Технология бурения горизонтальных скважин с помощью телесистемы в Заполярном круге

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ РЕСПУБЛИКИ БЕЛАРУСЬ

УЧРЕЖДЕНИЕ ОБРАЗОВАНИЯ

«Гомельский государственный технический университет

имени П.О. Сухого»

Кафедра «Разработка, эксплуатация нефтяных месторождений и транспорт нефти»

РАСЧЕТНО-ПОЯСНИТЕЛЬНАЯ ЗАПИСКА

к дипломному проекту

ТЕМА: «ТЕХНОЛОГИЯ БУРЕНИЯ ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ СКВАЖИН С ПОМОЩЬЮ ТЕЛЕСИСТЕМЫ В ЗАПОЛЯРНОМ КРУГЕ»

Разработал слушатель группы НЭ-21 А.В.Ситник

Консультант по геологической части В.Н. Бескопыльный

Консультант по технологической части А.В.Захаров

Консультант по экономической части М.Е. Лебешков

Руководитель проекта С.В. Козырева

Нормоконтроль Н.И. Сидоренко

Зав. кафедрой А.В. Захаров

Гомель, 2013 г.

Министерство образования Республики Беларусь

УЧРЕЖДЕНИЕ ОБРАЗОВАНИЯ

Гомельский государственный технический университет имени П.О.Сухого

Факультет ФПК и ПК Кафедра РЭНМиТН

УТВЕРЖДАЮ

зав. кафедрой _________ А.В. Захаров

«21» ДЕКАБРЯ 2009 года

ЗАДАНИЕ

ПО ДИПЛОМНОМУ ПРОЕКТИРОВАНИЮ

СЛУШАТЕЛЮ Ситнику Андрею Валерьевичу

1.      Тема проекта: ТЕХНОЛОГИЯ БУРЕНИЯ ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ СКВАЖИН С ПОМОЩЬЮ ТЕЛЕСИСТЕМЫ В ЗАПОЛЯРНОМ КРУГЕ

(утверждена приказом по вузу от 21 декабря 2009 г. № 1047 - с)

. Сроки сдачи слушателя законченного проекта: 15.02.10г. - предварительная защита, 18-19 февраля 2010 - защита

. Исходные данные к проекту:

) Проект строительства скважины пласта БУ-8.

) Литературные источники о технологии строительства скважин.

. Содержание расчетно-пояснительной записки (перечень подлежащих разработке вопросов):

1)   Геологическое строение Северо-Уренгойского месторождения.

2)   Конструкция скважины

3)   Технология бурения и параметры режима бурения

4)   Телеметрическое сопровождение при бурении горизонтальных скважин

5)   Цементирование скважины и вызов притока из пласта.

6)   Экономика.

5. Перечень графического материала:

1)   Структурная карта Северо-Уренгойского месторождения

2)   Геологический разрез Северо-Уренгойского месторождения.

3)   ГТН

4)   Вертикальный профиль горизонтальной скважины

5)   Схема телесистемы

6)   Технико-экономические показатели бурения при помощи телесистемы

6. Консультанты по проекту (с указанием относящихся к ним разделов проекта)

геологическая часть - Бескопыльный В.Н.

технологическая часть - Захаров А.В.

экономическая часть - Лебешков М.Е.

. Дата выдачи задания - 21декабря 2009 г.

. Календарный график работы над проектом на весь период проектирования (с указанием сроков выполнения и трудоемкости отдельных этапов)

геологическая часть - 10.01.2010 г.

технологическая часть - 05.02.2010 г.

экономика - 10.02.2010 г

Руководитель__________________________ С.В. Козырева

Задание принял к исполнению (дата)________________ А.В.Ситник

Подпись слушатель__________________

Примечание: Это задание прилагается к законченному проекту и вместе с проектом представляется при сдаче проекта

СОДЕРЖАНИЕ

Введение

Глава 1. Геологическое строение северо-уренгойского месторождения

.1      Общие сведения о месторождении

.2      Краткая характеристика стратиграфии и литологии разреза

.3 Тектоническая характеристика месторождения

.3      Нефтегазоносность

Глава 2. Технология бурения горизонтальных скважин с помощью телесистемы в Заполярном круге

.1 Обоснование конструкции скважины

.2      Проектирование профиля ствола скважины

.2.1 Расчет профиля

2.3 Буровые промывочные жидкости

2.3.1 Требования к буровому раствору для бурения под кондуктор и промежуточную колонну. Инженерные решения

2.3.2 Требования к буровому раствору для бурения под эксплуатационную колонну. Инженерные решения

.3.3   Требования к буровому раствору для первичного вскрытия продуктивных пластов

.3.4   Очистка бурового раствора

.3.5   Расчет плотности бурового раствора по интервалам бурения

2.4.        Углубление скважины

2.4.1.Технологические решения, принятые по проводке скважин на Северо-Уренгойском месторождении

.5 Крепление скважины

.5.1 Расчет эксплуатационной колонны

.5.2 Устьевое и противовыбросовое оборудование

.6 Освоение скважины

.6.1 Освоение пластов в эксплуатационной колонне

2.7 Телеметрическое сопровождение при бурении горизонтальных скважин

.7.1 Задачи скважинных измерений телесистемами

.7.2 Телеметрическая система «Orienteer» с гидравлическим каналом связи

.7.3 Раздовидности телеметрической системы «Orienteer»

2.7.4 Параметры телесистемы «Orienteer»

.7.5 Каротаж в процессе бурения (LWD)

2.7.6 Геонавигация

Глава 3. Оценка эффективности от внедрения телеметрической системы «Orienteer»

Заключение

Список литературы

ВВЕДЕНИЕ

Горизонтальное бурение скважин применяется для увеличения нефте- и газоотдачи продуктивных горизонтов при первичном освоении месторождений с плохими коллекторами и при восстановлении малодебитного и бездействующего фонда скважин.

Если при бурении наклонной скважины главным является достижение заданной области продуктивного пласта и его поперечное пересечение под углом, величина которого, как правило, жестко не устанавливается, то основная цель бурения горизонтальной скважины - пересечение продуктивного пласта в продольном направлении. При этом протяженность завершающего участка скважины, расположенного в продуктивном пласте (горизонтального участка), может превышать нескольких сотен метров.

При бурении горизонтальных скважин неточности ориентирования отклоняющих компоновок и учёта угла закручивания бурильной колонны от действия реактивного момента забойного двигателя вызывает изменения азимута скважины, пространственное искривление траектории ствола скважины и увеличение работ с отклонителем. При работе с отклонителем ограничивают проходку на долото из-за необходимости замера угла и азимута пройденного интервала инклинометром. Пространственный характер искривления траектории ствола горизонтальной скважины часто является причиной возникновения различных осложнений. Все эти нежелательные явления существенно снижают эффективность проходки горизонтальных скважин. Для предотвращения возникновения этих отрицательных явлений и повышения точности проходки горизонтальных скважин разработаны телеметрические системы.

Телеметрическая система позволяет непрерывно контролировать угол наклона и угол установки отклоняющей компоновки в процессе бурения. Это снижает затраты времени на ориентирование инструмента и инклинометрические исследования.

В данном дипломном проекте рассмотрена эффективность применения телеметрической системы Orienteer (Ориентир) компании Geolink (Геолинк), которая работает на отрицательных импульсах давления бурового раствора.

При выполнении дипломного проекта были использованы материалы ОАО «Сибирское управление по строительству скважин», НПООО «ГОРИЗОНТ», РОСПАН, ООО «Нортгаз», ООО «Бургаз», Хьюз Кристенсен, ОАО «АйДиЭс Навигатор».

ГЛАВА 1. ГЕОЛОГИЧЕСКОЕ СТРОЕНИЕ СЕВЕРО-УРЕНГОЙСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

1.1 Общие сведения о месторождении

Северо-Уренгойское нефтегазоконденсатное месторождение расположено на юге Тазовского полуострова в северной части Западно-Сибирской низменности. Административно месторождение расположено в пределах Пуровского и Надымского районов Ямало-Ненецкого автономного округа Тюменской области.

Район работ характеризуется относительно пологим рельефом: максимальные отметки рельефа достигают + 50 м, минимальные - + 5 м. Интенсивное расчленение равнины обусловлено хорошо развитой сетью бассейна р. Хадуттэ, системой мелких рек и ручьев, сильно развитой в долинах рек и высокой заозеренностью водораздельных участков равнины.

Район работ находится в зоне распространения многолетнемерзлых пород (ММП), температура которых понижается с юга на север примерно на 1°С на 100 км. При этом первопричиной в формировании изменения геотермального поля является распределение атмосферных осадков.

Криогенный фактор представляет особую сложность при освоении северных месторождений. Нарушение температурного равновесия приповерхностного слоя четвертичных отложений в результате хозяйственной деятельности сопровождается рядом негативных явлений - термокарста, криогенного пучения и т. д., выводящих из строя несущие фундаменты сооружений, свайные опоры, трубопроводы и др.

Таким образом, территория Северо-Уренгойского месторождения характеризуется неустойчивостью термодинамического равновесия геологической среды, обусловленной существованием многолетнемерзлых пород [2].

Климат района резко континентальный, средняя температура июля составляет +14 °С, в январе характерен минимум до -55 -57 °С. Среднегодовая температура воздуха по данным Уренгойской метеостанции изменяется в пределах 7.5 - 8.5 оС. Среднегодовое количество осадков достигает 500 - 600 мм.

Населенные пункты в районе расположены редко и на больших расстояниях друг от друга. Ближайшим к месторождению является поселок Тазовский - 80 км к востоку от месторождения. Административный центр Пуровского района пос. Тарко-Сале расположен в 290 км к юго-востоку, а центр Надымского района - г. Надым расположен в 250 км к юго-западу от месторождения. Расстояние до г. Салехарда, являющегося центром Ямало-Ненецкого автономного округа, составляет 440 км. Ближайшие месторождения - Уренгойское (40 км к югу), Тазовское (70 км к востоку) и Ямбургское (60 км к северо-западу).

Сообщение с участком работ осуществляется воздушным и водным путем: в паводковый период из Салехарда по Обской и Тазовской губам баржи поднимаются вверх по течению Хадуттэ. В зимний период, когда промерзают болота, возможно передвижение на тракторах и вездеходах. В летний период район месторождения характеризуется полным отсутствием сухопутных дорог. Поэтому транспортировка бурового оборудования, материалов, грузов и людей с базы к месту работ осуществляется летом преимущественно авиатранспортом (частично водным путем), а в зимний период автомобильным и гусеничным транспортом по дорогам - «зимникам».

Непосредственно на Северо-Уренгойском месторождении с 1987 г. ведется добыча газа из сеноманских отложений. Для подготовки газа к транспорту построены установки комплексной подготовки газа (УКПГ), проведено обустройство месторождения. Транспорт газа осуществляется в коллектор Уренгойского месторождения.

1.2 Краткая характеристика стратиграфии и литологии разреза

месторождение уренгойский скважина буровой

В геологическом строении Северо-Уренгойского месторождения принимают участие породы палеозойского фундамента и терригенные песчано-глинистые отложения платформенного мезозойского чехла.

Разрез чехла месторождения вскрыт 50 скважинами, максимальная вскрытая глубина отмечена в скв. 426 - 4823 м (тюменская свита). Породы триаса и палеозойского фундамента не вскрыты.

Палеозойский фундамент

По геофизическим данным предполагаемая глубина залегания фундамента на месторождении 5 - 7 км. Непосредственно на Северо-Уренгойском месторождении породы фундамента не вскрыты.

На Уренгойской площади сверхглубокой скважиной СГ-6 отложения палеозойского фундамента вскрыты на глубине 7 км. Породы фундамента представлены метаморфизованными аргиллитами и алевролитами. В скв. 414 Уренгойского месторождения породы фундамента вскрыты на глубине 5385 м и представлены серыми миндалекаменными базальтами типа андезита.

Триасовая система

Отложения триасового представлены верхним отделом в составе тампейской серии, включающей в себя варенгаяхинскую и витютинскую свиты, которые сложены терригенными породами. Толщина триасовых отложений около 150 м.

Юрская система

Отложения юры согласно залегают на триасовых, развиты в данном районе повсеместно, представлены всеми тремя отделами - верхним, средним и нижним.

Тюменская свита представляет собой мощную толщу прибрежно-континентальных отложений, литологически сложена крайне неравномерным чередованием аргиллитов, алевролитов и песчаников.

Аргиллиты темно-серые, серые, слабоалевритистые, слюдистые, крепкие, плотные, неяснослоистые, иногда хрупкие, тонкоотмученные, углистые.

Алевролиты от светло-серых, глинисто-карбонатных до серых, глинистых, крепкосцементированные, плотные, с тонкой слоистостью.

Песчаники серые, мелкозернистые, алевритистые, крепкие, плотные, однородные, часто карбонатные с тонкой, прерывистой, иногда пологоволнистой слоистостью.

В разрезе присутствуют углистые аргиллиты. Особенностью отложений свиты является наличие различных типов слоистости: тонкой, горизонтальной, косой. По всему разрезу отмечается обуглившийся растительный детрит и чешуйки слюды, часто наблюдается сидеритизация, стяжения пирита.

Отложения тюменской свиты вскрыты в двух скважинах 426 и 436, максимальная вскрытая толщина свиты 609 м [2].

Абалакская свита относится к верхнеюрским отложениям, представлена аргиллитами темно-серыми, иногда с бурым оттенком, слабоалевритистыми, сидеритизированными, с прослоями серых алевролитов. Толщина свиты на месторождении 64 - 76 м.

Баженовская свита завершает юрские отложения, представлена типичными битуминозными аргиллитами черного цвета, плитчатыми, является выдержанным репером в пределах большей части Западно-Сибирской низменности (ЗСН), хорошо выделяется на диаграммах радиоактивного каротажа (РК) и электрокаротажных кривых, вскрыта двумя скважинами (426 и 436). Толщина ее составляет около 60 м. Общая толщина юрских отложений (по данным скв. 426) 740 м.

Меловая система

Отложения меловой системы представлены всеми ярусами нижнего и верхнего отделов. Объединяются в три надгоризонта: зареченский (берриас, валанжин, готерив, баррем, нижняя часть апта), покурский (верхняя часть апта, альб, сеноман) и дербышинский (турон, коньяк, сантон, кампан, маастрихт).

Сортымская свита (ранее мегионская) залегает в основании меловых отложений и включает в себя в нижней части ачимовскую толщу, выше мощную (до 700 м) преимущественно глинистую толщу, ранее называемую очимкинской, и песчано-алевролитово-глинистую (ранее южно-балыкская).

Ачимовская толща содержит в своем составе песчаники серые, мелкозернистые, слюдистые, часто известковистые, с прослоями песчано-алевритовых и глинистых пород.

По текстуре песчаники однородные или горизонтально-слоистые за счет прослоек глинистого материала и углистого детрита. Аргиллиты темно-серые, слюдистые, крепкие, горизонтально-слоистые. Общая толщина ачимовской толщи по данным скважин 436 и 426 составляет 195 м.

Выше по разрезу свиты залегают аргиллиты, песчаники, алевролиты; к песчаным пластам свиты приурочен ряд продуктивных пластов (БУ12 - БУ14).

Завершают разрез свиты глины темно-серые, плитчатые, с остатками макрофауны и углефицированных остатков водорослей, толщина этой глинистой пачки (аналога чеускинской) невелика, варьируется от 1 до 10-12 м.

Общая толщина сортымской свиты в скв. 426 составляет 936 м.

Тангаловская свита, известная ранее под именем вартовской, делится на 3 подсвиты - нижнюю, среднюю и верхнюю. Нижнетангаловская подсвита состоит из глин серых, иногда аргиллитоподобных, чередующихся с песчаниками и алевролитами. Характерен обугленный растительный детрит, обрывки растений, корневидные растительные остатки. К этой подсвите на месторождении приурочены отдельные монолитные песчаные пласты, с которыми связаны залежи углеводородов (пласты БУ0 - БУ1 и БУ4 - БУ92).

В разрезе описываемых отложений встречаются прослои темно-коричневых с вишневым оттенком аргиллитов, обладающих большой способностью к размыванию в процессе бурения.

Над пластом БУ80 распространены на площади месторождения так называемые «шоколадные» аргиллиты, тонкоплитчатые, однородные, хрупкие, которые четко отбиваются на кавернограммах массивными кавернами; эти аргиллиты являются хорошим репером в районе всего Уренгойского вала.

В кровле нижней подсвиты выделяются глины сероцветные, иногда с зеленоватым оттенком с прослоями песчаников, толщиной 40 - 50 м. Эта пачка глин является аналогом пимской пачки, но более опесчанена по сравнению с ней.

В средне-верхней части разреза свиты наблюдается более частое чередование песчано-алевритовых и глинистых пород, к песчаным разностям которых приурочена группа пластов АУ4 - АУ91, АУ10 - АУ111.

Песчаники и алевролиты серые, чередующиеся в сложном сочетании с глинами серыми, иногда зеленовато-серыми, изредка комковатыми, с единичными зеркалами скольжения. Отмечаются редкие прослои аргиллитоподобных глин. Характерен обугленный растительный детрит, остатки флоры, единичные фораминиферы. В составе подсвиты выделяются шесть песчаных пластов [2].

Общая толщина тангаловской свиты 1020 - 1173 м.

Покурская свита (апт-альб-сеноманский ярус) вскрыта всеми пробуренными скважинами на полную толщину и представлена неравномерным переслаиванием алевролито-песчаных пластов с глинистыми. Для всех разностей пород характерно наличие обильного растительного детрита, линзочек и тонких прослоев угля, желваков и линзочек сидерита.

Нижняя часть свиты, в основном, глинисто-алевритистая. Отложения верхней части (сеноманский ярус) представлены большей частью песчаниками. Разрез сеноманских отложений изучен достаточно подробно в связи с тем, что к ним приурочена газовая залежь (ПК1). Граница между сеноманскими и альбскими отложениями проводится условно.

Пески и песчаники сеномана имеют окраску от светло-серой до темно-серой, с желтоватым или зеленовато-голубоватым оттенком, мелко- и среднезернистые, слабосцементированные или рыхлые, в различной степени глинистые, слюдистые, прослоями известковистые.

Алевролиты серые и темно-серые, разнозернистые, средней плотности иногда крепкосцементированные, глинистые, слюдистые.

Глины темно-серые, иногда зеленоватые, плотные, алевритистые, местами опоковидные, слюдистые.

В песчаниках и в алевролитах отмечаются редкие включения янтаря. Толщина покурской свиты составляет 849-949 м.

Кузнецовская свита (туронский ярус верхнемелового отдела) сложена глинами темно-серыми до черных, слабобитуминозными, алевритистыми, толщиной 48 - 75 м.

Березовская свита (коньякский, сантонский и кампанский ярусы) в подошве сложена песчано-алевролитовыми породами, встречаются кремнистые разности. Верхняя часть березовской свиты сложена преимущественно глинистыми породами. Толщина свиты составляет 283 - 405 м.

Ганькинская свита выделяется в пределах маастрихтского яруса верхнего мела и датского яруса палеогеновой системы и сложена глинами и песчано-алевритовыми породами с преобладанием глин в подошве свиты. Толщина свиты 218 - 371 м.

Палеогеновая система

В разрезе палеогена выделяются отложения тибейсалинской, люлинворской, юрковской свит и корликовской толщи.

Тибейсалинская свита в нижней своей части сложена глинами серыми и темно-серыми, слюдистыми с маломощными прослоями песчаников и алевролитов, а в верхней - преимущественно алеврито-песчаными породами. Толщина свиты изменяется от 205 до 305 м.

Люлинворская свита подразделяется на нижнюю, среднюю и верхнюю подсвиты и сложена глинами опоковидными, алевритистыми с прослоями диатомитовых глин. Толщина свиты 149 - 183 м.

Юрковская свита (ранее чеганская) представлена песками светло-серыми разнозернистыми с прослоями и линзами глин и гравия. Встречаются прослои бурого угля. Общая толщина юрковской свиты достигает 100 м.

Корликовская толща (ранее атлымская) объединяет песчаные отложения континентального генезиса. Породы представлены песками белыми и светло-серыми, плохо отсортированными с линзами гравелитов. Характерно обилие каолина в виде заполнителя гнезд, линзообразных прослоев и окатышей. Толщина составляет 30-55 м.

Четвертичная система

Разрез четвертичных отложений представлен песками, глинами, супесями с включениями гравия и галек, а также древесно-растительных остатков. В верхнем деятельном слое установлены отложения торфяных болот. Толщина четвертичных отложений варьирует от 50 до 100 м.

1.3 Тектоническая характеристика месторождения

Северо-Уренгойское месторождение приурочено к Оликуминскому тектоническому поднятию, которое расположено в пределах одноименного Оликуминского вала - структуры II порядка, расположенной севернее Уренгойского вала и ограниченного на юге Южно-Оликуминской впадиной, на западе - Западно-Оликуминской котловиной, на севере - Южно-Юрхаровским прогибом, на востоке - Восточно-Оликуминским прогибом. Оликуминский вал и окружающие его вышеназванные структуры входят в состав Хадуттэйской впадины.

При рассмотрении тектонического положения Оликуминского вала обращает на себя внимание его дискордантность по отношению к другим тектоническим элементам этого района, что связано с аномально сложным строением земной коры в пределах Хадуттэйской впадины. Хадуттэйская впадина отделяется от соседних Уренгойского вала и Медвежье-Ямбургского глубинными разломами, достигающими мантии. Такое же ограничение имеется и с востока, где расположен Уренгойско-Колтогорский глубинный разлом. Взаимное пересечение основных тектонических ограничений, их большая глубинность указывает на наложение в этом районе друг на друга разнонаправленных структуроформирующих движений, которые имеют связь с рифтогенезом. Таким образом, пересечение в районе Хадуттэйской впадины двух разновозрастных рифтовых систем - Омско-Гыданской и Арало-Таймырской предопределило сложное блоковое строение земной коры в пределах Оликуминского вала.

Унаследованность структуры осадочной толщи по отношению к рельефу фундамента и его тектоническому строению обусловила своеобразную морфологию Оликуминского вала, а так же его субширотное простирание, в противоположность меридиональному, характерному для большинства положительных структур севера Западно-Сибирской плиты.

По результатам работ на уровне верхнеюрского горизонта “Б” размеры вала в пределах замыкающей изогипсы 4060 м составляют 20 х 70 км при амплитуде более 140 м. Оликуминский вал по горизонту “Б” (верхняя юра) осложнен 4-мя куполами.

В центральной части вала закартирована локальная впадина, значительно сокращающая его площадь.

По вышележащим отражающим горизонтам “Н100” (валанжин), «М1»(апт), «Г» (сеноман) картируются два основных локальных поднятия: Западно-Оликуминское и Восточно-Оликуминское, к которым приурочены газоконденсатные залежи валанжинского и готерив-барремского возраста. (Горизонт «Н300», коррелируемый с пластом БУ112, прослеживается лишь на площади Восточного поднятия и резко погружается к западу).

В дальнейшем мы будем называть поднятия кратко - Восточное и Западное поднятия, Восточная и Западная залежь [2].

В соответствии с принятым при подсчете запасов вариантом сейсмической карты по горизонту «Н100» Оликуминский вал представляет собой субширотную вытянутую положительную структуру неправильной формы, осложненную двумя локальными поднятиями - Восточным и Западным. По оконтуривающей изогипсе 2980 м Восточное поднятие имеет размеры 10 х 22 км и амплитуду 40 м, Западное - 9 х 29 км и амплитуду 55 м. Горизонт в общих чертах хорошо сопоставляется со структурной поверхностью кровли ближайшего к нему пласта БУ81-2, отличаясь лишь в деталях (смещение сводов по сейсмике и бурению). Каждый купол нарушен серией дизъюнктивных нарушений небольшой амплитуды - 10 - 20 м. Вследствие этого в пределах поднятия с востока на запад выделены 7 блоков. Наиболее четко по временным разрезам общей глубинной точки (ОГТ) разрывные нарушения фиксируются в пределах Западного купола, с учетом которых и различий межфлюидальных контактов здесь выделяются 4 блока, три из которых включают залежи УВ и пронумерованы нами как блоки 1, 2 и 3 (с запада на восток). Ориентировка разломов, а соответственно и блоков, в основном северо-восточная. Данное направление дизъюнктивных дислокаций в Западной Сибири характерно для молодых разломов мелового возраста, именно такие разломы контролируют тектонические ловушки для УВ на соседнем Ямбургском месторождении.

1.4 Нефтегазоносность

По результатам геологоразведочных работ в диапазоне залегания нижнемеловых отложений Северо-Уренгойского месторождения (на глубинах 2040 - 3280 м) открыто и разведано с различной степенью изученности 45 залежей УВ в 30 пластах, в т.ч. в пределах Западного купола месторождения продуктивны шесть пластов, содержащих шесть газоконденсатных и восемь газоконденсатнонефтяных залежей. Нефтегазоконденсатные залежи выявлены в пластах БУ10, БУ111-1, БУ111-2 и БУ112, т.е. с глубины 3150 м и более.

Продуктивные пласты характеризуются средними значениями параметров пористости 15.8 - 16.5 %, проницаемости 31 - 56 мД, начальной газонасыщенности 60 - 69 %, нефтенасыщенности 59 - 65 %, максимальные газонасыщенные толщины по пластам составляют от 6.4 до 45.6 м.

Газоконденсатные залежи пластовые (пластово-массивные), сводовые, тектонически экранированные, с наличием в пластах БУ10, БУ111-1, БУ111-2 нефтяных оторочек.

Тип коллектора - терригенный поровый.

Нефтегазоконденсатная залежь пласта БУ8 вскрыта в пределах I, II и III блоках Западного купола, нефтяная оторочка отмечается только в южной части в пределах II и III блоков.

Как отмечалось выше, только к пластам горизонта БУ10-11 приурочены нефтяные оторочки во II блоке, имеющие промышленное значение. При общей высоте залежи пласта БУ10 во II блоке 84 м, смещенная на южное крыло купола нефтяная оторочка имеет высоту около 30 м.

Из 12 разведочных скважин, попавших в контур нефтегазоносности, пять скважин пробурены на площади распространения нефтяной оторочки. Полученные при испытании дебиты конденсатосодержащего газа варьируют в пределах 96.0 - 514.5 тыс. м3/сут (на шайбах 12 - 17 мм), дебиты нефти - от 9.6 м3/сут на уровне до 81.2 тыс.м3/сут на 10-мм штуцере. Максимальный дебит нефти получен в скв. 427. В целом более высокой продуктивностью по нефти пласт БУ8 характеризуется в восточной части распространения нефтяной оторочки.

По типу залежь II блока комбинированная: пластовая, сводовая с тектоническими экранами с востока и запада, аналогично может быть названа и залежь I блока, которая при отсутствии экранирующего влияния нарушения с востока может представлять единую залежь со II блоком.

Поле нефтеносности продолжается на восток (III блок), но с более высоким уровнем ВНК. Залежь в III блоке тектонически экранированная.

В I блоке нефтяная оторочка отсутствует, в контуре газоносности находится три скважины, все испытаны.

В блоке I максимальные общие толщины пласта тяготеют к зоне разлома в восточной части (скв. 409, 435) и достигают 29.8 м. Во втором блоке в своде купола (скв. 430) общая толщина составляет 14.2 м, увеличиваясь к юго-западу до 35.8 м (скв. 447) и к северо-востоку до 25 м (скв. 453). В пределах третьего блока в приразломной части, где находится залежь УВ, общие толщины составляют 23.2 - 29.2 м.

Распределение эффективных толщин по площади в основном повторяет общие толщины. Максимальные значения по первому блоку отмечаются для скв. 434, 428 (16 м), по второму блоку - скв. 447 (17.8 м), по третьему блоку в пределах залежи находится одна скважина 443 и по ней суммарная эффективная толщина составляет 17.2 м.

Эффективные газонасыщенные толщины колеблются от 4.2 м (скв. 409) до 16 м в блоке I (скв. 434), до 15.8 м (скв. 404) в блоке II. В скв. 433 (блок III) эффективная газонасыщенная толщина составляет 7.4 м.

Нефтяная оторочка вскрыта пятью скважинами, которые характеризуются эффективными нефтенасыщенными толщинами от 4.4 м (скв. 418) до 17.8 (скв. 447).

Количество проницаемых прослоев колеблется от 2 до 12, при толщине каждого от 0.4 до 14.0 м. Толщины непроницаемых прослоев колеблются от 0.4 до 21.8 м с суммарной толщиной в интервале пласта от 2.0 до 11.4 м.

Залежь пласта БУ111-1 располагается в пределах I, II и III блоков Западного купола. В отличие от вышележащих пластов эта залежь имеет литологические границы со всех сторон, кроме южной во II блоке.

Основная залежь II блока имеет строение, аналогичное таковой в пласте БУ10, за исключением того, что высота как залежи в целом, так и особенно нефтяной оторочки меньше, и она не имеет промышленного значения. Кроме того, в северо-восточной части структуры (скв. 445, 453) пласт глинизируется, т.е. наряду с тектоническим появляется локальный литологический экран.

В I блоке по результатам испытания скв. 435, в которой получен приток газа дебитом 96.1 тыс.м3/сут , выделена "висячая" небольшая газоконденсатная залежь, в которой ГВК в скв. 435 прослеживается на а. о. -3185 м, а на более высоких отметках в скв. 434 (а. о. кровли - 3159.7 м) пласт водоносен. Аналогично по данным скв. 411 прослеживается небольшой высоты газоконденсатная залежь в IV блоке.

Общие толщины пласта характеризуются относительно небольшими величинами (1.8 - 9.6 м при среднем значении 4.7 м) и изменяются по площади залежи равномерно от максимальных в юго-западной части по направлению к зоне глинизации и на юго-восток. Эффективные толщины в большинстве скважин равны общим и соответственно имеют те же тенденции изменения по площади залежи.

Эффективные газонасыщенные толщины пласта БУ111-1 по всем скважинам, кроме двух в контуре нефтеносности, равны эффективным и изменяются в пределах 1.8 - 6.4 м при среднем значении 3.3 м. Максимальное значение отмечается в купольной скважине 430, по направлению к периферии залежи газонасыщенные толщины закономерно уменьшаются.

Нефтяная оторочка расположена на юге в пределах II блока, имеет форму узкой полосы и вскрыта двумя скважинам (скв. 431 и 444). Эффективные нефтенасыщенные толщины в этих скважинах имеют значения 1.6 и 4.2 м.

К пласту БУ111-2 на Западном куполе С-Уренгойского месторождения приурочена нефтегазоконденсатная залежь, расположенная во II и III блоках.

По объему нефтяной части во II блоке залежь наиболее значительна в разрезе горизонта БУ10-11. В отличие от пласта БУ10, где нефтяная оторочка располагается довольно равномерной полосой вдоль южного склона купола, в пласте БУ111-2 она полукольцом охватывает залежь и с востока, протягиваясь вдоль тектонического экрана (район скв. 404, 445).

Основная залежь II блока имеет строение, аналогичное таковой в пласте БУ10, за исключением того, что высота как залежи в целом, так и особенно нефтяной оторочки меньше, и она не имеет промышленного значения. Кроме того, в северо-восточной части структуры (скв. 445, 453) пласт глинизируется, т.е. наряду с тектоническим появляется локальный литологический экран.

В I блоке по результатам испытания скв. 435, в которой получен приток газа дебитом 96.1 тыс.м3/сут, выделена "висячая" небольшая газоконденсатная залежь, в которой ГВК в скв. 435 прослеживается на а. о. -3185 м, а на более высоких отметках в скв. 434 (а. о. кровли - 3159.7 м) пласт водоносен. Аналогично по данным скв. 411 прослеживается небольшой высоты газоконденсатная залежь в IV блоке.

Максимальная общая толщина зафиксирована в скв. 453 (43.2 м) на северо-востоке залежи с общей тенденцией к уменьшению на юго-запад до 3.8 м в скв. 455. Среднее значение составляет 18.8 м. Эффективные толщины по площади распределены более равномерно, максимум (24.4 м) расположен также в скв. 453, в пределах II блока значения эффективной толщины составляют 10-15 м [2].

Эффективные газонасыщенные толщины с запада на восток уменьшаются от 11.2 м (скв. 430) до 2.6 м (скв. 404) и 1.8 м (скв. 433, блок II).

Максимальные эффективные нефтенасыщенные толщины (14.8 м) вскрыты в скв. 44 и уменьшаются до 2.4 м на севере (скв. 445) и до 8.8 м на западе (скв. 418).

ГЛАВА 2. ТЕХНОЛОГИЯ БУРЕНИЯ ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ СКВАЖИН С ПОМОЩЬЮ ТЕЛЕСИСТЕМЫ В ЗАПОЛЯРНОМ КРУГЕ

2.1 Обоснование конструкции скважины

При разработке конструкции скважин учтены следующие горно-геологические особенности строения Северо-Уренгойского месторождения:

Проектная глубина скважины - 2950м.

Газоконденсатонасыщенные пласты залегают в интервалах:

ПК-1 1130-1251 м;

БУ-8 2945-2968 м.

Коэффициент аномальности пластовых давлений Ка=1,0 в интервале 0-2968м.

Ожидаемые пластовые давления:

ПК-1 11,30 МПа;

- БУ-8 29,45 МПа.

1.  Ожидаемые давления на устье скважины при возможных газоконденсатопроявлениях в процессе бурения и испытания скважины:

- ПК-1 6,11МПа;

БУ-8 5,73МПа.

2.  Нефтеносные пласты в разрезе отсутствуют.

3.      Многолетнемерзлые породы в интервале 0-400 м.

.        Скважина наклонно-направленная с горизонтальным окончанием.

.        Забойная температура - +870С.

В соответствии с п. 2.2.6.4. (ПБ 08-624-03) строится совмещенный график пластовых давлений и давлений гидроразрыва с использованием геологического материала (рис.2.1.), по которому выбираются зоны совместимых условий бурения с учетом конкретных горно-геологических условий на месторождении.

В районах многолетнемерзлых горных пород к конструкциям скважин предъявляются дополнительные требования:

1.      толщина мерзлых пород перекрывается полностью;

2.      глубина спуска кондуктора должна исключать гидравлический разрыв пластов, лежащих выше башмака, при достижении в стволе скважины давления, равного пластовому;

.        для успешной проводки скважины после перекрытия мерзлых пород и последующей эксплуатации тепловое воздействие ее на породы с отрицательной температурой необходимо свести к минимуму;

.        необходимо оценить величины сминающих нагрузок и проверить прочность конструкции в целом при цикличном растеплении и смерзании многолетнемерзлых пород, связанном с вынужденными остановками эксплуатирующихся скважин.

При бурении скважин промывочная жидкость с температурой выше 00С растапливает лед - цемент мерзлой породы. В результате в интервалах мерзлых пород, сложенных рыхлыми разностями, сцементированными льдом, образуются каверны. Наличие этих каверн значительно усложняет процесс цементирования кондукторов.

При эксплуатации скважин тепловое воздействие на мерзлые породы становится крайне интенсивным. Лед, превращаясь в воду, занимает меньший объем, и образуются каверны. Порода теряет свою несущую способность, возникают явления оползней.

Расчеты показывают, что при диаметре скважины 219 мм, температуре ее продукции 270С (для условий Тазовского месторождения) и температуре мерзлых пород -30С каждый метр скважины излучает более 200 ккал/ч. Учитывая разность температур и длительность работы скважины, можно предсказать нарушение термодинамического равновесия в многолетнемерзлых породах, в результате чего возможны посткриогенные явления вокруг ствола скважины и образование вокруг кондуктора огромных каверн (кратеров) с проседанием устьевой обвязки и нарушением труб кондуктора.

Для снижения величины зон растепления используют различные способы термоизоляции нефтяных и газовых скважин. При заполнении кольцевого пространства между кондуктором и последующей колонной дизельным топливом с λ = 0,15 ккал/(м*ч*0С) и наличии за кондуктором цементного кольца с λ = 0,30 ккал/(м*ч*0С) растепление многолетнемерзлых пород за первые три месяца работы скважины достигает 1м, а через один год превысит 2м, что вызовет просадку талого грунта объемом 60-65 м3. При отсутствии теплоизоляции между колоннами и недоподъеме тампонажного раствора за кондуктором до устья растепление пород за первый год работы скважины достигает 4,5м. Наличие в кольцевом пространстве между колоннами воздуха при атмосферном давлении (λ = 0,025 ккал/(м*ч*0С)) сокращает линейную плотность теплового потока из ствола скважины в окружающие горные породы на 40-50%. Одним из методов борьбы с растеплением является использование в колонне лифтовых труб (в интервале ММП) специальных теплоизолированных промысловых труб ТПКН 102-73, выпускаемых ЗАО «РА-Кубаньнефтемаш». Это трубы наружным диаметром 102 мм с потерей тепла по длине колонны - 150 Вт/м.

Смятие обсадных колонн при восстановлении отрицательных температур в околоствольной зоне скважин в районах ММП происходит в интервалах образования каверн или значительных зазоров между смежными колоннами либо колонной и стенкой скважины. Если разность диаметров скважины и колонны превышает 100 мм, то при замерзании пород высокой влажности (более 20-25%) и жидкости в кольцевом пространстве колонна может быть смята. Наибольшую опасность представляют незацементированные каверны, заполненные пресной или слабоминерализованной водой [1].

С учетом выше изложенного, требований задания на разработку проектно-сметной документации и накопленного опыта работ при бурении скважин на Северо-Уренгойском месторождении принимается следующая конструкция скважины (табл.2.1):

. Устье скважины оборудуется шахтным направлением размером 1,5 х 1,5 х 1,0 м. Направление выкапывается вручную, стенки укрепляются опалубкой и бетонируются.

. Кондуктор диаметром 324,0 мм спускается на глубину 500 м с целью обеспечения надежного перекрытия:

- многолетнемерзлых пород,

интервала залегания неустойчивых, склонных к осыпям и обвалообразованиям меловых отложений.

Указанная глубина спуска кондуктора рассчитана из условий нахождения башмака колонны в плотных породах (п.2.10.6 ПБ 08-624-03), недопущения гидроразрыва пород при ликвидации возможных ГНВП при дальнейшем углублении скважины и недопущения осложнений в виде осыпей и обвалов из неустойчивых интервалов перекрытого геологического разреза.

Цементируется в интервале 0-500 м цементным раствором плотностью 1800кг/м3 с применением цемента ПЦТ -100 (возможно использование арктикцемента).

. Техническая колонна диаметром 245 мм спускается на глубину 1350 м с целью крепления и изоляции вышележащих зон геологического разреза, несовместимых по условиям бурения с нижележащими. Служит для предупреждения осложнений и аварий в скважине при бурении нижележащего интервала. Цементируется в интервале 0-400м ОЦР плотностью 1400кг/м3 (цемент марки ПЦТ -100 + 15% АСМ или Trican-1400), в интервале 400-1350м цементным раствором плотностью 1800 кг/м3 (цемент марки ПЦТ -100).

. Эксплуатационная колонна диаметром 168мм спускается до кровли продуктивного горизонта с целью разделения интервалов с несовместимыми условиями бурения. Цементируется: цементным раствором в интервале 2945-2100 м с применением цемента марки ПЦТ -100 с добавкой ПМК(5,0%), 0,5% понизителя водоотдачи и НТФ(0,01%), облегченным цементным раствором (цемент марки ПЦТ -100 + 17% АСМ или Trican-1400) в интервале 2100-0 м.

«Хвостовик» диаметром 114мм в интервале проектная глубина - 150м выше башмака эксплуатационной колонны и предназначена для эксплуатации продуктивных горизонтов в скважине и извлечения газа и конденсата на поверхность. Для решения задач надёжного разобщения пластов и сохранения коллекторских свойств продуктивных пластов «хвостовик» не цементируется, а подвешивается на разъединительном устройстве УСПХН 114/168.

Типы резьбовых соединений и герметизирующие средства для обсадных колонн выбраны с учетом вида флюида, находящегося в скважине; максимального внутреннего избыточного давления и максимальной температуры воздействия.

Тампонажный раствор для всех колонн поднимается до устья с целью недопущения нарушения колонн от сминающего действия пород в зоне расположения ММП [2].

2.2 Проектирование профиля ствола скважины

Выбор профиля скважины влияет на каждую фазу проектирования, бурения, заканчивания и капитального ремонта скважины. Для начала проектирования профиля скважины требуется определенная информация. Необходимая информация включает и определение назначение скважины. Далее целесообразно выяснить условия залежи. Они определят необходимость в разработке программы изучения горных пород. Программа изучения горных пород может иметь важное значение при выборе проектного профиля скважины

Таблица 2.1 Конструкция скважины

Рис.2.1. График совмещенных давлений

Должна быть определена необходимая схема заканчивания скважины и приняты следующие решения:

- О заканчивании скважины открытым или обсаженным стволом

-       О глубине расположения оборудования для заканчивания скважины (пакеры, насосы и т.д.)

-       О требованиях к диаметру скважины

Требования к заканчиванию скважины могут быть очень важными при выборе проектного профиля скважины. Выбор заканчивания скважины с малым радиусом искривления более ограничен, чем для скважин со средним или большим радиусами искривления. К настоящему времени к удачным схемам заканчивания скважин с малым радиусом искривления относятся открытый ствол, хвостовик с щелевидными отверстиями и заранее приготовленные гравийные фильтры. Необходимо проанализировать и учесть все - оборудование для заканчивания и капитального ремонта скважины, которое будет спускаться в любое время в течение всего срока ее эксплуатации. Такой анализ позволит определить возможность возникновения, осложнений из-за изгибающих нагрузок на участке набора зенитного угла. Например, будет определена способность установки для капитального ремонта протащить пакер через участок с резким перегибом.

2.2.1 Расчет профиля

Методика проектирования профиля ГС сводится к определению необходимого начального зенитного угла () и расчета элементов отдельных участков профиля ствола.

Исходными данными для расчета являются (рис.2.2.):

 - глубина проектного горизонта по вертикали, м;

 - глубина вертикального участка ствола, м;

 - отклонение точки вхождения в пласт (ТВП) от вертикальной оси ствола, м;

 - радиусы искривления ствола в плоскости начального (ПНИ) и конечного искривлений (ПКИ), м;

 - начальный и конечный зенитные углы ствола скважины, град;

 - изменение азимутального угла ствола скважины, град;

 - длина горизонтального участка ствола, м.

Профили ГС можно условно разделить на следующие типы:

А - плоскостные, начальное и конечное искривление ствола ГС происходят в одной (апсидальной) плоскости.

Б - пространственные - конечное искривление ствола (набор конечных параметров положения ствола) происходит в плоскости, не соответствующей ПНИ.

Проектом предусмотрено строительство наклонно-направленных скважин с горизонтальным окончанием [5]. При строительстве нескольких таких скважин с одной кустовой площадки возникает необходимость расчета пространственно искривленного профилей. При этом необходимо учитывать следующие параметры:

·проектный азимут на кровлю проектного пласта;

·смещение точки входа в пласт от вертикали;

·длина вертикального участка;

- длина участка стабилизации;

·длина горизонтального участка хвостовика.

Следовательно, профиль наклонно-направленной скважины с горизонтальным окончанием, учитывающий вышеуказанные параметры, будет многоинтервальным, то есть сложным.

Рис.2.2. Пятиинтервальный профиль горизонтальной скважины плоскостного типа

В проекте рассчитаны профиля для скважин со смещением точки входа в кровлю продуктивного пласта БУ-8 от вертикали на 800. Профиль скважины имеет пять интервалов:

· вертикальный участок от 0 до 850 м;

· участок набора кривизны 850-1053 м по стволу (850-1044 м по вертикали), где интенсивность набора кривизны составляет не более 1,5° на 10м;

· участок стабилизации параметров кривизны от 1053 до 3099 м по стволу (1044 - 2806 м по вертикали);

· участок добора зенитного угла с интенсивностью 2° на 10 м в интервале 3099 - 3396 м по стволу (2806 - 2947,5 м по вертикали);

· горизонтальный участок от 3099 до 3558 м по стволу (2947,5 - 2947,5 м по вертикали).

В процессе строительства скважины все работы, связанные с набором и корректировкой зенитного и азимутального углов наклонно-направленного ствола, должны быть закончены до интервала установки ГНО. При необходимости эти работы должны быть продолжены ниже предполагаемого интервала установки ГНО.

Величина радиуса круга допуска для точки входа в кровлю продуктивного пласта составляет 25 м.

Расчет элементов профиля ствола ГС заключается в определении длин различных участков профиля и их проекций на вертикальную и горизонтальную плоскости.

Формулы для расчета пятиинтервального профиля ГС, исходные данные приведены в табл.2.2, 2.3.

Таблица 2.2. Расчет элементов пятиинтервального профиля типа А

Таблица 2.3 Исходные данные для расчета профиля наклонных участков

Произведем расчет профиля по данным и формулам, приведенным в таблицах 2.2 и 2.3 и результаты расчетов занесем в таблицу 2.4. На рисунке 2.3. представлен профиль нашей скважины.

Рис.2.3. Вертикальная проекция ствола скважины

Таблица 2.4 Профиль ствола скважины

2.3 Буровые промывочные жидкости

2.3.1 Требования к буровому раствору для бурения под кондуктор и промежуточную колонну. Инженерные решения

Основываясь на большом опыте бурения скважин в районах Крайнего Севера, рекомендуются следующие технологические приемы и мероприятия для снижения осложнений при проводке ствола под кондуктор:

· для бурения в верхних неустойчивых отложениях следует использовать буровой раствор с максимально технологически допустимой вязкостью. Это позволяет улучшить очистку скважины от песка и гравия и предотвратить возможное оседание песка в емкостях;

· интервал многолетнемерзлых (ММП) отложений следует пробурить с максимально возможной скоростью для сокращения времени контакта раствора с породой и снижения теплового воздействия и размыва стенок скважины;

· оборудование очистки раствора должно работать постоянно (включая гидроциклонную установку). Сетки на виброситах следует использовать с более мелким размером ячеек для увеличения эффективности первой ступени очистки;

· необходимо исключать длительные простои при вскрытых ММП во избежание обводнения бурового раствора;

· при подъеме бурильного инструмента должен производиться постоянный долив, ствол скважины должен быть заполнен раствором до устья;

· ограничивать скорость спуска бурильного инструмента во избежание гидроразрыва верхних проницаемых пластов и обвалов стенок скважины;

· производительность насосов при бурении должна быть постоянной и находиться в пределах 45-65 л/с.

Для бурения под кондуктор предусматривается использовать полимер-глинистый буровой раствор с повышенной вязкостью и плотностью, затворенный на технической воде с максимально низкой температурой. Бентонитовый глинопорошок служит для увеличения вязкости раствора, придания ему тиксотропных свойств, формирования фильтрационной корки. При бурении вязкость раствора следует поддерживать на максимальном уровне путем добавления в него 2,5-3% раствора КМЦ, для эффективного выноса крупного песка и гравия.

Для бурения под техническую колонну особое внимание следует уделять плотности раствора, уровню водоотдачи, вязкости раствора и состоянию ствола скважины для предотвращения осложнений при разбуривании глинистых отложений и недопущения газо- и водопроявлений.

Для бурения под техническую колонну проектом предусматривается использовать полимер-глинистый буровой раствор с оптимальными реологическими свойствами [2].

2.3.2 Требования к буровому раствору для бурения под эксплуатационную колонну. Инженерные решения

Основные требования к буровому раствору для бурения под эксплуатационную колонну следующие: обеспечить полный вынос шлама и сохранить устойчивость стенок скважины, не загрязнять продуктивные горизонты. Также для нормальной проводки скважины надо исключить наработку раствора, предупреждать прихваты, затяжки и посадки бурильного инструмента, не вызывать гидроразрыва пласта при СПО, не вызывать коррозии и преждевременного износа оборудования и т.п.

При бурении данного интервала особое внимание следует уделять плотности раствора, уровню водоотдачи, вязкости раствора и состоянию ствола скважины. Если позволяет устойчивость стенок скважины, плотность раствора следует поддерживать на минимальном уровне для увеличения скорости проходки, снижения содержания твердой фазы в растворе. Пластическая вязкость раствора должна быть как можно более низкой для снижения потерь давления, в то время как динамическое напряжение сдвига следует поддерживать на уровне не менее 40дПа для обеспечения качественной очистки ствола скважины. При проявлении признаков обвала стенок скважины рекомендуется увеличить плотность и вязкость раствора и снизить водоотдачу.

Для бурения под эксплуатационную колонну проектируется использовать полимер-глинистый буровой раствор, приготовленный на основе Полипаков ELV и R, который в полной мере отвечает вышеизложенным требованиям и позволяет без осложнений разбуривать текучие породы (глины) в интервале 2950-3000м.

2.3.3 Требования к буровому раствору для первичного вскрытия продуктивных пластов

При вскрытии продуктивного пласта образуется зона пониженной проницаемости вокруг ствола скважины. Степень снижения проницаемости определяется главным образом свойствами фильтрата раствора, радиусом зоны проникновения фильтрата бурового раствора в пласт, глинистостью и природной (начальной) проницаемостью пласта, проницаемостью зоны кальматации вокруг ствола скважины. Буровой раствор для первичного вскрытия продуктивного пласта должен отвечать следующим основным требованиям:

· раствор должен иметь низкую водоотдачу и формировать тонкую корку на стенках скважины;

· фильтрат раствора должен оказывать ингибирующее действие на глинистые минералы пласта-коллектора;

· фильтрат должен иметь низкое поверхностное натяжение и обладать обратимой гидрофобизирующей способностью по отношению к поверхности поровых каналов пласта;

· время, в течение которого буровой раствор находится в контакте с поверхностью вскрываемого бурением пласта, должно быть минимальным;

· репрессия на пласт от гидростатического столба раствора должна быть минимальной и в то же время должна отвечать требованиям Правил безопасности в НГП;

· качество раствора должно обеспечивать высокую скорость бурения;
импульсы гидродинамического давления при спускоподъемных операциях и возобновлении циркуляции раствора должны быть также минимальные. Это достигается, при прочих равных условиях, при низких значениях вязкости, СНС и невысоких значениях динамического напряжения сдвига (ДНС). Запрещается допускать высокие значения СНС10 (свыше 40 дПа), предельного динамического напряжения сдвига τ (свыше 50дПа) и высокие значения пластической вязкости с целью предупреждения возникновения высоких импульсов давления и больших гидравлических потерь;

· низкое содержание твердой фазы в растворе, то есть выбуренная порода не должна переходить в раствор, иными словами, должно быть обеспечено ингибирование системы и должна быть организована хорошая очистка раствора от выбуренной породы;

· достаточно быстрое формирование и малая глубина зоны кальматации;

· при заканчивании скважин с закрытой конструкцией забоя радиус зоны проникновения фильтрата в пласт не должен превышать глубины перфорационных каналов;

· фильтрат, проникший в пласт, не должен вызывать диспергирования или пептизации глинистых частиц и их миграцию по пласту.

Для бурения под эксплуатационную колонну проектируется использовать биополимерный раствор ФЛО-ПРО или аналогичный ему по свойствам, наиболее полно отвечающий перечисленным выше требованиям, относящийся к промывочным жидкостям с рассчитанными реологическими параметрами для бурения и заканчивания горизонтальных и наклонно-направленных стволов. Специально разработанная рецептура позволяет осуществить высококачественное первичное вскрытие продуктивного горизонта, что существенно сказывается на продуктивности скважин и, как результат, снижении себестоимости единицы объёма добываемой продукции [12].

2.3.4 Очистка бурового раствора

С целью обеспечения полноты удаления выбуренной породы из бурового раствора и регулирования содержания твердой фазы в буровом растворе, а также с целью уменьшения объема наработки бурового раствора, а, следовательно, уменьшения объема отработанного бурового раствора (ОБР) при бурении скважин по данному рабочему проекту планируется осуществлять многоступенчатую систему очистки бурового раствора. Настоящим проектом предусмотрено использование средств очистки, изготовленных российскими заводами изготовителями, а также зарубежными фирмами.

К основному оборудованию системы приготовления и очистки бурового раствора относятся (табл.2.5):

·   полнопоточное линейное вибросито (3 шт.) фирмы «SWACO» ALS-II, в комплекте с приемной емкостью и емкостью под вибросито с гидравлической системой регулирования угла наклона сетки от -15° до + 5° (3 шт.);

·   гидроциклонный пескоотделитель ИГ-45М (1 шт.);

·   гидроциклонный пескоотделитель DeSander-212 (1 шт.);

·   гидроциклонный илоотделитель D-Sitler8T4 (1 шт.);

·   дегазатор вакуумный самовсасывающий ДВС-II (1 шт);

·   центрифуга «SWACO»518 (1 шт);

·   центрифуга Drexel HS3400 с независимой плавной регулировкой скорости вращения барабана и шнека, автоматическим очищением и остановкой шнека, радиальным потоком;

·   автоматическая станция флокуляции - коагуляции (1 комплект) фирмы «Oiltools Europe Ltd».

Кроме того, в схему очистки включены центробежные, винтовые насосы, винтовой конвейер, ёмкости, лопастные перемешиватели, всасывающие и нагнетательные линии, запорная арматура и т.п.

2.3.5 Расчет плотности бурового раствора по интервалам бурения

Плотность бурового раствора в интервалах совместимых условий бурения определяется в соответствии п.2.7.3.3.-2.7.3.6. (ПБ НиГП 08-624-03).

Интервалы бурения кондуктор (0-500м), техническую колонну (500-1350м) и эксплуатационную колонну (1350-2945м) являются интервалами совместимых условий бурения.

При бурении под кондуктор (0-500м) гидростатическое давление, создаваемое столбом бурового раствора, должно превышать пластовое на величину не менее10% (п. 2.7.3.3.). Коэффициент аномальности пластового давления в этом интервале равен 1,0 (ка=1,0). Следовательно, плотность бурового раствора в рассматриваемом интервале должна быть не менее 1,10г/см3. При этом, согласно п. 2.7.3.3., допускается превышение гидростатического давления столба бурового раствора над пластовым давлением на 15кг/см2. С целью обеспечения устойчивости стенок скважины (п. 2.7.3.5.) проектом предусмотрена плотность бурового раствора при бурении под кондуктор 1,18 г/см3, что не превышает допустимой (п. 2.7.3.3.).

При бурении под техническую колонну (500-1350м) гидростатическое давление, создаваемое столбом бурового раствора, должно превышать пластовое на величину не менее 5% (п. 2.7.3.3.). Коэффициент аномальности пластового давления в этом интервале равен 1,0 (ка=1,0). Следовательно, плотность бурового раствора в рассматриваемом интервале должна быть не менее 1,05г/см3. При этом, согласно п. 2.7.3.3., допускается превышение гидростатического давления столба бурового раствора над пластовым давлением на 25-30кг/см2. С целью обеспечения устойчивости стенок скважины (п. 2.7.3.5.) и исходя из опыта ведения буровых работ на Северо-Уренгойском месторождении и близлежащих месторождениях проектом предусмотрена плотность бурового раствора при бурении под техническую колонну 1,14г/см3, что не превышает допустимой (п. 2.7.3.3.).

При бурении под эксплуатационную колонну (1350-2945м) гидростатическое давление, создаваемое столбом бурового раствора, должно превышать пластовое на величину не менее 5% (п. 2.7.3.3.). Коэффициент аномальности пластового давления в интервале 1350-3000м равен 1,0 (ка=1,0). Следовательно, плотность бурового раствора в рассматриваемом интервале должна быть не менее 1,092г/см3 (п. 2.7.3.2.). При этом, согласно п. 2.7.3.3., допускается превышение гидростатического давления столба бурового раствора над пластовым давлением на 25-30кг/см2. Проектом предусмотрена плотность бурового раствора при бурении под эксплуатационную колонну 1,10г/см3 и в горизонтальном участке ствола 1,08г/см3, что отвечает требованиям ПБ 08-624-03 (табл.2.6).

2.4    Углубление скважины

2.4.1 Технологические решения, принятые по проводке скважин на Северо-Уренгойском месторождении

Кондуктор 0 - 500 м (диаметр 393,7 мм): Данную секцию скважины рекомендуется бурить роторной компоновкой, включающей в себя долото диаметром 393,7 мм (калибратор КШ3-393,7 включить в компоновку на проработку). Для создания нагрузки на долото следует использовать утяжеленные бурильные трубы.

Техническая колонна 500 - 1350 м (диаметр 295,3 мм): Данную секцию скважины рекомендуется бурить компоновкой, включающей в себя долото диаметром 295,3 мм (калибратор КЛС-295,3 включить в компоновку на проработку) с использованием винтовых забойных двигателей.

Таблица 2.5 Оборудование для приготовления и очистки буровых растворов

Примечание: Возможно применение сертифицированной импортной или Российской системы очистки, как в целом, так и отдельного оборудования с аналогичными параметрами. Шлам собирается в шламосборники. Для осветления бурового раствора возможно применение блока коагуляции и флокуляции.

Таблица 2.5 Характеристика бурового раствора

Набор проектных параметров кривизны производить с помощью отклонителей ДОТ-240РС в комплекте с забойной телеметрической системой Geolink Orienteer 6 ¾”. Для создания нагрузки на долото следует использовать утяжеленные бурильные трубы.

Эксплуатационная колонна 1350 - 2945 м (диаметр 215,9 мм): Данную секцию скважины рекомендуется бурить компоновкой, включающей в себя долота диаметром 215,9мм отечественного или импортного производства (калибратор КЛС-215,9 включить в компоновку на проработку перед спуском эксплуатационной колонны) с применением турбобуров и винтовых двигателей. Добор зенитного угла и проводку горизонтального участка скважины необходимо проводить с использованием комплектов забойной телеметрической системы Geolink Orienteer 6 ¾”. Для создания нагрузки на долото следует использовать утяжеленные бурильные трубы.

«Хвостовик» 2945 - 2950 м (диаметр 139,7 мм): Данную секцию скважины рекомендуется бурить компоновкой, включающей в себя долота диаметром 139,7мм отечественного или импортного производства с применением винтовых двигателей. Добор зенитного угла и проводку горизонтального участка скважины необходимо проводить с использованием комплектов забойной телеметрической системы Geolink Orienteer 4 ¾”. Для создания нагрузки на долото следует использовать тяжелые бурильные трубы ТБТ-102, расположенные в эксплуатационной колонне при зенитном углу менее 450. Способы и режимы осуществления различных технологических операций и компоновки низа бурильной колонны ( КНБК ) представлены в таблицах 2.6, 2.7, 2.8 и 2.9.

Расчет бурильных колонн представлен в таблице 2.10.

Таблица 2.10 Расчет колонны бурильных труб на статическую нагрузку для наклонно-направленной скважины с горизонтальным окончанием

Таблица 2.6 Способы и режимы осуществления различных технологических операций

Таблица 2.7 Компоновки низа бурильной колонны ( КНБК )

Таблица 2.8 Потребное количество элементов КНБК для углубления скважины (без УБТ)

При строительстве данной скважины предлагаю использовать долота фирмы Хьюз Кристенсен серии MX для направленного бурения, как зарекомендовавшие себя при бурении на данной площади, кроме того, с учетом выполнения долотной программы, разработанной для каждого типа долота (поставляется вместе с долотом), фирма Хьюз Кристенсен гарантирует проходку на долота этой серии до 1000 м. С учетом опыта бурения предыдущих скважин и по согласованию с заказчиком, принимаем коэффициент запаса 1,6, что даст среднюю проходку на долото 550 м. Требуемое количество долот для интервала бурения с телесистемой (набор угла и стабилизация параметров) составит 5 штук. При примени этих долот и телесистемы ожидается увеличение механической скорости бурения в 1,5 раза.

Таблица 2.9 Потребное количество элементов КНБК для проработки скважины (без УБТ)

2.5    Крепление скважины

Расчет обсадных колонн производится по максимальным значениям избыточных наружных и внутренних давлений, а также осевых нагрузок (при бурении, испытании и др. работах), при этом учитывается раздельное и совместное их действие.

2.5.1 Расчет эксплуатационной колонны

Эксплуатационная колонна диаметром 168мм спускается на глубину 2945м (3358м по стволу). Максимальное ожидаемое давление на устье во время возможного газоконденсатопроявления при закрытом устье скважины будет при освоении продуктивного объекта БУ-8 Рв.у. = 5,73 МПа [13].

При цементировании эксплуатационной колонны максимальное внутреннее давление на устье будет после продавливания цементного раствора в затрубное пространство в момент создания давления «СТОП»:

Р «стоп» = Рв.у. + 3,0 (2.1)

Давление на цементировочной головке определяется по формуле:

Рв.у. = Р1 + Р2, (2.2)

где: Р1 - давление, создаваемое за счет разности плотности жидкости в затрубном пространстве и в трубах;

Р2 - давление, необходимое для преодоления гидравлических сопротивлений, находится по формуле Шищенко-Бакланова:

при глубине скважины до 1500м Р2 = 0,001 ∙ Н + 1,6 МПа;

при глубине скважины более 1500м Р2 = 0,001 ∙ Н + 0,8 МПа.

Р«стоп» = 10-5 ∙ [845 ∙ (1800-1100)+2100 ∙ (1400-1100)] + 0,001 ∙ 3358 + 0,8 + 3 = 19,37 МПа.

Давление опрессовки эксплуатационной колонны.

Испытание эксплуатационной колонны на герметичность проводится опрессовкой с заполнением ее водой (п. 2.7.5.2. ПБ 08-624-03). Давление опрессовки на устье выбирается из максимального ожидаемого давления на устье во время цементирования скважины:

Ропу = 1,1 ∙ Рв.у. (2.3)

Ропу = 1,1 ∙ 19,37 = 21,31 МПа.

Для колонн диаметром 168мм минимальное давление опрессовки - 11,5 МПа. Следовательно, давление опрессовки на устье для эксплуатационной колонны принимаем: Ропу = 21,5 Мпа

Таблица 2.10 Исходные данные для крепления скважины        

Таблица 2.11 Расчетные давления для построения эпюр и выбора конструкции обсадной колонны

2.5.2
Устьевое и противовыбросовое оборудование

После спуска и цементирования каждая обсадная колонна обвязывается на устье последовательно с предыдущей колонной с помощью колонной головки.На обсадные колонны, начиная с кондуктора, при бурении ниже которых возможны газонефтеводопроявления, а также на эксплуатационную колонну перед перфорацией объекта или проведения в ней работ со вскрытым продуктивным пластом устанавливается противовыбросовое оборудование (далее ПВО).

Выбор колонной головки и блока превенторов в проекте произведен исходя из максимально возможного (ожидаемого) давления на устье. Рабочее давление этого оборудования должно быть не менее давления опрессовки обсадной колонны на герметичность.

Схема обвязки ПВО для бурения и испытания скважин должна быть разработана буровым предприятием и согласована с органами Ростехнадзора.

Монтаж и опрессовка превенторов должны производится в соответствии с «Инструкцией по монтажу и эксплуатации противовыбросового оборудования на буровой», утвержденной техническим руководителем предприятия и согласованной с территориальными органами Ростехнадзора России и противофонтанной службой.

Превенторы вместе с крестовинами и коренными задвижками до установки на устье скважины опрессовываются водой на рабочее давление, указанное в паспорте. После ремонта, связанного со сваркой и токарной обработкой корпуса, превенторы опрессовываются на пробное давление.

После монтажа превенторной установки или спуска очередной обсадной колонны до разбуривания цементного стакана превенторная установка совместно с обсадной колонной до концевых задвижек манифольдов высокого давления должна быть опрессована водой на давление опрессовки обсадной колонны. Выкидные линии после концевых задвижек опрессовываются водой на давление 10 МПа. Результаты опрессовки оформляются актом. В зимнее время опрессовка противовыбросового оборудования производится незамерзающей жидкостью, обладающей низкой вязкостью.

По окончании монтажа и опрессовки превенторной установки совместно с обсадной колонной, опрессовки цементного кольца за обсадной колонной дальнейшее бурение скважины может быть продолжено после получения письменного разрешения представителя противофонтанной службы, выданного в присутствии специалистов, назначенных приказом по предприятию [18].

2.6    Освоение скважины

Получение притока газоконденсата из пласта в значительной степени зависят от технологии бурения, состава и физико-химических свойств применяемых промывочных жидкостей, длительности воздействия промывочной жидкости на пласт, а также от качества работ по разобщению проектного пласта от других проницаемых горизонтов.

В зависимости от типа коллектора промывочная жидкость в той или иной степени оказывает воздействие на него: фильтрат и твердые частицы, проникая в пласт, забивают поры коллектора, снижают проницаемость призабойной части пласта, затрудняя приток газоконденсата к скважине после создания депрессии.

Лабораторные и промысловые исследования показали, что загрязнение (забивания открытых пор коллектора) призабойной зоны пласта в большой степени зависит от величины проницаемости коллектора, которая предопределена площадью сечения открытых поровых каналов.

Глубина проникновения фильтрата и самой промывочной жидкости в пласт определяется величиной репрессии, которая устанавливается коэффициентом аномальности, и является минимизированной в данном проекте в соответствии с ТЗ (Ка=1,0).

Снижение степени отрицательного влияния промывочной жидкости на коллекторские свойства вскрываемых пластов достигается также запроектированным в настоящем проекте биополимерным раствором Flo-Pro с использованием высокоэффективных химических реагентов Hibtrol, Duovis, Polipac-R, Polipac-ELV и других, который обеспечивает:

минимальный коэффициент набухания глинистых включений коллектора при проникновении фильтрата раствора в пласт путем превращения неустойчивых разбухающих глин в более устойчивые псевдо-слюдяные структуры,

высокие динамические и статические напряжения сдвига при низкой пластической вязкости,

минимальное поверхностное натяжение (гидрофобизация поверхности коллектора) на границе фильтрат-углеводородное содержимое пласта.

2.6.1 Освоение пластов в эксплуатационной колонне

Настоящий раздел разработан в соответствии с технологическими регламентами на проектирование и строительство скважин (освоение и испытание) и другими руководящими документами, а также с учетом требований «Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности», М. 2003г.

Вторичное вскрытие продуктивных пластов, при спуске хвостовика с фильтровыми трубами ФГС-114, производится после разбуривания пробок УСПХН-114/168 на биополимерном растворе плотностью не более 1,08 г/см3 и получения канала сообщения между фильтровыми трубами хвостовика и эксплуатационной колонной. В скважину спускается лифтовая колонна НКТ, биополимерный раствор заменяется на конденсат. Тем самым процесс вторичного вскрытия пласта совмещается с процессом вызова притока газоконденсата из пласта в скважину.

При этом способе одной из главных и наиболее важных задач является выбор величины депрессии на пласт. Так как глубокая и тем более резкая депрессия на пласт с одной стороны будет способствовать очищению призабойной зоны пласта от загрязнения, а с другой стороны она может вызвать не только разрушение его структуры и призабойной зоны скважины, но и закрытие трещин, прорыв подошвенной воды или воды из других горизонтов.

В связи с тем, что величина депрессии на пласт зависит от плотности и прочности породы, от наличия и размера трещин, от степени загрязнения призабойной зоны и т.д., она корректируется и уточняется геологической службой «Заказчика» по результатам исследований после первичного вскрытия продуктивных пластов.

Устье скважины перед освоением оборудуется двумя превенторами ПМТР-156х35 по схеме, разработанной буровым предприятием и согласованной с территориальным органом Ростехнадзора России и противофонтанной службой (пп. 2.9.1. и 2.9.2. ПБ 08-624-03). Фонтанная арматура, превентор, лубрикатор до установки на устье скважины должны быть опрессованы на величину пробного давления, а после установки - на давление, равное давлению опрессовки эксплуатационной колонны (пп. 2.9.4. и 2.9.9. ПБ 08-624-03) [5].

2.7    Телеметрическое сопровождение при бурении горизонтальных скважин

Практика строительства ГС в России и за рубежом показывает, что универсальные способы их наведения в проектную цель не существует. Выбор точности применяемого технического средства во многом зависит от толщины пласта, типа залежи; диаметр и гибкость его - от минимального радиуса кривизны, диаметра породоразрушающего инструмента и типа скважины; измеряемые параметры - от поставленных геолого-технологических задач.

Вместе с тем, на основе практики и опыта можно достаточно четко сформулировать главную задачу и общие требования к забойным навигационным системам.

Основную задачу любой навигационной системы можно сформулировать как постоянный контроль за соблюдением запланированной траектории и сохранение положения долота внутри выбранного «коридора», проходящего по простиранию в пределах вскрываемого пласта-коллектора. Именно эта задача обуславливает главные технические требования к забойным навигационным системам, которые должны обеспечивать:

­ точность, необходимую для решения поставленных задач;

­     получение информации в реальном либо псевдореальном времени (время, при котором происшедшие изменения не могут значительно повлиять на заданные параметры);

­     проходимость по стволу сложной конфигурации, гибкость;

­     привязку текущих координат к конкретной геологической ситуации (геологическим реперам, маркерам);

­     привязку данных по глубине;

­     нахождение точки записи в непосредственной близости от забоя;

­     сохранение информации при нарушениях работы канала связи и других осложнениях;

­     оперативность и наглядность информации.

2.7.1 Задачи скважинных измерений телесистемами

Задачи скважинных измерений системами, использующими каналы связи забой - устье, можно разбить на три основные группы:

1)  оперативный технологический контроль за режимом бурения скважин с целью его оптимизации;

2) контроль направления бурения скважин с целью управления процессом направленного бурения по заданной траектории;

) литологическое расчленение геологического разреза скважины, исследование параметров пластов, не искаженных проникновением фильтрата промывочной жидкости в пласт, выделение пластов-коллекторов, прогнозирование зон аномальных пластовых давлений.

Имея с забоя данные о частоте вращения долота и истинной осевой нагрузке на долото, можно поддерживать режим таким образом, чтобы обеспечивалась максимальная механическая скорость проходки, следить за износом долота, не допуская критических режимов его работы.

В связи с все возрастающими объемами кустового, направленного и горизонтального бурения (в том числе для охраны окружающей среды), весьма актуальной становится проблема контроля за направлением ствола скважины в процессе ее бурения, проблема возможности управления этим процессом по намеченной программе. Комплекс измерительных датчиков контроля направления ствола скважины должен состоять из датчиков измерения угла наклона скважины, ее азимута. Для управления процессом направленного бурения измерительную систему оборудуют также датчиком положения отклонителя. Описанные две группы датчиков могут быть объединены в одной телеизмерительной системе для оптимизации процесса бурения скважин наклонно-направленного и горизонтального бурения.

В ряде случаев целесообразно в качестве дополнительной информации с забоя иметь данные о расходе промывочной жидкости с целью определения герметичности замковых соединений бурильного инструмента, изучения режима очистки забоя от шлама; целесообразно также измерять температуру на забое с целью изучения теплового режима бурения скважины.

Очень информативным параметром бурения является вибрация бурильного инструмента. Она характеризует как процесс разрушения горных пород, так и свойства разбуриваемых пластов (упругие характеристики, литологический состав и др.).

Измерение геофизических параметров в процессе бурения скважин позволяет получить сведения о литологическом составе и удельных электрических сопротивлениях пластов, не затронутых проникновением фильтрата промывочной жидкости в пласт, что дает возможность надежно выделять продуктивные горизонты, исключая их пропуск, а по изменению характеристик пластов - прогнозировать приближение зон аномально высокого или аномально низкого пластовых давлений, границ продуктивного пласта. Кроме того, наличие в измерительном комплексе геофизических зондов различной глубинности обеспечивает возможность измерений параметров пластов с целью изучения динамики образования зоны проникновения фильтрата промывочной жидкости в призабойной зоне.

Измерение естественной радиоактивности горных пород, окружающих скважину, как правило, дает возможность провести литологическое расчленение разреза и в комплексе с электрическими характеристиками пласта - выделять границы пласта, расчленять разрез на отдельные пропластки. Как правило, контроль режима бурения осуществляется станцией геолого-технологических исследований по показаниям наземных датчиков. К ним относятся: измерение механической скорости бурения, веса на крюке, расхода промывочной жидкости и давления на стояке, газовый и люминесцентный и др. каротаж.

Данные геофизических исследований, полученные в процессе бурения могут служить в большинстве скважин надежным критерием интерпретации результатов с целью дальнейшего планирования работ на скважине (опробования объектов, отбора керна и др.). В этих случаях комплекс ГИС, проводимый аппаратурой на кабеле, может быть сокращен, соответственно уменьшено время на задалживание скважин для проведения ГИС [1].

Объединение перечисленных комплексов в единую телеизмерительную систему требует передачи большого объема информации и может быть реализовано только с каналом, обладающим высокой пропускной способностью.

Характерной особенностью телеизмерительных систем в процессе бурения является то, что выход из строя любого блока скважинной аппаратуры приводит к потере информации до конца рейса и требует извлечения глубинного прибора на земную поверхность для восстановления его работоспособности.

Повышенные вибрации, воздействие агрессивной и абразивной среды, удары, механические нагрузки на сжатие и растяжение, кручение, повышенные давление и температура - требуют разработки специальных мер защиты, применения износостойких высокопрочных материалов, прочных покрытий.

Учет специфических требований к скважинным информационно-измерительным системам различного назначения позволяет обеспечить необходимую надежность систем, продлить срок их эксплуатации в скважинных условиях. Особое значение имеет надежная работа при значительных вибрациях и механических нагрузках.

Таким образом, комплекс скважинных измерений в процессе бурения: скорости вращения режущего инструмента - долота, осевой нагрузки и крутящего момента, вибрации долота, расхода и температуры промывочной жидкости, угловых параметров траектории определяет технологический режим бурения, его оптимальность.

Регистрация естественной радиоактивности горных пород, измерение акустических и электрических свойств окружающих скважину горных пород в процессе бурения обеспечивают литологическое расчленение геологического разреза, определение насыщенности пласта, выделение зон аномальных пластовых давлений, пеленгации границ продуктивного пласта на наклонных пологих и горизонтальных участках бурения нефтегазовых скважин.

2.7.2 Телеметрическая система «Orienteer» с гидравлическим каналом связи

Устройство и модули телесистемы

Телесистема Geolink Orienteer позволяет гибко и мобильно осуществлять все задачи по точной проводке скважины, используя различные блок-модули телесистемы, подбираемые в зависимости от целей бурения.

Для передачи информации используется изменение давления бурового раствора в бурильной колонне, которое регистрируется датчиками давления, преобразуется в электрический сигнал и передается в наземную систему регистрации. Изменение давления производится электроникой на короткое время, и полученные импульсы бурового раствора являются носителем информации. Телеметрическая система “Geolink” (рисунок 2.8.) использует отрицательные импульсы бурового раствора посредством сброса его части через клапан передатчика в затрубное пространство. Система построена таким образом, что, имея автономное батарейное питание, производит полное измерение всех параметров при выключенных насосах, а затем передает их после подачи давления. В режиме бурения производится измерение только положения отклонителя. Для экономии батарейного питания имеется возможность переходить в режим, при котором посылается только минимум информации.

Рис.2.8. Скважинный прибор в сборе

Узел передатчика (рисунок 2.9) (его еще называют пульсатором) генерирует импульсы бурового раствора для передачи данных из скважины на поверхность. Импульсы создаются путем регулировки открытия и закрытия клапана внутри передатчика, позволяя малому количеству бурового раствора пройти изнутри бурильной колонны в затрубное пространство ствола, минуя долото. Этим создается малая потеря давления внутри бурильной колонны, которая улавливается на поверхности как незначительное падение давления на стояке. Это называется телеметрией негативного импульса.

Рис.2.9. Схема работы передатчика (пульсатора)

В передатчике также имеется реле давления, способное обнаруживать, включены или выключены насосы бурового раствора. Это реле используется для управления функциями колонны прибора. Узел источника питания имеет мощные литиевые тионил-хлоридные батареи, поставляющие питание на всю скважинную компоновку. Имеется возможность дополнительного подключения узла источника питания ниже узла для предоставления достаточного питания при более длительных ходках прибора. Регулятор питания исполнительного механизма регулирует период между открытиями клапана передатчика и длину импульса в соответствии с инструкциями, получаемыми с узла электроники ГИС. Это позволяет преобразовать передачу данных из скважины на поверхность в виде кодированной последовательности импульсов давления (рис.2.10.).

Рис.2.10. Диаграмма импульсов, получаемая на поверхности

Узел электроники для геофизических исследований имеет стандартные трехосные магнетометры и акселерометры для замера наклонения (0-180 град), азимута (0-360 град) и положения передней поверхности прибора (0-360 град) - отклонителя. Эта секция также имеет микро-процессор, связанный с реле давления передатчика, регулирующего все функции прибора.

Точную нужную последовательность импульса данных можно задать с поверхности путем цикличной работы насосов бурового раствора в заданном режиме. Путем включения/выключения насосов бурового раствора в заданной последовательности оператор может выбрать тип и разрешающую способность передаваемых данных, например:

- Просчитанные или сырые данные съемки;

-       Скоростную или стандартную актуализацию данных по передней поверхности прибора;

-       Передача данных по передней поверхности прибора включена/выключена;

-       Гамма модуль работает/не работает.

Инклинометрический модуль телесистемы (рис.2.11. и 2.12.) устанавливается внизу телесистемы (если не используется Гамма модуль) и имеет блок датчиков - стандартные трехосные магнетометры и акселерометры, а также электронику управления, позволяющие производить полную инклинометрию и регулировку направления в полном диапазоне наклонения 0-180 градусов.

Прибор программируем как с поверхности, так и в скважине с целью обеспечения следующих характеристик:

­ Возможность полной инклинометрии, причем можно выбирать режим передачи данных: просчитанные данные или сырые. Сырые данные передаются, если применяется корректировка на магнитные помехи бурильной колонны или иную близость датчиков к магнитным массам.

­    Передачу параметров качественности съемки, таких как температура и локальное магнитное поле.

­    Выбор стандартной или скоростной актуализации данных положения передней поверхности прибора. При скоростном режиме прибор записывает скорость изменения положения передней поверхности и автоматически регулирует скорость актуализации данных соответствующим образом. Таким образом, данные по передней части прибора передаются каждые несколько секунд при установке режима, а, когда установка произведена, прибор переходит на режим экономии энергии, пока вариации положения передней части прибора не выйдут за рамки установленных ограничений.

­    Автоматическое переключение между актуализацией данных по магнитному и гравитационному положению передней части прибора.

Прибор устанавливается на переход от магнитного режима обсчета на гравитационный, когда наклонение колонны превышает заранее заданное значение (по умолчанию это 3 градуса наклона).

Рис.2.11. Инклинометрический модуль телесистемы

Рис.2.12. Инклинометрический модуль в корпусе и отдельно

Наземная система (рис.2.13.) преобразовывает информацию из скважины и выдает данные на дисплей в виде азимута, наклонения и положения передней поверхности прибора:

Инженер по MWD может выбирать между обычным текстуальным дисплеем последней съемки и информацией об изменении направления, или выбрать графический дисплей, также показывающий данные гамма-каротажа, при наличии такого варианта.

Бурильщик направленного бурения имеет дисплей на буровой установке, показывающий последнюю съемку, а также информацию о предыдущих изменениях направления. Данные съемки обрабатываются с целью просчета имеющихся на данный момент координат и истиной вертикальной глубины и заносятся в базу данных. Данные съемок можно хранить в формате ASCII или в обычном формате базы данных (DBF) для передачи на другие компьютерные программы по направленному бурению. Информация о предыдущих положениях передней части прибора сохраняется в файле каротажа для последующего анализа, если таковой необходим [21].

Рис.2.13. Модули наземного оборудования телесистемы

Основные модули наземной системы следующие:

Блок сопряжения системы (SIB) является сердцем системы. Это мультиплексное приспособление, обрабатывающее сырой сигнал со скважинного прибора и направляющее информацию на ряд периферийных устройств системы и от них, а также на Портативный ПК. Он имеет устройство двойной фильтрации и выделения полезного сигнала и искробезопасную защиту для датчика давления на стояке и дисплея на буровой установке. Датчики ходов насосов позволяют SIB отсечь шумы и наводки на сигнал вследствие работы насосов. Этим достигается правильная детекция и превосходная распознаваемость сигнала пульсации от передатчика. Вывод сигнала происходит на дисплей компьютера и посредством термального ленточного самописца SIB, а его настройки регулируются с ручного терминала.

Портативный ПК - это основное устройство системы для регулировки и вывода на дисплей. Оно получает поток данных с прибора от SIB и преобразовывает импульсы информации в значимые цифры. Он также получает информацию по прослеживанию глубины от DTU (Узел прослеживания глубины), если ведется гамма-каротаж. Съемка и другая информация показываются на дисплее и записываются на жесткий диск по мере их отбора. После этого данные съемки и положения передней части прибора передаются (через SIB) на Дисплей буровой установки (RFD). С целью обеспечения подачи распечатки последовательности импульсов сигнала и обработанных данных к ПК обычно подсоединен простой принтер. Если осуществляется гамма <mk:@MSITStore:D:\TBS\5%20КУРС%20КП\К%20ДИПЛОМУ\из%20ТАТАРИИ\Новая%20папка\Геолинк%20(бескабельные%20телесистемы%20и%20каротажи).chm::/ГАММА%20%20КАРОТАЖ.htm>-каротаж, гамма-данные обычно обрабатываются на дополнительном автономном портативном ПК и предоставляются в форме графика на термальном безостановочном самописце (на бумаге или пленке). Дисплей на буровой установке (RFD) обеспечивает бурильщику возможность контроля за съемкой и данными положения передней поверхности, получаемыми с инклинометрического прибора и каротажей и, таким образом, регулировать параметры бурения с целью изменения траектории скважины в нужном направлении.

2.7.3 Разновидности телесистем «Orienteer»

Уникальностью телеметрических систем компании Геолинк является то, что с помощью единого передатчика стандартной системы можно вести работы во всех основных размерах КНБК, от самых больших (241мм) и до минимальных наружных диаметров. На рис.2.14. показан стандартный передатчик, поскольку все остальные части подземного оборудования телесистем идентичны. Такая стандартная телесистема используется в большинстве случаев бурения и является классической.

Рис.2.14. Стандартный передатчик для КНБК Æ 120,6 - 241,3 мм

С помощью простой смены необходимого передатчика и изменения специального немагнитного УБТ (посадочного устройства, переводника) другого диаметра можно подсоединять одну и ту же колонну забойного прибора для использования в компоновках диаметром:

­ 89 мм - ультратонкая;

­    73 мм - супертонкая.

Ультратонкая Ultra - Slim (наружный диаметр - 89мм / 3,5 дюйма) (рис.2.15.) телеметрическая система Ориентир разработана для удовлетворения особых требований постоянно развивающегося сектора бурения малогабаритных скважин.

Рис.2.15. Ультратонкая система

Основными характеристиками системы являются:

1.  Кроме специального передатчика (он показан на рис.2.16.) эта система использует секции прибора Ориентир стандартного размера, т.е. такие же как и в Стандартной телесистеме. Поэтому нет надобности в приобретении дополнительных приборов. Для сборки нужно лишь заменить передатчик а все остальные компоненты - преобразователь питания, батареи, инклинометрию, гамма-модуль (если он используется) поместить в немагнитное УБТ такого же диаметра.

Рис.2.16. Ультратонкая система в сборе

2.  Наземная система используется та же как и для Стандартной телесистемы

3.      Общий наружный диаметр 89мм. Нет высадок или специальных стабилизаторов.

.        Передатчик выполнен вместе с немагнитным переводником в одном корпусе специально в целях экономии места и получения такого диаметра.

.        Внутренние соединения с немагнитным УБТ - специальная высокопрочная конструкция двхходовых резьб компании Геолинк. Переводники поставляются с холостыми окончаниями, что позволяет заказчику вырезать форму для соединения по своему выбору.

.        УБТ и переводники изготовлены из бериллиевой меди, что обеспечивает высокую прочность на растяжение и скручивание, необходимую при бурении.

.        Система достаточно гибка для использования при бурении в коротком радиусе. Она рассчитана на искривление до 3,3 градус/метр (1 градус/фут) при скольжении и на 1,65 градус/метр (0,5 градуса/фут) при вращении.

Супертонкая телесистема Ultra-Lite (наружный диаметр - 73 мм / 2 7/8 дюйма) (рис.2.17.) была разработана в ответ на возрастающие требования клиентов для использования в крайне узких условиях направленного бурения и навигации а также для простоты перевозки и легкости обслуживания.

Этот вариант телесистемы удобно использовать в условиях колтюбинга.

Рис.2.17. Супертонкая телесистема

Как и в Ультратонкой телесистеме Супертонкий передатчик является лишь передающим дополнением и соединяется с остальными компонентами от Стандартной телесистемы Ориентир. При этом потребляется приблизительно на 30% меньше энергии батарей по сравнению со Стандартной системой, а значит срок использования комплекта батарей существенно увеличивается.

Для крепления передатчика к немагнитному УБТ были разработаны уникальные специальные резьбы Геолинк, которые были протестированы на усилие крутящего момента до 12,200 Н/метр и до 400 атмосфер дифференциального давления.

Проектирование Супертонкого передатчика позволяет быстрое и простое обслуживание прямо на буровом участке, таким образом сокращается необходимое время и уменьшаются общие затраты.

Главные особенности Супертонкой системы:

­ Наружный и внутренний диаметры: 73мм x 55мм.

­    Очень низкое энергопотребление. Срок службы батареи, как правило > 1000 часов (зависит от выбранного режима использования).

­    Использование датчиков и батарей Стандартной телесистемы - модульное подключение. Инклинометрия и Гамма.

­    Способность работать в условиях интенсивного искривления. До 3,3 градус/метр (1 градус/фут) при скольжении и на 1,65 градус/метр (0,5 градуса/фут) при вращении.

­    Короткая полная длина инструмента (7-9 метров).

­    Рабочие пределы перепадов давления на телесистеме - 24-207 атмосфер.

2.7.4  Параметры телесистемы «Orienteer»

Максимальное гидростатическое давление:

- 1020 атмосфер для стандартного исполнения;

-       1360 атмосфер для высокоупорного исполнения.

Уровень дифференциального давления ниже телесистемы должен находиться в пределах 20 - 272 атмосфер для обеспечения оптимальной детекции пульсов при передачи данных по исследованиям на поверхность.

Длина телесистемы - от 4,5 метров внутри УБТ для стандартной инклинометрической системы (без Гамма-каротажа) до 8,0 метров (при использовании Гамма-каротажа плюс двойные батареи). Вариации телесистем располагаются в немагнитных УБТ (в стандартной телесистеме - это, как правило, длина 9-10м).

Рекомендуемое содержание песка - до 0,5% при максимальном потоке бурового раствора. Большее содержание песка возможно при меньшем операционном времени либо при меньшем потоке раствора, но это приводит к более скорому износу и требует частого обслуживания и замены гидравлических деталей.

­  Рабочая температура - до +150°С. На поверхности система использовалась при - 50°С мороза.

­       Максимальные ударные нагрузки: до 1000 g / 0,5 миллисекунд.

­       Максимальные вибрационные нагрузки:

разнонаправленные - до 20g при частотах 30-300Hz;

однонаправленные - до 30g при частотах 50-300Hz.

2.7.5  Каротаж в процессе бурения (LWD)

Модуль гамма-каротажа

Система гамма-каротажа «Ориентира» состоит из легко модифицируемого модуля, как для скважинной, так и для наземной систем.

Рис.2.18. Стандартная сборка телесистемы с блоком гамма-каротажа

Забойный прибор гамма-каротажа прикрепляется к стандартной инклинометрической сборке телесистемы ниже узла электроники ГИС. Имеются его две модификации:

1)      Стандартный прибор гамма-каротажа: имеет способность вести запись данных гамма-каротажа как в реальном времени при бурении, так и в режиме запоминания ЗУ - с 16-секундным интервалом на протяжении свыше 200 часов бурения.

2)      Прибор гамма-каротажа с ЗУ повышенной вместимости: имеет способность вести запись данных гамма-каротажа, как в реальном режиме бурения, так и в режиме запоминания ЗУ - с 8-секундным интервалом на протяжении свыше 400 часов бурения.

)        Запоминающее устройство прибора обеспечивает поддержку в случае прерывания передачи данных или обнаружения сигнала, а также каротаж с высокой разрешающей способностью на высоких скоростях бурения.

Калибровка приборов ведется соответственно стандарту со ссылкой на испытательный участок Университета Хьюстона Американского нефтяного института. Данные с прибора можно представить в эквивалентных единицах API (АНИ) (или AAPI - кажущиеся АНИ) и сравнить непосредственно со сходными приборами MWD и кабельными системами такого каротажа.

Гамма-детектор - это высокопрочный узел сцинтилляционного счетчика и фотоумножителя. С целью обеспечения прочности и надежности оборудования детектор имеет встроенный амортизатор и гаситель вибрации.

Безостановочный термопринтер обеспечивает как черновую, так и окончательную распечатку графика на рулонной или веерной бумаге и рулонной пленке (для последующего копирования)

Данные каротажа можно также выводить в стандартном формате базы данных (DBF) или как LAS на дискету. С наземной системы возможна передача в стандартном для нефтегазовой промышленности формате WITS, если необходимо предоставление данных гамма-каротажа в реальном времени на отдаленный компьютер по проводу коммуникационной связи.

Рис.2.19 Образец диаграммы гамма-каротажа

Широкое использование типовых устройств распространения волн также обнаружили для геологов и геофизиков проблемы корреляции, полученных результатов, с обычно используемой и хорошо известной в кабельных исследованиях индукционного каротажа частоте 20KHz. Особенно это проявляется в условиях, где породы анизотропны (например, при каротаже горизонтальных скважин в пласте).

Исследования должны обеспечивать высокоточные измерения, последовательно и непосредственно сопоставимые с обычно используемыми измерениями кабельного типа (т.н. индукционный каротаж). Результатом этой философии развития стал модуль TRIM, работающий на частоте 20KHz и помещенный в минимально коротком переводнике (около 4м), который может быть подключен к стандартной телесистеме Ориентир (с гаммой и без) как потребуется на буровой. Исследования имеют азимутальное направление.

Рис.2.20. Процесс измерения

Многовибраторная антенна состоит из 3 катушек размещенных соосно:

Генератор-передатчик (Tx), Главный Приемник (Rx) и Задний Приемник (BRx).

Антенна передатчика возбуждается специальным усилителем большим переменным током и частотой 20KHz. Переменный ток производит чередование магнитного поля (первичного) и круговое распространение токов вокруг инструмента и буровой скважины, которое, распространяясь радиально в глубину прилегающих пород, является функцией частоты возбуждения и определяет проводимость (резистивность) пород.

Целью использования двух катушек приемника (BRx и Rx) является устранение эффекта первичного магнитного поля. Катушки так намотаны чтобы индуцируемое напряжение в каждой было равно и противоположно, что взаимно сбалансировано, это создает эффект отмены прямого взаимного сцепления между приемником и первичным магнитным полем. Взаимно сбалансированная техника также имеет эффект сосредоточения приемника, обеспечивая лучшую чувствительность и вертикальное разрешение чем приемник с одной катушкой.

Круговой ток, распространяющийся вокруг модуля производит вторичное магнитное поле, которое наводится непосредственно в приемники, производя напряжение что, является функцией проводимости породы.
Данные проводимости направляются непосредственно в блок электроники инклинометра SEA для передачи в режиме реального времени, а также записываются в память модуля. Это обеспечивает дублирование, и высокое дополнительное разрешение при интерпретации исследований, когда инструмент будет извлечен на поверхность. Память может содержать данные, получаемые каждые 8 - 200 секунд в зависимости от выбранной установки, чтобы соответствовать ожидаемой скорости проходки и началу сканирования. Можно установить задержку начала сканирования до 864,000 секунд, если потребуется.

Для сопоставления сканируемой глубины осуществляется связь с компьютером наземной системы, которая производится через кабели пульта бурильщика, на которые заводится информация от блока прослеживания глубины DTU.

Данные, получаемые при использования этого метода, аналогичны применяемым повсеместно кабельным исследованиям, но с лучшим, чем среднее кабельное исследование вертикальным разрешением. Большая глубина исследования уменьшает эффекты влияния на измерение в буровой скважине и любое проникновение раствора в породу. Таким образом, указанный модуль может определять Rt (истинную резистивность породы) без применения сложных корректировок и исправлений во всех типах бурового раствора, включая как на водяной основе, нефтяной основе, так и на газо- и пено- основах.

На рисунке 2.20 показан пример исследований, проводимый в скважине в Оклахоме (США) в 1999 году. Отражено исследование модулем TRIM против кабельных исследований ILM и ILD , что подтверждает его превосходную корреляцию.

Рис.2.21. Диаграмма резистивиметрии

Модуль имеет не одинаково радиальную, а азимутальную (боковую) направленность исследований.

Рисунок 2.22 показывает модуль в разрезе с очертаниями условных силовых линий. Их середина является максимальным уровнем сканирования. Используя поворот буровой колонны можно тем самым фокусировать направленность в требуемой плоскости сканирования.

Рис. 2.22 Схема азимутального измерения резистивиметрии

Глубина исследования позволит пользователю определять твердые и жидкие границы формаций на некотором расстоянии от буровой скважины. С малыми углами перехвата, типичными в горизонтальных скважинах это обеспечивает возможностью регулирования проводки буровой скважины в наиболее производительной части продуктивного пласта и эффективно удерживать это.

2.7.6  Геонавигация

Приведенные выше параметры телесистемы Геолинк Ориентир позволяют использовать ее в качестве многофункционального геонавигационного блок-модуля для решения геолого-технических задач при бурении сложных (по профилю и разрезу) скважин. Блок геонавигации предназначен для оперативного управления проводкой скважин по геофизическим данным, получаемым по электромагнитному каналу связи, и позволяет повысить точность проводки стволов по продуктивному пласту, уменьшить количество, а в некоторых случаях исключить промежуточные каротажи, исключить ошибки в проводке горизонтальных скважин не по продуктивному пласту. Необходимость точной привязки местоположения забоя связана с тем, что продуктивный интервал имеет толщину порядка нескольких метров, ниже которых находится вода.

Гамма-каротаж (ГК) основан на том, что горные породы обладают некоторой, хотя и небольшой радиоактивностью. Гамма-каротаж состоит в измерении интенсивности естественного γ-излучения по стволу скважины. Для этого пользуются скважинным прибором, содержащим индикатор γ-излучения. В результате измерений получают кривую изменения γ-излучения по стволу скважины в масштабе глубины, называемую кривой гамма-каротажа (ГК).

Кривая ГК характеризует γ-активность пород, пересеченных скважиной, и в той или иной степени содержание в них радиоактивных элементов. Применение гамма-каротажа для изучения литологического разреза скважины основано на том, что породы различаются по содержанию в них радиоактивных веществ.

Характер связи между γ-активностью пород и их литологическими свойствами устанавливается для данного района на основе сопоставления кривых ГК с литологическим разрезом ранее пробуренных скважин и сопоставления измерений γ-активности керна с результатами его анализа. Как правило, содержание в породе радиоактивного вещества тем больше, чем больше в ней глинистого материала. В соответствии с этим глинистые пласты будут отмечаться на кривой ГК максимумами, а песчаные и чисто карбонатные - минимумами.

Ввиду того, что γ-излучение обладает большой проникающей способностью и, в частности, проходит через обсадные трубы с не очень большим поглощением, гамма-каротаж можно проводить как в необсаженных, так и в обсаженных скважинах. Это свойство создает гамма-каротажу большие оперативные преимущества по сравнению с другими методами промыслово-геофизических исследований.

Модуль инклинометрических преобразователей (МИП) предназначен для измерения в процессе бурения и в статике, без циркуляции промывочной жидкости и передачи на модуль управления и связи зенитного угла, азимута и угла установки отклонителя.

Инклинометрические измерения в скважинах обычно проводятся аппаратурой, спускаемой на каротажном кабеле после бурения. Такая аппаратура не испытывает таких вибраций и ударов, как телесистемы в процессе бурения, поэтому требования к датчикам такого применения значительно ниже, а использовать их в процессе бурения не представляется возможным из-за невысокой надежности их работы в условиях бурения.

Определение параметров траектории ствола скважины опирается на информацию об углах положения оси скважинного прибора относительно плоскости горизонта (зенитный угол) и плоскости меридиана (азимут), а также знание протяженности скважины (по длине колонны труб или геофизического кабеля). Важным параметром для управления буровым агрегатом является угол отклонителя, т.е. поворот скважинного прибора вокруг оси скважины.

Если рассматривать задачу ориентации скважинного снаряда с теоретических позиций, то для ее решения необходимо задать положение (ориентацию) двух неколлинеарных векторов, ориентация которых, с одной стороны, априорно известна в опорной (базовой) системе координат, а с другой - может быть определена относительно скважинного снаряда. Задание лишь одного вектора не позволит определить ориентацию скважинного снаряда вокруг этого вектора. Таким образом, для определения ориентации скважинного снаряда необходимо измерение или моделирование некоторых векторных величин, которые в принципе могут иметь самую различную физическую природу. Учитывая объект ориентации, в настоящее время возможно использование комбинаций из четырех векторов: вектора силы тяжести, вектора напряженности магнитного поля Земли, вектора угловой скорости суточного вращения Земли и вектора некоторого реперного направления, заданного у устья скважины.

Определение угла наклона скважинного прибора осуществляется по измерениям проекций ускорения свободного падения g на три взаимно перпендикулярные пространственные оси, можно выделить основной принцип построения инклинометрических систем: определение азимута скважины с помощью трёхосного магнитометра, который по аналогии с акселерометром измеряет проекции напряженности магнитного поля Земли на три взаимно перпендикулярные пространственные оси.

На основании этих данных и измеренных проекций g после соответствующих вычислений получают значение азимута, угла наклона и угла положения отклонителя в любой точке ствола скважины и его пространственную траекторию. Очевидно, что таким способом траектория строится в магнитных координатах, поскольку азимут скважины отсчитывается от направления на магнитный полюс Земли.

Подавляющее большинство инклинометров, применяемых в необсаженных скважинах, построено на этом принципе. Эти приборы, не содержат подвижных элементов, отличаются достаточной вибро- и ударостойкостью и работают в широком диапазоне изменения температур. По точности выработки информации о направлении меридиана они вполне бы устраивали практически любого потребителя (поскольку производится ряд моделей с погрешностью около 0,2 град). Однако погрешность таких «магнитных» навигационных систем сильно зависит от наличия вблизи магнитометров магнитных масс, например, бурильных труб, обсадных колонн и т.п., и в ряде случаев может быть недопустимой. При зарезке боковых стволов из обсаженных скважин или при кустовом бурении с морских платформ оперативное управление траекторией ствола скважин при помощи таких «магнитных» систем нежелательно, хотя и возможно при некотором удалении от больших магнитных масс.

Исследования, анализ, лабораторные и стендовые испытания некоторых конструкций, близких по техническим требованиям и условиям эксплуатации, забойных телесистем при их длительной непрерывной работе (магнитомодуляционные, двухкоординатные на горизонтируемой платформе, трехкоординатные, неподвижно закрепленные, хемотронные и акселерометрические) показал, что система трехкоординатных, магнитомодуляционных и акселерометрических датчиков обеспечивает достаточную точность и надежность в работе в условиях бурения.

Имея набор отклонений показаний датчика изменения азимута при разных зенитных углах и углах разворота, внесенных в таблицу, можно программно учитывать и вносить поправки в результаты вычислений. На участках, где значения угла зенита и угла разворота не соответствуют точкам замеров при калибровке, используется линейная интерполяция.

Предлагаемый геонавигационный модуль для системы MWD (инклинометрия в процессе бурения) позволяет рассматривать ее как систему LWD (каротаж в процессе бурения). Геонавигационный модуль ГНМ состоит из аппаратурно-программного и программно-методического модулей.

Предлагаемый аппаратурно-программный модуль обеспечивает измерение параметров разбуриваемых пород. Для этого используются все компоненты телесистемы и выполненный отдельным конструктивным модулем модуль гамма-каротажа, подключаемый к телесистеме. Возможна регистрация следующих параметров:

ГК - естественная гамма активность разбуриваемых пород;

КС - кажущееся удельное сопротивление разбуриваемых пород, определяемое по напряжению и току диполя электромагнитного канала связи;

ВК - измерение интегрального уровня продольных вибраций буровой колонны акселерометром инклинометрического датчика (виброкаротаж);

Кроме ГК, нет специально организованных зондов, все параметры получаются как производные.

Программно-методический модуль обеспечивает обработку результатов измерений аппаратурно-программного модуля и включает в себя программное обеспечение (программа «GEONAG») и портативный компьютер (Notebook) - может использоваться Notebook, входящий в комплект телесистемы с которой используется модуль, или отдельный.

В гамма-методе изучают естественную радиоактивность горных пород по данным измерений интенсивности естественного гамма-излучения вдоль ствола скважины.

Радиоактивность осадочных горных пород обусловлена присутствием в них радиоактивных элементов - урана, тория, актинии, продуктов их распада, а также изотопа калия [21].

Содержание радиоактивных элементов в породах измеряется в граммах радия-эквивалента на 1 г породы (гRa = экв/г). На практике пользуются меньшей единицей микромикрограммом радия-эквивалента на 1 г породы: 1 мкмкг.

Модуль гамма-каротажа выполнен на основе сцинтилляционного блока.

Сцинтилляционный счетчик состоит из фотоэлектронного умножителя, перед фотокатодом которого установлен сцинтиллятор; фотоэлектронный умножитель подключен к измерительной схеме с регистрирующим прибором на ее выходе.

Индикатором гамма-излучения является прозрачный кристалл йодистого натрия,

активированного таллием - NaJ(Tl), молекулы которого обладают свойством сцинтилляции - испускания фотонов света при воздействии гамма - квантов. Фотоны отмечаются фотоумножителем и вызывают поток электронов к аноду (ток).

Большим преимуществом сцинтиллятора является высокая эффективность счета (регистрируется до 50 - 60% гамма-квантов, проходящих через кристалл) по сравнению с другими типами счетчиков, эффективность которых 1 - 5%. Это позволяет уменьшить длину счетчиков с 90 до 10 см, улучшить вертикальное расчленение и обеспечить малую статическую флуктуацию.

При работе с телесистемой LWD используется программное обеспечение аналогичное используемому при работе с телесистемой MWD. Данное программное обеспечение помимо инклинометрических параметров обеспечивает приём, оцифровку, фильтрацию и дешифрацию геофизических параметров передаваемых телесистемой LWD. Им же осуществляется регистрация, расчёт КС и преобразование геофизической информации в соответствии с тарировочными данными. Вся технологическая и геофизическая информация построчно записывается в текстовый файл. При частоте передаваемого сигнала: 10 Гц строки записываются через 20 сек.;5 Гц строки записываются через 40 сек.; 2,5 Гц строки записываются через 100 сек.

Индикатором гамма - излучения является прозрачный кристалл, молекулы которого обладают свойством сцинтилляции - испускания фотонов света при воздействии гамма - квантов. Фотоны отмечаются фото умножителем и вызывают поток электронов к аноду (ток).

Большим преимуществом сцинтиллятора является высокая эффективность счета (регистрируется до 50 - 60% гамма - квантов, проходящих через кристалл) по сравнению с другими типами счетчиков, эффективность которых 1 - 5%. Это позволяет уменьшить длину счетчиков с 90 до 10 см, улучшить вертикальное расчленение и обеспечить малую статическую флуктуацию.

На рис.2.23. приведена диаграмма радиоактивного каротажа, полученная в процессе бурения, и диаграмма стандартного электрического каротажа КС (ПС) на кабеле, снятая позднее в той же скважине. Степень корреляции кривых непрерывного гамма-каротажа и ПС высокая.

Рис. 2.23. Диаграмма радиоактивного каротажа

Так как гамма-каротаж в процессе бурения проводится со скоростью бурения (т.е. при очень медленном перемещении прибора по стволу скважины) и прибор сравнительно долго находится против исследуемых пластов, статистические вариации оказываются минимальными. Отсюда хорошая детализация разреза и сопоставляемость с кривой ПС.

Регистрация естественной радиоактивности горных пород, окружающих скважину горных пород в процессе бурения обеспечивают литологическое расчленение геологического разреза. Среди осадочных пород наиболее радиоактивными являются глины и калийные соли. Содержание радиоактивных элементов в глинах достигает 30 мкмкг Ra-экв/г и больше, причем более радиоактивными являются тонкодисперсные темно-окрашенные битуминозные глины морского происхождения. Поэтому на диаграммах максимальные показания соответствуют глинам и калийным солям.

Радиоактивность песков, песчаников, известняков, доломитов меньше, чем глин, и не превышает 8 мкмкг Ra-экв/г. Для этих пород установлена достаточно тесная прямая зависимость радиоактивности от содержания глинистого материала в породе, используемая на практике при оценке глинистости пород-коллекторов по данным гамма-метода. Характеризуются промежуточными показаниями.

Наименьшую радиоактивность, имеют породы гидрохимического комплекса: гипсы, ангидриты, каменная соль, за исключением калийной соли.

Электрический каротаж в процессе бурения скважин

Влияние вариации частоты зондирующего сигнала модуля КС на точность измерения удельного электрического сопротивления разбуриваемой породы определяется частотной дисперсией электрических характеристик. Экспериментальные исследования показали, что в диапазоне частот 100Гц-1МГц имеет место сильнейшая частотная дисперсия диэлектрической проницаемости физических сред при незначительной дисперсии удельного сопротивления. В работе приведены результаты экспериментов по частотной дисперсии электрических характеристик в диапазоне частот от 100 Гц до микроволновой области. Исследовалась частотная зависимость диэлектрической проницаемости ε и удельной электрической проводимости σ для типичной суглинистой почвы со средним содержанием воды около 10% по массе.

На низких частотах диэлектрическая проницаемость почвы очень велика, что присуще большинству геологических материалов и не связано с влиянием измерительных электродов. На частотах примерно до 1МГц эквивалентная проводимость постоянна, т.е. проводимость на постоянном токе в основном определяет потери в материале. Таким образом, разработанная схема электрического каротажа КС вполне обоснована и позволяет получить достоверную геофизическую информацию.

Функциональная схема модуля КС

Известные методы электрического каротажа скважин имеют ряд недостатков и ограничений. Традиционный метод электрического каротажа выполняется спуском на геофизическом кабеле каротажных зондов с последующим измерением разности потенциалов. Измерения требуют прерывания процесса бурения и освобождения скважины от колонны бурильных труб с долотом. Данным методом достаточно сложно проводить геофизические исследования (ГИС) в процессе бурения.

Отличительной особенностью разработанного геофизического модуля КС является простота реализации, высокая надёжность в эксплуатации и повышенная помехозащищённость, обеспеченная значительной мощностью зондирующего сигнала 100Вт и более.

В разработанном модуле фактический диаметр скважины и фильтрат бурового раствора практически не влияет на результаты измерений.

Разработанный и изготовленный модуль КС встроен в аппаратную часть забойной телеметрической системы и прошёл промысловые испытание.

Скважинные испытания модуля КС в процессе бурения

Макетный образец модуля КС успешно испытан при бурении скважин №5271 и 5410 Уренгойского ГКМ.

На рис.2.24. показана диаграмма кажущегося сопротивления, полученная в процессе бурения скважины №5410 Уренгойского ГКМ. Электрический каротаж проведён в интервале глубин по стволу скважины 2920-3115м., механическая скорость - 6,5 м/ч, время бурения - 29,6 ч. Показатели свойств бурового раствора: показатель фильтрации - 1,6 см3/., вязкость -70 сек., плотность - 1200кг/м3. Компоновка низа бурильной колонны: долото 215,9 МС-ГНУ, забойный двигатель-отклонитель Д-195, телесистема, бурильные трубы ТБПВ127Х9. Кривая сопротивления (кривая 1) выделяет границу глинистой кровли и нефтенасыщенного пласта высокого сопротивления БУ9. При корреляции разреза по кривой гамма-каротажа (кривая 2) кровля продуктивного пласта БУ9 отбивается на глубине 2706 м. по вертикали, что соответствует данным электрического каротажа с телесистемы. С глубины 2722м. пласт БУ9 сложен водонасыщенным песчаником, что подтверждается кривой 1, показывающей снижение удельного сопротивления в нижней части пласта БУ9.

Рис. 2.24. Диаграмма кажущегося сопротивления

На рис.2.25 изображена диаграмма электрического каротажа скважины №5271 в сравнении со стандартной кривой КС. Сравнительный анализ данных, полученных модулей КС (кривая 2) и стандартной аппаратурой каротажа (кривая 1) , показывает хорошую корреляцию, работоспособность и эффективность модуля КС.

Рис. 2.25. Диаграмма электрического каротажа

Исключительный интерес представляет измерение вибраций бурового инструмента в процессе бурения. Частотный и амплитудный спектр вибрационных колебаний характеризует упругие свойства горных пород и, в свою очередь, несет информацию о литологическом составе разбуриваемого пласта.

Регистрируя сигнал от вибродатчика продольных колебаний, установленного вблизи долота, и, исследуя частотный спектр сигнала при бурении в различных блоках горного массива, можно заметить основную гармонику, равную трехкратной частоте вращения долота (по количеству шарошек). С увеличением твердости разбуриваемых пород растет амплитуда сигнала вибрации, частотный спектр колебаний достаточно хорошо дифференцируется и коррелируется с данными акустического каротажа, надежно дифференцируя разрез по буримости.

Учитывая то, что одинаковая буримость горных пород характеризует определенную горную породу, то достаточно передавать на дневную поверхность индекс буримости от 1 до 10.

Высокая корреляция данных виброкаротажа с данными акустического каротажа позволяет использовать его в качестве важного геофизического параметра для детального расчленения геологического разреза, его прогнозирования. Тесная связь параметра вибрации с результатами акустического каротажа дает возможность получать информацию о прочностных свойствах разбуриваемых пород и использовать эти данные для технологического контроля процесса бурения.

Рис.2.26 Сравнительная характеристика данных акустического каротажа и виброграммы

На уровне количественных свойств и отношений для бурящейся скважины можно указать конечное множество переменных, практически полно описывающих процесс разрушения горных пород.

Установлены тесные корреляционные связи между буримостью горных пород и их геофизическими параметрами по данным измерений электрических, акустических и плотностных характеристик. Это дает возможность, исследуя механический процесс разрушения горных пород через вибрационные характеристики, определять механические свойства горных пород и выбрать оптимальный режим работы долота.

С целью практической реализации определения скорости вращения долота через измерение на забое вибраций бурового инструмента были выполнены измерения на модели бурового стенда. Акселерометр типа АДXL 50 АН жестко закрепляли на шасси скважинного прибора, сигналы с датчика после линейного усилителя (коэффициент усиления-8) подавались на вход АЦП и по шине RS 232 на порт Notebook IBM. Спектр энергий вычисляли по программе преобразований Фурье. Сравнивая скорость вращения бура с данными спектрограмм, надежно выделялись максимумы энергии этих частот, соответствующие определяемым скоростям вращения долота.

Таким образом, используя в скважинном приборе вычисления спектров вибросигнала с помощью сигнального процессора фирмы Analog Device, по данным измерений вибраций можно определить скорость вращения долота.

В заключение хочется написать, что уже давно стало известно, что горизонтальные скважины являются более выгодными с точки зрения добычи нефти, дебит которой зависят от длины горизонтального участка скважины.

Появились идеи совмещения процесса бурения с геофизическими и технологическими измерениями с помощью датчиков, установленных в бурильной колонне вблизи долота.

Необходимость расширения геофизического комплекса методов на различной физической основе обусловила создание цифровой комплексной скважинной аппаратуры, когда измеряются большое количество различных геофизических параметров, передаваемых по беспроводным каналам связи к наземной обрабатывающей и регистрирующей аппаратуре.

Однако, как бы не были совершенны зарубежные и отечественные инклинометрические телесистемы, большой процент наклонно направленных и горизонтальных скважин проводится не по продуктивному пласту и, с точки зрения геофизики, вслепую. Причиной этого является отсутствие геофизической информации в процессе бурения.

Есть два подхода его решения:

) При бурении проводить привязочные каротажи.

) Использование системы, регистрирующие геофизические параметры и передающие их на поверхность в режиме реального времени (непосредственно при бурении), так называемые LWD-системы. Данный подход обладает преимуществом по сравнению с первым, так как возможна более оперативная корректировка траектории скважины и не затрачивается дополнительное время на привязочные каротажи.

Прием и обработка информации на поверхности при работе с телесистемами осуществляется с помощью IBM PC, что гарантирует качество и надежность приема и обработки скважинной информации. Основное преимущество систем с дистанционной передачей заключается в возможности немедленного поступления глубинной информации к оператору.

В настоящем проекте предлагается привлечение сервисной компании с применением телесистемы Геолинк Ориентир с блоками инклинометрии, гамма-каротажа, резистивиметрии и датчиком вибрации для оказания услуг по высокоточному бурению и геонавигации, что позволит отказаться от ряда каротажей (в частности каротаж на трубах с использованием комплекса АМК «Горизонт», проводимый при превышении зенитного угла в скважине 45 градусов), обеспечить заданную точность проводки скважины, добиться увеличения скоростей бурения, избежать исправлений ствола скважины (при непопадании в заданную точку или самопроизвольном уводе по азимуту).

ГЛАВА 3 ОЦЕНКА ЭФФЕКТИВНОСТИ ОТ ВНЕДРЕНИЯ ТЕЛЕМЕТРИЧЕСКОЙ СИСТЕМЫ «ORIENTEER»

При бурении горизонтальных скважин неточности ориентирования отклоняющих компоновок и учета угла закручивания бурильной колонны от действия реактивного момента забойного двигателя вызывают изменение азимута скважины, пространственное искривление траектории ствола горизонтальной скважины и увеличение объема работ с отклонителем. При работе с отклонителем ограничивают нагрузку на долото из-за того, что отклонитель устанавливается в требуемое положение перед началом бурения на длину бурильной трубы, затем ведущая труба фиксируется в клиньях, ротор стопорится и бурение ведется с ограниченной нагрузкой во избежание появления большого реактивного момента и «сбития» нужной установки (или, если имеет место безориентированный набор зенитного угла или стабилизация параметров - пространственное изменение ствола скважины - увод по азимуту). При бурении телесистемой нет необходимости в бурении с постоянной и ограниченной нагрузкой, поскольку установка отклонителя отображается в режиме реального времени и при необходимости можно варьировать нагрузку, оперативно уменьшать или увеличивать, что позволяет изменять механическую скорость бурения. Кроме того, при работе без телесистемы существует необходимость замера угла и азимута пройденного интервала инклинометром и проведения других дорогостоящих геофизических исследований. Привязка к реперным пластам проводится до или после бурения соответствующего интервала, и в случае ошибки, отклонения параметров от проектных или неучитывания особенностей залегания продуктивных пластов (что не всегда является возможным) - все это может привести к неудовлетворительному результату бурения, невыполнению задания по проводке скважине по наиболее продуктивному коллектору, вскрытию ВНК, что приведет к быстрому обводнению скважины при дальнейшей эксплуатации. Возможно и установка опорного моста и перебуривание скважины.

При применении телесистемы бурение осуществляется в режиме геонавигации.

Для предотвращения возникновения отрицательных явлений и повышения точности проходки горизонтальных скважин предлагаю внедрить для бурения скважины Северо-Уренгойского месторождения телеметрическую систему «Geolink Orienteer» на отрицательных импульсах давления с блоками инклинометрии, гамма-каротажа, резистивиметрии и датчика вибрации. Применение телесистемы обеспечивает следующие технологические преимущества:

­ непрерывный контроль над параметрами ствола горизонтальной скважины и ориентирование отклоняющих компоновок в процессе бурения;

­    траектории скважин имеют менее выраженный пространственный характер, что является результатом контроля над положением отклонителя и параметрами искривления ствола;

­    экономится время связанное с ориентацией отклонителя и снятия замеров зенитного угла и магнитного азимута;

­    экономится время на инклинометрические и геофизические измерения;

­    улучшается точность проводки горизонтальных скважин, отсутствуют резкие перегибы ствола.

В качестве базы сравнения принимается вариант бурения с отклонителем без применения телесистемы и вариант бурения с отклонителем и телесистемой. Эффект достигается за счет улучшения показателей механического бурения, а также уменьшения количества вспомогательных работ, связанных с необходимостью проведения дополнительных инклинометрических и геофизических исследований.

В связи с применением телесистемы предлагаю при строительстве скважины исключить каротаж на трубах с применением комплекса АМК «Горизонт», поскольку телесистема позволяет осуществить практически все виды каротажа, проводимые комплексом АМК «Горизонт», а влияние таких причин, как увеличение зоны проникновения фильтрата бурового раствора со течением времени и соответствующего влияния на точность и правильность полученных результатов геофизических исследований, существенно снижено.

Не предполагается покупка телесистемы. Для бурения скважины привлекается сервисная компания по направленному бурению.

Показателями для экономической оценки сравниваемых вариантов являются:

проходка на долото, м;

механическая скорость проходки, м/час;

цена долота, долл. США.

С целью соблюдения условий сопоставимости, показатели взвешиваются по объему проходки.

Средняя проходка на долото определяется по формуле:

,

где H - интервал бурения, м;

nб - количество отработанных базовых долот в интервале соответственно, шт.

Затраты времени на механическое бурение определяется по формуле :

 ,

где Vмех -механическая скорость бурения, м/ч.

Затраты времени на спуско-подъемные, подготовительно - заключительные и вспомогательные работы к рейсу принимаются по нормативным данным.

При бурении с использованием телесистемы снижение времени определяется:

 = tб - tтел ,

где tб -время механического бурения, ч.

tтел -время механического бурения с использованием телесистемы, ч.

t=525.8-375.6=150.21ч

Количество станко-месяцев при бурении с использованием телесистемы определяем по формуле:

Тб = Н : Vк.б ,

Тб = 3558: 1495=2,38ст.-мес. ( )

Тб.ч = 2,38× 720=1713,6ч

Тогда календарное время (Ттел) при бурении с использованием телесистемы составит:

Ттел = 1713,6-150,21=1563,39ч

Соответственно количество станко-месяцев (Тк.тел) при бурении с использованием телесистемы составит:

Коммерческая скорость бурения при бурении с использованием телесистемы составит:

Исходные данные для расчета оценки эффективности представлены в таблице 3.1. Данные расчёта сводим в таблицу _3.2_

Таблица 3.1. Оценка эффективности бурения горизонтальных скважин с телесистемой

1.      Глубина 850 м соответствует глубине начала набора параметров кривизны скважины.

2.      Механическую скорость бурения с телесистемой выше на 30-50% по сравнению с базисным вариантом без телесистемы.

.        Средняя проходка на долото определена исходя из требования Заказчика во избежание ловильных работ в связи оставлением шарошек, элементов вооружения долота на забое (долото не отрабатывается до «наработки на отказ»), по согласованию с фирмой-производетелем долота Хьюз Кристенсен (фирма гарантирует, что на долото можно взять определенный метраж, при соблюдении технологической программы отработки долота) при и опыта отработки долот на данном месторождении. На один и тот же тип долота планируется взять одинаковое количество метров, но за разное время.

Определяем затраты на бурение по базовому варианту:

Затраты на долота:

Здол= 5×230000=1150000руб

Затраты на механическое бурение

Змех.б=525,81×42980=22599313,8руб.

Затраты на ВЗД ДРУ

ЗВЗД= 4×328500=1314000руб

Затраты на проведение операции комплекса геофизического исследования АМК «Горизонт»

З геоф=874800×1=874800руб.

Затраты на бурение с использованием телесистемы

Здол.тел= 5×230000=1150000руб

Змех.тел=375,6×42980=16143228руб.

Затраты на ВЗД ДРУ с использованием телесистемы

ЗВЗД.тел= 3×328500=985500руб

Определяем общие затраты на бурение по базовому варианту:

Зобщ.б=1150000+22599313,8+874000+1314000=25937314руб.

Определяем общие затраты на бурение с использованием телесистемы

Зобщ.тел=1150000+16143228+7220000+985500=25498728руб.

Определяем снижение затрат на бурение при использовании телесистемы

ΔЗ=25937314-25498728=438586руб.

Из данных расчётов следует, что при внедрении технологии бурения с использованием телесистемы наблюдается снижение сметной стоимости на бурение более чем на 0,4%. Необходимо отметить, что при использовании телесистемы для бурения скважины дает выигрыш по времени более чем 6 сут, а это дополнительная добыча нефти и газа.

Таблица 3.2 Основные технико-экономические показатели

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Необходимость повышения экономической эффективности (рентабельности) геологоразведочных работ, разработка труднодоступных месторождений и месторождений с трудно извлекаемыми запасами углеводородов требуют применения более эффективных технологий, новых технических средств и грамотного мониторинга на всех стадиях разработки месторождений.

Построение информационных моделей немыслимо без геофизического сопровождения процесса разработки залежей, использования контроля за процессами интенсификации режима работы скважин и месторождений.

Одной из современных технологий увеличения нефтеотдачи продуктивных пластов является разработка месторождений углеводородов наклонно-направленными, горизонтальными и разветвленно-горизонтальными скважинами.

Это потребовало создания новых технических средств и технологий бурения, освоения скважин, вскрытия пластов и эксплуатации месторождений.

Оказались ограниченными методы оптимизации процесса бурения и геофизических исследований пологих и горизонтальных скважин аппаратурой на каротажном кабеле, систем с проводными каналами связи.

Рассмотренные в работе вопросы оптимизации процесса проводки точно направленных скважин и геофизических исследований в процессе бурения бескабельными системами открывают новые перспективы повышения эффективности разведки и разработки месторождений нефти и газа.

Исследования по оценке возможностей каналов связи, накопленный опыт конструирования телеметрических систем различного назначения, позволили определить область применения канала “забой - устье”, их перспективность для решения конкретных технических и геологических задач.

Следует заметить, что некоторая ограниченность пропускной способности разработанных каналов передачи сообщений требуют их использования для передачи оперативной информации, необходимой для управления процессом бурения и прогнозирования геологического разреза с целью выделения зон аномального пластового давления, обнаружения тектонических нарушений, уверенной проводки скважины по продуктивному пласту.

Большая часть данных измерений может быть записана в память для последующего извлечения на поверхность, воспроизведения и анализа.

Достаточно заметить, что более 80 % всех нефтяных и газовых скважин в мире бурятся с горизонтальным окончанием. Выполненный мной анализ эффективности применения новой технологии дает эффект тогда, когда все этапы проводки скважины, ее освоения и эксплуатации выполняются квалифицированно совместными усилиями геологов, геофизиков, буровиков, нефтяников и технологов.

Скважинные измерительные системы с различными каналами связи уже сейчас решают широкий круг производственных задач при бурении скважин, их исследовании, и промышленной эксплуатации.

Бескабельные и комбинированные измерительные системы надо рассматривать как средство получения дополнительной, а порой и единственной информации об объекте исследований при решении конкретной геологической или технической задачи в общем комплексе геологоразведочных работ, в различных отраслях промышленности и научных исследованиях.

Инклинометрия и применение дополнительных геофизических модулей занимает одно из самых существенных положений в проводке, исследовании и документировании траекторий и геофизических параметров наклонно-направленных и горизонтальных скважин.

Повышение требований к точности проводки таких скважин потребовали разработки более точных систем, встраиваемых в буровой инструмент, спускаемых на бурильных трубах.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Стандарт предприятия. Технико-технологический регламент на проектирование и строительство скважин. ОАО «СН-МНГ». Мегион, 2000.

. Зональный рабочий проект на строительство эксплуатационных горизонтальных скважин на пласт БУ-8. ОАО «СибНИИНП». Тюмень, 2003.

. Калинин А.Г. Практическое руководство по технологии бурения скважин на жидкие и газообразные полезные ископаемые.- М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2001.- 450 с.

. Рязанов В.И., Бурение горизонтальных скважин. - Томск: Изд. ТПУ, 2002.- 42 с.

. Инструкция по бурению наклонных скважин с кустовых площадок на нефтяных месторождениях Западной Сибири. СибНИИНП, 1986.

. Басарыгин Ю.М. Строительство наклонных и горизонтальных скважин. - Москва, ООО «Недра-Бизнесцентр», 2000. - 262 с.

. Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности (утв. постановлением Госгортехнадзора РФ от 5 июня 2003 г. N 56). Москва, 2003.

. Ерохин В.П. Развитие техники и технологии строительства скважин в ОАО «Сургутнефтегаз» // Нефтяное хозяйство. - 2004. - №2 - с. 74-79.

. Сургутское УБР-1. Различные технологические процессы бурения скважин // Бурение и нефть. - 2004 - №6 - с. 18-20.

. Ишбаев Г. Алмазные долота и другие технические средства для проводки скважин ООО «НПП «БУРИНТЕХ» // Бурение и нефть. - 2004 - №4 - с. 29-31.

. Ишбаев Г. Проводка наклонно-направленных скважин алмазными долотами PDC производства ООО «НПП «БУРИНТЕХ» // Бурение и нефть. - 2004 - №6 - с. 12-13.

. Басарыгин Ю.М. Технология бурения нефтяных и газовых скважин. - Москва.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2001. - 680 с.

. Ганджумян Р.А. Инженерные расчеты при бурении глубоких скважин. - Москва.: Недра, 2000. - 500 с.

. Абубакиров В.Ф. Буровое оборудование. - Москва.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2003. - 495 с.

. В.И. Рязанов. Расчёт колонн бурильных труб. - Томск: Изд. ТПУ, 2002. - 66 с.

. Спивак А.И. Технология бурения нефтяных и газовых скважин. - Москва.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2003. - 510 с.

. Госгортехнадзор Российской Федерации «Инструкция по расчёту обсадных колонн для нефтяных и газовых скважин № 10-13/127 от 12.03.1997 г». Москва, 1997.

. «Стандарт предприятия на крепление скважин». Мегион, 2000.

. Воевода А.Н. Монтаж оборудования при кустовом бурении скважин. - Москва.: Недра, 1987. - 205 с.

. Богданов В.Л., Матвеев Н.И., Нуряев А.С., Медведев Н.Я., Батурин Ю.Е., Юрьев А.Н. Проблемы и результаты разработки месторождений ОАО «Сургутнефтегаз». // Нефтяное хозяйство. - 2004. - №2 - с. 28-31.

. Инженерный подход к бурению горизонтальных скважин. «Sperry-Sun Drillinq Services», 1992.