книги / Техника и технология строительства боковых стволов в нефтяных и газовых скважинах
..pdfгде |
Аа10, Да100 — интенсивность искривления оси ствола скважины на 10, |
100 |
м интервала соответственно, град/10 м, град/100 м. |
17. Пространственная интенсивность искривления (Р) — степень одновре менного изменения зенитного угла и азимута за интервал. Эта величина ха рактеризует степень искривления оси ствола скважины и равна отношению приращения угла искривления к расстоянию между точками измерений.
Пространственная интенсивность искривления р равна
где L —длина искривленного участка, м; аД — изменение зенитного угла на искривленном участке L, град; Д<р — изменение азимутального угла на искривленном участке L, град; аср — средний зенитный угол на искривлен ном участке L, град; Ду — изменение пространственного угла на искрив ленном участке L.
18. Вертикальная проекция оси ствола скважины равна:
ДИ = Д1 • cos acp.
19. Горизонтальная проекция оси ствола скважины равна:
Да = Д1 *cos аср.
20.Плоскость искривления — плоскость, в которой располагается дуга ок ружности с радиусом кривизны в данной точке.
21.Угол установки отклонителя на забое скважины — угол между плоско стью действия отклонителя и вертикальной (апсидальной) плоскостью, проходящей через ось скважины в месте его установки.
22.Кривизна ствола (К) — приращение угла искривления на определен ном криволинейном участке:
К = i рад/м.
К
23. Радиан — угол, соответствующий дуге, длина которой равна ее ра диусу
1рад = — = 57°17'45",1° = |
= 0,01745рад. |
П |
1 o(J |
24. Кривизна (К) — пространственной кривой — в общем случае опреде ляется по формуле
k = Vd2x/ds2 + d2y / ds2 + d2z / ds
где dx/ds = sina cosq>, dy / ds = sina cos<p , dz / ds = cosa .
25.Боковой ствол (БС) — это ответвление от основного ствола скважины меньшего диаметра с началом в точке забуривания.
26.Дополнительный ствол (ДС) — ствол меньшего диаметра, пробурен ный из башмака эксплуатационной колонны на нижележащий продуктив ный объект, не предусматривающий вырезание «окна» в эксплуатационной
колонне.
27. Точка забуривания БС при использовании клина-отклонителя совпа дает с верхней частью направляющей поверхности клина, а в случае ис пользования зарезного цементного моста — с верхней частью вырезанного участка эксплуатационной колонны.
28.Проектный профиль БС (ДС) — планируемая траектория, состоящая из криволинейных и прямолинейных участков, в соответствии с которой осуществляется бурение.
29.БС (ДС), забуриваемый в произвольном азимутальном направлении, называется неориентируемым.
30.БС (ДС), который бурится под некоторым углом к вертикали в за данном направлении (азимуте), называется наклонно-направленным.
31.Наклонно-направленный БС (ДС), содержащий участок с зенитным
углом более 70°, называется горизонтальным.
32.Профиль БС (ДС) с постоянным азимутом называется плоским.
33.Профиль бокового ствола (ДС) с изменяемым азимутом называется
пространственным.
34.Профиль пробуренного БС (ДС) называется фактическим. Фактиче ский профиль бокового ствола в большинстве случаев является простран
ственным.
35.Клин-отклонитель (уипсток) — устройство, состоящее из клина с на правляющей поверхностью и узла фиксации клина в обсадной колонне.
36.Фрез-райбер — инструмент для вырезания бокового «окна» в обсад ной (эксплуатационной) колонне с клина-отклонителя.
37.Щелевидное «окно» — это боковое отверстие в обсадной (эксплуатаци онной) колонне, сформированное с помощью фрез-райбера.
38.Вырезающее устройство — устройство, предназначенное для выреза ния участка обсадной колонны по периметру.
39.Цементный мост, установленный в интервале вырезанного по пери метру участка обсадной колонны и предназначенный для забуривания бо кового ствола, называется зарезным.
40.Компоновкой низа бурильной колонны (КНБК) называется нижняя часть бурильной колонны, включающая породоразрушающий инструмент, забойный двигатель и утяжеленные бурильные трубы (УБТ), опорно-цен- трирующие элементы (ОЦЭ), телеметрическую систему, а также технологи
ческие элементы бурильной колонны (яссы, безопасные переводники
идр.)
41.Направляющий участок КНБК — участок от долота до первой точки
касания УБТ или ЗД со стенкой скважины под нагрузкой. Для КНБК с ОЦЭ направляющим участком является участок от долота до вершины угла перекоса отклонителя, для КНБК без центрирующих приспособлений — участок от долота до первой точки касания забойным двигателем или тру бами стенки скважины.
42.Угол несоосности КНБК в стволе скважины р — угол между хордами, стягивающими ось скважины и ось КНБК на направляющем участке.
43.Забойный двигатель-отклонитель — винтовой забойный двигатель с искривленным корпусом — предназначен для направленного бурения БС.
44.Опорно-центрирующими элементами КНБК являются центраторы и
децентраторы.
45. Центраторы — опорно-центрирующие элементы — предназначены для центрирования КНБК с целью стабилизации параметров кривизны или изменения зенитного угла БС.
46.Децентраторы — опорные элементы, предназначенные для локаль ного смещения оси нижней части бурильной колонны относительно оси скважины с целью обеспечения искривления БС.
47.Породоразрушающий инструмент — техническое устройство, предна значенное для разрушения горной породы (долото, буровая коронка, ка либратор, расширитель).
48. Телесистема — устройство для измерения траекторных (зенитный угол, азимут, угол установки отклонителя, азимут отклонителя) и техноло гических (осевая нагрузка, крутящий момент, внутритрубное давление, обороты забойного двигателя) параметров, а также геофизических парамет ров горных пород в процессе бурения (гамма-каротаж, резистометрия и т. д.).
49. Хвостовик — обсадная колонна, предназначенная для крепления БС с перекрытием эксплуатационной колонны старой скважины. В некоторых случаях может наращиваться до устья скважины и служить эксплуатацион ной колонной.
50. Вторичное вскрытие — технологическая операция по формированию отверстий с помощью перфоратора, целью которой является обеспечение гидравлической связи полости хвостовика с объектом эксплуатации (про дуктивным пластом).
51. Перфоратор — устройство для формирования радиальных отверстий в обсадной колонне (хвостовике) и в цементном кольце и создания дренаж ных каналов в пласте.
52.Реконструкция эксплуатационной скважины — восстановление ее экс плуатационных свойств (обеспечение возможности эффективной добычи углеводородов).
53.Б,, — площадь контакта вооружения долота с забоем скважины в про цессе ее углубления в момент времени реализации усилия ст3.
54.сттр — осевая нагрузка, передаваемая от долота на забой скважины и равная реакции забоя (R3).
55.Мдн — величина сил трения бурильного инструмента о стенки сква жины при его движении.
56.Мдн — величина вращающего момента, обусловливающая разруше ние забоя скважины («полезная» часть вращающего момента на долоте —
Мд).
57.Мв, Мопт, Мт — соответственно, величина текущего вращающего мо
мента турбины турбобура, его оптимальное и максимальное («тормозной момент») значение.
58.п — частота вращения долота, вала забойного двигателя или буриль ной колонны при роторном бурении.
59.Рт, Рд — соответственно, перепад давления в потоке жидкости, проте кающей через турбобур, и промывочный узел долота.
60.Q, QTH— соответственно, величина подачи промывочной жидкости в бурильную колонну и технологически необходимая величина.
61.р/ р2, рг„— соответственно, плотность промывочной жидкости в бу рильной колонне, в затрубном пространстве скважины и плотность горной
породы.
были проведены первые гидродинамические исследования при разработке нефтяных местрождений горизонтальными и многозабойными скважина ми. Теоретические основы фильтрации и нефтеотдачи пластов изложены в книге Ю. П. Борисова, В. П. Пилатовского и А. П. Табакова «Разработка нефтяных месторождений горизонтальными и многозабойными скважина ми» (М.: Недра, 1964).
Второй |
этап развития горизонтального бурения охватывает период |
1961— 1978 |
гг. Под руководством А. М. Григоряна группа специалистов |
ВНИИБТ разработала теоретические основы бурения таких скважин и предложила эффективную технологию их проводки. Во ВНИИБТ был соз дан целый ряд технических средств, успешно применявшихся при бурении МЗС и ГС в Куйбышевской области, на Западной Украине, Восточной Си бири.
Всемидесятых годах в промышленных масштабах началось бурение ГС за рубежом. Лидером обоснованием бурения ГС стал Французский инсти тут нефти, взявший за основу исследования советских ученых. В связи с технико-технологической сложностью строительства ГС зарубежные фир мы резко увеличили ассигнования на научно-исследовательские работы по горизонтальному бурению. За короткие сроки они сконструировали и про вели промышленные испытания новых забойных двигателей, долот, теле метрических систем и другого оборудования, позволяющего достигнуть вы соких технико-экономических показателей и решить проблемы геофизиче ских исследований в ГС и МГС.
Вместе с тем, из-за резкого увеличения добычи более доступной нефти в Западной Сибири снизился интерес к бурению МЗС и ГС в СССР. Россий ские технологии не внедрялись, наметился застой.
В1978—1979 гг. начинается третий этап. Возрастает интерес к бурению ГС в США. Опыт эксплуатации ГС на нескольких месторождениях уже к 1982 г. показал наиболее полное извлечение с их помощью из недр углево дородов, особенно там, где традиционные методы неэффективны.
Развитие горизонтального бурения во Франции в эти годы стимулирует ся необходимостью разработки нефтяных месторождений Лак-Супериор и Кастера-Му на глубинах 3 км и шельфового месторождения Распо-Маре в Италии, где высоковязкая нефть находится в карстовых ловушках. Фирма «Эльф-Акитен» здесь установила рекорд, пробурив ГС с длиной горизон тального ствола 2 км, достигнув 15-кратного увеличения дебита на место рождении Распо-Маре.
Четвертый этап начался в 1985—1986 гг. Центр развития бурения ГС уверенно переместился в США. Успехи фирмы «Эльф-Акитен» вызвали большой интерес у многих американских нефтяных фирм. Активно разбу ривалось горизонтальными скважинами месторождение Прадхо Бей, сло женное низкопроницаемыми известняками. Резко возросли объемы буре ния ГС в шельфовой зоне Северного моря (Дания, Норвегия, Англия). К 1989 г. было пробурено 51 ГС в США и 30 — в Европе.
Внастоящее время во многих нефтедобывающих регионах успешно бурятся ГС и МЗС, например, в США — до 2000 таких скважин в год. Достигнуты высокие результаты в технике и технологии строительства, особенно в телеметрическом контроле за траекторией ствола. Максималь ная длина горизонтального ствола в Калифорнии достигла 3865 м. В
1990 г. в |
США благодаря ГС добывалось дополнительно 16 тыс. т нефти |
в сутки. |
Бурением ГС занимаются свыше 100 фирм и компаний более |
чем в 20 |
странах. |
В России в 1990 г. было построено 12 ГС, в 1991 г. — 44 (в Западной Си
бири — 13), в 1992 г. — 32 ГС, в 2000 г. — 393 ГС и 696 боковых стволов, в 2006 г. - 503 ГС и 803 БС.
На 01.2005 г. в ОАО «Сургутнефтегаз» проведено бурение БС в более 1000 бездействующих и малодебитных скважин, в том числе более 20 из них двухствольные и четырехствольные, из которых дополнительно добыто бо лее 6.9 млн. тонн нефти. Ожидаемая добыча из них до критической обвод ненности 97 % превысит 17.6 млн. тонн [6].
Аналогичные широкомасштабные работы по бурению БС ведутся в ОАО «Татнефть» и «Башнефть», где боковые стволы построены из бездействую щих скважин в более чем 100 объектах.
На начало 1994 года в мире было пробурено более 6500 ГС и БГС (боко вых горизонтальных стволов). Ежегодный прирост в последние годы соста вил более 2000 ГС, в то время как в России за тот же период пробурено около 350 ГС и РГС [1,7, 8]. При этом по причине глубокого кризиса неф тедобывающей отрасли не была реализована широкомасштабная государст венная программа «Горизонт» по созданию новых технологий и техниче ских средств для строительства и эксплуатации ГС, а также не реализовано внедрение новых систем разработки нефтяных месторождений горизон тальными скважинами.
Сегодня лидером в области бурения и эксплуатации ГС и БГС являют ся США [4, 9]. Здесь на 114 залежах пробурено 4620 скважин или 70 % ГС мира, несмотря на то, что США вышли на промышленное внедрение тех нологий горизонтального бурения (ГБ) позднее бывшего СССР и Фран ции. Темпы бурения ГС в США в настоящее время составляют более 1000 скважин в год. Основные объекты разработки: трещиноватые низкопрони цаемые пласты (с целью пересечения природных трещин и повышения продуктивности), меловые отложения остин в Техасе (79 %), глинистые сланцы аккен в Северной Дакоте (5 % ГС) и отложения ниобрара в Коло радо и Северной Дакоте (5 % ГС). Остальные 14 % ГС пробурены в раз личных формациях для предотвращения образования конусов воды и газа (Аляска, Калифорния, побережье Мексиканского залива), для разработки месторождений, приуроченных к рифовым массивам и другие. Большин ство ГС пробурено в карбонатных породах, однако ожидается рост буре ния ГС и в терригенных породах в связи с успешным решением вопросов технологии бурения в данных формациях. Второе место после США зани мает Канада, где на 220 залежах пробурено более 2000 ГС (около 25 % ГС мира).
Большинство ГС в Канаде бурится в условиях образования и подтягива ния конусов воды и газа. Около 45 % ГС пробурены на месторождениях тя желых нефтей, в основном с высокопроницаемыми терригенными коллек торами, где они применяются преимущественно в сочетании с вертикаль ными нагнетательными скважинами. Остальные направления горизонталь ного бурения в Канаде связаны с использованием ГС для разработки низ копроницаемых и маломощных пластов.
ГС и БГС в настоящее время бурятся в большинстве нефтедобывающих стран Западной Европы (преимущественно на морских месторождениях), на Ближнем и Среднем Востоке, в Австралии и Индонезии. Значительно возрос объем горизонтального бурения в России. В последние годы наи большее количество горизонтальных скважин пробурено на месторождени ях Западной Сибири и достигло более 200 ГС в год. Столь широкое и ин тенсивное развитие ГБ и у нас в стране стало возможным благодаря, вопервых, крупным капитальным вложениям в научно-исследовательские и опытно-промышленные работы, во-вторых, промышленному внедрению
ряда эффективных технологий, в том числе закупаемых Россией по импор ту. К таким технологиям относятся:
—применение КНБК с управляемыми забойными двигателями;
—применение долот с поликристаллическим алмазным вооружением;
—применение буровых растворов с улучшенными реологическими ха рактеристиками и новых экологически чистых систем (например, биополимерных типа Flo-Pro и др.);
—управление траекторией ствола с помощью телеметрического и геоло гического контроля;
—селективное заканчивание скважин;
—использование современных геофизических средств;
—широкое внедрение трехмерной сейсморазведки;
—компьютерная обработка геофизических данных;
—проводка скважин с несколькими горизонтальными стволами. Каждая из перечисленных технологий внесла свой вклад в повышение
эффективности использования ГС и БГС, а практическая реализация дос тигается за счет комплексного технологического подхода, объединяющего опыт специалистов многих компаний. Это позволяет быстро и надежно ре шать задачи увеличения добычи нефти и газа и улучшения охвата пластов дренированием.
Анализ зарубежного опыта решения вопросов, связанных с использова нием ГС при разработке нефтяных месторождений, позволяет сделать сле дующие выводы:
1.Реализованных систем разработки с применением только ГС в сочета нии с заводнением пока нет. В настоящее время ГС используются в основ ном в сочетании с вертикальными (ВС) и наклонно направленными сква жинами (с углом входа ствола в продуктивный пласт менее 10°).
2.Мало данных по накопленной добыче нефти из ГС, конечной нефте отдаче и экономической эффективности ГС.
3.Считается, что добывающие ГС почти во всех случаях позволяют уве личить темпы отбора нефти и коэффициент нефтеизвлечения.
По зарубежному опыту производительность ГС существенно выше про изводительности ВС за счет увеличения площади дренирования: в трещи новатых коллекторах — в 4—100 раз, в поровых — в 2—8 раз. В среднем от ношение продуктивности ГС к продуктивности ВС составляет в США — 3,2, в Канаде — 4,1. В среднем накопленный отбор нефти на одну ГС в 2,5 раза превышает накопленный отбор на одну ВС [3, 4].
Текущий коэффициент нефтеотдачи по зарубежным месторождениям за последние 5 лет повысился благодаря ГБ в среднем на 30 %. Конечный ко эффициент нефтеизвлечения на месторождениях США и Канады при при менении ГБ увеличивается по отношению к ресурсам нефти в среднем на 1 -2 % [4, 7, 8, 9].
По данным ВНИИОЭНГ, конечная нефтеотдача залежей за счет приме нения ГС должна увеличиваться в среднем на 10—15 %, по данным БашНИПИнефть - на 20 % [1, 10].
4. Технологическая эффективность ГС за рубежом и в России различна. Если за рубежом более 90 % ГС оправдывают прогнозы и по ним увеличи ваются дебиты и накопленная добыча нефти, то в России, по имеющимся данным, успешными являются (без учета скважин с кратковременным эф фектом) около 50 %.
Одна из основных причин низкой эффективности ГС в России — не удовлетворительное геолого-геофизическое информационное обеспечение проектов разработки месторождений горизонтальными скважинами, осо
бенно на стадии их доразработки, преждевременные прорывы воды и газа, а также недостаточная протяженность горизонтальных стволов, кольматация призабойной зоны из-за несовершенства технологии их строительства.
5. ГС могут значительно увеличить объем вовлекаемых в разработку гео логических запасов нефти и газа.
Причины возможного увеличения запасов за счет применения ГС сле дующие:
а) пересечение трещин в пластах, запасы которых не могут быть эффек тивно выработаны вертикальными и наклонно направленными сква жинами;
б) вовлечение в разработку тонких и слабопроницаемых пластов, а также существенной части тех запасов нефти и газа, которые относятся к ка тегории некондиционных;
в) снижение темпов образования конусов воды и газа, за счет чего появ ляется дополнительная возможность извлечь больше нефти до проры ва воды;
г) увеличение возможностей регулирования режимов вытеснения нефти водой.
6. Для оценки экономической эффективности отдельных ГС за рубежом часто используется показатель прибыли — отношение относительной про дуктивности по ГС и ВС к соответствующим относительным затратам. Средний показатель прибыли от ГБ в США составляет 1,6, а в Канаде — 1,86 [4].
С точки зрения литологии в США более эффективны для использования ГС карбонаты (показатель прибыли 2,17), в то время как для терригенных пород он составляет 1,27. В Канаде самый высокий показатель прибыли да ет применение ГС в залежах тяжелой нефти — 2,24.
Стимуляция ГС за счет ГРП, кислотных обработок, интенсификации промывки не оказывает заметного влияния на эффективность их работы.
7.Значительными преимуществами, по сравнению с одиночными ГС, обладают многоствольные скважины и РГС, так как большое число ответв лений позволяет охватить дренажом большую толщу продуктивного объек та. Поэтому большинство ГС в настоящее время за рубежом бурится в рам ках проектов строительства многоствольных и разветвленно-горизонталь- ных скважин.
8.Область применения ГС, БГС и РГС продолжает расширяться. Поми мо использования их для освоения трещиноватых, малопроницаемых и тонких пластов, при разработке месторождений тяжелых нефтей и морских месторождений, начинает осваиваться технология разработки небольших месторождений одной горизонтальной скважиной.
Новым актуальным применением ГС стало их использование в качестве нагнетательных (1992 г.) [7].
9. Стоимость ГС во всем мире резко уменьшается за счет совершенство вания технологии горизонтального бурения и оборудования для их строи тельства. Фактическая стоимость первых ГС превышала стоимость ВС в 2— 3 раза. В 1992 г. средняя стоимость одного метра вертикальной скважины в США составляла 128,7 $, а горизонтальной — 291,9 $.
10. Анализ промыслового опыта применения ГС в различных геолого физических условиях позволяет выделить три основные группы парамет ров, определяющих успешную работу ГС [1, 3, 11].
10.1. Параметры, характеризующие свойства продуктивного пласта и пластовых жидкостей. Сюда относятся абсолютная проницаемость, анизо тропия, толщина, трещиноватость (интенсивность и ориентация трещин),
характеристики пласта и нефти (вязкость нефти, пластовое давление). В ча стности, установлено, что:
—низкая проницаемость по вертикали снижает продуктивность ГС и ее влияние может быть уменьшено бурением длинных горизонтальных стволов; в пластах с высокой степенью расчлененности; при наличии выдержанных низкопроницаемых прослоев, предпочтительнее бурить наклонные скважины, пересекающие продуктивные пропластки;
—ГС наиболее эффективны в тонких пластах, при отсутствии межфаз ных контактов (даже в пластах толщиной 3 м);
—направление трещин и их плотность — важные характеристики для ус пешной работы ГС, пробуренных в трещиноватом коллекторе; как правило трещины образуются почти перпендикулярно направлению наименьшей горизонтальной нагрузки;
—коллекторы с высоковязкой нефтью весьма перспективны для буре ния ГС, особенно если толщина пласта ограничена и скважина под вержена образованию водяного или газового конуса;
—если пластовое давление очень низкое (залежь истощена), то бурение ГС не приведет к значительному повышению дебитов.
10.2.Вторая группа параметров определяется расположением оси ГС в плане залежи и в объеме пласта. Это глубина межфлюидных контактов (ВНК, ГНК), распределение непроницаемых и низкопроницаемых пород по разрезу и площади, направление трещиноватости и пр.
Промысловый опыт [4, 12] показывает, что:
—на залежах с газовой шапкой или подошвенной водой желательно на личие определенной вертикальной дистанции между горизонтальным стволом и ВНК (ГНК); в настоящее время у большинства успешных ГС это расстояние составляет около 4 м;
—при разработке трещиноватых пластов на естественном режиме бурить ГС необходимо перпендикулярно трещинам, тогда они будут повы шать продуктивность, увеличивать площадь дренирования, что в ко нечном итоге приведет к увеличению объема извлекаемых запасов; в условиях искусственного заводнения ГС, пробуренные перпендику лярно трещинам, не могут охватить разработкой низкопроницаемую матрицу, то есть при заводнении добывающие и нагнетательные сква жины необходимо располагать параллельно трещинам; следует отме тить, что в режиме вытеснения нефти водой США применяют только 9 % ГС, Канада - 5 % [9];
—размещение ГС в плане определяется затратами и потребностями экс плуатации.
10.3.Геометрические параметры скважин (длина, диаметр), характери зующие состояния ствола [13, 14].
Основное преимущество ГС перед ВС — это большая площадь контакта
спластом. Большинство горизонтальных скважин за рубежом имеют длины от 500 до 1000 м, пробурены они в зонах 5—20-ти метровой толщины. Чем больше длина ГС, тем выше продуктивность и, возможно, площадь дрени рования. Таким образом, длинные ГС желательны (в зависимости от за трат). Может оказаться, что продуктивная длина ГС меньше пробуренной. Причиной этого может служить разрушение околоскважинного простран ства в процессе бурения и изменения его естественного состояния из-за применения недостаточно качественного бурового раствора, влияние неод
нородности пласта и др.
11. Существенным ограничением увеличения добычи нефти из ГС явля ется очень низкая проницаемость пластов. Правильный выбор объекта для
вскрытия его ГС и составление уточненной модели должны базироваться на комплексном использовании геологических, геофизических и петрофи зических данных, а также информации, полученной в процессе испытания и эксплуатации ВС. Для реализации этих задач необходимо создать ком плексные группы специалистов, способные практически реализовать так называемый мультидисциплинарный подход к решению проблем разработ ки нефтяных и газовых месторождений ГС [3, 15, 16].
Технология разработки нефтяных месторождений с применением гори зонтальных скважин (ГС) уже широко внедряется в практику освоения нефтяных месторождений в мире. В Российской Федерации начало актив ного освоения технологий строительства ГС и БГС приходится на первую половину 90-х годов [13, 17, 18, 19].
Так, к концу 1996 г. на месторождениях Татарстана находились в экс плуатации около 90 ГС и БГС. В 1997—1998 гг. было пробурено еще 7 гори зонтальных скважин на турнейские карбонатные отложения [20]. В послед ние годы на месторождениях ОАО «Татнефть» 20—30 % от общего фонда скважин реконструируется бурением из них боковых стволов с горизон тальным окончанием и только 2—3 % новых скважин бурится с горизон тальным окончанием ствола.
Более 50 горизонтальных скважин пробурено в Башкортостане, специа листами которого оказывается научно-техническая помощь по проводке ГС в других нефтяных регионах Российской Федерации [21].
Первая горизонтальная скважина в Удмуртии была пробурена в конце 1992 г. на Мишкинском месторождении при технологическом сопровожде нии сотрудников БашНИПИнефть. Контроль за траекторией обеспечивал ся телесистемами ЗИС-4 производства ВНИИГИС (г. Октябрьский) [19, 22]. Бурение осуществлялось по трехинтервальному профилю с разворотом азимута на 35° в нефтеносных карбонатных отложениях черепетской зале жи. Горизонтальный участок был проведен в десятиметровом вертикальном «коридоре». Для совершенствования технологии горизонтального бурения в 1993 году была создана служба горизонтального бурения в составе 60 спе циалистов, в которую по опыту бурения ГС в США вошли инженеры-тех нологи по бурению скважин, геологи, специалисты АСУ и др.
В настоящее время в Удмуртии на Мишкинском месторождении пробу рено более 30 горизонтальных скважин, в том числе со спуском вертикаль ной технической колонны на глубину 150 м (выше заданного коридора бу рения) — 10 скважин. Скважины пробурены в 3—4 метровом вертикальном коридоре. В большинстве скважин в соответствии с требованиями заказчика в продуктивных отложениях произведен разворот по азимуту на 30—40 град.
Опыт бурения первых горизонтальных скважин выявил ряд проблем, из которых главной было отсутствие надежных средств контроля за траектори ей скважин и проведения ГИС в горизонтальном участке ствола скважины.
Широкое внедрение горизонтального и наклонно направленного буре ния с большими отклонениями забоев скважин от вертикали стало возмож но благодаря ряду достижений в технике и технологии, важнейшими из ко торых являются:
—появление надежных систем измерения параметров в процессе буре ния в реальном масштабе времени (MWD, LWD);
—разработка и внедрение широкой гаммы винтовых забойных двигате лей;
—освоение высокопроизводительных долот, позволяющих пробурить значительные участки ствола скважины (в том числе горизонтальные) за один-два рейса;