Способ бурения наклонно направленной и горизонтальной разведочной или добывающей скважины на нефть и газ

 

Изобретение относится к бурению наклонно направленных и горизонтальных скважин. Сущность изобретения заключается в том, что на участках траектории формирования и поэтапного крепления наклонно направленного и горизонтального ствола в стволе скважины избирательно создают и поддерживают условия частичной или полной невесомости трубной колонны путем регулирования приведенных удельных весов комплектующих ее трубных изделий и циркулирующей в скважине вмещающей буровой гидросферы, что обеспечивает возможность повысить эффективность бурения наклонно направленных и горизонтальных ответвлений от основного ствола скважины. 1 з.п.ф-лы, 7 ил.

Изобретение относится к бурению наклонно направленных и горизонтальных скважин с большими отходами стволов от вертикали для разработки запасов нефти и газа, оказавшихся в природоохранных территориях и акваториях, а также многих "мелких" (с запасами категорий A+B+C₁ менее 10 млн. т) месторождений-спутников, разработка и обустройство которых при использовании традиционных технических средств бурения и заканчивания скважин во многих случаях оказываются убыточными.

Известен способ бурения наклонно направленных и горизонтальных горных выработок круглого сечения (скважин) в разрезе земной коры для комплексного изучения геологического строения глубинных недр, разведки месторождений и добычи твердых, жидких и газообразных полезных ископаемых, главным образом, углеводородов - нефти, конденсата и природного газа, осуществляемый с помощью бурильного инструмента, включающего (снизу вверх) породоразрушающее средство - долото, калибраторы, секцию утяжеленных бурильных труб (УБТ), турбинный, винтовой или электрический забойный двигатель, блок системы телеконтроля ориентации и стабилизации ствола буровой скважины, горизонтальную секцию бурильных труб (БТ), вертикальную секцию УБТ и вертикальную секцию БТ [1] . При этом с помощью насосной группы наземного бурового оборудования в скважине осуществляют циркуляцию бурового раствора, чтобы обеспечить своевременное удаление частиц выбуренной породы из призабойной зоны и всего кольцевого пространства между бурильной колонной и стенкой ствола скважины. В процессе формирования конструкции буровой скважины на определенных этапах продвижения забоя в заданном направлении осуществляют крепление последующих одноразмерных участков открытого ствола колоннами обсадных труб с цементированием кольцевого пространства между ними и стенкой скважины. При этом предельные возможности применяемого традиционного способа бурения (в частности, по критериям максимально допустимых глубины и длины ствола сооружаемой наклонно направленной и горизонтальной скважины) обусловлены допустимой интенсивностью создаваемого напряженного состояния применяемых труб и других комплектующих при осуществлении наращивания длины ствола скважины, циклов спуска и подъема инструмента и операций, выполняемых при устранении последствий возможных аварий (обрывов бурильных труб) и геолого-технологических осложнений.

В процессе проходки горизонтальной части ствола в точке перехода от предшествующего криволинейного интервала к соответствующей прямолинейной части за счет веса УБТ, размещенных выше в вертикальном стволе, создают и поддерживают на оптимальном уровне тангенциальное усилие P_т, вектор которого соответствует направлению подачи горизонтальной части инструмента в сторону забоя, причем это усилие изменяют (наращивают) в зависимости от прирастающей длины горизонтального участка скважины, соответствующего увеличения протяженности бурильного инструмента и роста сил сопротивления осевому перемещению и вращению его в стволе скважины.

Изложенный традиционный способ бурения наклонно направленных и горизонтальных разведочных и добывающих скважин на нефть и газ имеет ограничения по предельно допустимой длине отхода горизонтальной части скважины от вертикали. Так, например, при использовании в компоновке горизонтальной части инструмента стальных бурильных труб ТБ ВК 140x12 (приведенный удельный вес сборок труб с замками 78,5 кН/м³) в процессе проходки горизонтального ствола под действием тангенциального усилия, равного 250 кН (с промывкой скважины буровым раствором удельного веса 12,0 кН/м³) предельная длина горизонтальной части такого бурильного инструмента составит всего 1736 м, причем представляется очевидным, что этот важнейший лимитирующий показатель во многом зависит от веса единицы длины рассматриваемой секции бурильной колонны.

В частности, при использовании бурильного инструмента, собранного из титановых и алюминиевых труб (при средних приведенных удельных весах сборок труб с замками соответственно 45,40 и 32,93 кН/м³), исполненных в одинаковых габаритах 168x11, и сохранении прочих условий предыдущего примера максимально допустимые длины горизонтальных секций бурильного инструмента определяются соответственно 3460 и 5516 м. Однако эти показатели далеко не удовлетворяют современным требованиям к геолого-техническим характеристикам наклонно направленных и горизонтальных скважин. В настоящее время требуются высокоэффективные технические средства и технологии бурения наклонно направленных и горизонтальных скважин с реальными отходами стволов от вертикали протяженностью до 10000-12000 м.

Решение этой проблемы на основе модификации традиционных технических средств и технологий связано с опережающим ростом потребной ресурсоемкости процессов бурения и крепления стволов, вскрытия, освоения и эксплуатации продуктивных объектов, что, с одной стороны, обусловливает необходимость применения более мощного бурового оборудования (по критериям грузоподъемности вышечно-лебедочного комплекса, гидравлической мощности, производительности (литража) и рабочего давления насосной группы, мощности, грузоподъемности и максимального крутящего момента ротора либо верхнего привода для вращения всего бурильного инструмента и др.), а с другой стороны, неизбежно увеличивает риск запредельного увеличения техногенных нагрузок на вскрываемые сверхпротяженной скважиной горные породы и флюиды, что в большинстве случаев приводит к несанкционированным гидроразрывам и загрязнению приствольной зоны пластов, в том числе и продуктивных коллекторов разрабатываемых нефте- и газоносных объектов.

В свете изложенного возникла необходимость в разработке основанных на ресурсосберегающем регулировании свойств применяемых трубных (бурильных, обсадных, иных назначений) колонн и вмещающей эти колонны гидросреды, то есть альтернативных традиционным новых технических средств и технологий бурения и заканчивания наклонно направленных и горизонтальных скважин с востребуемыми запредельными (по сравнению с ныне достигнутыми) геолого-техническими параметрами и отходами стволов от вертикали.

Целью изобретения является увеличение отхода ствола наклонно направленной и горизонтальной скважины от вертикали сверх предельно допустимых показателей (по критериям современной практики строительства скважин подобного назначения) для достижения и вскрытия запредельно удаленного от устья скважины промыслового объекта, осуществления направленной проводки ствола внутри его нефтегазоносного коллектора по траектории, обеспечивающей его интенсивное дренирование и эффективность геолого-геофизических исследовательских работ, оптимизации режимов испытания пласта, отбора продукции (нефти, конденсата, газа и др.), нагнетания спецжидкостей и реагентов для улучшения эксплуатационных свойств коллектора и регулирования пластового давления.

Для достижения поставленной цели на участках траектории формирования и поэтапного крепления наклонно направленного и горизонтального ствола, в частности, на подступах и в пределах коллектора продуктивного объекта, в стволе скважины создаются условия частичной или полной невесомости трубной (бурильной, обсадной, иного назначения) колонны путем регулирования приведенных удельных весов комплектующих ее соответствующих трубных изделий и циркулирующей в скважине вмещающей буровой гидросреды.

С учетом этих базовых канонических приемов регулирования удельно-весовых показателей трубных (бурильных, обсадных, иных назначений) колонн, "отрабатываемых" в составе бурильного инструмента, или спускаемых для создания постоянной крепи в наклонно направленном или горизонтальном участках ствола сооружаемой сверхпротяженной скважины, с одной стороны, и вмещающей эти колонны буровой гидросреды, с другой стороны, обеспечивается возможность обусловленного технологической необходимостью выбора гравитационного режима отработки соответствующей (цельной секции либо приуроченной к определенному интервалу вскрываемого разреза части) трубной колонны: при характерных для традиционных классических технологий буровых процессов соотношениях удельных весов трубных изделий и промывочных жидкостей либо при искусственно созданных и поддерживаемых в (наклонно направленном, горизонтальном) стволе скважины состояниях частичной или полной невесомости бурильного инструмента, спускаемой обсадной колонны и трубных колонн других назначений.

Частичную невесомость достигают и поддерживают, если текущий регулируемый коэффициент потери веса трубной колонны буровой гидросреде варьируют и фиксируют на расчетном уровне в диапазоне: где l_т - длина части трубной колонны, используемой в наклонно направленном и/или горизонтальном участке ствола скважины, м; К_пф - текущий регулируемый коэффициент потери веса трубной колонны; γ_p - удельный вес буровой гидросреды, кН/м³; γ_пт - средний приведенный удельный вес трубных изделий - комплектующих части трубной колонны, используемой в наклонно направленном и/или горизонтальном участке ствола скважины, кН/м³; К_пфб - базовый коэффициент потери веса трубной колонны, определяемый на исходной позиции - до создания расчетного состояния невесомости рассматриваемой части трубной колонны длиной l_т в буровой гидросреде.

Полную невесомость достигают и поддерживают, если текущий регулируемый коэффициент потери веса трубной колонны равен нулю, то есть Тогда Lim l_т→ ∞; если: 1. γ_пт→ γ_p;
2. γ_p→ γ_пт.
В этих условиях длина предельно допустимой части трубной колонны, используемой в наклонно направленном и/или горизонтальном участке ствола скважины, стремится к бесконечности. Вследствие этого исчезают все зависящие от веса нагрузки на элементы конструкции самой колонны, на стенку ствола скважины, исчезают также зависящие от весовых нагрузок составляющие сил трения (при осевых перемещениях колонны и вращении) труб о стенку скважины. Тем временем конструкционная прочность материала трубной, в частности, бурильной колонны "расходуется", в основном, на передачу осевой нагрузки по вектору действия тангенциального усилия P_т в сторону забойного двигателя и долота, что позволяет поддерживать заданную оптимальную осевую нагрузку последнего на забой.

При состоянии полной невесомости на пути действия P_т это усилие будет в минимальной степени "расходоваться" на преодоление сил сопротивления, не зависящих от веса комплектующих наклонно направленной или горизонтальной части бурильного инструмента.

Коэффициенты К_пфб и К_пф различных трубных изделий, используемых в буровой гидросреде заданного удельного веса, например, равного 12 кН/м³, определяют расчетным путем. Точность этих расчетов проверяют экспериментально посредством взвешивания погруженных в буровой раствор трубных изданий до и после футеровки их вставными поплавковыми элементами.

Исполненные в габаритах 168x11x9400 стальные, титановые и легкосплавные буровые трубные изделия, оснащенные с возможностью установки и съема герметичными кольцевыми поплавковыми элементами (удельного веса 5,967 кН/м³), обладают одинаковым проходным каналом диаметром 95 мм.

Более чем кратное снижение приведенного удельного веса футерованных этими плавучестями трубных изделий при отработке их в буровой гидросреде удельного веса 12,0 кН/м³ приводит к существенному изменению коэффициентов К_пф в сравнении с соответствующими исходными базовыми показателями К_пфб.

Об этом свидетельствуют следующие примеры зависимости К_пф от кратности изменения удельных весов футерованных бурильных труб:
- стальных с 78,5 до 33,6 кН/м³ (в 2,34 раза) К_пф снизился с базового 0,8471 до 0,6429 (в 1,32 раза);
- титановых с 45,4 до 21,0 кН/м³ (в 2,16 раза) К_пф снизился с базового 0,7357 до 0,4286 (в 1,72 раза);
- легкосплавных алюминиевых с 32,93 до 16,27 кН/м³ (в 2,02 раза) К_пф снизился с базового 0,6356 до 0,2624 (в 2,42 раза);
- легкосплавных алюминиевых размером 164x9 - с 34,07 до 15,596 кН/м³ (в 2,18 раза) К_пф снизился с базового 0,6478 до 0,2306 (в 2,81 раза).

При тангенциальном усилии 250 кН, проталкивающем бурильный инструмент в сторону забоя скважины на участке условно прямолинейного горизонтального ствола, расчетные длины бурильной колонны, укомплектованной этими футерованными трубными изделиями, увеличиваются при прочих равных условиях (по сравнению с базовым вариантом применения нефутерованных стальных труб) соответственно в порядке упоминания:
- в 1,17 раза (с 1732 до 2030 м);
- в 2,81 раза (до 4870 м);
- в 5,95 раза (до 10310 м);
- в 7,67 раза (до 13291 м).

Таким образом, созданием и поддержанием в течение заданного времени расчетных состояний частичной или полной невесомости трубных (бурильной, обсадной, других назначений) колонн, отрабатываемых или спускаемых для создания постоянной крепи в наклонно направленном или горизонтальном (либо в том и другом) стволе буровой скважины, обеспечивают ресурсосберегающие технико-технологические условия для многократного увеличения отходов стволов горизонтальных скважин от вертикали. Благодаря этому обеспечивается возможность разработки с помощью таких сверхпротяженных скважин запасов нефти и газа, законсервированных в обширных природоохранных территориях и акваториях, а также запасов углеводородов из пока невостребованных многих сотен "мелких" (с запасами кат. A+B+C₁ менее 10 млн. т) удаленных месторождений-спутников, разработка и обустройство которых при использовании традиционных технических средств и технологий бурения, заканчивания и эксплуатации скважин пока что считаются убыточными.

Изложенное свидетельствует о том, что в сочетании позиций практического научно-технического решения заявленный способ бурения наклонно направленной и горизонтальной скважины на нефть и газ приобрел расширяющую его технико-технологические возможности новую эффектообразующую функцию системного ресурсосбережения и значительного увеличения на этой основе технически достижимых отходов стволов сооружаемых скважин от вертикали. При этом отличительные признаки новизны и промышленной полезности предложенного способа являются существенными.

Сущность изобретения поясняется схемами и чертежами:
На фиг. 1 изображена схема применяемого при проходке горизонтального ствола скважины бурильного инструмента; на фиг. 2 - бурильная труба, футерованная вставными поплаковыми элементами; на фиг. 3 - устройство для крепления скважин (общий вид - фиг. 3, а) и схема удаления облегчающего покрытия (фиг. 3, б) с внутренней поверхности обсадных труб после формирования цементной оболочки в затрубном пространстве скважины.

На фиг. 4 изображена обсадная колонна для глубоких скважин, снабженная съемными инвентарными длинномерными поплавковыми элементами; на фиг. 5 - схема вскрытия сверхпротяженными горизонтальными скважинами нефте- и водонасыщенных частей продуктивного пласта.

На фиг. 6 изображена схема размещения огибающих стволов горизонтальных добывающих и нагнетательной скважин, интенсивно дренирующих нефте- и водонасыщенную части коллектора продуктивного пласта; на фиг. 7 - схема вскрытия сверхпротяженной горизонтальной скважиной промыслового объекта, залегающего далеко за пределами объектов инфраструктуры, директивно защищенных от рисков углеводородного загрязнения.

Способ бурения реализуется следующим образом.

Допустим, что бурение горизонтальной скважины осуществляют в соответствии с рабочим проектом, предусматривающим формирование ствола по профилю, показанному на фиг. 1, с помощью бурильного инструмента, включающего долото 1, калибратор 2, секцию утяжеленных бурильных труб (УБТ) 3, забойный двигатель 4, блок системы телеконтроля ориентации и стабилизации ствола 5, горизонтальную секцию бурильных труб 6, вертикальную секцию УБТ 7 и вертикальную секцию бурильных труб 8.

По завершении проходки криволинейной части скважины AB в точке В начинают проходку горизонтального ствола, причем применяемая система бурильного инструмента, включающая вертикальную секцию УБТ 7, позволяет создавать в этой точке тангенциальное усилие P_т, равное 250 кН. Промывку скважины диаметром 269,9 мм осуществляют буровым раствором удельного веса 12,0 кН/м³. Компоновка низа бурильной колонны (КНБК) длиной 12 м весит в воздухе 20 кН. Условно приняты одинаковыми - 0,35 средние коэффициенты трения между основными группами комплектующих бурильного инструмента (трубами, элементами КНБК) и вскрываемыми скважиной породами.

Блок системы телеконтроля ориентации и стабилизации ствола 5 обеспечивает точное выведение горизонтальной скважины на промысловый объект для эндогенного вскрытия коллектора, причем благодаря применению центрирующих устройств исключают продольный изгиб горизонтальной секции бурильной колонны длиной l_бт, отрабатываемой на участке BC ствола скважины. В соответствии с заданием заказчика требуется пробурить эту скважину с отходом горизонтального ствола на 12000 м от вертикали. При указанных выше лимитирующих технико-технологических условиях и применении сортаментных стальных бурильных труб можно обеспечить проходку горизонтальной части скважины только до отметки 1732 м от вертикали. Тем не менее поставленная задача выполнима, если для комплектования бурильного инструмента, отрабатываемого при проходке всей горизонтальной части скважины, вместо стальных труб будут использованы футерованные плавучестями легкосплавные трубы размером АБТ 168x11 (фиг. 2), каждая из которых включает трубный корпус 1, замковые муфту 2 и ниппель 3, инвентарные вставные кольцевые поплавковые элементы 4, внутримуфтовую 5 и внутриниппельную 6 поплавковые футеровки, а также уплотнительные кольца 7.

В результате оснащения легкосплавной бурильной трубы ЛБТ 168x11 плавучестями приведенный удельный вес этого изделия снижают с 32,93 до 16,27 кН/м³. Таким образом коэффициент потери веса снижают с исходного базового К_пфб = 0,6356 (трубы не футерованы) до текущего К_пф = 0,2624 (трубы футерованы упомянутыми плавучестями). Вследствие этого предельно допустимую длину секции бурильного инструмента l_бт увеличивают от 5504 до 10310 м (в 1,87 раза больше исходного показателя).

Показатель l_бт можно также увеличить и за счет роста удельного веса буровой гидросреды, циркулирующей в скважине во время ее проходки. В результате повышения этого параметра с 12,0 до 14,0 кН/м³, при прочих равных условиях, l_бт увеличится от 5504 до 6088 м (только на 10%).

Наибольший технологический эффект достигают при одновременном регулировании удельных весов бурильных труб и вмещающей их гидросреды. В этом случае задача сводится к оценке результата одновременного снижения приведенного удельного веса ЛБТ 168x11 с 32,93 до 16,27 кН/м³ и увеличения удельного веса бурового раствора с 12,0 до 14,0 кН/м³. При этом базовый показатель К_пфб = 0,6356 снижается до текущего регулируемого коэффициента потери веса горизонтальной части бурильного инструмента К_пф =0,1395. При таких обстоятельствах предельно допустимая длина горизонтальной секции футерованных плавучестями бурильных труб l_бт, отрабатываемой на всем протяжении горизонтального ствола BC (фиг. 1), увеличивается от 5504 до 19406 м (в 3,53 раза больше исходного показателя).

В свете изложенного на основе применения футерованных плавучестями легкосплавных бурильных труб АБТ 168x11 и регулирования удельного веса буровой гидросреды можно пробурить горизонтальную скважину с отходом ствола на 12000 м от вертикали при использовании серийного наземного бурового оборудования.

Весьма ответственными этапами всего цикла бурения и заканчивания горизонтальной скважины являются технологически прерывающие процесс бурения ствола операции по креплению и цементированию последовательных одноразмерных интервалов открытого ствола на этапах формирования конструкции скважины. Для снижения нагрузок на трубы, на крюк буровой вышки и на стенки скважины, обусловленных весом части обсадной колонны длиной l_от, спускаемой и проталкиваемой в горизонтальном стволе под действием тангенциального усилия P_т, используют устройство для крепления скважин, включающее (см. фиг. 3, а) секции 5 обсадной колонны с закрепленным на их внутренней поверхности элементом 4 из материала удельного веса, меньшего удельного веса бурового раствора 2, заполняющего скважину 1. В процессе соединения секций 5 между их торцами устанавливают кольцевую прокладку 3, изготовленную из того же материала, что и элемент 4.

После цементирования обсадной колонны и формирования цементного кольца 6 в затрубном пространстве (см. фиг. 3, б) облегчающий элемент 4 при необходимости удаляют с внутренней поверхности секций 5, например, при помощи бурового долота 7 либо иным способом, не вызывающим износа металла обсадных труб.

В качестве альтернативы изложенному устройству для крепления скважин разработан еще более технологичный способ временного повышения плавучести спускаемой в горизонтальный ствол обсадной колонны, включающей секции обсадных труб 1 с муфтой 2 и башмаком 3 (фиг. 4). Для повышения плавучести обсадной колонны в полость ее устанавливают длинномерные поплавковые элементы 4, каждый из которых снабжен ребрами-центраторами 5, узлом соединения 6, оснащенным приводным валом 7 с ниппелем 8. Длинномерные элементы соединяют в сборку на резьбе, выполненной на металлических армирующих наконечниках - ниппеле 9 и муфте 10, закрепленных на длинномерных элементах.

По окончании комплекса упомянутых работ, связанных с креплением очередного интервала открытого ствола, длинномерные поплавковые элементы дистанционно отсоединяют от стенки обсадных труб и поднимают на поверхность для повторного использования их на другом объекте бурения.

Создание условий частичной или полной невесомости трубной (бурильной, обсадной, другого назначения) колонны в бурящейся наклонно направленной или горизонтальной скважине с большим отходом ствола от вертикали открывает благоприятные возможности для проведения операций вскрытия, исследования, испытания пласта и осуществления отбора продукции при технологических условиях, обеспечивающих повышение нефтегазоотдачи разрабатываемого промыслового объекта.

Например, требуется осуществить разработку удаленной нефтяной залежи с помощью сверхпротяженных горизонтальных добывающих и нагнетательной скважин (фиг. 5). Продуктивный пласт 1 содержит нефть 2 и воду 3, разделенные естественным образом по плоскости водонефтяного контакта (ВНК) 4. Продуктивный пласт залегает между покрывающими формациями 5 и 6, сложенными непроницаемыми породами, и подстилающими формациями 7 и 8. Добывающими скважинами 9 и 10 вскрыты соответственно нижняя и верхняя части нефтяной залежи. Нагнетательной скважиной вскрыта водонасыщенная часть продуктивного пласта (ниже ВНК) для осуществления законтурного заводнения с целью компенсации падения пластового давления и интенсификации отбора нефти.

При состоянии невесомости трубной колонны, создаваемой и поддерживаемой при формировании и креплении ствола внутри нефтегазоносной и водонапорной частей продуктивного коллектора, когда практически исчезают все нагрузки, зависящие от веса комплектующих трубных изделий, устанавливаются идеальные условия для повышения степени дренирования коллектора удаленной нефтегазовой залежи горизонтальными добывающими и нагнетательными скважинами.

Благодаря поддержанию в процессе вскрытия коллектора состояния частичной или полной невесомости соответствующей секции бурильного инструмента, оснащенного современной системой телеконтроля ориентации и стабилизации создаваемой горной выработки, дренирование нефтегазовой и водонапорной частей коллектора осуществляется по криволинейно-огибающей (например, вдоль периметра водонефтяного контакта), спирально-винтовой либо иной специальной криволинейной траектории, соединяющей локальные изолированные высокопроницаемые либо, наоборот, низкопроницаемые нефтегазоносные объемные зоны генетически неоднородного коллектора.

Примеры размещения огибающих стволов горизонтальных скважин, интенсивно дренирующих коллектор вдоль всего его края внутри периметра продуктивного пласта 1 в его нефтенасыщенной 2 и водонасыщенной 3 частях, разделенных плоскостью водонефтяного контакта 4, показаны на фиг. 6. Продуктивный пласт залегает на подстилающих формациях 5 и 6. Нижняя и верхняя части нефтяной залежи вскрыты на двух уровнях добывающими скважинами 7 и 8. Нагнетательной скважиной 9 вскрыта водонасыщенная часть продуктивного пласта.

В связи с этим следует отметить, что такие пронизывающие весь объем коллектора заданно криволинейные, охватывающие стволы добывающих и нагнетательных скважин по существу формируют системы интенсивного дренирования коллектора, которые способствуют интенсификации притока нефти из его нефтеносной толщи к добывающим скважинам, и увеличивают приемистость пористой среды водонапорной части пласта при нагнетании жидкости через инжекционные скважины для компенсации падения пластового давления.

Другим позитивным следствием применения этой технологии является возможность существенного снижения уровня создаваемой депрессии на пласт при отборе продукции, с одной стороны, и снижения рабочего давления нагнетания жидкости в водонапорную часть пласта - с другой. И то и другое выгодно с технологической и экономической точек зрения, особенно если рассматривать эти возможности в свете возрастающей актуальности проблемы энергосбережения при бурении и эксплуатации сверхпротяженных горизонтальных скважин.

Пример возможной реализации способа бурения горизонтальной скважины для разработки нефтяной залежи, дислоцированной в недрах морской акватории на расстоянии около 12000 от устья скважины, показан на фиг. 7. Пробуренная с куста 3 горизонтальная скважина 1 с отходом ствола от вертикали, равным 12000 м, миновала на глубине 3000 м горную гряду 4, мегаполис 5, заповедную территорию (реликтовый лес) 6, зону отдыха (пляж) 7 и вскрыла нефтяную залежь 2 в недрах природоохранной зоны - прибрежной акватории морского шельфа 8. Поэтому все объекты экологической защиты, в том числе и прибрежная морская акватория, оказались вне опасности углеводородного загрязнения.

Приведенные выше примеры и расчеты подтверждают техническую возможность и экономическую целесообразность внедрения заявленного способа бурения наклонно направленной и горизонтальной разведочной или добывающей скважины на нефть и газ при использовании современных конструкционных материалов и бурового оборудования.

Источники, использованные в описании изобретения:
1. Калинин А. Г., Никитин Б. А. Повышение газонефтеотдачи продуктивного пласта при бурении горизонтальных и разветвленно-горизонтальных скважин. // М.; ВНИИОЭНГ, 1995. - 76 с.

2. А. с. 1229301 СССР, кл. E 21 B 17/00. Устройство для крепления скважин / Л. Н. Шадрин (СССР). - N 1354244/03 // БИ. N 17.- 1986.

3. Патент 2015293 РФ, кл. 5 E 21 B 17/00. Бурильная труба / Л. Н. Шадрин (РФ). - N 5000183/03 // БИ. N 12 - 1994.

4. Патент 2017928 РФ, кл. 5 E 21 B 17/00. Обсадная колонна для глубоких скважин / Л. Н. Шадрин (РФ). - 4798269/03 // БИ. N 15 -1994.

5. Патент 2074946 РФ, кл. 6 E 21 B 17/00. Бурильная труба с наружным облегчающим покрытием / Л. Н. Шадрин (РФ). - N 5060739/03 // БИ. N 7-1995.

Формула изобретения

1. Способ бурения наклонно направленной и горизонтальной разведочной или добывающей скважины на нефть и газ, включающий проходку с промывкой буровой гидросредой забоя и всего пространства горной выработки - заданного профиля ствола круглого сечения породоразрушающим инструментом, закрепленным на валу турбинного, винтового или электрического забойного двигателя, соединенного с колонной бурильных труб, крепление каждого последовательного одноразмерного участка открытого ствола обсадными трубами, а также вскрытие, опробование и стимулирование повышения нефтегазоотдачи продуктивного объекта, отличающийся тем, что на участках траектории формирования и поэтапного крепления наклонно направленного и горизонтального ствола, в частности, на подступах и в пределах массива коллектора продуктивного объекта, в стволе бурящейся скважины избирательно создают и поддерживают условия частичной или полной невесомости трубной колонны путем регулирования приведенных удельных весов комплектующих ее трубных изделий, оснащаемых облегчающими покрытиями и иными средствами временного повышения плавучести, вмещающей эти изделия буровой гидросреды, либо того и другого, причем расчетные показатели состояния невесомости части трубной колонны длиной l_т, используемой в наклонно направленном и/или горизонтальном участке ствола скважины, характеризуются следующими условиями: частичная невесомость; состояние частичной невесомости достигают и поддерживают, если текущий регулируемый коэффициент потери веса трубной колонны в буровой гидросреде варьируют и фиксируют на расчетном уровне в диапазоне

где l_т - длина части трубной колонны, используемой в наклонно направленном и/или горизонтальном участке ствола скважины, м;
К_пф - текущий регулируемый коэффициент потери веса трубной колонны;
γ_p - удельный вес буровой гидросреды, кН/м³;
γ_пт - средний приведенный удельный вес трубных изделий - комплектующих части трубной колонны, используемой в наклонно направленном и/или горизонтальном участке ствола, скважины, кН/м²;
К_пфб - базовый коэффициент потери веса трубной колонны, определяемый на исходной позиции - до создания расчетного состояния невесомости рассматриваемой части трубной колонны длиной l_т в буровой гидросреде;
полная невесомость; состояние полной невесомости достигают и поддерживают, если

тогда liml_т→ ∞; если,
1. γ_пт→ γ_p;
2. γ_p→ γ_пт.

2. Способ бурения по п.1, отличающийся тем, что для повышения нефте- и газоотдачи вскрываемого горизонтальными скважинами удаленного продуктивного объекта за счет устранения негативного влияния естественной неоднородности газо-, нефте- и водонасыщенности залежи, при поддержании в стволе режима частичной или полной невесомости трубной колонны проводку стволов добывающих и нагнетательных скважин осуществляют по криволинейно-огибающей, спирально-винтовой, иной специальной траектории, соединяющей локальные изолированные объемные зоны коллектора в соответствующих газо-, нефте- и водонасыщенных частях разрабатываемой залежи.

РИСУНКИ

Рисунок 1, Рисунок 2, Рисунок 3, Рисунок 4, Рисунок 5, Рисунок 6, Рисунок 7