимуту, интенсивности искривления на дальнейшее бурение до следующей целевой точки, например конец участка стабилизации, набора зенитного угла, разворота по азимуту, Т1 и т.д. 5 Прогнозирование результата корректировки траектории – от прогноза на долото следующей точкой вносится корректировка траектории, производится анализ адекватности корректировки текущей ситуации и достижение поставленной цели-возвращение на план, сближение с планом, проводка параллельно или в коридоре допуска. Важную роль играет коридор допуска или допустимое отклонение от плана, позволяющие осуществлять возвращение к плану плавно без резких перегибов ствола скважины. 121 Если анализ прогноза результата корректировки траектории показывает, что корректировка траектории может быть улучшена, оптимизирована, то обязательно производится итерация на шаг №4. Основная идея проводки ствола скважины – это соответствие плановой траектории и максимально быстрое возвращение к плану при отклонениях. При отклонениях от плановой траектории нежелательны и недопустимы нестрогий контроль и допущение бурения по прикидкам с возвращением на траекторию на большом интервале ствола скважины, расслабляющие персонал сервисной компании и часто приводящие к полному браку в проводке ствола скважины. Систематические отклонения от траектории при бурении скважин приводят к резкому росту числа осложнений и аварий, связанных с пересечением стволов скважин, затруднением с очисткой ствола скважины и хождением инструмента, искажением сетки разработки и, следовательно, невыполнению проектных показателей добычи нефти. Существует согласованная плановая траектория, которой необходимо следовать и при отклонении возвращаться на нее максимально оперативно и продолжать бурение по плановой траектории. 6 Выдача решения оператору или системе управления – по завершении анализа прогноза корректировки траектории и выполнении заданных условий, корректировка траектории переводится из величин длины участка бурения, корректировки по зенитному углу и азимуту в соотношение бурения в режиме скольжения и вращения, положения отклонителя в режиме скольжения и при бурении с вращением инструмента. 7 Выдача и архивирование результата – задание на дальнейшее бурение передается на исполнение, вносится в лист параметров бурения, содержащий информацию о режиме бурения, показателях кривизны ствола скважины, примечания и т.д., таким способом производится архивация. После выполнения шага №7 методики производится бурение участка до следующего замера, на котором алгоритм повторяется снова и так раз за разом каждый замер до достижения проектного забоя. При достижении окончательного 122 забоя строится прогноз на долото/окончательный забой, который сохраняется в финальных замерах. В ряде случаев инженеру по бурению приходится решать обратные задачи при проведении расчетов для достижения, например заданной интенсивности или при значительных отклонениях ствола скважины. На основе выведенных алгоритмов нами впервые составлены программы оперативного реагирования на изменение траектории скважины в формате Excel для ПЭВМ и миниЭВМ, в соответствии со схемой приведённой на Рисунке 3.8. В связи с широким распространением смартфонов с функцией редактирования файлов Excel данные программы легко применимы в условиях буровой. 1. Построение траектории па данным телеметрии 2. Сравнение с проектной траекторией 3. Определение различия между фактической и проектной траекториями 4. Вычисление необходимой корректировки траектории 5. Прогнозирование результата корректировки траектории 6. Выдача решения оператору или системе управления 7. Выдача и архивирование результата Рисунок 3.8 – Схема работы программы по расчету коррекции траектории Основная цель сопровождения бурения ГС и БГС - обеспечение наиболее полной выработки извлекаемых запасов нефти рассматриваемого объекта разработки и достижения максимальной продуктивности скважины. В целях достижения максимальной продуктивности скважины, обеспечения наиболее полной выработки извлекаемых запасов нефти и технической 123 успешности бурения при сопровождении бурения ГС и БГС необходимо учитывать следующие основные факторы [33]: Геологические особенности пласта в зоне бурения скважины: 1 Неоднородность пласта по площади; 2 Неоднородность пласта по разрезу; 3 Изменение проницаемости по разрезу; 4 Положение ГНК и ВНК: 5 По данным ГИС, неопределенности в положении контактов; 6 С учетом фактических данных работы скважин, неопределенности; 7 Выработка запасов и вероятное продвижение фронта вытеснения; 8 Начальное и текущее пластовое давление. Технические ограничения в конкретных условиях для отдельной скважины: 1 Предельно допустимая пространственная интенсивность ствола скважины; 2 Максимально возможный забой скважины; 3 Влияние бурового раствора на призабойную зону ствола скважины; 4 Возможные поломки, отказы и износ бурового оборудования, инструмента и приборов. Успешное в техническом плане бурение, достижение максимальной продуктивности скважины по нефти и обеспечение наиболее полной выработки извлекаемых запасов нефти возможны при комплексном подходе на основе: 1 четко выстроенной системы взаимодействия заинтересованных сторон (служб) и принятия решений при бурении; 2 анализа неопределенностей и прогноза поведения пласта; 3 учета геологических особенностей и технических ограничений. 124 3.7 Методика определения расчетной интенсивности искривления с роторной управляемой системой для её адаптации под геолого-технические условия месторождений ПАО АНК «Башнефть» Несмотря на то, что роторные управляемые системы в течение ряда лет используются при проводке направленных, пологих и горизонтальных скважин в России, в открытой печати отсутствуют данные об аналитическом решении задачи определения радиуса искривлениях (интенсивности) искривления стволов скважин при использовании этих систем. В работах [36-69] приводятся только статистические способы решения задачи на основе зарубежных промысловых данных, существенно отличающихся от геолого-технических условий ПАО АНК «Башнефть», в связи, с чем и разработана методика аналитического определения радиуса искривления при работе РУС с учётом геологии, подтвержденная статистическими промысловыми данными. В данном разделе разработаны методики определения интенсивности искривления для двух типов роторных управляемых систем, и даны примеры расчета радиусов для действующих образцов [1, 2]. РУС с фрезерованием стенки скважины В РУС с фрезерованием стенки скважины смещение долота и искривление ствола достигается за счет выдвижения из корпуса отклоняющих опор. Принципиальная схема расположения данной РУС в искривленном стволе скважины показана на Рисунке 3.9 [1, 2]. 125 x 1 2 B A 3 h 4 xB xA H Dд D0 l2 l1 5 Dц L R y yA yB Рисунок 3.9 Схема размещения РУС с фрезерованием стенки скважины в искривленном стволе скважины 1-долото; 2-толкающая отклоняющая опора; 3-корпус роторной управляемой системы; 4-верхний центратор или фиксирующие опоры; 5-бурильные трубы H-степень выдвижения башмака из корпуса РУС; Dд-диаметр долота; Dц -диаметр центратора; D0 -диаметр корпуса РУС. Для точки А: yA Для точки B: L ; xA R2 0,25L2 . 2 yB 0,5 L l1 ; xB x A h . 1 1 yB2 xB2 R 2 L2 L l1 l12 x A2 2 xA h h 2 L2 x A2 R 2 4 4 ; 2 2 2 R L l1 l1 2 x A h h 2 xAh h2 L l1 l12 0 (1) (2) 126 L l1 l12 h 2 xA . 2h Подставляя полученное значение x A в (1), получаем 1 2 L l1 l1 h 2 1 2 L1 l1 l12 h 4 L l1 h1 h 2 y y R L L 4 2h 4 4h 2 2 L l1 l12 1 2 2 L h 2L l1 l1 . 4 h2 2 2 A 2 A 2 2 Отсюда выражение для определения радиуса искривления ствола скважины имеет вид R 0,5 l1 l 2 h 2 2l 2 l1 2 l 22 l12 . h2 (3) Поскольку первые три слагаемых под корнем много меньше четвертого, оно приводится к R 0,5 l1 l2 / h , (4) где h H Rд R0 Rд Rц l1 / l1 l2 . (5) Например, для системы Велл Директор, имеющей D0 =244мм, l1=700мм, l2=2500мм при Dд =295,3мм и Dц =280мм значения радиуса искривления ствола скважины приведены в Таблице 3.2. Таблица 3.2 H , мм h , мм R ,м 30 5,75 152 29 4,75 184 28 3,75 233 27,25 3,0 291 26,75 2,5 350 РУС с ассиметричным разрушением забоя В РУС с ассиметричным разрушением забоя искривление ствола скважины достигается за счет смещения приводного вала относительно компоновки, либо изменения его кривизны, вызывающих изменение угла атаки вооружения долота. 127 Схема расположения РУС данного типа [1, 2] в искривленном стволе скважины показана на Рисунке 3.10. L l1 l2 H γ D0 DЦ Dд R 1 4 2 3 4 5 Рисунок 3.10 - Схема размещения РУС с ассиметричным разрушением забоя в искривленном стволе скважины 1-долото; 2- вал; 3-корпус роторной управляемой системы; 4-центраторы или фиксирующие опоры; 5-бурильные трубы l1 -длина нижнего плеча отклонителя; l2 -длина верхнего плеча отклонителя; γ-угол между осями верхнего и нижнего плеч отклонителя; Dд-диаметр долота; Dц -диаметр центратора; D0 -диаметр корпуса РУС. Из [16] известно, что при таком расположении отклонителя радиус искривления ствола скважины, при условии отсутствия деформации его корпуса, определяется выражением R l1 l2 , 2 sin (6) где -угол наклона нижнего плеча отклонителя к оси скважины, его определяют по формуле arctg Dд Dц , 2l1 (7) Угол γ между нижним и верхним плечами отклонителя создается за счет изгиба вала отклонителя в его корпусе (Рисунок 3.11). 128 2 1 4 3 Δ Рисунок 3.11 - Принципиальная схема РУС с ассиметричным разрушением забоя 1-цилиндрический подшипник; 2- вращающийся вал РУС; Δ-смещение оси вала от оси корпуса РУС; 3-шаровый подшипник; 4-наддолотная часть вала Данная схема эквивалентна статически неопределимой балке, у которой один конец защемлен, а другой установлен на шаровой опоре (Рисунок 3.12). MA FA A ΔB B a FC FB γ C b Рисунок 3.12 - Схема статически неопределимой балки, эквивалентной схеме РУС с ассиметричным разрушением забоя Угол γ такой балки находится из выражения 3 1 , B3 l2 2 где a ; l2 (8) b . l2 Например, для системы Геопилот, имеющей a=b=2,25м, l1=0,8м, l2=4,5м, Do=244мм, значения радиусов искривления ствола скважины при бурении долотом диаметром 295,3мм и различных прогибах вала приведены в Таблице 3.3. 129 Таблица 3.3 – Радиусы искривления ствола при различных прогибах вала Диаметр центратора, мм 244 280 Прогиб вала Δ, см 4 5 6 2 3 4 Угол γ, град. 1,75 2,18 2,62 0,87 1,31 1,75 R1, м 438 194 475 200 126 5 2,18 93 3.8 Выводы по главе 3 1 Изложены результаты разработки технологии проектирования траекторий стволов и сопровождения бурения скважин для оперативного реагирования на изменение траектории скважин при направленном бурении по данным телеметрии, впервые в отрасли позволяющая системно реализовать проводку скважин в строгом соответствии с проектом, за счёт точной последовательности проектирования и сопровождения бурения, а также оперативного реагирования на изменение траектории скважин при направленном бурении по данным телеметрии. 2 Технология использована в РИ-6.4-00-00-02 «Проектирование траекторий стволов и сопровождение бурения скважин и боковых стволов» [31], РИ-06-002.15-01 «Порядок согласования компоновок низа бурильной колонны при бурении скважин» [27], СТ-06-00-2.2-01 «Бурение горизонтальных скважин» [34], РП-0402-07-01 «Организация работ по геологическому сопровождению бурения горизонтальных скважин и боковых горизонтальных стволов» [33]. 3 Для управления траекторией ствола скважины при роторном бурении с высокими требованиями к качеству ствола, протяженными участками стабилизации или малоинтенсивного набора зенитного угла рекомендуется к использованию эффективный и недорогой калибратор-центратор гидравлический (КЦГ) (патент РФ №2441130 от 27.01.2012 «Калибратор-центратор гидравлический (КЦГ)») [20]. 4 Конструктивные особенности простого и надежного КЦГ заложены в дискретно управляемой модификации КЦГУ, позволяющей реализовать экономически эффективное роторное управляемое бурения в отечественных условиях. 130 5 Изложены результаты разработки универсальной методики определения расчетной интенсивности искривления с роторной управляемой системой, позволяющей точно определить радиус искривления ствола скважины с учётом геолого-технических условий месторождений ПАО АНК адаптировать оборудование для соответствия местным условиям. «Башнефть» и 131 ГЛАВА 4 РЕЗУЛЬТАТЫ СОВЕРШЕНСТВОВАНИЯ ТЕХНОЛОГИИ ПРОВОДКИ СКВАЖИН СЛОЖНОГО ПРОФИЛЯ ПРИ ИСПОЛЬЗОВАНИИ ТЕЛЕМЕТРИЧЕСКИХ И РОТОРНЫХ УПРАВЛЯЕМЫХ СИСТЕМ 4.1 Результаты совершенствования технологии проводки скважин сложного профиля с телеметрическими и роторными управляемыми системами Для минимизации геологических рисков и повышения качества проводки горизонтальных скважин и боковых горизонтальных стволов введены следующие этапы работ: 1. Оперативный контроль проведения операций по данным станций; 2. Контроль траектории ствола скважины по телеметрии и каротажу в процессе бурения. Результаты оптимизации процесса бурения стали заметны уже при подготовке объема бурения новых скважин и ЗБС. Применена единая база данных, специализированное программное обеспечение и методики расчетов, проведен детальный анализ имеющегося геологического материала, построены секторные геолого-гидродинамические модели участков бурения, разработаны мероприятия по снятию геологических рисков. Сопровождение бурения, в частности, проводка ствола скважины по продуктивному интервалу осуществляется специалистами Центра сопровождения бурения скважин в режиме реального времени. Центр сопровождения бурения скважин (ЦСБС) был создан не только для проводки горизонтального участка скважины по целевому коллектору, но и с целью обеспечения круглосуточной экспертной поддержки бурения, получения максимального дебита по новым скважинам и ЗБС с минимальными затратами на строительство этих скважин. Основными задачами центра являются локализация зон остаточных запасов нефти, планирование на основе геолого- гидродинамических моделей горизонтальных скважин и боковых стволов, 132 геонавигация горизонтальных скважин и боковых горизонтальных стволов, экспертная поддержка бурения специалистами по геологии, петрофизике, бурению. Специалисты центра также осуществляют оперативный мониторинг результатов бурения, который позволяет уточнить геологическое строение месторождений, скорректировать плановые дебиты и накопленную добычу по вводимым скважинам, принимать решения по дальнейшему бурению (изменение местоположения скважин, особенности проводки горизонтального участка, возможный отказ от бурения на данном участке месторождения, либо обоснование дополнительных скважин). Центр сопровождения бурения построен по принципу «умный дом» и включает зал оперативной работы, зал совещаний, комнату отдыха и кабинет руководителя (Рисунок 4.1). Каждая комната продумана до мельчайших деталей и оснащена новейшим мультимедийным оборудованием. Разработанная схема ЦСБС обеспечивает эффективное и комфортное геолого-технологическое сопровождение бурения в круглосуточном режиме. Рисунок 4.1 Дизайн и внешний вид центра сопровождения бурения скважин ПАО АНК ''Башнефть'' Основные аппаратные средства, обеспечивающие функционирование центра сопровождения бурения: связь для режима работы в реальном времени, система видеокоммутации и телеконференций, система управления рабочими станциями, система визуализации и аудиосопровождения во всех помещениях 133 ЦСБС, климат-контроль и система охраны, система автоматизированного управления. Передача данных и управление процессом геонавигации организованы следующим образом. Информация с буровой (замеры телеметрии, каротаж в режиме реального времени, ГТИ и технологические параметры бурения) через локальную сеть передается на локальный сервер Петровайзер, расположенный также на буровой. Далее, используя спутниковый канал связи Башнефть-Информ, пакет данных пересылается на общий сервер Петровайзер и затем по сети Интернет поступает на сервер ЦСБС. Команды по геонавнгации транслируются на буровую таким же путем в обратном направлении, телефонограммами и напрямую через сеть Интернет. Организованная система коммуникации обеспечивает быстрый выбор положения ствола скважины в процессе бурения и обеспечивает максимально эффективное вскрытие продуктивного объекта. Программное обеспечение ЦСБС позволяет проводить весь цикл работ, связанный со строительством скважин. Анализ геолого-промысловых данных, создание и обновление геологических моделей, планирование траекторий и сопровождение бурения осуществляется в программных пакетах Petrel и Irap RMS. Геометрический технологический контроль положения ствола скважины при бурении горизонтального участка, выдача корректировок траектории проводится в программном пакете Бурсофтпроект. Геонавигационный контроль положения ствола скважины при бурении горизонтального участка, выдача корректировок траектории проводится в программных пакетах Геонафт, Горизонт+. Расчет технологических фильтрационной показателей работы модели месторождения скважины производится и прогноз в среде гидродинамического моделирования t-Navigator. Контроль технологических параметров бурения, получение данных LWD / MWD, видеонаблюдение осуществляется в программном продукте Велл Мониторинг компании Петровайзер. Концепция ЦСБС реализуется с середины 2012 г на базе отдела супервайзинга Департамента бурения и отдела геологического сопровождения 134 бурения скважин Департамента разработки и повышения производительности месторождений. За 2012 г специалистами отдела сопровождено 12 горизонтальных скважин, средний запускной дебит составил более 350 т/сут. В 2013г все горизонтальные скважины и боковые горизонтальные стволы пробурены под контролем специалистов центра. Минимальная эффективная длина горизонтальных участков пробуренных скважин за 2013 г составила 87 процентов. Системы геонавигации с использованием датчиков гамма-излучения, удельного сопротивления применяются при бурении большинства горизонтальных скважин в Башкортостане. В районах со сложным геологическим разрезом (м-я им. Требса и Титова, Соровское) применяются дополнительные датчики для определения геологических неоднородностей и нарушений, литологии и вида пластового флюида. Точное определение траектории ствола скважины, определение геологического разреза горных пород, вида и свойств пластовых флюидов, сравнение с прогнозировать данными по ранее пересечение границ пробуренным пластов скважинам горных пород, позволило определять характеристики пород, неоднородности строения, выявлять вид пластовой жидкости и предотвращать пересечение газонефтяного или водонефтяного контакта, своевременно обнаруживать осложнения, связаные с гидроразрывом, выпучиванием горных пород, поглощением промывочной жидкости и нефтегазопроявлениями, полученная информация оперативно используется для корректирования траектории, построения трехмерных моделей продуктивного пласта и моделирования будущих скважин; выведение на горизонтальный участок осуществляется по оптимальной траектории, устраняется дополнительный пилотный ствол; ствол скважины проводится в соответствии с геологией пласта в небольших вертикальных коридорах. Наибольший эффект при использовании достигается при проводке наклонных и горизонтальных скважин со сложным пространственным профилем пространственного типа, с большими отходами, риском пересечения и тонкими 135 коллекторами. Технологическое проектирование и сопровождение бурения наклонных и горизонтальных скважин получили дальнейшее развитие в форме геологического проектирования и сопровождения (геологической навигации) на основе данных каротажа при бурении для рационального расположения ствола в продуктивном пласте. Предложенный комплекс совершенствования технологии применения телеметрических и роторных управляемых систем позволил значительно повысить точность направленного бурения, оперативность реагирования на изменения траектории ствола скважины, обеспечить попадание в цели бурения, исключить вероятность пересечения стволов скважин. Удалось повысить управляемость, надежность, износостойкость элементов низа бурильной колонны в интервалах с различными геолого-техническими условиями. Наибольший эффект при использовании горизонтальных скважин достигается со сложным при проводке наклонных пространственным и профилем пространственного типа, с большими отходами, риском пересечения и тонкими коллекторами. Технологическое проектирование и сопровождение бурения наклонных и горизонтальных скважин получили дальнейшее развитие в форме геологического проектирования и сопровождения (геологической навигации) на основе данных каротажа при бурении для рационального расположения ствола в продуктивном пласте. Разбуривание новых месторождений им. Романа Требса и им. Анатолия Титова в ЯНАО, Соровского и Тортасинского в ХМАО осуществляется уже с учётом наработанных методик и современных технологий бурения сложнопрофильных скважин. Рост эффективности бурения и показателей разработки месторождений также связан с внедрением нового для Башнефти подхода к планированию скважин, обоснованию зон локализации остаточных запасов нефти на основе геолого-гидродинамического моделирования месторождений, проведение детальной 3D сейсмики, технологического и геологического сопровождения бурения скважин. 136 Рассмотрим примеры проводки скважин, пробуренных в 2012-2014 гг. Горизонтальная скважина 10310Г пробурена на пласт С2 бобриковского горизонта Арланского месторождения (Рисунок 4.2), которое разрабатывается более 30лет. Обводненность скважин окружения на текущий момент составляет 95% и более, средний дебит нефти по скважинам окружения не превышает 5т/сут. Пробурен горизонтальный участок длиной 200 м, проходка по коллектору составила 183м. После вывода на режим скважина работает с дебитом 170 мЗ/сут, обводнённость составляет 3%. Рисунок 4.2 Карта кровли пласта С2 бобриковского горизонта в районе бурения скважины 103ЮГ и разрез по пористости На месторождении им. Афанасьева пробурены и введены в работу две скважины с длиной горизонтального участка по 330 и 350 м на пласт С6-2 бобриковского горизонта (Рисунок 4.3). Эффективная проходка по скважинам 240 и 300 м. После вывода на режим скважины работают с дебитами порядка 200 т/сут. На Илишевском нефтяном месторождении в марте 2012 г была пробурена горизонтальная скважина 7024г на пласт С6 бобриковского горизонта, запускной дебит нефти составил более 650 т/сут (Рисунок 4.4). Столь высоких дебитов нефти не наблюдалось на месторождениях Башкортостана последние 20 лет. После вывода на режим скважина работала с дебитом 550 т/сут, обводненность 5 %. За 2 года работы накопленная добыча нефти составила 450 тыс. тонн. В настоящее время скважина продолжает работать с дебитом 270 т/сут. 137 Рисунок 4.3 Карта кровли пласта С6-2 бобриковского горизонта в районе бурения скважин и разрез по пористости Рисунок 4.4 Карта кровли пласта С6 бобриковского горизонта в районе бурения скважины 7024г и разрез по пористости В 2014 г на Арланском месторождении была пробурена скважина 2766т (Рисунок 4.5), целевой пласт СЗ бобриковского горизонта. Участок бурения и детальная локализация остаточных запасов определены по результатам анализа геолого-гидродинамической модели. Длина горизонтального участка по проекту составляет 220 м, эффективная длина горизонтальной секции составила 204 м. Сложность проводки скважины обусловлена малой нефтенасыщенной мощностью коллектора - 2.5 м. После выхода на режим скважина работает с дебитом 76 т/сут, обводненность 10 %. На Шкаповском нефтяном месторождении было реализовано бурение скважины 1502г на девонский горизонт (Рисунок 4.6). Целевой пласт Д4, длина горизонтальной секции 300 м, эффективная длина скважины 274 м. Мощность 138 целевого пласта порядка 10 м. Нефтенасыщенная часть коллектора 4 м. Сложность проводки ствола скважины обусловлена не только близостью ВНК, но и зонами локального замещения целевого коллектора в верхней части пласта Д4. После вывода на установившийся режим скважина работает с дебитом 402 т/сут, обводнённость 5%. Рисунок 4.5 Карта кровли пласта СЗ бобриковского горизонта в районе бурения скважины 2766Г и разрез по пористости Рисунок 4.6 Карта кровли пласта Д4 девонского горизонта в районе бурения скважины 1502г и разрез по пористости На Югомашевском нефтяном месторождении успешно реализовано бурение бокового ствола скважины 4209 с U образным профилем. Целевой пласт ДфмЗ фаменского яруса сложен карбонатными отложениями (Рисунок 4.7). Залежь 139 массивная, приурочена к локальному поднятию. Длина горизонтального участка 320 м, эффективная длина по нефтесодержащим коллекторам 180 м. После ввода в эксплуатацию скважины получен приток нефти 484 т/сут, обводненность 7%. Рисунок 4.7 Карта кровли пласта ДфмЗ фаменского горизонта в районе бурения бокового ствола 4209 и разрез по пористости На Саитовском нефтяном месторождении пробурен боковой горизонтальный ствол скважины 48 (Рисунок 4.8). Целевой пласт С6-1 бобриковского горизонта, краевая часть залежи, текущий ВНК ниже кровли пласта на 3м. Горизонтальный участок общей длиной 230 м проложен в прикровельной части целевого коллектора, на расстоянии 2 м от ВНК. Эффективная нефтенасыщенная длина составила 230 м. Скважина работает с дебитом 170 т/сут, обводнённость 16 %. Боковой горизонтальный ствол скважины 42 (Рисунок 4.9) был пробурен на Алкинском нефтяном месторождении. Целевой пласт С6-3 бобриковского горизонта сильно неоднороден по площади, в районе бурения представлен линзовидными песчаными телами. Мощность песчаных тел не превышает 3 м. Горизонтальный участок ствола составил 360 м, эффективная длина 250 м. После вывода на установившийся режим скважина работает с дебитом 153 т/сут, обводненность 3%. 140 Рисунок 4.8 Карта кровли пласта С0-1 бобриковского горизонта в районе бурения бокового ствола скважины 48 и разрез по пористости Рисунок 4.9 Карта кровли пласта С6-3 бобриковского горизонта в районе бурения бокового ствола скважины 42 и разрез по пористости Модернизация процесса проектирования, строительства и сопровождения бурения горизонтальных скважин и БГС в ПАО АНК "Башнефть", ключевым моментом в которой стали подготовительная методическая работа и последующее строительство центра сопровождения бурения, привела к значительному увеличению эффективности ввода новых скважин, кратному увеличению значений запускных дебитов нефти и накопленной добычи. Коллективная работа специалистов проектного института ООО «БашНИПИнефть», Департамента разработки месторождений, Департамента бурения и ЦСБС обеспечит высокие объемы бурения на последующие годы, 141 позволит компании поддерживать добычу на стабильном уровне. Применение геонавигационных технологий вкупе с технологическими новинками бурения дают выход на трудноизвлекаемые запасы, вовлечение в разработку малопродуктивных либо нерентабельных ранее запасов, сосредоточенных в маломощных пластах, проводка скважин в которых требует высокой квалификации и профессионализма. Успешное строительство новых скважин в свою очередь положительно скажется на эффективности и прибыльности компании в целом. 4.2 Анализ основных технико-экономических показателей строительства скважин компании ПАО АНК «Башнефть» Для определения эффективности деятельности предприятия, были рассмотрены основные технико-экономические показатели за 2014-2016 гг., представленные в Таблице 4.1 [95-104]. Как видно из Таблицы 4.1, за исследуемый период наблюдается положительный коэффициент замещения запасов и устойчивый рост добычи каждый год. По оценке DeGolyer and MacNaughton доказанные запасы «АНК «Башнефть» в 2016 г. составили 333,9 млн т н.э. Коэффициент замещения в 2016 г. составил 43%, обеспеченность компании нефтью составляет около 25 лет. В 2016 г. компания увеличила добычу на 7,3%. Основной вклад в увеличение добычи внесли ООО «Башнефть-Полюс» и ООО «Соровскнефть», обеспечившие 21,5% общего производства нефти. По итогам 2016 года ООО «Башнефть-Полюс» нарастило добычу нефти на 62,6% по сравнению с 2015 годом, до 2 276 тыс. тонн, ООО «Соровскнефть» – на 29%, до 2 323 тыс. тонн. Рост добычи был обеспечен за счет эффективной реализации программы эксплуатационного бурения высокопродуктивных горизонтальных скважин и применения современных технологий повышения нефтеотдачи. Средний дебит введенных скважин больше на 7,2% превысил показатели 2015 года. Средний 142 дебит действующих скважин увеличился за счет введения в эксплуатацию высокодебитных скважин из бурения и проведения большого количества геологотехнических мероприятий по переходящему фонду, давших дополнительно 1,5 млн. т нефти. Проходка в эксплуатационном бурении в 2016 г. увеличилась на 9,6% составила 472,6 тыс.м благодаря совершенствованию технологий проводки скважин. Таблица 4.1 – Основные технико-экономические показатели компании за 20142016 гг. Год Показатель 2014 Добыча нефти, млн.т 2015 2016 Темп прироста 2015/2015, % Темп прироста 2016/2015, % 17,8 19,9 21,4 11,9 7,3 38,0 36,1 38,1 -5,1 5,5 179,0 202,0 143,0 12,8 -29,2 75,4 84,6 90,7 12,2 7,2 3,4 3,8 3,9 11,8 2,9 272,1 431,4 472,6 58,5 9,6 93 158 155 69,9 -1,9 9,5 9,3 8,7 -2,1 -6,5 1,0 1,4 1,3 40,0 -7,1 Переработка, млн.т 21,7 19,1 18,3 -12,0 -4,2 Количество АЗС, шт. 582,0 566,0 536,0 -2,7 -5,3 Численность персонала, тыс. чел. 33000 36000 36000 9,1 0,0 Выручка, млрд. руб. 637,3 611,3 587,7 -4,1 -3,9 Прибыль до налогообложения, млрд. руб. 56,8 76,5 64,8 34,6 -15,2 Чистая прибыль, млрд. руб. 43,1 58,2 52,7 35,0 -9,4 Добыча природного газа, млн. м3 Коэффициент замещения доказанных запасов, % Средний дебит новых добывающих скважин, т/сут. Средний дебит действующих скважин, т/сут. Объем эксплуатационного бурения, тыс. м Количество вводимых новых скважин, шт. Экспорт нефтепродуктов и продуктов нефтехимии, млн. т Продажа нефтепродуктов, млн.т 143 ПАО АНК «Башнефть» – динамично развивающаяся российская вертикально-интегрированная нефтяная компания. Компания демонстрирует рост практически всех ключевых показателей. За исследуемый период наблюдается положительный коэффициент замещения запасов и устойчивый рост добычи каждый год. Растут объемы эксплуатационного бурения, объемы переработанной нефти. Увеличился экспорт нефтепродуктов. В целом производственно-хозяйственную деятельность компании за период 2015-2017 гг. можно оценить, как эффективную. В Таблице 4.2 приведено количество ГС и ННС с 2010 по 2018 год, а на Рисунке 4.10 соотношение направленных и горизонтальных скважин 2010-2018гг. в объеме бурения ПАО АНК «Башнефть». Количество ГС растёт из года в год. Таблица 4.2 - Количество ГС и ННС с 2010 по 2018 год Тип\Год ГС ННС ГС+НС 2010 14 102 116 2011 9 83 92 2012 12 43 55 2013 26 39 65 2014 58 89 147 2015 125 85 210 2016 151 81 232 2017 129 75 204 2018 147 67 214 144 Рисунок 4.10 - Соотношение направленных и горизонтальных скважин 20102018гг. в объеме бурения ПАО АНК «Башнефть» 145 4.3. Экономический эффект совершенствования технологии проводки скважин сложного профиля при использовании телеметрических и роторных управляемых систем в ПАО АНК «Башнефть» Экономический эффект от внедрения КЦГ на типовой сложнопрофильной скважине складывается из затрат на минимум две спуско-подъемные операций для настройки характеристик КНБК по управлению траекторией на устье скважины длительностью 24 часа или 1 сутки каждая (2 часа промывка на забое, 10 часов подъем КНБК, 2 часа разборка/сборка КНБК, настройка характеристик, 9 часов спуск на забой, 1 час промывка на забое) при стоимости суток бурения с учетом ставки бурового подрядчика и других подрядчиков 980000 рублей/сутки: Экономический эффект=980000 рублей/сутки х 2 суток= 1960000 рублей. С 01.04.2014 по 06.05.2019 год построено 535 горизонтальных скважин, в среднем за год 535/4=133,75 скважины. Экономический эффект от внедрения может составлять до 1960000рублей на скважину*133,75 скважин в год= 262.150.000 рублей в год, что сопоставимо со стоимостью строительства нескольких скважин. Разработанная технология проводки скважин сложного профиля при использовании телеметрических и роторных управляемых систем, соответствующая геолого-техническим условиям месторождений ПАО АНК «Башнефть», позволила повысить наработку на отказ элементов низа бурильной колонны на 73%, точность направленного бурения на 74%, оперативность реагирования на изменения траектории ствола скважины на 79%, попадание в круг допуска целей бурения на 81%, в результате точная проводка горизонтального ствола скважины в заданном коридоре бурения продуктивного пласта-коллектора обеспечила рост среднего дебита новых добывающих скважин на 15,3т/сут, годовую добычу нефти на 3,6млн.т, и сыграла важную роль в повышении чистой прибыли компании на 9,6 млрд.руб в 2014-2016гг (Таблица 4.1). 146 4.4 Выводы по главе 4 1 Предложенная комплексная технологии применения телеметрических и роторных управляемых систем повысила точность направленного бурения, оперативность реагирования на изменения траектории ствола скважины, обеспечила попадание в цели бурения, исключила вероятность пересечения стволов скважин. Повышена управляемость, надежность, износостойкость элементов низа бурильной колонны в интервалах с различными геологотехническими условиями. 2 Рассчитан удельный эффект от внедрения КЦГУ на одну горизонтальную скважину, который составляет до 1960000 рублей на скважину * 133,75 скважин в год= 262.150.000 рублей в год. 3 Проведен анализ основных технико-экономических показателей строительства скважин компании ПАО АНК «Башнефть». 4 Приведен технологии ожидаемый проводки скважин экономический сложного эффект профиля совершенствования при использовании телеметрических и роторных управляемых систем в целом по ПАО АНК «Башнефть» до 262.150.000 рублей в год. 147 ЗАКЛЮЧЕНИЕ 1 Разработана комплексная технология проводки скважин сложного профиля при использовании телеметрических и роторных управляемых систем, включающая в себя точный контроль соответствия плановой и фактической траектории, оптимальный возврат при отклонении и соблюдение плана, позволила повысить точность направленного бурения и вероятность попадания в круг допуска целей бурения, в результате точная проводка горизонтального ствола скважины в заданном коридоре бурения продуктивного пласта-коллектора обеспечила рост среднего дебита новых добывающих скважин на 15,3т/сут, сыграла важную роль в повышении годовой добычи нефти на 3,6 млн.т и чистой прибыли компании на 9,6 млрд.руб в 2014-2016гг (Таблица 4.1). 2 Разработаны методы расчета радиуса и интенсивности искривления ствола скважины при работе РУС, на основе их технических характеристик, с учётом свойств горных пород, позволяют рассчитать результаты работы механизма управления и адаптировать технологию роторного управляемого бурения для соответствия конкретным геолого-техническим условиям, в результате чего повышена точность проводки ствола скважины в заданном коридоре бурения и снижено число перебуриваний ствола скважины. 3 Разработана роторная управляемая система «КЦГУ-Калибратор центратор гидравлический управляемый» (патент РФ «КЦГ» №RU 2441130) с гидромеханическим приводом роторной управляемой системы, обеспечивающем дискретный характер управления траекторией, позволяет внедрить роторное управляемое бурение на направленных и горизонтальных скважинах с минимальными затратами, удельный экономический эффект на одну скважину от внедрения составляет до 1960000 рублей на скважину * 133,75 скважин в год= 262.150.000 рублей в год. Таким образом, решена поставленная перед работой цель разработки и внедрения эффективной технологии использования телеметрических и роторных управляемых систем при строительстве сложнопрофильных скважин на 148 месторождениях ПАО АНК «Башнефть», что позволяет получить ожидаемый экономический эффект до 262.150.000 рублей в год. 149 СПИСОК СОКРАЩЕНИЙ И УСЛОВНЫХ ОБОЗНАЧЕНИЙ 3D – 3 Dimensional (3 мерный); GTF – гравитационный отклонитель; KTB – Kontinentales Tiefbohrprogramm der Bundesrepublik Deutschland (континентальная программа глубокого бурения Германии); LAS – Log ASCII Standard (стандарт файла каротажа); LWD – logging while drilling (каротаж в процессе бурения); MTF – магнитный отклонитель; MWD – measurement while drilling (измерения в процессе бурения); SPE – Society of Petroleum Engineers (общество инженеров нефтяников); WPR – Wave Propagation Resistivity (резистивиметр волнового распространения); АГС – Аутомэйтед Гайданс Систем; АНК – акционерная нефтяная компания; БГС – боковой горизонтальный ствол; БК – бурильная колонна; БНГС – бурение нефтяных и газовых скважин; БР – буровой раствор; БС – боковой ствол; БТ – бурильная труба; ВАК – Высшая аттестационная комиссия; ВЗД – винтовой забойный двигатель; ВНК – водо-нефтяной контакт; ГГК – гамма-гамма каротаж; ГДДМ – геолого-гидродинамическая модель; ГЗД – гидравлический забойный двигатель; ГИС – геофизические исследования скважин; ГНК – газо-нефтяной контакт; ГНО – глубинно-насосное оборудование; ГС – горизонтальная скважина; 150 ГТИ – геолого-технические исследования; ГТМ – геолого-технические мероприятия; ДМК – детальный механический каротаж; ДБ – департамент бурения; ДО – дочернее общество; ДРиППМ – департамент разработки и повышения месторождений; ЗП – замок приварной; ЗТС – забойная телеметрическая система; ЗУ – замок с увеличенным проходным отверстием; ЗУС – забойная управляемая система; КДАЛ – Кембридж Дриллинг Авто Лтд; КНБК – компоновка низа бурильной колонны; КЦГ – калибратор центратор гидравлический; КЦГУ – калибратор центратор гидравлический управляемый; МПа – мегаПаскаль; МСП – механическая скорость проходки; МУ – методические указания; НГДУ – нефтегазодобывающее управление; НГК – нейтронный гамма каротаж; ННБ – наклонно направленное бурение; ННС – наклонно направленная скважина; НАО – Ненецкий автономный округ; НПО – научно производственное объединение; НРУС – наддолотная роторная управляемая система; ОАО – открытое акционерное общество; общ – общий; ОК – обратный клапан; ОКР – окружная; ОПР – опытно-промышленные работы; производительности 151 ОТ – относительный; ОЦЭ – опорно-центрирующий элемент; ПАО – публичное акционерное общество; ПО – программное обеспечение; ПЭВМ – персональная электронно-вычислительная машина; РИ – рабочая инструкция; РП – регламент процесса; РУД – роторный управляемый двигатель; РУС – роторная управляемая система; РФ – Российская Федерация; СБТ – стальная бурильная труба; СПО – спуско-подъемная операция; СТ – стандарт; СТАБ – стабилизатор управляемый; СТО – стандарт общества; Т – труба; ТБТ – труба бурильная толстостенная; ТЗ – техническое задание; ТС – телеметрическая система; УБТ – утяжеленная бурильная труба; УГНТУ – Уфимский государственный нефтяной технический университет; УМБ – удаленный мониторинг бурения; ФГБОУВО – Федеральное государственное учреждение высшего образования; ХМАО – Ханты-Мансийский автономный округ; ЦСБС – центр сопровождения бурения скважин; ЭВМ – электронно-вычислительная машина; эфф – эффективный; ЯНАО – Ямало-Ненецкий автономный округ. бюджетное образовательное 152 СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ 1. Акбулатов Т.О., Левинсон Л.М., Хасанов Р.А. Определение расчетного радиуса искривления при работе роторных управляемых систем (РУС) // Специализированный журнал «Нефтегазовое дело». – 2008. – №2. – стр. 29-33 (ВАК) 2. Акбулатов Т.О., Левинсон Л.М., Хасанов Р.А. Расчетный радиус искривления при работе роторных управляемых систем // Специализированный журнал «Бурение и Нефть». – 2007. – №6. – стр. 8–9. (ВАК) 3. Левинсон Л.М., Хасанов Р.А. Оптимизация процесса бурения по данным телеметрических и роторных управляемых систем в режиме реального времени // Территория «НЕФТЕГАЗ». 2019. № 10. c.21-26. (ВАК) 4. Абдурахманов М.Т., Хасанов Р.А. Повышение качества и эффективности заканчивания скважин на месторождениях ОАО АНК «Башнефть» / Сборник научных трудов, Выпуск 121, часть 1, Материалы первой научно-технической конференции молодых учёных-специалистов ООО «Башнефть-Геопроект» «Научно-технический форум молодежи-2009». Уфа, 2009. – стр.136. 5. Абдурахманов М.Т., Хасанов Р.А. Повышение эффективности строительства скважин на месторождениях ОАО АНК «Башнефть» / Сборник тезисов молодых учёных и специалистов ХХ творческой конференции ОАО АНК «Башнефть». Уфа, 2009. – стр.78. 6. Акбулатов Т. О. Роторные управляемые системы: учебное пособие / Т. О. Акбулатов, Л. М. Левинсон, Р. А. Хасанов — Уфа: УГНТУ, 2006. 7. Еромасов В.Г., Конесев В.Г., Левинсон Л.М., Левинсон М.Л., Хасанов Р.А., Шафигуллин Р.И. Строительство и навигация сложнопрофильных скважин. Монография. г.Альметьевск, 2014, 214 стр. 8. Информационное обеспечение процесса бурения: учеб. пособие / Т. О. Акбулатов, Р. А. Исмаков, Л. М. Левинсон, Р. А. Хасанов.— Уфа: ООО "Монография", 2010.— 67 с. 153 9. Левинсон Л.М., Хасанов Р.А. Геонавигация при проводке наклонно- направленных и горизонтальных скважин / Материалы научно-технической конференции студентов, аспирантов и молодых ученых №56. Тез. докл. УГНТУ. Уфа: 2005. 10. Левинсон Л.М., Хасанов Р.А. Геонавигация с использованием телеметрических систем / Материалы международной научно-технической конференции. «Повышение качества строительства скважин». Уфа, 2005, с. 125 11. Левинсон Л.М., Хасанов Р.А. Новые технологии в бурении горизонтальных скважин увеличенного диаметра на месторождении Усть-Вах / Материалы научно-технической конференции студентов, аспирантов и молодых ученых №57. Тез. докл. УГНТУ. Уфа, 2006. 12. Левинсон Л.М., Хасанов Р.А. Роторные управляемые системы / Материалы международной научно-технической конференции. «Повышение качества управляемые системы. строительства скважин». Уфа, 2005, с. 127 13. Левинсон Л.М., Хасанов Р.А. Роторные Преимущества и недостатки / Материалы научно-технической конфере студентов, аспирантов и молодых ученых №55. Тез. докл. УГНТУ. -Уфа: 2004. 14. Левинсон Л.М., Хасанов Р.А. Телеметрические системы с гидравлическим каналом связи. Преимущества и недостатки / Материалы международной научнотехнической конференции. «Повышение качества строительства скважин». Уфа, 2005, с. 124 15. Левинсон Л.М., Хасанов Р.А. Технология бурения горизонтальных скважин со сложной траекторией с использованием телеметрических систем / Материалы научно-технической конференции студентов, аспирантов и молодых ученых №57. Тез. докл. УГНТУ. Уфа, 2006. 16. Пат. №2441130 РФ. Калибратор-центратор гидравлический (КЦГ) / Абдурахманов Марат Темирханович, Баграмов Константин Айратович, Головнин Линар Владимирович, Набиуллин Илдус Рифович, Валерьевич, Хасанов Ренат Асхадович; 27.01.2012. Старков Станислав 154 17. Простяков К.В., Хамитов О.Б., Хасанов Р.А. Бурение горизонтальных скважин в ОАО АНК «Башнефть». Текущее состояние и перспективы. SPE171278-RU, г.Москва, 2014, 7 стр. 18. Хасанов Р.А. Использование роторных управляемых систем при бурении горизонтальных скважин / Сборник аспирантов и молодых специалистов "Проблемы геологии, геофизики, бурения, добычи нефти и экономики" НПО «Геофизика». Уфа, 2006. 19. Хасанов Р.А. Новые технологии в бурении наклонно-направленных и горизонтальных скважин с пространственными траекториями / Сборник аспирантов и молодых специалистов "Проблемы геологии, геофизики, бурения, добычи нефти и экономики" НПО «Геофизика». Уфа, 2006. 20. Хасанов Р.А. Оптимизация строительства горизонтальных скважин в ОАО АНК «Башнефть» // Аналитический журнал «Нефтесервис». – 2014. – №2. – стр. 54-55 21. Хасанов Р.А. Телеметрические системы с гидравлическим каналом связи и геонавигация при бурении горизонтальных скважин / Сборник аспирантов и молодых специалистов "Проблемы геологии, геофизики, бурения, добычи нефти и экономики" НПО «Геофизика». Уфа, 2006. 22. Хасанов Р.А. Перспективы автоматизации проводки скважины роторными управляемыми системами. / Доклады XXVIII Международной научно- практической конференции «Приоритетные направления развития науки и технологий»; под общ. ред. В.М. Панарина. – Тула: Инновационные технологии, 02.10.2020. – 121 с. 23. Хасанов Р.А. Преимущества и недостатки роторных управляемых систем в условиях нефтегазовых месторождений. / Доклады XXVIII Международной научно-практической конференции «Приоритетные направления развития науки и технологий»; под общ. ред. В.М. Панарина. – Тула: Инновационные технологии, 02.10.2020. – 124 с. 24. Хасанов Р.А. Государственное регулирование ценообразования на рынке нефтепродуктов на примере ПАО АНК «Башнефть». Дипломная работа по 155 программе профессиональной переподготовки специалистов «Экономика и управление на предприятии нефтегазового комплекса» Института дополнительного профессионального образования УГНТУ для дополнительной квалификации «Менеджер нефтегазового получения предприятия» ДР.09.ЭМК.309.ПЗ. Уфа, 2018, 69с. 25. МУ-06-00-02.1-01 Китов А.В., Хасанов Р.А. «Бурение боковых стволов на нефтяных и газовых скважинах». Регистрационный номер П2-10 М-0032 ЮЛ-300. Утвержден приказом №574р ОАО АНК «Башнефть» от 28.11.2012. Утратил силу приказом №58 ПАО АНК «Башнефть» от 01.02.2017. Уфа, 2012. – 7с. 26. РИ-06-00-2.13.01 Хасанов Р.А. «Разработка технологических карт строительства скважин». Регистрационный номер П2-10 И-01091 ЮЛ-300 от 10.09.2015. Утвержден приказом №500р ОАО АНК «Башнефть» от 10.09.2015. Утратил силу приказом №58 ПАО АНК «Башнефть» от 01.02.2017. Уфа, 2015. – 7с. 27. РИ-06-00-2.15-01 Хасанов Р.А. «Порядок согласования компоновок низа бурильной колонны при бурении скважин». Регистрационный номер П2-10 И01092 ЮЛ-300. Утвержден приказом №844 ОАО АНК «Башнефть» от 02.09.2016. Утратил силу приказом №58 ПАО АНК «Башнефть» от 01.02.2017. Уфа, 2016. – 9с. 28. РИ-06-00-2.3-01 Хасанов Р.А. «Ликвидация поглощений при бурении скважин и боковых стволов». Регистрационный номер П2-10 И-01096 ЮЛ-300. Утвержден приказом №393р ОАО АНК «Башнефть» от 22.07.2015. Утратил силу приказом №58 ПАО АНК «Башнефть» от 01.02.2017. Уфа, 2015. – 17с. 29. РИ-06-00-2.6-01 Хасанов Р.А. «Предупреждение аварий при бурении и реконструкции скважин». Регистрационный номер П2-10 И-01098 ЮЛ-300. Утвержден приказом №466р ОАО АНК «Башнефть» от 26.08.2015. Утратил силу приказом №58 ПАО АНК «Башнефть» от 01.02.2017. Уфа, 2015. – 15с. 30. РИ-06-00-2.9-01 Иванов А.П., Хасанов Р.А. «Порядок учёта работы долот и ГЗД». Регистрационный номер П2-10 И-01089 ЮЛ-300. Утвержден приказом 156 №771р ОАО АНК «Башнефть» от 10.08.2016. Утратил силу приказом №58 ПАО АНК «Башнефть» от 01.02.2017. Уфа, 2016. – 6с. 31. РИ-6.4-00-00-02 Китов А.В., Конинин Г.Н. Хасанов Р.А. «Проектирование траекторий стволов и сопровождение бурения скважин и боковых стволов». Регистрационный номер П2-05.01 И-01281 ЮЛ-300. Утвержден приказом №867 ОАО АНК «Башнефть» от 13.09.2016. Утратил силу приказом №58 ПАО АНК «Башнефть» от 01.02.2017. Уфа, 2016. – 12с. 32. РП-02-01-06-01 Саттаров З.З., Хасанов Р.А., Ядрин В.В. «Планирование и контроль исполнения программы строительства и реконструкции скважин». Регистрационный номер П2-01 РГС-1010 ЮЛ-300 . Утвержден приказом №1210 ОАО АНК «Башнефть» от 28.10.2015. Утратил силу приказом №58 ПАО АНК «Башнефть» от 01.02.2017. Уфа, 2015. – 12с. 33. РП-04-02-07-01 Ляндрес Ю.В., Хасанов Р.А. «Организация работ по геологическому сопровождению бурения горизонтальных скважин и боковых горизонтальных стволов». Регистрационный номер П1-01.03 РГС-1005 ЮЛ-300. Утвержден приказом №1381 ОАО АНК «Башнефть» от 30.12.2014. Утратил силу приказом №58 ПАО АНК «Башнефть» от 01.02.2017. Уфа, 2014. – 13с. 34. СТ-06-00-2.2-01 Мирвалеев В.А., Хасанов Р.А. «Бурение горизонтальных скважин». Регистрационный номер П2-10 С-0039 ЮЛ-300. Утвержден приказом №721р ОАО АНК «Башнефть» от 17.12.2013. Утратил силу приказом №58 ПАО АНК «Башнефть» от 01.02.2017. Уфа, 2013. – 26с. 35. Alfred W. Eustes III. The Evolution of Automation in Drilling. SPE 111125. 2007 SPE Annual Technical Conference and Exhibition held in Anaheim, California, U.S.A., 11–14 November 2007. 36. Berger P. E., Sele R. Improving Wellbore Position Accuracy of Horizontal Wells by Using A Continuous Inclination Measurement From A Near Bit Inclination MWD Sensor. SPE 50378. 1998 SPE International Conference on Horizontal Well Technology held in Calgary, Alberta, Canada, 1–4 November 1998. 157 37. Bernt S. Aadnoy, Petur P. Huusgaard. Analytical Models for Design of Wellpath and BHA. IADC/SPE 77220. IADC/SPE Asia Pacific Drilling Technology, Jakarta, Indonesia, 9–11 September 2002. 38. Blaine C. Comeaux. Implementation of a Next Generation Rotary Steerable System. Sperry-Sun Drilling Services, a Halliburton Company, AADE member, AADE 01-NC-HO-25. 39. Boualleg R., Sellami H., Menand S., Simon C. Effect of Formations Anisotropy on Directional Tendencies of Drilling Systems. IADC/SPE 98865. IADC/SPE Drilling Conference, Miami, Florida, U.S.A., 21–23 February 2006. 40. Boualleg R., Sellami H., Rouabhi A. & Menand S., Simon C. Effect of rocks anisotropy on deviation tendencies of drilling systems. 11th Congress of the International Society for Rock Mechanics. 2007 Taylor & Francis Group, London, ISBN 978-0-415-45084-3. 41. Chimerebere O. Nkwocha. A Practical Approach to Evaluating Directional Drilling Performance. SPE/IADC 125322. SPE/IADC Middle East Drilling Technology Conference & Exhibition, Manama, Bahrain, 26-28 October 2009. 42. Dahche Ali M., Swick S., Russell R. New Drilling System brings Significant Iprovements in Drilling Performance and Hole Quality in Middle-East Fields. SPE 68086, SPE Middle East Oil Show, Bahrain. 43. Dimitrios Pirovolou, Clinton D. Chapman, Minh Chau, Hector Arismendi, Mbaga Ahorukomeye, Juan Penaranda. Drilling Automation: An Automatic Trajectory Control System. SPE 143899. SPE Digital Energy Conference and Exhibition, Woodlands, Texas, USA, 19–21 April 2011. 44. Downton G., Hendricks A., Klausen T.S., Pafitis D. New Directions in Rotary Steerable Drilling // Oilfield Review 12, no. 1 (Spring 2000). 45. Farah Omar F. Direction well desing, trajectory and survey calculations, with a case study in fiale, asal rift, Djibouti / United Nations University. Reykjavik, Iceland, 2013. P. 627-623. 46. Formation's Deflecting Behaviors. IADC/SPE Asia Pacific Drilling Technology Conference and Exhibition, Jakarta, Indonesia, 25–27 August 2008. 158 47. Geo-Pilot™ Rotary Steerable System: Steering the Wellbore While Rotating the Drillstring // Halliburton Energy Services, Inc., H02157B 10/99, 1999. 48. George Sutherland. Development & Application of Versatile and Economical 3D Rotary Steering Technology. Rotary Steerable Tools, AADE member, AADE 01-NCHO-21 49. Hernan Melgares, Will Grace, Felipe Gonzalez, Claudio Alric, Julio Palacio, Goke Akinniranye. Remote Automated Directional Drilling Through Rotary Steerable Systems. SPE/IADC Drilling Conference and Exhibition held in Amsterdam, The Netherlands, 17–19 March 2009. 50. J.S. Bannerman. Walk Rate Prediction on Alwyn North Field by Means of Data Analysis and 3D Computer Model. SPE 00020933, Europec 90, Hague, Netherlands, 22-24 October 1990. 51. John Tim Travis Jr, Jeff H. Moss, Greg M. Browning. An Operator's Targeted Development of Low-Cost 3D Rotary Steerable Systems. IADC/SPE 87165. IADC/SPE Drilling Conference, Dallas, Texas, U.S.A., 2–4 March 2004. 52. Larsen Lena Kyrvestad. Tools and Techniques to Minimize Shock and Vibration to the Bottom Hole Assembly / Bernt Sigve Adnoy. University of Stavanger. 2014. P. 135. 53. Leine R.I. Stick-slip whirl interaction in drillstring dynamics / R.I.Leine, D.H. van Campen, W.J.G.Keultjes // ASME Journal of Vibration and Acoustics. 2002. Vol. 124(2). P. 209-220. 54. Lesso Jr W.G., Chau M.T., Lesso Sr. W.G. Quantifying Bottomhole Assembly Tendency Using Field Directional Drilling Data and a Finite Element Model. SPE/IADC 52835. 1999 SPE/IADC Drilling Conference, Amsterdam, Holland, 9–11 March 1999. 55. Li Z. Analysis of longitudinal vibration of drillstring in air and gas drilling / Z.Li, B.Guo // Rocky Mountain Oil and Gas Technology Symposium. Denver. Colorado. SPE 107697-MS. Society of Petroleum Engineers. 2007. DOI:org/10.2128/107697-MS 159 56. Liu X.H. Downhole Propulsion/Steering Mechanism for Wellbore Trajectory Control in Directional Drilling / X.H.Liu, Y.H.Liu, D.Feng // Applied Mechanics and Materials. 2013. Vol. 318. P. 185-190. 57. Menand S., Sellami H., Simon C., Besson A., Da Silva N. How the Bit Profile and Gages Affect the Well Trajectory. IADC/SPE 74459. IADC/SPE Drilling Conference, Dallas, Texas, 26–28 February 2002. 58. Moody M., Jones S., Leonard P. Development & Field-Testing of a Cost Effective Rotary Steerable System. SPE 90482. 59. Pastusek P., Brackin V., Lutes P. A Fundamental Model for Prediction of Hole Curvature and Build Rates With Steerable Bottomhole Assemblies. SPE 95546. 2005 SPE Annual Technical Conference and Exhibition held in Dallas, Texas, U.S.A., 9 – 12 October 2005. 60. Rasheed W. Controlling Inclination in Rotary Mode in Tight TVD Corridors using a 2-Dimensional Steerable System. SPE/Petroleum Society of CIM 65540. 2000 SPE/Petroleum Society of CIM International Conference on Horizontal Well Technology, Calgary, Alberta, Canada, 6-8 November 2000. 61. Robello Samuel, Yuan Zhang. Dogleg severity estimator for point the bit rotary steerable systems. United States Patent Application Publication. 2017/0370152 A1 Dec.28.2017. 62. Samuel R. Vibration Analysis and Control with Hole-Enlarging Tools / R.Samuel, J.E.Robertson // Annual Technical Conference and Exhibition. Florence. Italy. SPE 134512-MS. Society of Petroleum Engineers. 2010. DOI:org/10.2118/134512-MS 63. SPE Annual Technical Conference and Exhibition, Houston, Texas, U.S.A., 26– 29 September 2004. 64. The Autotrak System. Rotary Closed-Loop Drilling System. // Baker Hughes Incorporated INT, 01-1716A4 08-01 2M, 2001. 65. Vromen G.M. Control of stick-slip vibrations in drilling systems: PhD thesis / Eindhoven University of Technology. Eindhoven, 2015. P. 256. 160 66. Xiushan Liu, Rushan Liu, Mingxin Sun. New Techniques Improve Well Planning and Survey Calculation for Rotary-Steerable Drilling. IADC/SPE 87976. IADC/SPE Asia Pacific Drilling Technology Conference and Exhibition, Kuala Lumpur, Malaysia, 13–15 September 2004. 67. Xiushan Liu, SPE, Sinopec Corp. New Techniques Accurately Model and Plan 3D Well Paths Based on 68. Yonezawa T., Cargill E.J., Gaynor T.M., Hardin J.R., Hay R.T., Ikeda A., Kiwosawa Y. Robotic Controlled Drilling: A New Rotary Steerable Drilling System for the Oil and Gas Industry, IADC/ SPE 74458, IADC/SPE Drilling Conference, Dallas, 26-28 Feb., 2002. 69. Zhu Xiaohua. A literature review of approaches for stick-slip vibration suppression in oilwell drillstring / Xiaohua Zhu, Liping Tang, Qiming Yang // Advances in Mechanical Engineering. 2014. № 6. 70. А.c. 1330297 СССР. Устройство для изменения азимута ствола скважины/ А.В. Лягов, Р.Р. Сафиуллин, Б.3.Султанов и др. – Опубл.1987, Бюл. №30. 71. А.с. 1263800 СССР. Центратор бурильного инструмента/ А.В. Лягов, Б.3. Султанов, P.P. Caфиуллин и др. – Опубл.1986, Бюл. №38. 72. А.с. 1413233 СССР. Центратор бурильного инструмента/ А.В. Лягов, Б.3. Султанов, Р.Р. Сафиуллин и др. – Опубл.1988, Бюл. №28. 73. А.с. 1458551 СССР. Центратор бурильного инструмента/ А.В. Лягов, Р.Р. Сафиуллин, Б.3. Султанов и др. – Опубл.1989, Бюл. №6. 74. А.с. 1599512 СССР. Способ направленного бурения скважин и устройства для его осуществления/ А.В. Лягов, Б.З. Султанов, А.И. Кравцов и др. – Опубл.1990, Бюл. №38. 75. А.с. 1680920 СССР. Устройство для управления компоновкой нижней части бурильной колонии/ А.В. Лягов, Б.З. Султанов, Р.Р. Сафиуллин и др. – Опубл.1991, Бюл. №36. 76. А.с. 1682513 СССР. Устройство для направленного бурения/ А.В. Лягов, Д.И. Чистов, Б.З. Султанов и др. – Опубл.1991, Бюл. №37. 161 77. А.с. 947384 СССР. Гидравлический центратор/ Б.З. Султанов, А.В. Лягов, Ю.Н. Морозов и др. – Опубл.1982, Бюл. №28. 78. Абдрахманов Д.А., Бельков А.В., Бикинеев А.А., Будаев Д.А., Мишин Ю.С., Чупров В.П., Шайхутдинов Р.А., Никонов В.А. Забойный двигатель со встроенным измерительным модулем для геонавигации. Научно-технический журнал "Нефть. Газ. Новации", №2, 2017г. – с. 71-72. 79. Абдурахманов М.Т., Кагарманов Н.Ф. Проектирование профилей горизонтальных скважин / Сб. научных трудов. / БашНИПИнефть, 1991. Вып. 84. 80. Акбулатов Т.О., Левинсон Л.М. Расчеты при бурении наклонно- направленных скважин: Учебное пособие. - Уфа: Изд - во УГНТУ, 1994. - 68 с. 81. Алмазное бурение направленных и многозабойных скважин / В.Г. Вартыкян, A.M. Курмашев, Ю.Т. Морозов и др. - Л.: Недра, 1969. - 93 с. 82. Арутюнов Б.И. Зарезка и бурение вторых стволов в эксплуатационных скважинах. - Баку, 1956. - 71 с. 83. Батицкий В.А., Куроедов В.И., Рыжков А.А. Автоматизация производственных процессов и АСУТП в горной промышленности. М.: Недра, 1991. 84. Безумов В.В. Выбор отклоняющих компоновок для забуривания вторых стволов турбинным способом // Нефтяное хозяйство. - 1989. - №12. - С. 20-25. 85. Безумов В.В., Оганов А.С., Гаджиев Н.Р. Влияние отклоняющей силы на энергетические параметры отклоняющей КНБК при забуривании вторых стволов забойными двигателями /Нефтяное хозяйство. - №3. -С. 7 - 8. 86. Безумов В.В., Солодкий К.М., Федоров А.Ф. Критерии забуриваемости вторых стволов забойными двигателями / Нефтяное хозяйство. - 1985. - №5. -С. 33-35. 87. Бруско Г., Льюис П., Уильямс М. Развитие технологии управляемого роторного бурения при строительстве вертикальных скважин // Oilfield Review 17.- no. 1 (осень 2004). 88. Бурение второго бокового ствола в горизонтальной скважине // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море: Экспресс- 162 информация / ВНИИОНГ. - 1993. - Вып. 6. - С. 36 - 42. - Реф. ст. Oil & Gas J. 1991, //.-Vol. 89, №11.-P. 111-114. 89. Буслаев В.Ф. Технико-технологические решения по строительству горизонтальных и разветвленных скважин // Нефтяное хозяйство. - 1992. -№10.-С. 8-10. 90. Буслаев В.Ф., Кейн С.А. Исследование величины угла входа в продуктивный пласт при бурении горизонтальных скважин // Нефтяное хозяйство. - 1994. - №3. - С. 34 - 37. 91. В ряде областей сохраняется высокая активность // World Oil 225.-no. 2 (февраль 2004). - р. 63-65, 69. 92. Габдрахимов М.С. Бурение скважин с использованием наддолотных многоступенчатых виброгасителей/ М.С. Габдрахимов, А.С. Галеев, Б.З. Султанов, А.В. Лягов// Нефтяное хозяйство. – 1990. – № 4. – С.12-15. 93. Гаджиев Н.П. Оценка степени фрезерующей способности долот при забуривании вторых стволов / Нефтяное хозяйство. - 1993. - №5. - С. 9 -10. 94. Гилязов Р.М. Бурение нефтяных скважин с боковыми стволами. М.: Недра, 2002. 254 с. 95. Годовой отчет открытого акционерного общества «Акционерная нефтяная Компания «Башнефть» за 2009 год. Утвержден годовым общим собранием акционеров ОАО АНК «Башнефть» Протокол №23 от 29.06.2010г. Уфа, 2010. 29с. 96. Годовой отчет открытого акционерного общества «Акционерная нефтяная Компания «Башнефть» за 2010 год. Утвержден годовым общим собранием акционеров ОАО АНК «Башнефть» Протокол №27 от 29.06.2011г. Уфа, 2010. 40с. 97. Годовой отчет открытого акционерного общества «Акционерная нефтяная Компания «Башнефть» за 2011 год. Утвержден годовым общим собранием акционеров ОАО АНК «Башнефть» Протокол №30 от 29.06.2012г. Уфа, 2012. 151с. 163 98. Годовой отчет открытого акционерного общества «Акционерная нефтяная Компания «Башнефть» за 2012 год. Утвержден годовым общим собранием акционеров ОАО АНК «Башнефть» Протокол №33 от 27.06.2013г. Уфа, 2013. 105с. 99. Годовой отчет открытого акционерного общества «Акционерная нефтяная Компания «Башнефть» за 2013 год. Утвержден годовым общим собранием акционеров ОАО АНК «Башнефть» Протокол №37 от 10.06.2014г. Уфа, 2014. 123с. 100. Годовой отчет открытого акционерного общества «Акционерная нефтяная Компания «Башнефть» за 2014 год. Утвержден годовым общим собранием акционеров ОАО АНК «Башнефть» Протокол №42 от 30.06.2015г. Уфа, 2015. 260с. 101. Годовой отчет открытого акционерного общества «Акционерная нефтяная Компания «Башнефть» за 2015 год. Утвержден годовым общим собранием акционеров ОАО АНК «Башнефть» Протокол №44 от 30.06.2016г. Уфа, 2016. 282с. 102. Годовой отчет открытого акционерного общества «Акционерная нефтяная Компания «Башнефть» за 2016 год. Утвержден годовым общим собранием акционеров ОАО АНК «Башнефть» Протокол №46 от 30.06.2017г. Уфа, 2017. 80с. 103. Годовой отчет публичного акционерного общества «Акционерная нефтяная Компания «Башнефть» за 2017 год. Утвержден годовым общим собранием акционеров ОАО АНК «Башнефть» Протокол №48 от 02.06.2018г. Уфа, 2018. 157с. 104. Годовой отчет публичного акционерного общества «Акционерная нефтяная Компания «Башнефть» за 2018 год. Утвержден годовым общим собранием акционеров ОАО АНК «Башнефть» Протокол №50 от 17.06.2019г. Уфа, 2019. 122с. 105. Григашкин Г., Варламов С. Буровой геонавигационный комплекс. / Бурение и нефть. - 2004. - №6-7. С.14-16. 164 106. Григорян Н.А. Бурение наклонных скважин уменьшенных и малых диаметров. - М.: Недра, 1974. - 240 с. 107. Григулецкий В. Г. Оптимальное управление при бурении скважин/ В.Г. Григулецкий. – М.: Недра, 1988. – 229с. 108. Григулецкий В.Г. Динамическое взаимодействие бурильной колонны с забоем вертикальной скважины/ В.Г. Григулецкий// Изв. вузов. Нефть и газ. – 1978. – №3. – С.27-30. 109. Григулецкий В.Г. Проектирование компоновок нижней части бурильной колонны/ В.Г. Григулецкий, В.Т. Лукьянов. – М.: Недра, 1990. – 302с. 110. Гулизаде М.П., Сеид-Рза Ф. Основные принципы проектирования неориентируемых КНБК для бурения вторых стволов в глубоких скважинах / Азербайджанское нефтяное хозяйство. -1989. - №11. - С. 20 - 22. 111. Дамаскин М., Нестерова Т. Использование информационной системы «Удаленный мониторинг бурения» в нефтяных компаниях. / Бурение и нефть. 2004. - №8. С.25-26 112. Двойников М.В. Анализ результатов исследований технико- технологических параметров бурения наклонных скважин // Записки Горного института. 2017. Т. 223. С. 86-92. DOI: 10.18454/PMI.2017.1.86 113. Двойников М.В. Проектирование траектории скважин для эффективного бурения роторными управляемыми системами // Записки Горного института. 2018. Т. 231. С. 254-262. DOI: 10.25515/PMI.2018.3.254 114. Двойников М.В. Технические и технологические решения, обеспечивающие устойчивую работу винтового забойного двигателя / М.В.Двойников, Ю.Д.Мураев // Записки Горного института. 2016. Т. 218. С. 198-205. 115. Дмитриев А.Ю. Оптимизация процесса восстановления бездействующих скважин бурением дополнительных стволов // Первый международный научный симпозиум «Молодежь и проблемы геологии». -1996.-Томск: ТПУ.-С 28. 116. Закиров А.Я. Первые результаты испытаний роторно-управляемых систем российского производства // PROнефть. Профессионально о нефти. 2016. № 2. С. 42-48. 165 117. Зарезка новых стволов в обсадных скважинах // Бурение: Экспресс информация / ВНИИОНГ. - 1987. - Вып. 20. - С. 3 - 4. - Реф. ст.: Caglt W. Improved method helps sidetrack cased well bores // Petroleum Enginner Int. - 1987, //. Vol. 59, №3.-P. 32-35. 118. Зиненко В.П. Направленное бурение. - М.: Недра, 1990. -152 с. 119. Измерительные информационные системы в нефтяной промышленности / Т. М. Алиев, А. М. Мелик-Шахназаров, А. А. Тер-Хачатуров. - М. : Недра, 1981. 351с. 120. Информационное обеспечение процесса бурения. Учеб. пособ / УГНТУ; Т.О. Акбулатов, Х.И. Акчурин, Л.М. Левинсон, В.Х. Самигуллин. – Уфа: УГНТУ, 2002. – 55с. – Список лит. : с.54. 121. Информационное обеспечение оптимального управления бурением скважин / В. А. Бражников, А. А. Фурнэ. - М. : Недра, 1989. - 205,[1] с. 122. Информационное обеспечение оптимизации бурения и конструирования алмазного породоразрушающего инструмента / А.В. Сахаров. - СПб. : ВИТР, 2003 (ФГУП ВИТР). - 188 с. 123. Информационное обеспечение строительства нефтяных и газовых скважин / Ю.М. Басарыгин, В.Ф. Будников, А.И. Булатов, В.И. Демихов. - Краснодар : Просвещение-Юг, 2000. - 316 с. 124. К проблеме бурения в тектонически-активных зонах / Проблема обеспечения стабильности ствола скважины на н/м Кузиана, Колумбия // Oilfield Review 5- no. 2/3 (апрель/июль1993). – р. 33-43. 125. Калинин А.Г. , Григорян Н.А., Султанов Б.З., Бурение наклонных скважин: Справочник. - М.: Недра, 1990. - 348 с. 126. Калинин А.Г. Освоение скважин с горизонтальным положением ствола в продуктивной части пласта // Нефтяное хозяйство. - 1991.- №7. - С . 8-9. 127. Калинин А.Г., Григорян Н.А., Султанов Б.З. Бурение наклонных скважин. М.: Недра, 1990. 346 с. 128. Кальдерони А., Савини А., Тревиранус Дж. и Оппельт Дж. Экономические преимущества новой технологии вертикального бурения — практическое 166 подтверждение на опыте различных месторождений // Материал SPE 56444, представлено на ежегодной технической конференции SPE в Хьюстоне, 3-6 октября, 1999. 129. Кибернетика в бурении / Е. А. Козловский, В. М. Питерский, М. А. Комаров. - М. : Недра, 1982. - 300 с. 130. Колесников А.Е., Мелентьев Н.Я. Искривление скважин. - М.: Недра, 1979.175с. 131. Коловертнов Ю.Д. Автоматизация технологических процессов бурения нефтяных и газовых скважин: Учеб. пособие / Башк. гос. ун-т; УНИ. – Уфа: Б.И. 1977 -100с. 132. Костин Ю.С. Современные методы направленного бурения скважин. -М.: Недра, 1981.- 152с. 133. Кульчицкий В., Ахметшин М. Проектирование строительства горизонтальных скважин в Западной Сибири. / Бурение и нефть. - 2004. - №4. С.13-15. 134. Кульчицкий В., Леонтьев И., Гиря В., Батюков С., Григашкин Г. Геонавигация при восстановлении скважин боковыми горизонтальными стволами. / Бурение и нефть. - 2004. - №4. С.20-23 135. Курочкин Б., Вакула А., Кагарманов И., Ахметшин Р. О возможности проведения наклонных и горизонтальных скважин с помощью устройства с винтовой парой. / Бурение и нефть. - 2004. - №4. С.18-19. 136. Курочкин Б.М., Орехва И.В., Ахмадишин Ф.Ф. К вопросу выбора направления горизонтальных скважин на нефтяных месторождениях в поздней стадии эксплуатации // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. - 1993. - №12. - С 14 - 16. 137. Лебединец А.П., Григулецкий В.Г. Бурение многозабойных горизонтальных скважин из эксплуатационных колонн // Нефтяное хозяйство. -1991.-№12.-С. 5-7. 138. Левицкий А.З. К расчету и построению профиля направляющего участка горизонтальной скважины для вхождения в круг допуска по заданной траектории 167 // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», 2000. №6 – 7. С. 6 – 9. 139. Ликвидация сложных аварий зарезкой второго ствола / С.В. Муравленко, В.Н. Артемьев, Н.И. Хисамутдинов и др. // Нефтяное хозяйство.-1994. -№2.-С. 2527. 140. Лиманов Е.Л., Страбыкин И.Н., Елизаров М.И. Направленное бурение разведочных скважин. - М.: Недра, 1978. - 223 с. 141. Литвиненко В.С. Обоснование выбора параметров режима бурения скважин роторными управляемыми системами / В.С.Литвиненко, М.В.Двойников // Записки Горного института. 2019. Т. 235. С. 24-29. DOI: 10.31897/PMI.2019.1.24 142. Лягов А.В. Антивибрационная компоновка повышенной надежности для управления параметрами кривизны скважины/ А.В. Лягов, Р.Р.Сафиуллин, Б.З. Султанов// Механика горных пород при бурении: материалы Междунар. конф./ Грозн. нефт. ин-т. – Грозный, 1991. 143. Лягов А.В. Антивибрационная стабилизирующая компоновка нижней части бурильной колонны (КНБК-СА): проспект ВДНХ СССР №ПО1469/ А.В. Лягов, Б.З. Султанов, Р.Р. Сафиуллин; Уфим. нефт. ин-т. – Уфа, 1987. – 3с. 144. Лягов А.В. Глубинный демпфер ДГМ-195: проспект ВДНХ СССР/ А.В. Лягов, Б.З. Султанов, И.Я. Вальдман/ Уфим. нефт. ин-т.– Уфа, 1984. 145. Лягов А.В. Использование гироскопического эффекта при безориентированном бурении наклонно-направленных скважин/ А.В. Лягов, Б.З. Султанов, Д.И. Чистов// Нефтяное хозяйство. – 1992. – №6. – С.15-17. 146. Лягов А.В. Компоновка нижней части бурильной колонны с гироскопическим регулятором азимута для бурения наклонно-направленных скважин/ А.В. Лягов, Д.И. Чистов, Б.З. Султанов// Механика горных пород при бурении: Материалы Междунар. конф./ Грозн. нефт. ин-т. – Грозный, 1991. – С.93. 147. Лягов А.В. Опыт колтюбингового бурения горизонтальной скважины в АНК «Башнефть»/ А.В. Лягов// Время колтюбинга. – 2004. – №8. – С.40-45. 168 148. Лягов А.В. Опыт колтюбингового бурения горизонтальной скважины российским оборудованием и инструментом в АНК «Башнефть»/ А.В. Лягов, Е.Г. Асеев, Н.А. Шамов// Нефтегазовое дело. – 2004. http://www.ogbus.ru/authors/Lyagov/ Lyagov1.pdf. 149. Лягов А.В. Особенности динамического формирования забоя скважин/ А.В. Лягов// Нефтяное хозяйство. – 2004. – №6. – С.68-71. 150. Лягов А.В. Специальная компоновка нижней части бурильной колонны для бурения горизонтальных и сильно искривленных скважин/ А.В. Лягов, Д.И. Чистов// Диагностика, ресурс и прочность оборудования для добычи и переработки нефти: материалы республ. науч.-техн. конф./ Уфим. нефт. ин-т. – Уфа, 1989. – С.94. 151. Лягов А.В. Центратор бурильного инструмента ВЦ-212: проспект ВДНХ СССР/ А.В. Лягов, Б.З. Султанов, Р.Р. Сафиуллин; ВНИИОЭНГ. – М., 1986. 152. Мельничук И.П. Бурение направленных скважин малого диаметра М.: Недра, 1978.- 124с. 153. Мельничук И.П. Проектирование дополнительных стволов многоствольных скважин // Техника и технология геолого-разведочных работ; оптимизация производства: Экспресс - информация / ВИЭМС. - 1985. 154. Мельничук И.П. Проектирование многоствольных скважин по критерию минимальных затрат времени на бурение // Техника и технология геологоразведочных работ; оптимизация производства: Экспресс информация / ВИЭМС. - 1986. - Вып. 7. - С. 8 - 23. 155. Методы и устройства цифрового преобразования информации в измерительных системах нефтяной промышленности / Е.Н. Браго. - Москва : Недра, 1976. - 198 с. 156. Механизация и оптимизация процессов бурения разведочных скважин / Е. А. Козловский, А. Д. Дьяков, П. А. Петров. - М. : Недра, 1980. - 349 с. 157. Мирсалаев Г.К. Техника и технология зарезки второго ствола скважин. - М.: Недра, 1967. - 111с. 169 158. Мнацаканов А.В., Оганов А.Ф. Техника и технология бурения горизонтальных скважин // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. - 1996.-№10-11.-С. 2-11. 159. Морозов В.А. Исследование оптимального диапазона устойчивой работы системы «долото – винтовой забойный двигатель – бурильная колонна» / В.А.Морозов, М.В.Двойников, П.А.Блинов // Нефтегазовое дело. 2018. Т. 16. № 2. С. 35-43. 160. Нескоромных В.В. Разработка методики управления процессом бурения на основе комплексного анализа критериев / В.В.Нескоромных, М.С.Попова // Записки Горного института. 2019. Т. 240. С. 701-710. DOI: 10.31897/PMI.2019.6.701 161. Овчаренко В.М., Брацлавский И.А.Основы автоматизации и контрольно измерительные приборы на буровых и горно-разведочных работах : Учеб. пособие доя геол-развед. техн-ов, ч-е издание. М.: Недра, 1982, 230с. 162. Оганов А.В. Технология бурения горизонтальных скважин с большим и средним радиусом искривления // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. -1996. - №10-11. - С. 14-19. 163. Оганов Г.С., Сароян А.Е., Прохоренко В.В., Ширин-Заде. С.А. Криволилейные энергосберегающие профили направленных скважин // Нефтяное хозяйство. 2010. №3 164. Оптимизация процесса бурения : (Структура и элементы упр.) / А.Е. Козловский; Рос. акад. естеств. наук (РАЕН) [и др.]. - М. : Изд-во С.-Петерб. картограф. ф-ки ВСЕГЕИ, 2000. - 245, [1] с. 165. Оптимизация процесса бурения методами планирования экспериментов : Учеб. пособие / В. И. Еркалов; Свердлов. горн. ин-т им. В. В. Вахрушева. Свердловск : СГИ, 1987. - 77 с. 166. Оптимизация процессов глубокого бурения / А. А. Погарский, К. А. Чефранов, О. П. Шишкин. - М. : Недра, 1981. - 296 с. 167. Опыт применения КНБК-СА в условиях Западной Сибири/ Б.З. Султанов, А.В. Лягов, Р.Р. Сафиуллин и др. // Материалы V Всесоюз. науч.-техн. конф. 170 "Разрушение горных пород при бурении скважин". Т.2/ Уфим. нефт. ин-т. – Уфа, 1990. – С.35-36. 168. Пат. № 2232249 Российская Федерация. Виброгаситель-калибратор/ А.В. Лягов, С.В. Назаров, Р.А. Янтурин и др. – Опубл.2004, Бюл. №19. 169. Пат. №2147669 Российская Федерация. Способ компоновки низа бурильной колонны/ А.В. Лягов, И.Е. Ишемгужин, Е.И. Ишемгужин и др. – Опубл.2000, Бюл. №11. 170. По проекту KTB: Брэм К., Дрекслер Дж., Хиршуманн Г., Зот Г., Хайрон С., Кийр М. Скважина KTB — самая глубокая скважина в мире // Oilfield Review 7.no. 1 (январь 1995). – р. 4-22. 171. Повышение эффективности зарезки и бурения второго ствола в добывающих скважинах. - М., 1985. - 47 с. ( Сер. Бурение: Обзор, информ. / ВНИИОЗНГ; Вып. 12. 172. Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности утв. Ростехнадзором России № 101 от 12.03.2013 г. 173. Применение глубинного демпфера для стабилизации зенитного угла и азимута скважины/ Б.З. Султанов, Р.Р. Сафиуллин, А.В. Лягов и др. // Нефтяное хозяйство. – 1986. – №3. – С.19-21. 174. Проводка дополнительного горизонтального ствола из эксплуатационной колонны бездействующей скважины / А.В. Оганов, В.М. Беляев, А.С. Повалихин и др. // Нефтяное хозяйство. -1993.- №9. - С. 6 - 7. 175. Разработка газоконденсатных месторождений горизонтальными и горизонтально - разветвленными скважинами / Б.А. Никитин, В.Ф Буслаев С.А. Кейн и др. // Газовая промышленность. - 1993. - №12. - С. 30 -31. 176. Разработка нефтяных месторождений наклонно-направленными скважинами / Под редакцией Ю.М. Маркова. - М.: Недра, 1986. - 153 с. 177. Разработка универсального матобеспечения для моделирования динамики колонны труб / В.С.Тихонов, А.И.Сафронов, Х.Р.Валиуллин и др. // SPE 171280RU. 2014. 171 178. Расчет и оптимизация процессов бурения скважин / Р.М. Эйгелес, Р.В. Стрекалова. - Москва : Недра, 1977. - 200 с. 179. РД 03–0014 7275–072–2002. Руководство по креплению эксплуатационных колонн (хвостовиков) в боковых стволах скважин. - Уфа, 2002. – 66с. 180. РД 16-1528 3860-008-2004. Крепление скважин на месторождениях ОАО «АНК «Башнефть». Технологический регламент. - Уфа, 2004. - 119с. 181. РД 39 0148070-6.027-86. Инструкция по бурению наклонных скважин с кустовых площадок на нефтяных месторождениях Западной Сибири. - Тюмень: СибНИИНП, 1986. - 138 с. 182. РД 39-0148052-550-88. Инструкция по забуриванию дополнительных стволов из обсаженной эксплуатационной колонны скважины. - М.: ВНИИБТ, 1988. - 84 с. 183. РД 39-02-161-79. Инструкция по забуриванию дополнительного ствола скважины в интервале вырезаемого участка обсадной колонны. - М.: ВНИИБТ, 1979.-22с. 184. РД 39-2-810-83. Инструкция по бурению наклонно-направленных скважин. - М.: ВНИИБТ, 1983.- 152 с. 185. РД 39-3-79-78. Методика определения экономической эффективности новой техники и изобретений. - М.: Недра, 1978. - 94 с. 186. Результаты применения гироскопического регулятора азимута в условиях ПО "Башнефть"/ А.В. Лягов, Д.И. Чистов, Б.З. Султанов и др.// Тр. БашНИПИнефть. – 1992. – Вып.86. – С.162-169. 187. Ризванов Н.М. Бурение и эксплуатация горизонтальных скважин // Нефтяное хозяйство. - 1996. - №2.- С. 12 - 14. 188. Рогачев O.K. Технические средства для проводки дополнительного ствола скважины // Нефтепромысловое дело. - 1994. - №3. - с. 11-13. 189. Ропяной А., Скобло В. Влияние погрешности измерения телеметрических навигационных систем на допуск траектории ствола скважины / Бурение и нефть. - 2004. - №9. С.11-13. 172 190. Скворцов Ю.М., Гержберг К.И. Опыт забуривания нового ствола в обсадной колонне // Бурение: Экспресс - информация / ВНИИОНГ. - 1986. -Вып 6.- С. 6-8. 191. Совершенствование технологии забуривания вторых стволов в глубоких скважинах / М.П. Голиченко, А.В. Стригин, В.А. Синев и др. // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море: Экпресс -информация / ВНИИОНГ. - 1993. - Вып 1. - С. 1 - 8. 192. Совершенствование технологии забуривания новых стволов из обсаженных скважин / М.О. Ашрафьян, Н.М. Саркисов, Н.Б. Савенок и др. // Нефтяное хозяйство. - 1989. - №6. - С. 34 -38. 193. Статистический метод оценки и выбора скважин под зарезку второго ствола / С.В. Муравленко, В.Н. Артемьев, Н.И. Хисамутдинов и др. // Нефтепромысловое дело. - 1992. - №12. - С. 14 -17. 194. Сулакшин С.С., Кривошеев В.В., Рязанов В.И. Методическое руководство по направленному бурению геолого-разведочных скважин. - М.: Геолторфразведка. - 1978. - 380 с. 195. Сулакшин С.С., Кривошеев В.В., Рязанов В.И. Решение геологотехнических задач при направленном бурении скважин. - М.: Недра, 1989. -167с. 196. Султанов Б.3. Наддолотный многоступенчатый виброгаситель гидравлический/ Б.З. Султанов, А.В. Лягов, М.С. Габдрахимов// Нефтяное хозяйство, 1990. – №4. – С.41. 197. Султанов Б.З., Ишемгужин Е.И., Шаммасов Н.Х., Сорокин В.Н. Работа бурильной колонны в скважине. М.: Недра, 1973. 214 с. 198. Сургучев М.Л. Вторичные и третичные методы увеличения нефтеотдачи пластов. - М.: Недра, 1985. - 308 с. 199. Сушон Л.Я., Емельянов П.В., Муллагалиев Р.Т. Управление искривлением наклонных скважин в Западной Сибири. М.: Недра, 1988. 123 с. 200. Технологические измерения и приборы в нефтяной промышленности. Гриб В.С. – Уфа: Уфим. нефт. ин-т, 1985. – 80 с. 173 201. Технология бурения боковых горизонтальных стволов из обсаженных скважин / Н.Ф. Кагарманов, Р.С. Шайнуров, Н.М. Резванов и др. // Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений. - 1996. - №4. -С. 3 -6. 202. Технология бурения боковых направленных стволов из обсаженных скважин с целью их реанимации / Н.М. Ризванов, Р.К. Юмфашев и др. // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. - 1995. - №12. -С. 2-3. 203. Технология бурения и заканчивания горизонтальных скважин, скважины с малым и средним радиусами искривления ствола // Строительство нефтяных,и газовых скважин на суше и на море: Экспресс - информация / ВНИИОНГ- 1993.Вып 9. - С. 26 - 32. 204. Торрес Рассел, Госки Виктор, Снайдер Джон, Харитонов Александр Совершенствование и применение цифрового интерфейса направленного бурения в реальном масштабе времени. SPE 136395. Российская техническая нефтегазовая конференция и выставка SPE 2010, Москва, Россия, 26-28 октября 2010 г. 205. Уилсон К., Шокарев И., Смолл Дж., Ахундов Э. Результаты применения новых технологий в бурении при разработке сложного месторождения Восточной Сибири – Верхнечонского нефтегазоконденсатного месторождения. SPE 135969. 2010 SPE Russian Oil & Gas Technical Conference and Exhibition, Moscow, Russia, 26–28 October 2010. 206. Уильямс М. Повышение эффективности управляемого бурения // Oilfield Review 16.-no. 1 (весна 2004). - р. 4-9. 207. Хисамов Р.С. Системные технологии для разработки нефтяных месторождений с применением горизонтальных скважин. Бурение и нефть. Октябрь 2003г. 208. Эффективность бурения продолжает повышаться // World Oil 225.-no. 2 (февраль 2004). - р. 41, 43-45, 47. 209. Юнин Е.К. Динамика глубокого бурения / Е.К.Юнин, В.К.Хегай. М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2004. С. 152-175. 174 Приложение А (справочное) 175 Приложение Б (справочное) 176 177 178 179