Развитие технологий и технических средств бурения наклонно-направленных и горизонтальных скважин

Во введении обоснована актуальность работы, сформулированы ее цель и основные задачи, обозначены основные положения, выносимые на защиту, показаны научная новизна и практическая ценность результатов работы.
В первой главе исследовано появление технологий бурения на суше и в море, описаны этапы возникновения горизонтально-направленного бурения (ГНБ), приведен анализ этапов внедрения наклонного бурения в морской нефтедобыче, предпосылок развития кустового бурения с морских платформ. Бурением в 1846 г. нефтяной 21-метровой скважины ручным вращательным способом для разведки на Апшеронском полуострове в селении Биби-Эйбат Россия установила первенство в мире в строительстве скважин для промышленного применения. Нефтяная скважина для добычи нефти в России пробурена в 1864 г. глубиной 55 м механическим ударно-канатным методом на
Кубани на берегу реки Кудако под руководством полковника А.Н. Новосильцева. На американском континенте первая скважина глубиной 22 м пробурена в 1859 г. в районе г. Тайтесвилл, штат Пенсильвания. Спустя 11 лет после бурения первой нефтяной скважины в г. Баку в 1857 г. первая нефтяная скважина пробурена в Румынии к северо-востоку от г. Бухареста, на румынской стороне Карпат, в
Канаде – в 1858 г. в Ойл-Спрингс в провинции Онтарио, в Венесуэлле – в 1863 г. С начала XIX века Апшеронский полуостров стал полигоном для тестирования и испытания различных технических изобретений в нефтяной промышленности, в 1906 г. в районе Биби-Эйбатской бухты началась разработка шельфа Каспийского моря, морских нефтяных горизонтов, где, согласно идее инженера П.Н. Потоцкого, предусматривалось сооружение
наклонных скважин под дно Каспийского моря.
В России первая скважина на море пробурена в 1925 г. в бухте Ильича
(сейчас – Баил Лиманы) на искусственно созданном островке, в США – в 1897 г. неподалеку от острова Сомерленд, штат Калифорния, в Тихом океане. Сильный толчок развитию морского бурения с плавучих платформ дало применение метода кустового бурения, который осуществлялся путем наклонно-направленного бурения. В 1934 г. Н.С. Тимофеевым на острове Артема в Каспийском море осуществлено кустовое бурение, при котором несколько скважин (более 20) бурились с общей площадки. Впоследствии этот метод стал широко применяться при бурении в условиях ограниченного пространства (среди болот, с морских буровых платформ и т.д.). Кустовое бурение снижает затраты на строительство оснований морских платформ, приэстакадных площадок и на прокладку трубопроводов. К примеру, на месторождении Нефтяные Камни объем кустового ННБ составляет более 90% в общем объеме бурения.
Существенному прогрессу способствовало развитие технологии горизонтального и многозабойного бурения. Исторический анализ развития морской нефтедобычи в мире, описанный учеными Э.М. Мовсумзаде, Б.Н. Мастобаевым и др. в научных изданиях серии «Морская нефть», содержит описание основных тенденций в развитии технологий и технических средств на всех временных этапах. В 1953 г. под руководством А.М. Григоряна пробурена
первая в мире многозабойная скважина 66/45 на Карташевском месторождении в Башкирии, при этом 10 пробуренных боковых стволов увеличили стоимость всех работ всего в 1,5 раза, а объем добычи составил в 17 раз больше, чем на других скважинах месторождения (Рисунок 1). Технология кустового бурения позволяет варьировать способы размещения устьев скважин при морском бурении. К примеру, при расположении двуствольных скважин на платформах с расстояниями
между рядами 1,2–1,5 м интервал между скважинами составит 8 м (Рисунок 2).
Рисунок 1 – Профиль многозабойной скважины 66/45 на Карташевском месторождении в Башкирии
Рисунок 2 – Схема расположения двуствольных скважин
на платформах при кустовом бурении
Технология ГНБ получила распространение в 1972 г. благодаря американскому инженеру М. Черрингтону. С конца 1970-х – начала 1980-х гг. применение ГНБ в США и Европе становится повсеместным. К 1992 г. около 90% речных переходов в США строятся с использованием метода ГНБ. В России методом ГНБ начали разрабатывать месторождения с 2010 г. для добычи мальт и природных битумов, история технологии добычи которых отражена в работе отечественных ученых: Д.Л. Бакирова, И.Ф. Чупрова, С.Г. Зубаирова, Г.П. Каюковой и т.д.
Во второй главе исследованы причины возникновения и развития ННГС.
Первые исторические сведения о проявлении и изучении искривления скважин для добычи полезных ископаемых найдены в учебнике по разведке и добыче каменной соли «Роспись, как зачать делать новую трубу на новом месте» (1868 г.). Идея о целенаправленном искривлении при бурении скважин изначально зародилась в России в XIX в. В 1843 г. русский инженер А.И. Узатис в труде «Курсъ горнаго искуства» рассуждал о типах профилей. В 1894 г. горный инженер С.Г. Войслав недалеко от г. Брянск в условиях неблагоприятного рельефа пробурил наклонную скважину с применением ударно-штангового метода бурения, который пришел на замену ударно-канатному (Рисунок 3).
По данным горного инженера Г.С. Юзбашева и профессора Горного института А.К. Болдырева, реализацию мер по борьбе с самоискривлением скважин при бурении вращением американские буровые инженеры начали в 1872 г., а в России – в январе 1913 г. на скважине No14 Меднорудянского рудника на Урале с помощью стеклянного сосуда с плавиковой кислотой, использующего принцип горизонтальности уровня жидкости (Рисунок 4).
Рисунок 3 – Схема бурения ударно- Рисунок 4 – Схема измерения штанговым способом зенитного угла скважины в 1870 г.
Клинья-отклонители (уипстоки) в качестве отклоняющего устройства бурильной колонны впервые начали применяться в американской нефтяной промышленности с 1897 г. для ликвидации естественного искривления.

Бурение вращательным способом в мировой практике было освоено на
американском континенте в 1921 г. В России первая наклонная скважина пробурена в 1934 г. в северной части острова Артем (современное название острова Пираллахи), где в качестве отклоняющего устройства применялся уипсток. Первая в мире наклонно-направленная скважина с применением гидравлического забойного двигателя пробурена А.М. Григоряном в 1941 г.
В 1945–1946 гг. горные инженеры А.Н. Шаньгин и Х.И. Бугаев применяют жесткий кривой переводник в сочетании с утяжеленными бурильными трубами (УБТ). В те же годы применение «кривого переводника» позволило П.И. Галюте и А.С. Сквирскому разработать методику визированного спуска отклонителя с применением специального шаблона.
Результаты систематизации исторических материалов об этапах развития техники и технологии ННБ в России и мире представлены в Таблицах 1, 2.
Таблица 1 – Развитие технологических методов ННБ
Период Метод бурения Метод измерения Метод искривления
1870– 1900
Бурение наклонных скважин ударно- штанговым методом.
Применение прибора Моаса (плавиковой кислоты).
Клиновые отклонители для ликвидации искривления.
1901– 1935
Разработан метод бурения односекционным турбобуром.
Электромагнитный скважинный инклинометр для измерения.
Клиновые отклонители для искривления траектории скважин.
1936– 1950
Бурение горизонтальных скважин.
Визированный спуск бурового оборудования с отклонителем.
Бурение наклонных сква- жин турбинным способом с кривым переводником.
1951– 1970
Развитие технологии многозабойного бурения.
Ориентирование отклоня- ющего устройства бурильной колонны с помощью кабеля.
Многозаходные винтовые двигатели с отклоняющим устройством.
1971– 1990
Применяются маятниковые бурильные колонны для наклонного бурения.
Скважинная телеметрия на основе гидравлического канала связи.
Применяют отклоняющую силу бурильной колонны.
1991– 2010
Внедрение верхних силовых приводов для интенсивного вращения бурильной колонны.
Применяют скважинные бескабельные телеметрические системы.
Создана технология буре- ния наклонных скважин с роторно-управляемыми системами (РУС).
2011– 2020
Моторизованная управля- емая система, соединя- ющая в себе забойный двигатель и телесистему.
Производится каротаж во время бурения для выявления и оценки нефти и газа.
Гидравлические забойные двигатели с регулируемым углом кривого переводника.

Таблица 2 – Развитие методов повышения эффективности ННБ
Методы повышения эффективности технологии ННБ
Период снижение времени уменьшение удешевление рост добычи нефти
бурения скважин аварийности бурения и газа
1870– 1900
Клиновые отклони- тели применяли для недопущения удлинения скважин.
Сохранение вертикальности траектории.
–
–
1901– 1935
Механизированное оборудование позволило увеличить скорость бурения.
Повышается оперативность и точность измерения пространственного положения скважины.
Развивается кустовое бурение, упрощается монтаж буровых.
Растут объемы добычи нефти за счет увеличения объемов бурения.
1936– 1950
Модернизируются турбобуры, наращивают скорость промывки раствора.
Растет количество добываемых скважин в соотношении
с сухими.
–
Более точное ориентирование бурильной колонны, достижение геологических целей.
1951– 1970
Совершенствуются конструкции турбобуров и винтовых двигателей.
В производстве применяется более надежное забойное оборудование.
–
Увеличивается объем добычи нефти из расчета на единицу скважины.
1971– 1990
Маятниковые бурильные колонны позволили сократить время на его ориентирование.
Изучение процессов бурения геофизическими приборами.
Оптимизация за счет развитых геофизических исследований.
Снижение времени бурения привело к увеличению объемов бурения скважин.
1991– 2010
Совершенствуется технология бурения, применяют автоматизирован-ную буровую технику.
Применяют программные обеспечения при проектировании и моделировании технологии ННБ с целью его улучшения, создаются предиктивные технологии на базе прогностических моделей.
Формируются центры геологического и геонавига- ционного сопровождения бурения скважин.
2011– 2020
Высокопрочная буровая техника позволяет достигать рекордные темпы бурения скважин.
Системы постоянного
мониторинга бурения, внедряются алгоритмы оповещения.
Оптимизируются затраты
на ННБ путем внедрения отечественных технологий.
Увеличивается длина бурения
в нефтеносном пласте за счет системы тяжелого каротажа.
Анализ показал, что на заре развития ННБ горные инженеры ставили задачу снижения времени бурения и рисков возникновения аварий. С начала XX века приоритетной задачей развития технологии ННБ является увеличение добычи полезных ископаемых, при этом задача снижения затрат на строительство ННГС решалась частично.
В 1965 г. Г.М. Малюга, Г.М. Ромм и Г.Н. Строцкий внедрили в
производство забойный инклинометр ЗИ-1. К 1978 г. в США создана серийная модель телеметрической системы с гидравлическим каналом передачи данных. В СССР в 1980 г. внедрена в производство телеметрическая система ЗИС-1 с электромагнитным каналом связи. С 1991 г. модернизированные забойные телесистемы с беспроводным электромагнитным каналом связи типа ЗИС-4 используются для проводки горизонтальных скважин.
В начале XXI века в ННБ внедряются новые технологии и происходит технический скачок, что приводит:
– к запуску центров мониторинга и оперативной техподдержки;
– к интеграции программ для контроля траектории, анализа рисков;
– к формированию учебных центров для специалистов узкого профиля;
– к совершенствованию комплексов геофизического каротажа;
– к возникновению модернизированных (наддолотный модуль, колонный
ретранслятор) и концептуально новых типов скважинного оборудования (роторно-управляемые системы, моторизированные управляемые системы) для ориентированного бурения.
Анализ становления и развития способов бурения (Рисунок 5) показал очевидные недостатки в цепи эволюции технологии и оборудования для бурения ННГС. К началу 1980-х гг. заметно увеличилось количество научных институтов нефтегазового профиля, проведено достаточно исследований скважинных процессов учеными, подготовлено множество теоретических научных работ по развитию математических моделей, описывающих процессы бурения ННС. Однако доля реализованных в производстве бурения ННС теоретических научных трудов крайне мала. Данный анализ показывает, что необходимым условием для дальнейшего успешного развития способов бурения ННГС является тесный контакт производственников с научными школами, способными исследовать технологические процессы в скважине методами математических расчетов, бесспорными преимуществами которых являются как дешевизна проведения исследований, так и множество их вариантов, выполняемых достаточно высокими темпами. Это позволит инженерам-буровикам быстрее выявлять возможные нарушения технологии ННБ и устранять их до применения в реальных скважинных условиях.
Рисунок 5 – Становление и развитие способов бурения ННГС
В третьей главе приведен анализ этапов механизации забойного
оборудования, описаны морские платформы и мировые достижения в бурении скважин с БОВ (Рисунок 6).
Рисунок 6 – Развитие способов бурения в мировой практике
Технология ННБ нефтяных и газовых скважин применяется не только на суше, но и при освоении морских месторождений. Так, с 1891 г. в США начали продавать морские участки, на дне которых были обнаружены запасы углеводородного сырья. Приблизительно в эти годы на побережье Калифорнии началось бурение наклонных скважин, которые достигали нефтяных залежей на расстоянии 200 м от берега. Там же в 1930 г. пробурена первая наклонная скважина с берега под морское дно.
В начале 1980-х гг. горизонтальное смещение морских скважин составляло не более 1500 м. Развитие технологий и технических средств наклонно- направленного бурения позволило в январе 1993 г. на платформе «Statfjord C» Северного моря Норвегии на скважине «С2» установить рекорд по горизонтальному смещению в 7 853 м при общей глубине скважины 9 327 м.
В Таблице 3 представлена краткая информация о скважинах с наибольшими горизонтальными отклонениями, пробуренных с шельфа и моря.
Существенный прорыв в бурении скважин с БОВ произошел после разработки интеллектуальных роторных забойных телеметрических систем в 1996 г. компанией «Бейкер Хьюз».

Таблица 3 – Современные достижения в бурении скважины с БОВ
Горизонтальное отклонение забоя, м
Общая длина ствола, м
Страна, район
Дата
14 129
15 000
Россия, Сахалин
Октябрь 2017 г.
12 033
13 500
Россия, Сахалин
Апрель 2015 г.
11 475
12 345
Россия, Сахалин
Январь 2011 г.
10 902
12 289
Катар, Персидский залив
Май 2008 г.
10 728
11 278
Англия, округ Дорсет
–
Роторная управляемая система (РУС) «AutoTrak» запрограммирована на автономную работу по контролю процесса бурения ствола скважины с использованием алгоритмов управления траекторией скважины. На Рисунке 7 представлена схема, описывающая развитие технологий направленного бурения, в том числе на шельфе и в море.
Рисунок 7 – Хронология развития технологий направленного бурения
В четвертой главе проводится исторический анализ методик моделирования параметров бурильной колонны для управления траекторией при бурении наклонных скважин, выполняется компьютерное моделирование для расчета отклоняющей силы и реакции долота методом начальных параметров.
В XX в. методика проектирования бурильных колонн для неориентируемого способа бурения впервые была предложена А.М. Григоряном в 1944 г. Советский ученый Р.А. Иоаннесян в 1953 г. применил дифференциальное уравнение упругой линии балки к расчету бурильной колонны с турбобуром.
Американские ученые Г. Вудс и А. Лубински в 1960 г. опубликовали работу «Искривление скважин при бурении». Они предложили наиболее

полную модель плоского изгиба бурильной колонны в наклонной скважине, что позволило вычислить критическую осевую нагрузку на долото, при которой
происходит продольный изгиб бурильной колонны.
В 1974 г. школой академика М.П. Гулизаде предложена методика расчета
компоновки «долото – секционный турбобур с центратором – утяжеленная бурильная труба» с учетом влияния УБТ и криволинейности ствола скважины. В 1979–1980 гг. американские ученые Н. Келас и К. Милхейм подошли к вопросу проектирования бурильных колонн с более практической стороны и решили проблему стабилизации зенитного угла путем применения в составе бурильной колонны одного центратора, которое действует по принципу рычага.
Современные достижения в области ННБ во многом стали возможными благодаря разработанным гидравлическим забойным двигателям. При планировании эксплуатации такого механизированного оборудования требовалось выполнение расчетов отклоняющей силы бурильной колонны. Такой расчет позволял выполнять прогноз искривления скважин при применении бурильных колонн для бурения неориентируемым способом.
С конца 1970-х и в 1980-е гг. советские инженеры решали задачу строительства наклонно-направленных скважин путем моделирования продольной жесткости турбобуров и УБТ, разработки новых методик визированного спуска бурильной колонны. В работах Л.Я. Сушона, П.В. Емельянова, Р.Т. Муллагалиева (1980-е гг.) утверждается, что чем меньше угол между осями долота и скважины, тем меньше влияние оказывает осевая нагрузка на напряженно-деформированное состояние бурильной колонны.
Результаты некоторых вышеописанных исследований нашли свою практическую реализацию в более поздний срок. Большинство все же остались на уровне гипотез на страницах опубликованных научных трудов. На Рисунке 5 приведена впервые разработанная автором историко-техническая схема, которая помогла установить недостаток в цепи развития технологии ННБ. Согласно этому анализу, в конце прошлого века наблюдается усложнение взаимодействия между учеными и производственниками. Приведем несколько примеров разрыва связи производства и науки в наклонно-направленном бурении. Предложенные учеными модели и методы расчета параметров бурильных колонн для
неориентируемого и ориентируемого бурения реализованы только спустя десятилетия, и то в виде прикладных программных продуктов. Так, например, расчеты, связанные с проектированием бурильных колонн, в число которых вошли методы на основе тригонометрических функций, с использованием уравнений трех моментов, конечных разностей и конечных элементов, начали выполняться относительно недавно. Метод начальных параметров, разработанный в первой половине XX в. для проектирования бурильных колонн, также не применяется современными инженерами-буровиками несмотря на то, что этот метод способен дать относительно точный прогноз степени искривления
траектории скважины путем расчета отклоняющей силы и реакции долота.
Выбор автором расчета отклоняющей силы и реакции долота методом начальных параметров обусловлен тем, что данная методика позволяет задавать граничные условия на бурильной колонне, например известные величины прогибов балки в виде УБТ, равные радиальному зазору между бурильной
колонной и стенкой скважины.
Анализ разработанных ранее математических моделей позволил воссоздать
процесс ННБ путем моделирования отклоняющей силы и реакции долота на базе авторской компьютерной программы-тренажера и получить доступ к динамическим показателям процессов ННБ, проведенных в 1970–1980-х гг.
Компьютерная реконструкция позволяет достаточно подробно изучить технико-технологические условия бурения. В частности, компьютерное моделирование путем оперирования прогибами балки в скважине в виде УБТ или турбобура позволило провести анализ режимов и параметров бурения.
В компьютерную программу-тренажер вводятся: типоразмер забойного оборудования, последовательность установки элементов бурильной колонны и режимы его эксплуатации. Основными факторами, определяющими выбор параметров элементов бурильной колонны, стали: плановые интенсивности искривления траектории скважины, диаметр бурящейся секции и эмпирическая информация о плотности залегания горных пород, полученная при бурении соседних скважин куста и пр. Исходными данными моделирования стали: фактическая траектория скважины, напряжения внутри колонны бурильных труб, критические режимы эксплуатации устьевого оборудования и т.д.
По итогам моделирования получены данные о параметрах бурового
оборудования, влияющих на самоискривление скважины: по долоту – тип, номинальный диаметр и количество лопастей; по калибратору со спиральными лопастями – номинальный диаметр, длина, их количество в составе бурильной колонны (1, 2 или 3) и размещение в бурильной колонне; по забойному двигателю – угол кривого переводника и его расстояние от долота, его номинальный диаметр, толщина стенки корпуса; по УБТ – длина и номинальный диаметр; по толстостенной бурильной трубе – длина и номинальный диаметр.
Инструментальная панель компьютерной программы-тренажера для формирования эскиза бурильной колонны представлена на Рисунке 8.
Рисунок 8 – Интерфейс компьютерной программы- тренажера
Последовательность операций при компьютерном моделировании:
1 формирование справочной базы параметров забойных двигателей;
2 ввод в программу-тренажер данных о типоразмерах забойного
оборудования, последовательности установки в бурильную колонну, режиме эксплуатации;
3 имитация процесса ориентированного и вращательного режима бурения в интервале глубин от 810 до 2800 м;
4 на пяти произвольных глубинах (820, 1211, 1533, 2100, 2770 м) выполнение измерений следующих зависимостей:
– длины направляющего участка от поперечной силы на турбобур;

– угла поворота оси долота относительно оси скважины от воздействия
внешних сил на турбобур;
– зависимости отклоняющей силы на долоте от зенитного угла скважины. 5 анализ полученных данных.
Интерфейс компьютерной программы-тренажера в режиме формирования
отчета показан на Рисунке 9.
Рисунок 9 – Рапорт в графическом виде программы-тренажера
Результаты компьютерного моделирования (Таблица 4) показывают значения ряда параметров напряженного состояния бурильной колонны, а именно: отклоняющей силы на долоте Rd, угла поворота оси долота относительно оси скважины Ugd, длины направляющего участка L в зависимости от зенитного угла скважины. Определение этих параметров с помощью компьютерного моделирования позволяет прогнозировать изменение напряженного состояния в ту или иную сторону.
Моделирование на базе компьютерной программы-тренажера позволило воспроизвести имитационное моделирование процесса бурения скважины с учетом отклоняющей силы на долоте и, тем самым, установить влияние жесткости скважинного оборудования на самоискривление скважины.

Таблица 4 – Результаты моделирования на базе программы-тренажера
Н, м NoL ЗУ, град Rd, кН Ugd, рад 820 L1 20 2,36 0,00432 1211 L2 34 3,42 0,00489 1533 L3 51 4,37 0,00530 2100 L4 74 5,13 0,00559 2770 L5 86 5,23 0,00563
L, м EI, кНм 10,16
8,99
8,28 9408 7,85
7,79
Таким образом, совершенствование методик проектирования бурильной колонны для бурения ННГС как одного из важных способов увеличения объемов добычи полезных ископаемых во всем мире не теряет своей актуальности, а предложенный способ проектирования бурильной колонны на основе метода начальных параметров возможно применять при планировании бурения ННГС.
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
1 Исследование истории становления и развития способов бурения ННГС на основе разработанной историко-технической схемы и включающей события, начиная с времен первых упоминаний о бурении скважин для добычи нефти и до наших дней, показало несовершенство методик расчета и проектирования бурильных колонн.
2 Выполнена систематизация этапов развития техники и технологии по бурению ННГС, а также их влияния на повышение эффективности ННБ, позволившая установить, что глобальной целью развития технологии ННБ является увеличение добычи полезных ископаемых. При этом разработчики технологии ННБ локально стремились снизить время на бурение и уменьшить аварийность в производстве, однако решение задачи снижения затрат на строительство ННГС осуществлялось частично.
3 На основе эмпирического метода исторического исследования развития методик расчета параметров бурильной колонны получено, что среди разработанных в XX веке методов моделирования продольной жесткости гидравлических забойных двигателей и УБТ наиболее подходящим для расчета параметров бурильной колонны является метод начальных параметров.
4 На основании научного исследования зарождения и развития техники и
технологии ННБ, исторического анализа технических проблем развития ННБ и в целях их решения разработана компьютерная программа-тренажер для моделирования имитации основных процессов бурения ННГС на основе метода начальных параметров. На разработанную программу-тренажер получено свидетельство о государственной регистрации программы для ЭВМ No2015618263.