ИССЛЕДОВАНИЕ ОПЫТА СТРОИТЕЛЬСТВА БОКОВЫХ

СТВОЛОВ И МНОГОЗАБОЙНЫХ СКВАЖИН

1.1. История развития боковых стволов и многозабойного бурения

Применение многозабойного (многоствольного) бурения и создание

ответвлений в уже пробуренной скважине является современной тенденцией

в

технологии

направленного

бурения.

Первые

упоминания

об

этом

технологическом приёме имеются в литературе уже в 20-х годах XX века.

В 1928 году Е.А. Spenser получил патент на инструмент для вырезания

множества «окон» в обсадной колонне при использовании уипстока (клин-

отклонитель). В 1931 году D. Dапа зарегистрировал патент на забойное

устройство, позволяющее выбрать три отдельных направления для бурения

ствола скважины. В 1939 году L. Rаnnеу пробурил первую горизонтальную

скважину. Он также заявил, что пробурил больше, чем один горизонтальный

ствол, то есть создал МЗС.

В первые в СССР разветвление скважин для увеличения притока нефти

из пласта предложил Н.С. Тимофеев. На практике проводка горизонтальных

скважин была осуществлена в 1947г. А.М. Григоряном и В.А. Брагиным.

В 1947 г. на Краснокамском месторождении (Башкортостан) отработан

метод

зарезки

ответвлений

из

наклонно-направленно

участка

(приближенного к вертикали) - из основного вертикального ствола длиной

240 м пробурены в продуктивном пласте два дополнительных ответвления

(30 и 35 м). Впервые многозабойное бурение реализовано А.М. Григоряном в

1951 г. на Карташёвском месторождении (Башкортостан), а в 1953 г.

построена скважина № 66/45 уже с десятью наклонными, пологими и

горизонтальными

ответвлениями

от

основного

ствола

небольшой

протяженности (Рисунок 1.1). При вертикальной глубине 600 м общая длина

ствола скважины составила 1993 м, из которых 1760 м пройдено

непосредственно в продуктивном пласте. Профиль многозабойной скважины

1

с десятью ответвлениями был в 1954 г. был представлен в Риме в ходе IV

Международного

Нефтяного Конгресса и опубликован в американском

журнале «Дриллинг» (1955, декабрь, стр.187). Скважину № 66/45 можно

считать первой полноценной МЗС в мире ввиду того, что забои скважины

смещены друг от друга на 100 м и более. Благодаря этому минимизируется

взаимная интерференция стволов, а технология реализует свой потенциал,

обеспечивая кратный прирост дебита.

Рисунок 1.1 - Горизонтальная проекция и профиль скважины № 66/45

Карташёвского месторождения

Особенностью

предложенного

М.Г.

Григоряном

принципиальной

схемы многозабойного вскрытия пластов является бурение разветвленных

скважин, при этом извлечение нефти осуществляется из одного, наиболее

близкого к вертикали основного ствола, а по ответвлениям, выполняющим в

пласте функции дренажных каналов, нефть поступает в основной ствол из

отдаленных

участков

нефтеносного

пласта,

вскрытых

бурением

высокопродуктивных пропластков или локальных ловушек, не приобщаемых

к разработке при бурении стандартных ГС. При этом автор предполагал, что

стволы могут зарезаться на различном удалении от подошвы продуктивного

пласта или расстоянии друг от друга и с различными радиусами искривления,

иметь вертикальную, наклонно-направленную, пологую или горизонтальную

траектории в интервале вскрытого пласта. Автором, исходя из достигнутого в

отрасли

уровня

технико-технологических

решений

и

точности

измерительных

приборов,

отмечалось,

что

технология

может

быть

2

реализована в пластах с глубиной залегания до 800 м и мощностью более 5 м,

а при глубине залегания пласта до 2000 м – ее мощность должна быть не

менее 10 м. Автор также отмечает, что целесообразно пересекать такие

продуктивные пласты под небольшим углом к направлению напластования

(субгоризонтальными стволами), а также перспективность увеличения

продуктивности горизонтальных стволов и продления срока их службы (в

условиях низких пластовых давлений) при окончании стволов с подъемом

верх (горизонтально-восходящим окончанием).

Другим районом, где велось бурение МЗС, было Предкарпатье. В 1957-

1958 гг. НПУ «Бориславнефть» пробурило МЗС № 1543 и 1546. В первой из

скважин профиль имел пять дополнительных стволов с зенитными углами от

45 до 72 град, и расстоянием между забоями 40-120 м. Крепление их

проводилось перфорированными хвостовиками .

В 1958 г. в Краснодарском крае на площади Восковская гора с учетом

опыта, накопленного в процессе строительства МЗС № 1543, НПУ

«Хадыженскнефть» пробурило МЗС № 754. Её глубина по вертикали

составила 1060 м при общей длине дополнительных стволов 1396 м.

Крепление дополнительных стволов было осуществлено перфорированными

хвостовиками до места разветвления.

Под руководством А.М. Григоряна группа специалистов ВНИИБТ

разработала теорию бурения таких скважин и эффективную технологию их

проводки. Там же создан целый ряд технических средств, успешно

применявшихся при бурении МЗС и ГС в Куйбышевской области, в Западной

Украине и Восточной Сибири.

Всего в 50-х годах в СССР было пробурено около 80 скважин с

горизонтальным и разветвленным заканчиванием. Однако в 90-е годы было

пробурено только 126 ГС и МЗС, в том числе 37 разведочных, 77

добывающих, 3 нагнетательных и 9 скважин различного назначения.

В работах А.С. Органова, Г.С. Органова изложены основные причины

сравнительно низкой эффективности МЗС, пробуренных ранее:

3

• неправильно выбранный профиль МЗС;

• кольматация призабойной зоны пласта при бурении;

• несоблюдение параметров проектных профилей и конструкции МЗС,

неточность попадания стволов МЗС в продуктивные пласты;

• уменьшение длин стволов в процессе бурения и эксплуатации;

• некачественное освоение стволов МЗС из-за отсутствия надежных

способов попадания в них;

• недостаточная герметичность в зонах ответвлений МЗС и отсутствие

возможности разобщения стволов для селективного воздействия на пласт;

• отсутствие надежных отечественных методов и средств изоляции

горизонтальных участков стволов МЗС;

• низкий межремонтный период глубинно-насосного оборудования.

Применение МЗС в зарубежной практике более эффективно как при

строительстве новых скважин, особенно горизонтальных стволов с их

проводкой на 2-3 горизонта, так и боковых стволов при восстановлении

скважин старого фонда. Опыт мировых лидеров нефтегазового бизнеса в

области дальнейшего совершенствования и использования технологии

строительства

многозабойных

скважин

компаний

Schlumberger,

Вакег

Hughes,

Halliburton, Eni Agip, CNOOC, Petrobras и Total безусловно интересен

российским нефтяникам.

Первые скважины с дополнительным боковым стволом в Texace

(США) были пробурены в 1930 году. Длина этих стволов составляла всего

7м.

В 1931г. Был предложен двухъярусный метод забуривания дренажных

скважин. В каждом ярусе бурили по четыре ствола длиной 25м.

В 1943-1944гг. Д.А. Зублин предложил оригинальный способ боковых

скважин с помощью турбодолота и гибких специальных бурильных труб.

При испытании в 1946 г. В одном из специальных районов Калифорнии было

пробурено восемь стволов с выходом на горизонталь. Длина горизонтальных

4

участков составляла от 3 до 24м. Несмотря на то что этот способ представлял

большой интерес, широкого распространения он не нашел. Особое внимание

следует обратить на конструкцию гибкой трубы. Однако турбодолото с

частотой вращения 4000 об/мин, быстро выходило из строя.

Впервые бурение второго ствола в СССР было осуществлено в 1936г.

Следует подчеркнуть, что эффективность таких работ была не очень высока

по различным причинам и в первую очередь из-за низкой эффективности

инструментов, техники и технологии.

Основная причина бездействия скважин – авария, т.е. прекращение

технологических процессов, вызванное поломками, прихватом скважинного

инструмента, колонны труб и другого технологического оборудования с

последующим оставлением их на забое. Значительное объём работ при

ликвидации аварий в бурящихся и эксплуатационных скважинах занимает

фрезерование аварийных металлических предметов и разбуривание цемента.

Фрезерование – наиболее распространенный способ разрушения металла в

стволе скважины для её востановления.

1.2. Опыт бурения в ПАО «Газпромнефть»

ООО «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз» в течении 2006–2008 гг. на

Чатылкинском месторождении (ЯНАО) пробурило 7 ГС, из которых пять

скважин двухзабойные: №№ 1Г, 2Г, 3Г, 4Г, 5Г (Рисунок 2).

Скважины

вскрывали

пласт

Ю1а

с

мощной

нефтенасыщенной

толщиной (13,5–8,4 м). Строительство РГС реализовано для обеспечения

равномерности выработки участков расчлененного пласта с глинистыми

перемычками. Технология предусматривает проводку основного (наиболее

длинного) обсаживаемого хвостовиком горизонтального ствола по наиболее

мощному

пропластку,

горизонтального

ответвления

–

в

трудно

вырабатываемые области пласта без обсаживания ствола колонной (Рисунок

1.2).

5

Рисунок 1.2 – Сетка разбуривания Чатылкинского месторождения с

РГС

Технология

бурения

скважины

следующая:

после

проведения

комплекса ГИС пилотный ствол ликвидируется, в транспортный ствол

осущствляется спуск эксплуатационной колонны (с перекрытием кровли

целевого пласта) и ее цементирование. Бурение первого горизонтального

ствола

выполняется

в

подкупольной

части

объекта,

после

подъема

инструмента выполняется срезка вниз и бурение основного горизонтального

ствола, его обсаживание перфотрубами диаметром 114 мм. Ответвление в

МЗС имеет среднюю длину 350 м (333,5–384,3 м), основной ГУ – 700 м (650–

767,5 м), азимут бурения по обоим стволам совпадает (друг над другом).

Бурение осуществляло ООО «Сервисная буровая компания». Нумерация

стволов идет сверху-вниз, основным считается обсаживаемый перфотрубами

наиболее длинный ствол. Продуктивность скважин составляла при вводе в

эксплуатацию (период с июля 2006 г. по февраль 2007г.) по нефти 262,8–

523,4 т/сут (по жидкости 277,4–556,4 т/сут) и обводненности 0,1–5,9%, к

6

01.08.2008 г. – соответственно по нефти 205,5–454,5 т/сут и обводненности

0,2–0,6 %.

Рисунок 1.3 – Схематичные профили МЗС Чатылкинского месторождения

Также в числе первых в ООО «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз»

пробурены

схожие

РГС

на

пласты

БС10–11

Северо-Янгтинского

7

месторождения: скважины №№ 1002Г, 2000Г (Рисунок 1.4). Технология

бурения РГС идентична применяемой на Чатылкинском месторождении, со

следующими отличительными особенностями: стволы были разведены по

азимуту на 45 º, при этом протяженность ответвления составляла 300 м и

470–550 м по основному ГУ. РГС были введены в эксплуатацию (№ 1002Г –

декабрь 2006 г., № 2000Г – декабрь 2007 г.) со следующими показателями:

дебит по нефти соответственно 866,2 и 413 т/сут (дебит по жидкости 884,5 и

424,7 т/сут). Кроме этого, была успешно пробурена одна ГС (№ 1001Г) с

длиной ГУ 526 м (дебит при вводе в эксплуатацию в июле 2006 г. составил

по жидкости 565,7 т/сут, нефти - 533, т/сут).

а) скважина № 1002Г

б) скважина № 2000Г

Рисунок 1.4 – Профили РГС на Северо-Янгтинском месторождении

8

Промысловые замеры и расчеты по данным гидродинамических

исследований (ГДИ) скважин свидетельствуют, что дебиты ответвлений

преимущественно пропорциональны их длинам и толщинам пласта на

участке их бурения. Из восьми рассматриваемых двухзабойных скважин в

шести активно работали оба ствола в течение 2–3 лет (к моменту публикации

– май 2009 г.).

Описанный вид МЗС рассчитан для объектов разработки (эффективной

мощностью более 8–10 м) с двумя пропластками, различающихся по ФЕС и

разделенных между собой плотной перемычкой. Описание осложнений,

полученных при строительстве РГС на Чатылкинском и Северо-Янгтинском

месторождениях, в статьях не указывается. Из геологических ограничений

применимости данной технологии следует отметить наличие подошвенной

воды между верхним и нижним пластами, в связи с чем, данный способ

бурения РГС имеет ограничения по применимости.

По общедоступным данным в ПАО «Газпромнефть» за 2012–2014 гг.

было пробурено 52 МЗС, преимущественно двухзабойные скважины без

механического сочленения стволов, причем в одном из двух стволов

крепление ствола обсадными трубами не проводилось. В 2013 г. компанией

на Умсейском месторождении была пробурена четырехзабойная ГС, в 2014 г.

- двухзабойные скважины с обсаживанием обоих стволов хвостовиком

(уровень TAML2). Работы выполнены с привлечением отечественных

сервисного и бурового подрядчиков.

1.3. Опыт бурения в ПАО «ЛУКОЙЛ»

Одним из первых в компании проектов по строительству МЗС стало

бурение на Кравцовском нефтяном месторождении (шельф Балтийского

моря,

Калиниградская

область)

скважины

3

уровня

сложности

по

классификации

TAML,

горизонтальные

стволы

которой

проведены

преимущественно в прикровельной части пласта, в том числе и с целью

оперативной доразведки залежи и ее оконтуривания. При строительстве

9

скважин

применялись

специальные

стыковочные

устройства,

обеспечивающие

избирательный

доступ

в

ответвления

посредством

использования сложных технических узлов. В дальнейшем подобный опыт

рассматривался или реализовывался на проектах компании в районе

Большехетской впадины на Ямале и Каспийских проектах компании, в том

числе на скважинах, относимых к категории скважин с большим смещением

от вертикали и предусматривающих особый порядок их проектирования.

Однако, в виду достаточно большой доли непроизводительных работ при

использовании оборудования для формирования многоствольных стыков

уровней сложности TAML 3–6 и экономической не целесообразности, в

дальнейшем такие скважины применялись только на отдельных проектах.

Одновременно с этим также имеется опыт строительства МЗС уровня

сложности TAML 1–2.

В рамках проекта Карачаганак (Казахстан) введены в эксплуатацию 7

МЗС. Бурение с основным субгоризонтальным стволом и одним-двумя

горизонтальными ответвлениями позволило приобщить к разработке участки

с повышенными ФЕС и получить по скважинам средний дебит свыше 1000 т/

сут.

Накопленный к 2008 г. опыт бурения ГС на месторождениях ООО

«ЛУКОЙЛ- Западная Сибирь» свидетельствовал, что существует техническая

возможность срезок в необсаженных ГУ типовым бурильным инструментом

без применения специальных технических средств.

На месторождениях ПАО «ЛУКОЙЛ» в Западной Сибири в 2009 г.

были пробурены и введены в эксплуатацию первые двухзабойные скважины,

трехзабойные – в 2012 г., четырех- и пятизабойные (с отсечением

ответвлений

по

затрубному

пространству

хвостовика

набухающими

пакерами) – в 2013 и 2014 гг. соответственно. Так, в конце 2008 г. было

принято

решение

о

реализации

технологии

строительстваМЗС

с

использованием зарезки боковых ответвлений в открытом стволе. В апреле

10

2009 г. на объекте разработки БС11/2 Дружного месторождения была введена

в эксплуатацию первая МЗС № 8141Г (Рисунок 1.5).

По итогам мониторинга работы, было принято решение о бурении

подобных скважин на другие объекты – к середине 2010 г. введены в

эксплуатацию скважины № 7322Г Кечимовского месторождения на пласт

АВ1 и № 7183Г Повховского месторождения на пласт ЮВ1.

В связи с началом в 2010 г. масштабной программы опытно-

промышленных работ по заканчиванию ГС с многостадийным ГРП (МГРП),

реализация технологии строительства МЗС временно была приостановлена.

В этот период проводились работы по заканчиванию ГС в основном с 4–5

интервалами гидроразрыва в ГУ, к 2016–2017 годам в дальнейшем

количество операций МГРП и протяженность ГУ постепенно увеличивались,

соответственно, до 10–15 стадий и до 1200–1500 м (Рисунок 1.6). К

настоящему

времени

имеется

опыт

проведения

РИР

по

отсечению

обводненного интервала гидроразрыва.

Рисунок 1.5 – Проектный и фактический профиль ствола МЗС № 8141Г

11

Рисунок 1.6 – Схема заканчивания в интервале продуктивного пласта

скважины № 1188Г на пласт ЮВ1/1 Северо-Покачевского меторождения с 13

стадийным МГРП при протяженности ГУ 1312 м.

К концу 2012 г. на Кечимовском месторождении были пробурены две

МЗС без обсаживания хвостовиком боковых ответвлений: № 1016Г (три

забоя) и № 1007Г (два забоя), с учетом мониторинга эксплуатации без

обсаженных ответвлений в 2013 г. уже введены в эксплуатацию более 20

скважин, в том числе первая в ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь»

четырехзабойная

скважина.

Технология

реализована

при

тесном

взаимодействии специалистов ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь», филиала

ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг»

«КогалымНИПИнефть»,

ООО

«Буровая

компания «Евразия» и сервисных компаний по наклонно-направленному

бурению.

Основная доля пробуренных МЗС имели обсаженный хвостовиком

основной ГУ и не обсаженные ответвления. При этом, предварительно

возможность оставления не обсаживаемых ответвлений была оценена как

промысловыми, так и стендовыми испытаниями, а также ретроспективным

анализом производственного опыта.

Основной

проблемой

при

реализации

многозабойного

бурения

являлась длительность, таких как зарезка в необсаженном стволе нового

ствола (ответвления). Продолжительность одной такой операции достигала

2-3 суток, что предопределило необходимость разработки методических и

технологических решений, направленных на совершенствование технологии

бурения.

12

Также имеется опыт строительства МЗС и в других отечественных

компаниях, не представленный в данном обзоре в связи с отсутствием

официальных публикаций по рассматриваемой тематике.

1.4. Опыт бурения в ПАО «Роснефть».

В 2007 г. компания пробурила первую РГС на 70 % превысившую

плановую производительность: 270 тонн в сутки вместо плановых 150 тонн.

В дальнейшем МЗС планировалось использовать в качестве стандартной

технологии в ряде проектов.

В

2008

г.

была

утверждена

технологическая

схема

опытно-

промышленной эксплуатации (ОПЭ) Русского месторождения, направленная

на

определение

возможности

промышленной

эксплуатации

как

водонефтяной,

так

и

подгазовой

зоны

месторождения.

Содержание

программы ОПЭ заключалось в создании на участке одного-двух элементов

разработки (Рисунок 1.7). Программа предусматривала бурение вертикальной

наблюдательной скважины, затем осуществляется отбор керна и проб

пластовых флюидов, а также полный комплекс ГИС. За обсадной колонной

скважины в интервале продуктивного пласта устанавливается несколько

датчиков, регистрирующих изменение пластового давления и температуры в

разных интервалах объекта. Затем бурится МЗС конструкции «рыбий хвост»

либо ННС, пересекающая весь продуктивный интервал, с целью определения

максимально возможной продуктивности объекта. После этого бурится ГС.

Ее

эксплуатация

и

регистрация

давлений

заколонными

датчиками,

расположенными на разном уровне в наблюдательной скважине позволяют

определить

фильтрационные

свойства

пласта

(гидропрослушивание

в

горизонтальной плоскости), а также вертикальную сообщаемость объекта

(гидропрослушивание по вертикали).

13

Условные обозначения: 1 – заколонные датчики; 2 – первый

горизонтальный ствол, обсаженный фильтром; 3 – второй боковой

горизонтальный ствол, обсаженный фильтром; 4 – горизонтальный ствол,

обсаженный фильтром; 5 – необсаженные боковые стволы

Рисунок 1.7 – Схематичное представление элемента разработки.

Разработка

нефтенасыщенных

пластов

Русского

месторождения,

имеющих

неоднородность

и

множество

пропластков,

реализована

с

использованием ГС и РГС. Так, по первой ГС № 1Г (пробурена в августе

2007 г.) получено 90 тонн нефти в сутки, сопоставимый с дебитом по второй

скважине № 2Г (пробурена в начале 2008 г.). При этом на новых скважинах

не применялись методы повышения нефтеотдачи пластов (ПНП). В апреле

2008 г., в целях большего охвата пласта дренированием, рядом с

предыдущими была пробурена третья скважина № 3Г с обсаженным

фильтром горизонтальным стволом длиной 725 м и двумя необсаженными

ответвлениями, имеющими протяженность 150 м и 246 м (Рисунок 1.8).

Конструкция РГС предусматривает обсаживание ствола от устья до

кровли пласта ПК1 цементируемой технической колонной 245 мм (глубина

1099м по стволу, 871 м по вертикали), донабор ЗУ и бурение в пределах

пласта основного ГУ и двух ответвлений протяженностью 246 м и 150 м

14

соответственно. При этом основной ГУ размещается в интервале 1099–2000

м. В основной ствол спускается 178 мм эксплуатационная колонна, с

перекрытием

первых

276

м

ГУ

и

последующим

манжетным

цементированием

этого

интервала

и

вплоть

до

устья

(начало

ГУ

цементируется, возможно по причине его близкого залегания к подошве

пласта ПК1), оставшиеся 725 м ГУ обсаживаются фильтром 168 мм,

вероятно, спускаемым одновременно с 178 мм эксплуатационной колонной.

Способы зарезки ответвлений РГС авторами не приводятся.

Рисунок 1.8 – Конструкция РГС № 3Г

В августе 2009 г. завершено строительство пятизабойной РГС. Длина

скважины в субгоризонтальном направлении составила около 900 м. При

этом длина основного ствола – около 800 м, а длина каждого из 4 боковых –

около 200 м. Суммарная протяженность всех участков в продуктивной части

пласта

составляет

около

1,5

тыс.м.

Дебит

пятизабойной

скважины

существенно превысил показатели ранее пробуренных ГС.

Проведенные в компании расчеты по Самотлорскому месторождению

свидетельствовали, что:

-

бурение

РГС

на

объекте

разработки

АВ

1

1–2

экономически

целесообразно

вффективных

нефтенасыщенных

толщинах

9–12

м

15

проницаемостью менее 30–40 мД, при условии, что стоимость МЗС не

превысит стоимость ГС более чем на 50%;

-

бурение

МЗС

второго

уровня

сложности

на

пласте

ЮВ1

экономически

оправдано

в

широком

диапазоне

проницаемости

и

эффективных нефтенасыщенных толщин.

Вывод

Обзор рассмотренных литературных источников позволяет сделать

следующие выводы:

1.

Бурение МЗС в России, при всей очевидной выгодности, до сих

пор не получило широкого распространения из-за сложности проводимых

работ и рисков, увеличивающихся с количеством стволов, а также, главным

образом, по причине отсутствия надежной техники и технологии их

применения.

2.

На месторождениях, находящихся в поздней стадии разработки

основным видом бурения является проведение БС и БГС.

3.

Во многих регионах наблюдается тенденция усложнения условий

для проводки стволов скважин (БГС и дополнительные стволы МЗС).

16

СПИСОК ИСПОЛЬЗУЕМОЙ ЛИТЕРАТУРЫ

1. Григорян А. М. Многозабойное бурение / А. М. Григорян, К. И.

Коваленко. - Текст: непосредственный // Нефтяное хозяйство. - 1953. - № 4.

2. Оганов А. С. Многозабойное бурение скважин развитие, проблемы и

успехи/А. С. Оганов, Г. С. Оганов, С. В. Позднышев. - Москва: ВНИИОЭНГ,

2001. - Текст: непосредственный.

3.

Повалихин

А.

С.

Бурение

наклонных,

горизонтальных

и

многозабойных скважин / А. С. Повалихин, А. Г. Калинин, С. Н. Бастриков,

К. М. Солодкий; под общей редакцией докт. техн. наук., проф. А. Г.

Калинина.-Москва: ЦентрЛитНефтеГаз, 2011.-647с.Текст: непосредственный.

4. Техника и технология строительства боковых стволов в нефтяных и

газовых скважинах: учебное пособие / В. М. Шенбергер, Г. П. Зозуля, М. Г.

Гейхман [и др.].-Тюмень: ТюмГНГУ, 2007.-496 с. - Текст: непосредственный.

5. Иктисанов В. А. Гидродинамические исследования и моделирование

многоствольных горизонтальных скважин / В. А. Иктисанов. - Казань:

Плутон, 2007. - 123 с. - Текст: непосредственный.

6. Мукминов И. Р. Моделирование разработки нефтегазовых место-

рождений горизонтальными скважинами: 25.01.2017: автореф. дис. канд.

техн. наук / И. Р. Мукминов ; УГНТУ. - Уфа, 2004. - 24 с. - Текст:

17

непосредственный.

7. Кульчицкий В. В. Проектирование специальных профилей и

разработка

технологии

бурения

наклонно-направленных

скважин

применительно

к

эксплуатации

месторождений

механизированными

способами: 05.15.2010 : автореф. дис. канд. техн. наук / В. В. Кульчицкий. -

Тюмень, 1984. - Текст: непосредственный.

8. Многозабойные

скважины:

области

эффективного

применения,

технология работ и задачи планирования / Р. А. Исмаков, М. М. Фаттахов, Д.

Л. Бакиров [и др.] // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых

месторождений. - 2013. - № 9. - С. 25-26. - Текст: непосредственный.

9. Воронин А. Е., Гильманов Ю.Х., Еремеев Д. М. 2017. Анализ

применения роторной управляемой системы при проведении зарезок в

открытом стволе в многозабойных скважинах «рыбья кость» на Восточно-

Мессояхском месторождении. SPE-187702-RU.

- Текст: непосредственный.

10. Сергеев О. В. «Фишбон» повышает дебит//Нефтегазета. -2016. -№

11. С. 3.

- Текст: непосредственный.

11. Гилязов

Р.М.,

Рамазанов

Г.С.,

Янтурин

Р.А.

Технология

строительства скважин с боковыми стволами. – Уфа: Монография, 2012. –

290 с.: ил.

- Текст: непосредственный.

12. Имаева И.Ш. Определение параметров амортизатора для бурильной

колонны при воздействии случайных колебаний. – Уфа: Изд-во УГНТУ,

2012. – 82с.

- Текст: непосредственный.

13. Иогансен К.В. Спутник буровика: Справочник. – 3-е изд., перераб. и

доп. – М.: Недра, 2010. – 303с.

- Текст: непосредственный.

14. Бакиров Д. Л. Многозабойные скважины: практический опыт

Западной Сибири. -Тюменский дом печати, 2015. -229 с. - Текст:

непосредственный.

18

15. Беляев В.М., Калинин А.Г., Солодкий К.М. и др. Расчет компоновок

нижней части бурильной колонны. – М.:Недра, 2007. – 192с.

- Текст:

непосредственный.

16. Григулецкий В.Г., Лукьянов В.Т. Проектирование компоновок

нижней части бурильной колонны. – М. – Недра, 2010. – 302 с.: ил. - Текст:

непосредственный.

17. Разработка нефтяных месторождений горизонтальными

скважинами: опыт и достижения / Р.Х. Муслимов, Ю.А. Волков, Л.Г.

Карпова, В.В. Тюрин, Д.Г. Яраханова. - Казань: Изд-во «Плутон». - 2017. -

450 с. - Текст: непосредственный.

18. Фаттахов М.М., Ахметшин И.К. Оптимизация профилей скважин с

большой протяженностью горизонтального участка // Бурение и нефть. 2012.

№ 8. С. 42–44- Текст: непосредственный.

19. Развитие технологий многоствольного бурения. Деловой Журнал

«Сибирская нефть» 2018, № 150. - Текст: непосредственный.

20. Справочная книга по добыче нефти; Под ред. Ш.К. Гиматутдинова.

- М., 2014. - Текст: непосредственный.

19

20