Повышение эффективности бурения наклонно-направленных скважин с горизонтальными участками путём снижения прихватоопасности

Любимова, Светлана Владимировна

Автореферат диссертации по теме "Повышение эффективности бурения наклонно-направленных скважин с горизонтальными участками путём снижения прихватоопасности"

На правах рукописи

ЛЮБИМОВА СВЕТЛАНА ВЛАДИМИРОВНА

ПОВЫШЕНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ БУРЕНИЯ НАКЛОННО-НАПРАВЛЕННЫХ СКВАЖИН С ГОРИЗОНТАЛЬНЫМИ УЧАСТКАМИ ПУТЁМ СНИЖЕНИЯ ПРИХВАТООПАСНОСТИ

25.00.15 - Технология бурения и освоения скважин

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

3 МАЯ 2012

Уфа-2012

005019006

Работа выполнена на кафедре «Бурение нефтяных и газовых скважин» Альметьевского государственного нефтяного института

Научный руководитель - доктор технических наук Хузина Лилия Булатовна

Официальные оппоненты:

Агзамов Фарит Акрамович - доктор технических наук, профессор, Уфимский государственный нефтяной технический университет, кафедра «Бурение нефтяных и газовых скважин», профессор кафедры

Поваляев Александр Иванович - кандидат технических наук, ОАО «Татнефть», отдел технико-технологического анализа и оптимизации технологических процессов при бурении скважин, начальник отдела

Ведущая организация - Самарский государственный технический университет

Защита состоится «18» мая 2012 г. в 14-00 часов на заседании диссертационного совета Д 520.020.01 при открытом акционерном обществе Научно-производственная фирма «Геофизика» (ОАО НПФ «Геофизика») по адресу: 450005, г.Уфа, ул.8-ое Марта, д.12.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ОАО НПФ «Геофизика»

Автореферат разослан «13» апреля 2012 г.

Ученый секретарь диссертационного совета

Хисаева Дилара Ахатовна

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность темы

В соответствии с энергетической стратегией России на период до 2030 г. необходимо создание условий для надежного топливного снабжения рынков по устойчивым ценам. Решение этой проблемы невозможно без обеспечения приростов запасов за счет строительства нефтяных и газовых скважин. Наиболее рентабельным, на сегодняшний день, является бурение наклонно-направленных скважин с горизонтальными участками и многозабойными окончаниями.

Одной из основных задач при бурении скважин, особенно с горизонтальным участком ствола, является снижение значительной силы трения и обеспечение доведения необходимой нагрузки на долото. Известно, что доля наклонно-направленных скважин со смещением от вертикали более 1500 м, при строительстве которых необходимо применение буровых растворов с улучшенными фильтрационными, структурно-реологическими и смазочными свойствами, составляет около 40%, а в исследованиях Б.В.Байдюка отмечается, что на образование трещин при единичном цикле разрушения породы расходуется только 8-12% подведённой энергии, а 68-76% энергии расходуется на трение на поверхностях, упругую деформацию породы и т.д.

В связи с этим необходимы дальнейшие теоретические и экспериментальные исследования для разработки новых технических и технологических решений для снижения силы трения бурильной колонны о стенки промежуточной обсадной колонны или ствола скважины.

Цель диссертационной работы - повышение эффективности бурения путем снижения прихватоопасности бурильных труб при бурении скважин с большими отходами от вертикали за счет снижения коэффициента трения бурильной колонны о стенки промежуточной обсадной колонны или ствола скважины.

Объект исследования - наклонно-направленные скважины с горизонтальными участками.

Предмет исследования - способы снижения коэффициента трения бурильной колонны о стенки промежуточной обсадной колонны или ствола скважины

Основные задачи исследования

1. Анализ методов снижения коэффициента трения бурильной колонны о стенки промежуточной обсадной колонны или ствола скважин.

2. Обоснование повышения энергии, подводимой к породоразрушающему инструменту при бурении скважин с большими отходами за счет снижения коэффициента трения бурильной колонны о стенки промежуточной обсадной колонны или ствола скважины.

3. Разработка способа повышения энергии, подводимой к породоразрушающему инструменту при бурении скважин с большими отходами, за счет снижения коэффициента трения бурильной колонны о стенки промежуточной обсадной колонны или ствола скважины путём создания дополнительных продольных виброперемещений колонны наддолотным осциллятором.

4. Разработка скважинного осциллятора с помощью 3D-моделирования и изготовление опытного образца.

5. Теоретические и лабораторные исследования влияния основных энергетических параметров и апробация скважинного осциллятора.

Методы исследования

При проведении экспериментальных исследований и математического моделирования использовались программа Компас 3D, а также стандартные методы согласно программе опытно-промысловых работ по испытанию скважинного осциллятора. Обработка результатов экспериментальных исследований осуществлялась методами математической статистики с использованием компьютерных программ Microsoft Excel и др.

Научная новизна

1. Разработана классификация методов, снижающих коэффициент трения бурильной колонны о стенки промежуточной обсадной колонны или ствола скважины, для их научно-обоснованного выбора.

2. Предложен способ повышения энергии, подводимой к породоразрушающему инструменту, за счет снижения коэффициента трения бурильной колонны о стенки промежуточной обсадной колонны путём создания дополнительных продольных виброперемещений колонны наддолотным скважинным осциллятором, включенным в компоновку бурильной колонны (патент РФ №96160).

3. Выявлена количественная взаимосвязь между расходом промывочной жидкости и перепадом давления, создаваемого скважинным осциллятором.

Основные защищаемые научные положения

1. Повышение энергии, подводимой к долоту в скважинах с горизонтальными участками, за счет уменьшения трения бурильной колонны о

стенки промежуточной обсадной колонны или ствола скважины созданием дополнительных продольных виброперемещений колонны бурильных труб наддолотным скважинным осциллятором.

2. Результаты экспериментальных и промысловых исследований по обоснованию оптимальных условий функционирования скважинного осциллятора.

Достоверность научных положений, выводов и рекомендаций

обеспечена высокой степенью сходимости результатов экспериментальных исследований и математического моделирования значений параметров скважинного осциллятора, анализом и апробацией его на стенде.

Практическая значимость и реализация результатов работы

Разработано технико-технологическое решение, включающее в компоновку низа бурильной колонны наддолотный скважинный осциллятор, способствующий снижению силы трения бурильной колонны о стенки промежуточной обсадной колонны или ствола скважины, путём создания дополнительных продольных виброперемещений колонны скважин с горизонтальными участками.

Экспериментальными исследованиями обоснованы минимальное пороговое значение расхода промывочной жидкости, необходимое для работы скважинного осциллятора, а также рациональный режим работы.

Стендовыми испытаниями была подтверждена работоспособность скважинного осциллятора. Подготовлена программа испытаний, утвержденная начальником управления бурения ОАО «Татнефть» имени В.Д.Шашина.

Личный вклад автора заключается в определении цели и постановке задач, проведении теоретических исследований, стендовых испытаний скважинного осциллятора и математической обработки полученных результатов.

Апробация работы

Основные положения диссертационной работы докладывались на: Молодежной научно-практической конференции, посвященной 60-летию Ромашкинского месторождения; VIII Международной научно-практической конференции «Ашировские чтения» (г.Туапсе, 2011); XI Молодежной научно-практической конференции молодых работников ОАО «Татнефть», посвященной 55-летию НГДУ «Азнакаевскнефть» (г.Азнакаево, 2011); II Международной научно-технической конференции «Повышение качества строительства скважин» (г.Уфа, 2010); научной сессии ученых Альметьевского

государственного нефтяного института по итогам 2008 и 2009 г.г.

Публикации

По теме диссертации опубликовано 13 научных статей, в том числе 2 статьи - в изданиях, рекомендованных ВАК Минобрнауки РФ, получен 1 патент РФ.

Структура и объем работы

Диссертационная работа состоит из введения, 4 глав, основных выводов, содержит 137 страниц машинописного текста, в том числе 50 рисунков и 16 таблиц, список использованных источников из 146 наименований.

Автор выражает особую признательность и искреннюю благодарность научному руководителю Хузиной Лилие Булатовне, коллективу кафедры БНГС АГНИ и специалистам Бугульминского механического завода, института «ТатНИПИнефть» ОАО «Татнефть» им. В.Д.Шашина (г. Бугульма), помогавшим в выполнении работы.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении обоснована актуальность выбранной темы, сформулированы цель, задачи, научная новизна, защищаемые научные положения и практическая значимость диссертационной работы.

В первой главе приведен анализ проблемы низких скоростей и показателей бурения наклонно-направленных скважин с горизонтальными участками и многозабойными окончаниями.

В нефтедобывающих регионах России широкое применение получило бурение наклонно-направленных скважин с горизонтальным окончанием. Это связано с тем, что на сегодняшний день данный вид бурения является наиболее перспективным методом интенсификации добычи нефти и достижения полноты извлечения её из недр земли, особенно для месторождений со сложным строением, а также для месторождений, находящихся на поздней стадии разработки. Основные теоретические положения и практика применения технологии горизонтального бурения в разработке нефтяных месторождений освещены в трудах следующих исследователей: Р.Г.Абдулмазитова, Ф.А.Агзамова, Ю.А.Волкова, А.М.Григоряна, В.Г.Григулецкого, Р.Р.Ибатуллина, А.И.Ибрагимова, В.А.Иктисанова, Г.Г.Ишбаева, В.И.Кудинова, Р.Х.Муслимова, Р.С.Хисамова, Н.И.Хисамутдинова, В.Ф.Чекушина, В.В.Черных, Х.Г.Шакирова, И.Г.Юсупова, З.А.Янгуразовой, Б.К.ВаЬи, К.М.ВиНег, М„1.Есопогтис1ея, С.А.ЕЬН§-Есопогтс1е8, КМ^есг,

Р.А.Соос1е, Я.О.к^Ы, РЛ.КисЬик, С..Шс1«епЬег§ег, A.S.Odeh, R.Raghavan, R.Suprunowicz, Я.К.ТЬагпЬупау2ат и многих других. Имеющийся в настоящее время большой отечественный и зарубежный опыт позволяет применять бурение скважин с горизонтальными окончаниями на месторождениях со степенью выработанности запасов на 75-80%, с тупиковыми, периферийными и застойными зонами, а также в местах, где ограничена возможность ведения буровых работ, при этом дебиты нефти в несколько раз выше дебитов вертикальных скважин.

Так, на месторождениях Башкортостана с 1988 г. пробурено более 100 горизонтальных стволов со средним дебитом нефти 7,1 т/сут; в компании ОАО «Сургутнефтегаз» на 1.10.2009 г. пробурено 2865 горизонтальных боковых стволов с длиной горизонтального участка до 500 м и 42 скважины с двумя и более горизонтальными боковыми участками; в Республике Татарстан пробурено 531 горизонтальных и 82 разветвленно-горизонтальных скважин по состоянию на 01.01.2011 г. В ОАО «Татнефть» в эксплуатации находятся 464 скважины с горизонтальным окончанием, в том числе 79 разветвленно-горизонтальных скважин. Приведённые цифры говорят о перспективности строительства скважин с горизонтальным окончанием и актуальности темы диссертационного исследования.

Опыт бурения горизонтальных стволов показывает, что одной из основных причин, приводящих к низким технико-экономическим показателям, являются затяжки, посадки и зависания бурильной колонны на стенках скважины, вызванные прихватом скважинного инструмента, колонны труб и другого технологического оборудования. Среди влияющих факторов можно выделить значительную силу трения бурильной колонны о стенки промежуточной обсадной колонны или ствола скважины.

Основные мероприятия по предупреждению прихватов при строительстве скважин с горизонтальным окончанием сводятся к регулированию гидростатического давления буровых растворов, а также к управлению динамикой бурильного инструмента и др.

Вопросами динамики низа бурильной колонны занимались такие исследователи как В.П.Балицкий, М.С.Габдрахимов, А.С.Галеев, М.П.Гулизаде, И.Л.Гуреев, Е.И.Ишемгужин, А.Г.Калинин, З.Г.Керимов, М.Г.Копейкис, В.Е.Копылов, М.Р.Мавлютов, Р.Х.Санников, ВВ.Симонов, Н.Г.Середа, Б.З.Султанов, А.Г.Черемных, Р.М.Эйгелес, Е.К.Юнин, В.К.Юртаев, Э.Л.Комма, Г.Ф.Перлов, Б.Н.Мокшин, А.И.Спивак, А.И.Попов, Б.Л.Стеклянов,

Н.А.Биланенко, Б.Н.Трушкин, М.М.Абдуллин, О.Б.Трушкин, О.Г.Блинков, Е.К.Юнин, В.К.Хегай, В.И.Иванников, Г.А.Кулябин, Л.Б.Хузина и др. Из зарубежных исследователей наиболее известными являются Г.Вудс, Д.В.Дейринг, Ф.Дейли и др.

Одним из направлений снижения затрат энергии при спуско-подъемных операциях, предупреждения затяжек и прихватов бурильных колонн и приборов в скважинах является повышение смазочных свойств буровых растворов. Зарубежный и отечественный опыт показывает, что применение промывочных жидкостей с улучшенными антифрикционными (противоприхватными) свойствами оказывает положительное влияние на работоспособность породоразрушающих инструментов, следовательно, влияет на технико-экономические показатели бурения. Результаты проведенного анализа применения смазочных добавок в России и за рубежом сводятся к следующему.

Одной из распространенных смазочных добавок для снижения прихватоопасности является нефть. Установлено, что ввод 5...10% об. в необработанный буровой раствор уменьшает силу трения между металлической поверхностью и глинистой коркой на 20...30%, что ведет к уменьшению возникновения вероятности дифференциального прихвата.

Имеется опыт использования для улучшения смазочных свойств бурового раствора и снижения прихватоопасности в процессе бурения скважин поверхностно-активных веществ (ПАВ). Добавление ПАВ в буровой раствор в количестве 0,01...0,03% об. позволяет снизить коэффициент трения между металлом и фильтрационной коркой на 15%.

Г.В.Конесевым, Т.Д.Дихтярь были разработаны составы смазочных добавок для улучшения противоприхватных свойств полимерглинистого раствора, в котором были применены многофункциональные присадки ИНХП-21 и ВНИИНП-360. Эффективность применения смазочных добавок сравнивалась с остатками синтетических жирных кислот (ОСЖК), рыбожировой смазкой (РЖС) и графитом. Были получены следующие результаты снижения коэффициента трения для: ОСЖК - до 50%, РЖС - до 40%, графита - до 25%. Содержание смазочной добавки РЖС 0,3...1,0% об. обеспечивает снижение коэффициента трения на 30...50% по сравнению с исходным глинистым раствором, что соответствует значениям коэффициента трения при содержании в растворе 5... 17% об. нефти.

По результатам исследований В.Е.Копылова и Ю.А.Чистякова применение СМАД-1 в буровом растворе позволяет увеличить проходку на долото на 25...40%, повысить механическую скорость бурения на 20...25%, сократить количество прихватов и затраты времени на их ликвидацию. При введении смазочной добавки СПРИНТ, разработанной во ВНИИКРнефть, в буровой раствор в количестве 0,3...0,5% об. достигается снижение коэффициента трения на 50...60%.

На сегодняшний день известны также следующие смазочные добавки: легкое талловое масло (ЛТМ), гудроны соапстока растительных или животных жиров, а также их смеси (СГ), растительное масло борносиликатное (РАМБС), смазочная добавка экологически безвредная (СДЭБ) и др.

Применение вышеперечисленных смазочных добавок ограничено в связи с требованиями экологической безопасности.

За рубежом наиболее известными являются добавки серии Radeageen бельгийской фирмы «Олеон» - EBL, EME-Sweet, EME salt, Dreel Free, K-LUBE и др. Например, добавка Dreel Free в количестве 0,5% об. в глинистый раствор плотностью 1150 кг/м3 позволяет снизить коэффициент трения до 40%. Для повышения смазочных и противоприхватных свойств фильтрационной корки в буровых растворах, как за рубежом, так и в России, используется также малотоксичный американский реагент LUBE-167 фирмы M-I DRILLING FLUIDS. Использование реагента LUBE-167 в качестве смазочной добавки к буровым растворам позволяет уменьшить опасность возникновения прихватов до 40%. Смазочные добавки импортного производства, как правило, удовлетворяют требованиям технологии бурения скважин, но из-за высокой стоимости их применение на территории России ограничено.

На основании обобщения применяемых методов снижения коэффициента трения бурильной колонны о стенки скважины автором предложена их классификация (таблица 1). Химические методы базируются на применении промывочных жидкостей с улучшенными противоприхватными свойствами, достигаемыми вводом в них смазочных добавок. К механическим методам относятся технические устройства, включаемые в компоновку низа бурильной колонны: осцилляторы, вибродемпферы, вибраторы, яссы и т.д. Яссы способствуют безаварийной проходке скважин, ликвидации возникающих прихватов, но из-за высокой стоимости они широкого применения в условиях России не нашли. Центраторы служат для уменьшения прогиба бурильной

колонны, площади соприкосновения со стенками скважины и т.д. Но они ориентированы на достаточно протяжённые участки бурильных колонн, а места локальных концентраций напряжений, приводящих к прихватоопасности бурильных труб, остаются незащищёнными. Поэтому необходимы дальнейшие разработки технических устройств с продольными перемещениями для устранения трения и снижения прихватоопасности на проблемных участках.

Предлагаемая классификация позволяет научно обосновать и выбирать метод для снижения силы трения бурильной колонны о стенки скважины в процессе бурения вертикальных, наклонно-направленных скважин, а также скважин с горизонтальными окончаниями для снижения прихватоопасности бурильных труб.

Во второй главе обоснована возможность повышения энергии, подводимой к породоразрушающему инструменту при бурении скважин с большими отходами, за счет снижения коэффициента трения бурильной колонны о стенки промежуточной обсадной колонны или ствола скважины. Предварительно проанализированы существующие на сегодняшний день схемы компоновок низа бурильной колонны при бурении горизонтальных участков скважин. Проектирование компоновок низа бурильной колонны является сложной задачей и требует спуска соответствующих элементов бурильной колонны в интервалах сжатия, чтобы передать нагрузку на долото через горизонтальный участок.

Представленные на рис. 1а, б схемы типичных компоновок с забойным двигателем являются универсальными и применяются на всех участках направленных и горизонтальных скважин. Они используются для отклонения от вертикали и набора зенитного угла, бурения участков стабилизации зенитного угла и обеспечивают точное управление траекторией скважины. На рис.1 б показана компоновка с забойным двигателем с одним центратором над долотом и одним центратором над рабочей секцией забойного двигателя. Дополнительные центраторы улучшают работу компоновки, включающей забойный двигатель с регулируемым углом перекоса при небольших зенитных углах скважины, а также способствуют снижению силы трения бурильной колонны.

25 0,02 Графит

20-30 10 Нефть

15 0,01-0,03 CD и о ПАВ

50-60 о 1-4 СМАД-1

30-50 я я к гъ 0,3-0,5 ь о Т-66 и Т-80 13

50-60 2-3 2 8 Спринт о о

25-50 я Гй 0,5 о А X -а ° р яс ч ь 3 Я. ИНХП-21, ВНИИНП-360 Я! О

50 я о 0,5 СЖК (ОСЖК) Я о X

30-50 е- 0,3-1 РЖС 2 X

25 я с 0,3-1 о 01 •О £ р g ч о Эмультал л п

80 п я ч ю ч 0,5 ЛТМ, СГ к я

30-50 0,5-1 РАМБС, СДЭБ

30-50 ■и п 0,5 о\ в" K-Lube 2

30-50 я го 0,5-1 2 н Lube-167 GJ tu

40 гЗ 0,5 •а о и Dreel Free 'О Ol )э tr

30-40 0,5 EME-Sweet О * о X

20-40 0,5 о -1 EME-Salt SE я н

20-40 0,5-1 EBL п> я я

Уменьшение площади соприкосновения со стенками скважины СО ш о Центраторы (типа ЦЦ, ЦТ и др) о я fc>

я 9 ч л ч я"Э в Калибраторы (КЛ, КЛС) ё СИ X

Р ел" ЕЕ "а ° ЕЕ « 2

Уменьшение коэффициента трения бурильной колонны о стенки скважины Стабилизаторы (КС, КСС) 43 о о

X Я о s я ж о ^ я о я » g я Вибродемпферы К St о я S п> о X to

Ликвидация прихватов бурильных труб Л5 о д ю S я £ £ a * " я я о в г ° я а\ S П вЧ ■а »о g Я to ¡э Яссы (типа ГМ, ГУ и др) я я л о о к

Снижение силы трения и сопротивления перемещению бурильной Осцилляторы п>

gas Я n О Pi ff4 Е- О Я X ta Осциллятор марки AGT-066 00 03 тз V Ol

колонны, доведение нагрузки на долото СГ " о 2 х S Я Е Яссы типа ZSJ/ZXJ и др. * ж Е о

н

к> oi

Я С

е-

s

»

С Я а

2 п>

н g

о ю о

х

Я

•Н

о я

К Ьа

Ы ч ■О а X Я м о\

■о Я ¡3 СГ

я о St

я о и о ж я

Е

я я Я о ю

Я X

Е

В зарубежной практике в составе бурильных колонн при бурении горизонтальных участков скважин для ликвидации прихватов применяют один или два ясса, причем верхний ясс срабатывает при движении колонны труб как вверх, так и вниз, а нижний должен срабатывать только при движении колонны труб вверх, во избежание его срабатывания в процессе бурения. Например, известна следующая забойная компоновка при бурении горизонтального ствола: долото - ГЗД - стабилизатор - телеметрическая система Measurement While Drilling (MWD) - немагнитная УБТ - УБТ - ясс - УБТ до устья. Но задачу снижения прихватоопасности бурильных труб при бурении скважин с большими отходами от вертикали яссы не решают.

Бурильные трубы

и

J Бурильные трубы

УБТ

и

ВЗДДР I ! Центратор

Долото

II

Телесистема

Центратор

ВЗД

Эксцентрнчный переодннк Центратор

Долото

б

Рисунок 1. Схемы компоновок низа бурильной колонны при бурении наклонно-направленных и горизонтальных участков скважин

Вышеуказанные методы снижения сил трения бурильной колонны о стенки промежуточной обсадной колонны являются достаточно эффективными средствами на протяженных участках скважин, но для устранения трения и снижения прихватоопасности в проблемных локальных участках необходимы разработки технических устройств с продольными виброперемещениями. В этом случае виброударное возмущение, создаваемое устройством импульсного действия, передается на зону прихвата, при этом изменяются реологические свойства среды, создаётся псевдоожиженный слой на границе между стенками

бурильной колонны и стенками промежуточной обсадной колонны или ствола скважины. Среда разжижается, а, следовательно, уменьшается прочность ее на сдвиг и коэффициент трения, что способствует ликвидации прихвата.

В известных исследованиях, связанных с динамикой низа бурильной колонны, приводятся сведения о существенной роли колебательных процессов при бурении нефтяных и газовых скважин. Из всех видов колебаний релаксационные автоколебания возникают при периодическом высвобождении энергии, аккумулируемой трением замков о скважину в случае разгрузки части веса колонны на стенки ствола скважины. Зубцовые высокочастотные продольные колебания шарошечного долота, возникающие от перекатывания зубьев шарошек по поверхности забоя скважины, играют важную роль в увеличении механической скорости бурения. Грунтовые колебания, возникающие при бурении многошарошечными долотами, являются низкочастотными, высокоамплитудными и наиболее энергоемкими в системе «ухабообразный забой - многошарошечное долото - бурильная колонна». Эти колебания вызывают наиболее интенсивное усталостное разрушение бурового инструмента и являются основной причиной большей части прихватов, затяжек и аварий с элементами колонны при бурении забойными двигателями и значительной части аварий - при роторном бурении. Следовательно, снижение энергетических затрат на продольные грунтовые колебания низа колонны, достигающих нескольких десятков киловатт, является значительным резервом повышения энергии, подводимой к породоразрушающему инструменту, и увеличения производительности строительства наклонно-направленных скважин с горизонтальными участками и многозабойными окончаниями.

В проведенных ранее теоретических исследованиях Л.Б.Хузиной и др. была выявлена зависимость кинематического коэффициента трения от частоты виброперемещений:

А, =^-Е{Ае +ЛгГ] ; (1)

где /4 - кинематический коэффициент трения, /и0 - трение покоя, Аг - работа сил нормального давления на пути перемещения, Ат - работа сил трения на площадке фактического контакта.

Работа деформации энергии движущегося тела со скоростью У=соХ при виброперемещениях с частотой (Ои амплитудой виброперемещения ЛГравна:

£ = тУ2со52^-(2«0)4 = — а2Х2со*2р(2п0Г1-£-, (2)

¿3 т

где X - амплитуда виброперемещения, <х> - частота виброперемещения, щ -

частота вращения долота, у - угол отклонения оси маятника при колебаниях, т - масса маятника, Л75т - работа, приходящая на один контакт единичной длины.

Исходя из анализа результатов ранее проведенных теоретических исследований Л.Б.Хузиной и др., при использовании дополнительно продольных виброперемещений колонны, например, с частотой 2... 10 Гц и амплитудой до 6...9 мм можно значительно уменьшить коэффициенты трения замков о стенки ствола скважины. Следовательно, применением специальных скважинных осцилляторов можно уменьшить силы трения колонны о стенки ствола скважины путем нейтрализации влияния продольных релаксационных автоколебаний, способствующих возникновению наиболее энергоёмких грунтовых низкочастотных колебаний многошарошечного долота, что будет способствовать повышению энергии, подводимой к породоразрушающему инструменту.

Из зарубежных конструкций необходимо остановиться на осцилляторе фирмы Эндергейдж Лимитед, применявшемся при бурении пары горизонтальных скважин на Ашальчинском месторождении природных битумов Республики Татарстан. Для бурения использовалась вертикальная буровая установка грузоподъемностью 75т. Компоновка бурильной колонны: легкосплавные бурильные трубы (ЛБТ), стальные бурильные трубы (СБТ), УБТ, осциллятор марки АСТ-066, нецементируемый фильтр. В результате удалось увеличить протяженность горизонтального участка ствола скважины в 2 раза, а также довести нагрузку на долото, снизить силы трения и сопротивления перемещению бурильной колонны в горизонтально-восходящем стволе. Но осциллятор широкого применения в условиях России не нашел из-за большой стоимости.

Из приведенного выше обзора видно, что применение вибрационных устройств (вибраторы, вибродемпферы, осцилляторы) оказывает положительное влияние на снижение коэффициента трения, что обеспечивает увеличение проходки на долото и механической скорости бурения. Но на сегодняшний день отсутствуют надежные в работе и недорогие по стоимости наддолотные моночастотные механизмы, позволяющие снизить силы трения бурильной колонны о стенки промежуточной обсадной колонны или ствола скважины.

На кафедре бурения нефтяных и газовых скважин Альметьевского государственного нефтяного института при непосредственном участии автора

разработан, смоделирован и изготовлен опытный образец моночастотного скважинного осциллятора, на который получен патент РФ №96160 (рис.2).

Рисунок 2. Схема скважинного осциллятора.

1 - корпус скважинного осциллятора, 2 - калиброванная втулка, 3 -клапан, 4 - ось клапана , 5 - верхний диффузор, 6 - нижний диффузор

Осциллятор работает следующим образом. Промывочная жидкость закачивается с поверхности насосными агрегатами и проходит по колонне бурильных труб к скважинному осциллятору. Проходя через проходной канал, струя жидкости попадает на клапанный узел осциллятора. Под действием струи клапан начинает совершать колебательные движения, наклоняясь то одной, то другой стороной к проходному каналу, в результате чего в определенные моменты времени проходной канал оказывается частично перекрытым. Это приводит к возникновению моночастотных колебаний промывочной жидкости, достигающих забоя скважины, что позволяет снизить коэффициент трения бурильной колонны о стенки скважины.

Основным элементом скважинного осциллятора является клапан, который при попадании на него промывочной жидкости совершает колебательные движения. В соответствии с проведенными ранее теоретическими исследованиями Л.Б.Хузиной и других, было выявлено уравнение динамики вращательного движения клапана скважинного осциллятора с учётом действующих на него сил тяжести mg, выталкивающей Аг и сил давления промывочной жидкости Р:

йг<р 3 Еф—Аг-Ь-Е^+р-с-а-<2-Р)

¿г

2

1 -т-Р-ш

= 0,

(3)

где т - масса клапана, кг; р - плотность промывочной жидкости, кг/м~; £) -расход промывочной жидкости, м3/с; Ртр - сила трения, Н; а - расстояние от оси до острия клапана, м; Ь - расстояние от оси клапана до стенки втулки, м; Р -сила давления промывочной жидкости, МПа.

Таким образом, рассмотрев все действующие силы, получено уравнение (3) вращательного движения клапана скважинного осциллятора, позволяющее получить зависимость длины клапана скважинного осциллятора от действующих сил, расхода и плотности промывочной жидкости.

В третьей главе проведен обзор методик исследования, применяемых при проведении испытаний надцолотных механизмов, проведены теоретические исследования работы скважинного осциллятора.

Было исследовано влияние расхода жидкости на амплитуду пульсации

жидкости, длины клапана - на перепад давления и частоту скважинного

осциллятора и установлено, что с увеличением длины клапана и расхода

промывочной жидкости, перепад давления, создаваемый в скважинном

осцилляторе, увеличивается пропорционально расходу (рис.3).

45.00 ■

40.00 ■

3- 35.00

,- 30.00 й

,§ 25.00 -

0.015

0.020

0.025

расход жидкости, м /с

-0.125м 0.145м

—«-0.155м -----по Дарси-Вейсбаха

А по Жуковскому

Рисунок 3. График зависимости перепада давления и частоты от расхода промывочной жидкости

В данной главе представлены результаты математического моделирования и лабораторных испытаний разработанного образца скважинного осциллятора. При математическом моделировании в качестве исходных данных использовались параметры, изменение которых приводит к изменению конфигурации детали, взаимным перемещениям деталей в сборке и т. п. При применении ЗБ-технологии были получены чертежи каждой детали осциллятора, после чего на основе этих данных строились детали (рис.4). Также, с помощью математического моделирования, было установлено, что оптимальным размером перекидного клапана является длина 0,125м, необходимая для эффективной работы скважинного осциллятора.

Для подтверждения работоспособности осциллятора, разработанного с использованием математического моделирования, были проведены лабораторные исследования. Лабораторный стенд состоял из гидравлической и измерительной систем.

Рисунок 4. Клапан скважинного осциллятора

Гидравлическая часть лабораторного стенда включала в себя замкнутую систему циркуляции жидкости, прокачиваемой насосом А 1-56/25.05 (аксиально-поршневой) через скважинный осциллятор, рабочую емкость, соединительные трубы с задвижками, манометры и т.д.

При разработке измерительной части лабораторного стенда была поставлена задача максимального учета приближения к промысловым условиям, для чего использовались приборы контроля, применяемые при бурении нефтяных и газовых скважин. В процессе проведения лабораторных

исследований в качестве измерительной части применялась станция геолого-технологических исследований (ГТИ) «ЛЕУЗА». Конструкция стенда для лабораторных исследований позволила получить две характеристики: амплитуду давления в избранных участках и частоту колебаний, создаваемых скважинным осциллятором в процессе работы. В результате лабораторных исследований было установлено, что с увеличением расхода жидкости от 0,00216 до 0,00540 м3/с амплитуда давления, создаваемого осциллятором, растет от 1,06 МПа до 3,06 МПа. Относительная погрешность проведённых экспериментальных исследований составила Е,- 4,6% .

Также были определены теоретические значения перепада давления АР при работе скважинного осциллятора, оснащенного перекидным клапаном, по формулам Дарси-Вейсбаха и Жуковского. Результаты сопоставления теоретических расчетов и экспериментальных значений приведены на рис. 5.

1.5 Г<- = 0,7771

л | 1.0- ■X X X 0.00324: 0.920 _.«-" _____—■ 0.00540: 0.930 _______ ■ 0.00324: О^ЗАЬ— 0.00216: 0.610 _.-••"

1 0.5-, % ■ 0.00216: 0.39

о - в_а__.-----■ 0.00216: 0.004 0.00324: 0.01 0.00540: 0.028

0.00216 0.00324 з 0.00540 расход жидкости, м /с

по Дарси-Вейсбаха —по >Ю/ковского щ Экспериментальные значения ,

Рисунок 5. Результаты сопоставления данных теоретических расчетов и экспериментальных значений перепада давления

Из рис. 5 видно, что экспериментальные значения находятся в диапазоне значений между определёнными по формулам Дарси-Вейсбаха и Жуковского, что подтверждает сходимость результатов математического моделирования и экспериментальных исследований.

В четвертой главе приведены результаты промысловых испытаний поличастотных скважинных осцилляторов с целью оценки их влияния на механическую скорость и проходку на долото, а также - прогнозного расчета экономического эффекта от внедрения моночастотного скважинного

осциллятора.

Промысловые испытания проводились в скважинах Туймазинского месторождения. В процессе бурения скважин контролировались следующие параметры: расход промывочной жидкости, давление на стояке, нагрузка на долото, механическая скорость, амплитуда колебания давления.

Например, промысловые испытания поличастотного наддолотного устройства в скважине №1314 «С» проводились при следующей компоновке низа бурильного инструмента: долото 142,98Т1?-3(Ю, наддолотный гидроударник с подвижным штоком, УБТ-108 (28м), СБТ-73. Для оценки результатов опытного бурения с применением поличастотного наддолотного устройства были выбраны соседние скважины, пробуренные на том же месторождении в равноценных геолого-технических и технологических условиях: № 371«С», №372«С», №434«С», №1469«С». По опытным скважинам достигнуты следующие результаты: средняя проходка 32 м/ч, средняя механическая скорость 0,67 м/ч, то есть получено превышение скорости на 48% по сравнению с окружающими скважинами.

Также были проведены промысловые испытания поличастотного вибратора при бурении скважин малого диаметра. Испытания были проведены в скважине №331 Туймазинского месторождения. Проектная глубина скважины составила 1729м, проектный горизонт Старооскольский, категория скважины II. Компоновка бурильного инструмента: долото ЕНР 142,9; КС, вибратор, УБТ-108 длиной 8 м, СБТ-73. Геологический разрез сложен из твердых, крепких пород. Интервалы бурения 1680-1712м, 1715-1729м. Для оценки результатов опытного бурения с применением вибратора были выбраны соседние скважины №1097, №1098. В результате было пробурено 46 м горных пород со средней механической скоростью 1,32 м/ч вместо 0,67м/ч по соседним скважинам. Превышение механической скорости бурения составило 109%. Таким образом, применяемые на практике осцилляторы показали положительные результаты, но ввиду их поличастотности не обеспечивалось попадание в соответствующий интервал воздействия грунтовых колебаний (от 3...5 Гц до 25...35 Гц), приводящих к прихватам бурильной колонны.

Для проведения промыслового испытания моночастотного скважинного осциллятора была составлена и утверждена программа, включающая в себя краткое описание теоретических основ работы, выбранные объекты для испытания. Предлагается применение моночастотного скважинного осциллятора в составе компоновки низа бурильной колонны при бурении

горизонтальных участков скважин, в состав которой будут входить долото, скважинный осциллятор, ВЗД, телеметрическая система, бурильные трубы (рис. 6).

Моночастотный скважинный осциллятор находится в стадии опытно-промысловых испытаний в скважине №21304д НГДУ «Альметьевнефть», в скважине №9338а НГДУ «Лениногорскнефть».

Предполагаемый экономический эффект от внедрения скважинного моночастотного осциллятора составляет 298 тыс. рублей в расчете на одну скважину и достигается за счет снижения прихватоопасности бурильного инструмента, в том числе материалов, транспортных и временных затрат при ликвидации прихватов.

Рисунок 6. Предлагаемая компоновка низа бурильной колонны при бурении горизонтальных участков

1. Анализ применяемых методов снижения сил трения бурильной колонны о стенки скважины показал, что наиболее перспективным является применение механических методов снижения коэффициента трения.

2. Предложена классификация методов снижения сил трения бурильной колонны о стенки скважины, включающая в себя российские и зарубежные разработки и позволяющая осуществить научно-обоснованный выбор их в зависимости от условий применения.

3. Обоснована возможность повышения энергии, подводимой к породоразрушающему инструменту при бурении скважин с большими отходами, за счет снижения коэффициента трения бурильной колонны о стенки промежуточной обсадной колонны или ствола скважины путём создания дополнительных продольных виброперемещений колонны наддолотным осциллятором.

777

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ

4. Путем проведения специальных промысловых испытаний показано отсутствие возможности полного исключения прихватоопасности с применением поличастотных осцилляторов.

5. Разработан моночастотный скважинный осциллятор (патент РФ №96160) и определены его основные параметры с помощью ЗО-моделирования.

6. Путем проведения теоретических и лабораторных исследований установлено влияние расхода промывочной жидкости на перепад давления, создаваемого скважинным осциллятором. Установлено, что при длине клапана 0,125м и расходе промывочной жидкости от 0,00216 до 0,0054 м3/с перепад давления со временем увеличивается от 1,06 до 3,06 МПа.

7. Подготовлена и утверждена программа промысловых испытаний скважинного осциллятора в двух скважинах Ромашкинского месторождения ОАО «Татнефть». Предполагаемый экономический эффект от внедрения скважинного осциллятора составляет около 300 тыс. рублей на одну скважину.

Основные положения диссертации опубликованы в следующих работах:

в изданиях, рекомендованных ВАК Минобразования и науки РФ:

1. Хузина Л.Б. Технико-технологическое решение для снижения коэффициента трения бурильной колонны о стенки скважины при бурении скважин с горизонтальным участком / Л.Б.Хузина, С.В.Любимова, // Нефтегазовое дело: научно-технический журнал. - 2012. №2. http: www.ogbus.ru/authors/LubimovaSV/LubimovaSV_2.pdf

2. Любимова C.B. Разработка вспомогательного оборудования, снижающего коэффициент трения бурильной колонны о стенки скважины при бурении скважин с горизонтальным участком / С.В.Любимова, Л.Б.Хузина // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. - 2012. №2. -С.12-16.

3. Любимова C.B. Патент 96160 Россия МПК Е21В7/00. Скважинный осциллятор / С.ВЛюбимова, Л.Б.Хузина, Р.Б.Набиуллин // ГБОУ ВПО «Альметьевский государственный нефтяной институт». - №2008139867/22; заявлено 07.10.2008; опубл. 20.07.2010; Бюл.№20.

в других изданиях:

4. Любимова C.B. Разработка скважинного осциллятора для бурения скважин с горизонтальным участком / С.В.Любимова, Л.Б.Хузина // Труды VIII Международной научно-практической конференции «Ашировские чтения». -Туапсе, Россия. - 2011,- С.125-128.

5. Любимова C.B. Применение скважинного осциллятора при бурении многозабойных скважин и скважин с горизонтальным участком / С.В.Любимова, Л.Б.Хузина // НТЖ «Нефть. Газ. Новации». - Самара: АГНИ. -2012 №1. - С.30-32.

6. Любимова C.B. Применение скважинного осциллятора при бурении скважин / С.В.Любимова // Материалы VIII Молодежной научно-практической конференции, посвященная 55-летию НГДУ «Азнакаевскнефть»: г.Азнакаево, 16 сентября 2011 / Тезисы и публикации конференций, г.Азнакаево 2011.-С.135-138.

7. Любимова C.B. Применение скважинного вибратора при строительстве битумной скважины / С.В.Любимова, Л.Б.Хузина // Молодежная научно-практическая конференция, посвященная 60-летию Ромашкинского месторождения. - Лениногорск. - 2008. - С.164-165.

8. Любимова C.B. О влиянии плотности промывочной жидкости на энергетические параметры скважинного осциллятора / С.В.Любимова, Л.Б.Хузина // Ученые записки Альметьевского государственного нефтяного института. Том VIII: Альметьевск: АГНИ. - 2010. - С.37-41.

9. Любимова C.B. Моделирование конструкции скважинного осциллятора / С.В.Любимова, Р.А.Хакимов // Ученые записки Альметьевского государственного нефтяного института. Том IX: Альметьевск. АГНИ. - 2011. -С.45-48.

10. Любимова C.B. Технология увеличения длины горизонтального участка скважины / С.В.Любимова, Л.Б.Хузина // Ученые записки Альметьевского государственного нефтяного института. Том VII: Альметьевск. АГНИ. - 2009. - С.33-36.

П.Любимова C.B. Наддолотный механизм для снижения коэффициента трения бурильной колонны о стенки скважины / С.В.Любимова, Л.Б.Хузина // Материалы научной сессии ученых по итогам 2008 года: Альметьевск. АГНИ. -2009. - С.76-78.

12. Любимова C.B. Теоретические основы работы скважинного осциллятора / С.В.Любимова, Л.Б.Хузина // Материалы научной сессии ученых по итогам 2009 года: Альметьевск. АГНИ. - 2010. - С.52-55.

13. Любимова C.B. Применение скважинного вибратора при строительстве битумной скважины / С.В.Любимова, Л.Б.Хузина // II Международная научно-техническая конференция «Повышение качества строительства скважин». -Уфа,-2010. -С.244-248.

Подписано в печать 11.04.2012 г.

Формат 60x84/16 Печать RISO Объем 1,5ус.печ.л. Тираж 100 экз. Заказ № 36

ТИПОГРАФИЯ АЛЬМЕТЬЕВСКОМ» ГОСУДАРСТВЕННОГО

НЕФТЯНОГО ИНСТИТУТА 423452, Татарстан, г. Альметьевск, ул. Ленина, 2

Содержание диссертации, кандидата технических наук, Любимова, Светлана Владимировна

Введение.

Глава I. Краткий анализ бурения наклонно-направленных скважин с горизонтальными участками.

1.1 Основные методы снижения сил трения при бурении наклонно-направленных скважин с горизонтальными участками.

Выводы по главе I.

Глава II. Технические средства механического метода снижения сил трения.

2.1 Основные причины прихватоопасности бурильных труб при бурении скважин с большими отходами от вертикали.

2.2 Краткий обзор существующих компоновок низа бурильной колонны при бурении скважин с горизонтальным окончанием.

2.3 Снижение сил трения применением динамических процессов в скважине.

2.3.1 Кинематические схемы технических средств снижения сил трения.

2.4 Схема конструкции скважинного осциллятора.

Выводы по главе II.

Глава III. Теоретические и лабораторные исследования работы скважинного осциллятора.

3.1 Анализ действующих сил при работе скважинного осциллятора в статических условиях.

3.2 Анализ действующих сил при работе скважинного осциллятора при динамических условиях.

3.3 Разработка кинематической схемы работы скважинного осциллятора, оснащенного клапаном. Определение рабочих параметров.

3.4 Разработка условий равновесия и уравнений движения при работе скважинного осциллятора, оснащенного перекидным клапаном.

3.5 Определение перепада давления, возникающего при работе скважинного осциллятора по формулам Дарси-Вейсбаха и Жуковского.

3.6 ЗБ - моделирование скважинного осциллятора.

3.7 Теоретическое определение влияния длины клапана на перепад давления и частоту скважинного осциллятора.

3.8 Обзор методик исследования, применяемых при проведении испытаний надцолотных механизмов.

3.9 Разработка стенда для проведения лабораторных испытаний скважинного осциллятора.

3.10 Результаты лабораторных испытаний скважинного осциллятора.

Выводы по главе III.

Глава IV. Проведение промысловых испытаний скважинного осциллятора, снижающего коэффициент трения бурильной колонны о стенки скважины.

4.1 Промысловые испытания поличастотных осцилляторов.

42 Программа проведения промыслового испытания моночастотного скважинного осциллятора.

4.3 Методика расчета экономического эффекта от внедрения скважинного осциллятора.

4.4 Расчет экономического эффекта от внедрения скважинного осциллятора.

Выводы по главе IV.

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Повышение эффективности бурения наклонно-направленных скважин с горизонтальными участками путём снижения прихватоопасности"

Актуальность темы

В соответствии с энергетической стратегией России на период до 2030 г. необходимо создание условий для надежного топливного снабжения рынков по устойчивым ценам. Решение этой проблемы невозможно без обеспечения приростов запасов за счет строительства нефтяных и газовых скважин. Наиболее рентабельным, на сегодняшний день, является бурение наклонно-направленных скважин с горизонтальными участками и многозабойными окончаниями.

Одной из основных задач при бурении скважин, особенно с горизонтальным участком ствола, является снижение значительной силы трения и обеспечение доведения необходимой нагрузки на долото. Известно, что доля наклонно-направленных скважин со смещением от вертикали более 1500 м, при строительстве которых необходимо применение буровых растворов с улучшенными фильтрационными, структурно-реологическими и смазочными свойствами, составляет около 40%, а в исследованиях Б.В.Байдюка отмечается, что на образование трещин при единичном цикле разрушения породы расходуется только 8-12% подведённой энергии, а 68-76% энергии расходуется на трение на поверхностях, упругую деформацию породы и т.д.

В связи с этим необходимы дальнейшие теоретические и экспериментальные исследования для разработки новых технических и технологических решений для снижения силы трения бурильной колонны о стенки промежуточной обсадной колонны или ствола скважины.

Цель диссертационной работы - повышение эффективности бурения путем снижения прихватоопасности бурильных труб при бурении скважин с большими отходами от вертикали за счет снижения коэффициента трения бурильной колонны о стенки промежуточной обсадной колонны или ствола скважины.

Объект исследования - наклонно-направленные скважины с горизонтальными участками.

Предмет исследования - способы снижения коэффициента трения бурильной колонны о стенки промежуточной обсадной колонны или ствола скважины

Основные задачи исследования

1. Анализ методов снижения коэффициента трения бурильной колонны о стенки промежуточной обсадной колонны или ствола скважин.

2. Обоснование повышения энергии, подводимой к породоразрушающему инструменту при бурении скважин с большими отходами за счет снижения коэффициента трения бурильной колонны о стенки промежуточной обсадной колонны или ствола скважины.

3. Разработка способа повышения энергии, подводимой к породоразрушающему инструменту при бурении скважин с большими отходами, за счет снижения коэффициента трения бурильной колонны о стенки промежуточной обсадной колонны или ствола скважины путём создания дополнительных продольных виброперемещений колонны наддолотным осциллятором.

4. Разработка скважинного осциллятора с помощью ЗБ-моделирования и изготовление опытного образца.

5. Теоретические и лабораторные исследования влияния основных энергетических параметров и апробация скважинного осциллятора.

Методы исследования

При проведении экспериментальных исследований и математического моделирования использовались программа Компас 3D, а также стандартные методы согласно программе опытно-промысловых работ по испытанию скважинного осциллятора. Обработка результатов экспериментальных исследований осуществлялась методами математической статистики с использованием компьютерных программ Microsoft Excel и др.

Научная новизна

1. Разработана классификация методов, снижающих коэффициент трения бурильной колонны о стенки промежуточной обсадной колонны или ствола скважины, для их научно-обоснованного выбора.

2. Предложен способ повышения энергии, подводимой к породоразрушающему инструменту, за счет снижения коэффициента трения бурильной колонны о стенки промежуточной обсадной колонны путём создания дополнительных продольных виброперемещений колонны наддолотным скважинным осциллятором, включенным в компоновку бурильной колонны (патент РФ №96160).

3. Выявлена количественная взаимосвязь между расходом промывочной жидкости и перепадом давления, создаваемого скважинным осциллятором.

Основные защищаемые научные положения

1. Повышение энергии, подводимой к долоту в скважинах с горизонтальными участками, за счет уменьшения трения бурильной колонны о стенки промежуточной обсадной колонны или ствола скважины созданием дополнительных продольных виброперемещений колонны бурильных труб наддолотным скважинным осциллятором.

2. Результаты экспериментальных и промысловых исследований по обоснованию оптимальных условий функционирования скважинного осциллятора.

Достоверность научных положений, выводов и рекомендаций обеспечена высокой степенью сходимости результатов экспериментальных исследований и математического моделирования значений параметров скважинного осциллятора, анализом и апробацией его на стенде.

Практическая значимость и реализация результатов работы

Разработано технико-технологическое решение, включающее в компоновке низа бурильной колонны наддолотный скважинный осциллятор, способствующий снижению силы трения бурильной колонны о стенки промежуточной обсадной колонны или ствола скважины, путём создания дополнительных продольных виброперемещений колонны скважин с горизонтальными участками.

Экспериментальными исследованиями обоснованы минимальное пороговое значение расхода промывочной жидкости, необходимое для работы скважинного осциллятора, а также рациональный режим работы.

Стендовыми испытаниями была подтверждена работоспособность скважинного осциллятора. Подготовлена программа испытаний, утвержденная начальником управления бурения ОАО «Татнефть» имени В.Д.Шашина.

Личный вклад автора заключается в определении цели и постановке задач, проведении теоретических исследований, стендовых испытаний скважинного осциллятора и математической обработки полученных результатов.

Апробация работы

Основные положения диссертационной работы докладывались на: Молодежной научно-практической конференции, посвященной 60-летию Ромашкинского месторождения; VIII Международной научно-практической конференции «Ашировские чтения» (г.Туапсе, 2011); XI Молодежной научно-практической конференции молодых работников ОАО «Татнефть», посвященной 55-летию НГДУ «Азнакаевскнефть» (г.Азнакаево, 2011); II Международной научно-технической конференции «Повышение качества строительства скважин» (г.Уфа, 2010); научной сессии ученых Альметьевского государственного нефтяного института по итогам 2008 и 2009 г.г.

Публикации

По теме диссертации опубликовано 13 научных статей, в том числе 2 статьи - в изданиях, рекомендованных ВАК Минобрнауки РФ, получен 1 патент РФ.

Структура и объем работы

Диссертационная работа состоит из введения, 4 глав, основных выводов, содержит 137 страниц машинописного текста, в том числе 50 рисунков и 16 таблиц, список использованных источников из 146 наименований.

Заключение Диссертация по теме "Технология бурения и освоения скважин", Любимова, Светлана Владимировна

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ

1. Анализ применяемых методов снижения сил трения бурильной колонны о стенки скважины показал, что наиболее перспективным является применение механических методов снижения коэффициента трения.

2. Предложена классификация методов снижения сил трения бурильной колонны о стенки скважины, включающая в себя российские и зарубежные разработки и позволяющая осуществить научно-обоснованный выбор их в зависимости от условий применения.

3. Обоснована возможность повышения энергии, подводимой к породоразрушающему инструменту при бурении скважин с большими отходами, за счет снижения коэффициента трения бурильной колонны о стенки промежуточной обсадной колонны или ствола скважины путём создания дополнительных продольных виброперемещений колонны наддолотным осциллятором.

4. Путем проведения специальных промысловых испытаний показано отсутствие возможности полного исключения прихватоопасности с применением поличастотных осцилляторов.

5. Разработан моночастотный скважинный осциллятор (патент РФ №96160) и определены его основные параметры с помощью ЗБ-моделирования.

6. Путем проведения теоретических и лабораторных исследований установлено влияние расхода промывочной жидкости на перепад давления, создаваемого скважинным осциллятором. Установлено, что при длине клапана л

0,125м и расходе промывочной жидкости от 0,00216 до 0,0054 м /с перепад давления со временем увеличивается от 1,06 до 3,06 МПа.

7. Подготовлена и утверждена программа промысловых испытаний скважинного осциллятора в двух скважинах Ромашкинского месторождения ОАО «Татнефть». Предполагаемый экономический эффект от внедрения скважинного осциллятора составляет около 300 тыс. рублей на одну скважину.

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Любимова, Светлана Владимировна, Уфа

1. Абдуллин P.A., Шашин A.A., Трубецской Н.И. Пути повышения скорости бурения за рубежом.- Обзор, информ.: Бурение.- М.: ВНИИОЭНГ, 1987.-№18.

2. Абдулмазипов Р.Г., Рамазанов Р.Г., Низаев Р.Х. Совершенствование технологии разработки залежей в карбонатных коллекторах с применением горизонтальных скважин // Нефтяное хозяйство.- 2006. №3. С. 34-36.

3. Агзамов Ф.А., Акбулатов Т.О., Хабибуллин И.В., Иштубаев A.B. О некоторых причинах низкой эффективности горизонтальных скважин // «Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море». 2009. - №6.-С. 14-17.

4. Алексеев В.В., Авдеев Б.Я., Антонюк Е.М. Метрология, стандартизация и сертификация: Учеб.для студ.высш.учебн.заведений. М.: Академия, - 2007. -384 с.

5. Альтшуль А.Д. Гидравлические сопротивления. М.: Недра, 1982. -221с.

6. Афанасьев C.B. Бурение горизонтальных скважин и боковых горизонтальных стволов в ОАО «Удмуртнефть» // «Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море». 1998. - № 3-4. - С. 16-18.

7. Аширов К.Б., Боргест Т.М., Шашель А.Г., Колеснев СВ., Шпан В.Я. Опыт вскрытия нефтяных пластов горизонтальными скважинами // «Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море». 1998. - № 8. - С.13-17.

8. Байбаков Н.К., Абызбаев Б.И., Калинин А.Г., Ворожбитов М.И., Гноевых А.Н., Поташников В.Д., Цырин Ю.З. Совершенствование бурения горизонтальных и разветвленно-горизонтальных скважин // «Нефтяное хозяйство». 1997. - № 4. - С. 8-9.

9. Балицский П.В. Взаимодействие бурильной колонны с забоем скважины. М.: Недра, 1975. - 294 с.

10. Балицский П.В. К вопросу информативности низкочастотных продольных колебаний бурильной колонны // Автоматизация и телемеханизация нефтяной промышленности.- 1977.- №1.- С.3-6.

11. Басарыгин Ю.М., Булатов А.И., Проселков Ю.М. Технология бурения нефтяных и газовых скважин. М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2001. - 679 с.

12. Басарыгин Ю.М., Будников В.Ф., Булатов А.И. Теория и практика предупреждения осложнений и ремонта скважин при их строительстве и эксплуатации: Справ, пособие: В 6 т. М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2000. -Т.1 -510 с.

13. Бастриков С.Н., Харламов К.Н., Харламов А.К., Шешукова Т.Н. Системный подход к проектированию схем разбуривания месторождений горизонтальными и многоствольными скважинами // Нефтяное хозяйство. -2005.-№5.-С. 55-57.

14. Близнюков В.Ю., Стельмах Р.В. Анализ исследований влияния трения на производительность горизонтальной скважины // «Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море». 2006. - № 5. - С. 2-5.

15. Богомольный Е.И., Сучков Б.М., Каменщиков Ф.А. Повышение дебита горизонтальных скважин // «Нефтяное хозяйство». 1998.-№3.-С.35-36.

16. Богомольный Е.И., Сучков Б.М., Савельев В.А., Зубов Н.В., Головина Т.И. Технологическая и экономическая эффективность бурения горизонтальных скважин и боковых горизонтальных стволов // «Нефтяное хозяйство». 1998. - № 3. - С. 19-21.

17. Вульфсон И.И. Колебания машин с механизмами циклового действия. -М.: Машиностроение, Ленинградское отделение, 1990.-309 с.

18. Габдрахимов М.С., Галеев A.C., Хузина Л.Б., Сулейманов Р.И. Динамика бурильного инструмента при проводке вертикальных, наклонных и горизонтальных скважин. СПб.: ООО «Недра», 2011.-244 с.

19. Габдрахимов М. С, Хузина Л.Б. Наддолотные многоступенчатые виброусилители. СПб.: ООО "Недра", 2005. -148 с.

20. Габдрахимов М.С, Хузина Л.Б, Сулейманов Р.И. Стенд для лабораторных испытаний вибраторов // Материалы 48 научно-технической конференции студентов, аспирантов и молодых ученых. Уфа: УГНТУ, 1997. -С. 39-40.

21. Галеев A.C. Разработка и исследование метода управления силами трения путем возбуждения колебаний бурильного инструмента.: Диссертация на соискание ученой степени к.т.н. УНИ.- Уфа: 1989.- 135 с.

22. Гилязов P.M. Разработка и совершенствование строительства нефтяных скважин с боковыми стволами. Диссертация на соискание ученой степени доктора технических наук. Уфа: 2003.

23. Голов Л.В., Блинникова Т.П. Аналитический обзор по результатам строительства и эксплуатации горизонтальных скважин в нефтедобывающей промышленности за 1990-1996 гг.- М.: ВНИИОЭНГ, 2000. 117 с.

24. Городнов В.Д. Буровые растворы: Учеб.для техникумов. М.: Недра, 1985.-206 с.

25. Григулецкий В.Г, Лукьянов В.Т. Проектирование компоновок нижней части бурильной колонны.- М.: Недра, 1990.- 302с.

26. Григулецкий В.Г. К исследованию упругой устойчивости нижней части бурильных труб (динамические задачи) // Изв. ВУЗов. Сер. «Нефть и газ», 1981. № 12.-С. 17-22.

27. Joshi, S. D.: "Horizontal and Multi-Lateral Wells: Performance Analysis, an Art or Science," Journal of Canadian Petroleum Technology, p. 19, October 2000.

28. Дихтярь Т.Д. Разработка реагентов для предупреждения прихватов и повышения показателей отработки долот. Диссертация на соискание ученой степени кандидата технических наук. Уфа: 1997. - 196 с.

29. Ерохин В.П., Щавелев Н.Л., Наумов В.И., Фадеев Е.А. Опыт и проблемы строительства горизонтальных скважин // Нефтяное хозяйство. -1997.-№9.-С. 32-35.

30. Инструкция по бурению наклонно-направленных скважин в Башкирии.-Уфа: БашНИПИнефть, 1985.- 73 с

31. Калашникова Л.А. Поперечные колебания турбобура: Автореф. дисс. канд. физ.-мат. наук.- Пермь: Пермский Госуниверситет.- 15 с.

32. Колесников Н.А. Влияние качества бурового раствора на эффективность разрушения горных пород // РНТС. Нефтепромысловая геология, геофизика и бурение.- 1984.- Вып. 12.- С. 24-26.

33. Kim Sung Kyun, Troesch Armin. Straming flows generater by highfreguency small - amplitude oscillations of arbitrarily shaped cylinders // Phys.Fluids.A. 1989. - 1, »6. - C. 975- 985.

34. Кулябин Г.A. Оптимизация технологии бурения и совершенствование привода долота на основе исследований динамических процессов в скважине:. Дисс.д- ра техн.наук.- Тюмень, 2002.- 266 с.

35. Лебедев Н.Ф. Динамика гидравлических забойных двигателей.- М.: Недра, 1981.-251 с.

36. Леонов Е.Г., Исаев В.И. Гидроаэромеханика в бурении: Учеб. для вузов М.: Недра, 1987.- 304 с.

37. Лысенко В.Д., Козлова Т.В. К расчету дебита горизонтальной скважины // Нефтепромысловое дело. 1997. - № 6. - С. 15-21.

38. Лысенко В.Д. Инновационная разработка нефтяных месторождений.-М.: Недра, 2000. 350 с.

39. Луценко В.В., Вахитов ГГ. Оценка успешности использования капитальных вложений при проводке горизонтальных скважин // Нефтяное хозяйство. 1999. - № 9. - С. 21-25.

40. Любарский Л.Г., Ефимов В.Д. Исследования динамических усилий, возникающих при вращении шарошечного долота // Машины и нефтяное оборудование. 1977. - № 10 - С. 29-31

41. Любимова C.B. Измерительная часть стенда для лабораторных исследований наддолотных регуляторов продольных колебаний / Любимова С.В, Хузина Л.Б, Вафин P.M. // Материалы научной сессии ученых по итогам 2007 года: Альметьевск. АГНИ. 2008. - С.75-76.

42. Любимова C.B. Разработка скважинного осциллятора для бурения скважин с горизонтальным участком / С.В.Любимова, Л.Б.Хузина // Труды VIII Международной научно-практической конференции «Ашировские чтения». -Туапсе, Россия. 2011.- С.125-128.

43. Любимова C.B. Применение скважинного осциллятора при бурении многозабойных скважин и скважин с горизонтальным участком / С.В.Любимова, Л.Б.Хузина // НТЖ «Нефть. Газ. Новации». Самара: АГНИ. -2012 №1. - С.30-32.

44. Любимова C.B. Применение скважинного вибратора при строительстве битумной скважины / С.В.Любимова, Л.Б.Хузина // Молодежнаянаучно-практическая конференция, посвященная 60-летию Ромашкинского месторождения. Лениногорск. - 2008. - С. 164-165.

45. Любимова C.B. О влиянии плотности промывочной жидкости на энергетические параметры скважинного осциллятора / С.В.Любимова, Л.Б.Хузина // Ученые записки Альметьевского государственного нефтяного института. Том VIII: Альметьевск: АГНИ. 2010. - С.37-41.

46. Любимова C.B. Моделирование конструкции скважинного осциллятора / С.В.Любимова, Р.А.Хакимов // Ученые записки Альметьевского государственного нефтяного института. Том IX: Альметьевск. АГНИ. 2011. -С.45-48.

47. Любимова C.B. Технология увеличения длины горизонтального участка скважины / С.В.Любимова, Л.Б.Хузина // Ученые записки Альметьевского государственного нефтяного института. Том VII: Альметьевск. АГНИ. 2009. - С.33-36.

48. Любимова C.B. Наддолотный механизм для снижения коэффициента трения бурильной колонны о стенки скважины / С.В.Любимова, Л.Б.Хузина // Материалы научной сессии ученых по итогам 2008 года: Альметьевск. АГНИ. -2009. С.76-78.

49. Любимова C.B. Теоретические основы работы скважинного осциллятора / С.В.Любимова, Л.Б.Хузина // Материалы научной сессии ученых по итогам 2009 года: Альметьевск. АГНИ. 2010. - С.52-55.

50. Мавлютов М.Р. Разрушение горных пород при бурении скважин. М.: Недра. 1978 .-215 с.

51. Микишев Г.Н., Столбецов В.И. О колебаниях в ограниченном объеме вязкой жидкости // Изв. Академии Наук. Сер. Механика жидкости и газа.-1983.-№1. С. 22.

52. Мирзаджанзаде А.Х., Караев А.К., Ширинзаде С.А. Гидравлика в бурении и цементировании нефтяных и газовых скважин. М.: Недра, 1977. -230 с.

53. Мирзаджанзаде А.Х., Керимов З.Г., Копейкис М.Г. Теория колебаний в нефтепромысловом деле.- Баку, 1976. 363 с.

54. Муслимов Р.Х., Юсупов И.Г., Фазлыев Р.Т. Некоторые результаты применения горизонтальных технологий в Волго-Камском регионе. В книге: Горизонтальные скважины: бурение, эксплуатация, исследование. Казань: Мастер Лайн, 2000.

55. Низамов Х.Н., Дербунов Е.И., Применко В.Н. Волновые процессы в гидросистеме закачки бурового раствора в пласт и способы их устранения // Нефтепромысловое дело.- 1996. №1.- С. 20 - 24.

56. Никитин Б.А., Басниев К.С., Алиев З.С. и др. Методика определения забойного давления в наклонных и горизонтальных скважинах.- М.: ИРЦ Газпром, 1997. 30 с.

57. Офиц.бюл. Изобретения. Полезные модели.-2001. № 14.Патент 2167255 С2 РФ, класс 7 Е 21 В 4/14. Гидроударник для бурения скважин / Б.З. Султанов, М.С. Габдрахимов, Н.М. Габдрахимов, Р.И. Сулейманов- № 99112602/03.

58. Офиц.бюл. Изобретения. Полезные модели.-2004. №30.Патент 2239040 C1 RU, Е 21 В 4/16. Вибробур/ М.С. Габдрахимов, Л.Б.Хузина, Н.М.Габдрахимов № 2003104919.

59. Офиц.бюл. Изобретения. Полезные модели.-2005. №3 .Патент 2245435 C1 RU, Е 21 В 7/24. Долото/ Н.М. Габдрахимов, Л.Б. Хузина, М.С. Габдрахимов №2003105787/03.

60. Офиц.бюл. Изобретения. Полезные модели.-2005. №23.Патент RU 2258791 C1 RU, Е 21 В 7/24. Устройство для вибрационного бурения скважин/ М.С. Габдрахимов, Л.Б.Хузина, Н.М.Габдрахимов № 2004106357.

61. Офиц.бюл. Изобретения. Полезные модели.-2005. №29.Патент 2262577 C1 RU, Е 21 В 4/10. Вибробур / М.С. Габдрахимов, Л.Б.Хузина, Н.М.Габдрахимов № 2004115160.

62. Офиц.бюл. Изобретения. Полезные модели.-2005. №19.Патент 2256058 C1 RU, Е 21 В 10/18. Вибродолото / М.С. Габдрахимов, Л.Б.Хузина -№2004107964/03.

63. Офиц.бюл. Изобретения. Полезные модели. 2004. №34. Патент 2241816 C1 RU, Е 21 В 7/24. Скважинный вибратор / Н.М. Габдрахимов., Л.Б. Хузина, М.С. Габдрахимов, Л.М. Габдрахимова - № 2003104929/03.

64. Офиц.бюл. Изобретения. Полезные модели.-2004. №30.Патент RU 2239043 C1 Е 21В7/24. Устройство для вибрационного бурения скважин/ Н.М. Габдрахимов, Л.Б. Хузина, М.С. Габдрахимов. № 2003110365.

65. Офиц.бюл. Изобретения. Полезные модели.-2004. №26.Патент 2236540 C1 RU, Е 21 В 7/24. Вибратор для бурения скважин. Н.М. Габдрахимов Л.Б.Хузина М.С Габдрахимов- № 2002135845.

66. Пановка Я.Г. Введение в теорию механических колебаний.- М.: Наука.-1991.-255с.

67. Патент на полезную модель №96160. Скважинный осциллятор / Л.Б.Хузина, Р.Б.Набиуллин, С.В.Любимова // заявитель и патентообладатель: Альметьевский государственный нефтяной институт. Заявлено 07.10.2008; опубликовано 20.07.2010; Бюл.№20.

68. Пат. РФ 2307917 Е21 В31/113. Гидромеханический ясс / В.Н.Андоскин, К.А.Кобелев, В.И.Тимофеев // Патентообладатель: Общество с ограниченной ответственностью "Фирма "Радиус-Сервис" № 2006104827/03; Заявлено 16.02.2006: Опубликовано 10.10.2007.

69. Пат. РФ 2347796 С 09 К8/035. Смазочный реагент для буровых промывочных жидкостей «СТ-7» и способ его получения / С.В.Гудин, Е.Б.Годунов // Патентообладатель: С.В.Гудин, Е.Б.Годунов № 2007116915/03; Заявлено 04.05.2007: Опубликовано 27.02.2009.

70. Пат. РФ 2236538 Е21 В7/06, Е21В17/00. Компоновка низа бурильной колонны / Б.М.Курочкин, Д.Ф.Балденко, А.В.Власов, Ю.А.Коротаев, A.M. Кочнев // Патентообладатель: ОАО НПО "Буровая техника"- № 2003110807/03; Заявлено 16.04.2003: Опубликовано 20.09.2004.

71. Пат. РФ 95022 Е21 В17/07. Демпфер наддолотный / В.А.Сафин, Ф.Ф.Ахмадишин, О.Н.Ермаков, А.В.Киршин, В.Б.Оснос // Патентообладатель: Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина № 2010104474/22; Заявлено 09.02.2010: Опубликовано 10.06.2010.

72. Петров H.A. Химреагенты и материалы для буровых растворов / Ш.Х.Сагдеев, А.И.Есипенко и др. // Часть, 1: Обзор, информ. М.: ВНИИОЭНГ, - 1997.- С.64.

73. Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности. Выпуск 4. ПБ 08-624-03 М.: ОАО НТЦ "Промышленная безопасность", 2006. -306с.

74. Полубаринова-Колчина П.Я. О горизонтальных скважинах конечной длины // Archhiwun mechaniki stosowanej. VII, zeszyt 3. Warszawa, 1955.

75. Рамазанов Р.Г., Гаах И.А., Исаев В.А., Миронова Л.М. Эффективность применения горизонтальной технологии в условиях терригенных отложений на месторождениях Татарстана // Нефтяное хозяйство. 2009. - №5. - С.62-64.

76. Рекин С.А., Янтурин А.Ш. Устойчивость, упругая деформация и эксплуатация бурильных и обсадных колонн (Механика системы "колонна -скважина пласт") / Под ред. А.Ш.Янтурина. - СПб.: ООО "Недра", 2005. -467с.

77. Ризванов Н.М., Гайнуллин К.Х., Юмашев Р.Х., Кагарманов Н.Ф., Тимашев Э.М., Самигуллин В.Х. Бурение и эксплуатация горизонтальных скважин // Нефтяное хозяйство. 1996. - №2. - С. 12-16.

78. Рязанов Я.А. Энциклопедия по буровым растворам. — Оренбург: издательство «Летопись», 2005.— 664с.

79. Селезнев A.A., Кореняко A.B., Здобнова О.Л., Абдуллин P.M., Лукманов P.P. Результаты испытаний смазочных добавок к буровым растворам // Нефтяное хозяйство. 2011. - №7.- С.89-93.

80. Самотой А.К. Предупреждение и ликвидация прихватов труб при бурении скважин.- М.: Недра, 1977. 184 с.

81. Симонов В.В., Юнин Е.К. Влияние колебательных процессов на работу бурильного инструмента.- М.: Недра, 1977.- 217 с.

82. Симонов В.В., Юнин Е.К. Волновые процессы в бурильной колонне. -М.: 1979.- 113 с.

83. Султанов Б.З., Ишемгужин Е.М., Шаммасов Н.Х, Сорокин Л.М. Работа бурильной колонны в скважине. М.: Недра, 1973. - 215 с.

84. Султанов Б.З., Габдрахимов М.С., Сафиуллин P.P., Галеев A.C. Техника управления динамикой бурильного инструмента при проводке глубоких скважин. М.: Недра, 1997. - 191с.

85. Султанов Б.З., Габдрахимов М.С. Колебания частоты вращения и момента на валу турбобура при бурении / В кн: Глубинное оборудование для бурения и эксплуатации нефтяных и газовых скважин,- Уфа.: УНИ, 1977.- С. 713.

86. Тихонов JI.H., Васильев А.Б., Свешников А.Г. Дифференциальные уравнения.- М.: Наука, 1980 230 с.

87. Угров A.A., Селищев C.B. Автоколебательные процессы при воздействии концентрации потоков энергии.- М. Наука, 1987.

88. Ilgizar Khakimzyanov, Ravil Ibatullin, Rafil Abdulmazitov, Izil Yusupov, RabisFazlyev. Multimateral Experience in Russian OilFields // Oil and Gas Journal's International Multilateral well conference. March 5-7, The San Luis Resort, Galveston, Texas.

89. Хакимзянов И.Н. Совершенствание разработки нефтяных месторождений с применением горизонтальных скважин на основе математического моделирования. Диссертация на соискание ученой степени канд.тех.наук. Бугульма, 2002. 161с.

90. Хисамов P.C. Эффективность выработки трудноизвлекаемых запасов.- Альметьевск, АГНИ. 2008. - 188с.

91. Хисамов P.C., Ибатуллин P.P., Хакимзянов И.Н., Фазлыев Р.Т. Опыт строительства и эксплуатации многозабойных скважин // Нефть и жизнь.- 2005.- №3. С.42-43.

92. Хисамов P.C., Султанов A.C., Абдулмазитов Р.Г., Зарипов А.Т. Геологические и технологические особенности разработки залежей высоковязких и сверхвязких нефтей. Казань: «Фэн» Академии наук РТ. -2010.-335с.

93. Хузина Л.Б., Янтурин А.Ш. О передаче осевой нагрузки на забой горизонтальной скважины// Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море.- М.: ВНИИОЭНГ.- 2006.- Вып.10.-С.20-23.

94. Чепелев В.Г., Фетисенко Н.П., Абакумов В.И., Мальхин Г.А., Энгельс A.C. Телеметрическая система для исследований вибраций бурильной колонны осевой нагрузки на долото при электробурении // Нефтяное хозяйство. 1970.- №1.- С.14-19.

95. Шищенко Р.И., Есьман Б.И. Практическая гидравлика в бурении. М.: Недра, 1966.-319 с.

96. Шищенко С.И. Динамика работы бурильных труб // Азербайджанское нефтяное хозяйство.- 1935.- №2.

97. Шлык Ю.К. Согласование динамических характеристик элементов системы турбобур-долото-забой с целью улучшения показателей бурения: Автореферат диссертации на соискание ученой степени к.т.н. Уфа, 1983.

98. Шлык Ю.К. Контроль за режимом работы долота при турбинном бурении с использованием механико-гидравлического канала связи: Диссертация докт. техн. наук. Уфа, 2000 .- С.236.

99. Шумова З.И., Собкина И.В. Справочник по турбобурам.- М.: Недра, 1970.- 192 с.

100. Эскин М.Г. Продольные колебания низа бурильной колонны и их влияние на характеристику забойных двигателей // Нефтяное хозяйство.- 1966.-№1.-С. 13-20.

101. Эскин М.Г., Исаченко JI.E. Определение мощности, расходуемой забойным двигателем на вибрацию бурильной колонны // Нефтяное хозяйство.-1972.- №4. С.35-38.

102. Юнин Н.К. Низкочастотные колебания бурильного инструмента. М.: Недра, 1983.- 136 с.

103. Янтурин P.A., Хузина Л.Б. Увеличение длины горизонтального участка ствола скважины при бурении с использованием скважинных вибраторов// Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море.-М.: ВНИИОЭНГ.- 2006.- Вып.10.-С.10-12.

104. Янтурин А.Ш. Передовые методы эксплуатации и механика бурильной колонны. Уфа: Баш.книж.изд., 1988. - 162 с.

105. Янтурин А.Ш. Расчет осевых нагрузок в одно.пятиинтервальной наклонно направленной и горизонтальной скважине.- В кн.: Научно-техн. прогресс при строительстве скважин.: Тр.Башнипинефть: Вып.76.- Уфа, 1987.-С.53-62.

106. Яртиев А.Ф., Фазлыев Р.Т., Миронова JI.M. Применение горизонтальных скважин на месторождениях Татарстана. М.: ВНИИОЭНГ. -2008. - 153 с.

107. Horisontal drilling technique at Prudhoe Bay, Alaska. / Wilkerson J.P., Smith J.H., Stagg Т.О., Walters D.A. // SPE 15372. 1986.

108. Forefa A.N., Archer J.S. Modelling of Horisontal Well Performance to Provide Insight in Conning Control. Тезисы докладов на 5-ом Европейском симпозиуме по повышению нефтеотдачи, Будапешт, 25-27 апреля 1989г. С.683-694.

109. Nghiem L.X., Fong D.K., Aziz К. Compositional modeling with an equation of state / Soc.Petrol. Eng. J. 1981. Vol.21, №6. P.687-698.

110. Ding Y., Longeron D., Renard G., Audibert A. Modeling of both near-wellbore damage and natural cleanup of horizontal wells drilled with a water-based mud // SPE Report 73733, 2002.

111. Xiuli Wang, M.J. Economides. Horisontal well deliverability with turbulence effects // SPE Report 121383, 2009.

112. Bosio J.C., Fincher R.W., Giannesiui J.F., Hatten J.L. Horisontal Drilling -A New Production Method, presented at the 12th World Petroleum Congress, Houston, TX, April 1987.

113. Ali S., Diskerson R.S., Brady M.E., Panlan M, Foxenberg W.E. Technology Advances Boost Horizontal Open-hole Gravel Packing. Oil and Gas Journal. P.51, July 8, 2002.

114. Fossey J.P., Morgan R.J., Hayes L.A. Development of the Pelican Lake Area: Reservoir Considerations and Horisontal Technologies, Journal of Canadian Petroleum Technology, p.53, June 1997.

115. Warren T.M., Winters W.J., Mount H.B., Mason K.L. Short-Radius Lateral Drilling System. Journal of Canadian Petroleum Technology, p. 108, June 1993.

116. Pearch L.A., Corder L.M., Hewitt C.M. Horizontal Drilling in the Northern Reef Trend of the Michigan Basin: Horizontal wells: Focus on the Reservoirs, p. 193, AAPG Methods in Exploration Series, November 14, 2003, Tulsa, OK.

117. Hernandez A., Barrios J., Saputelli L., Economides M. Techniques for Multibranch Well Traectory Design in the Context of a Three Dimensional

118. Reeservoir Model. SPE 3505. Intelligent system for optimized reservoir management• th and improved oil recovery / Paulo Tubel //10 European Symposium on improvedoil recovery, EAGE. 18-20 August. 1999. Brighton, UK, oral and poster presentations,103.

119. Multilateral completions on rise with Shell Expro / Villighs P., Dech J.A. // Oil and Gas Journal Drilling Contractor - November - December 1999 pp.40-43.

120. Intelligent completions advanced poised to catapult productions technology forward / Anne K.R. // Oil and Gas Journal. Vol.97. №49. December 6. pp.32-36.

121. УТВЕРЖДАЮ" 1<\!£ авный инженер ООО «БурКан»Уг-:"^«- >> Ц2004г.1. АКТо результатах промыслового испытания наддолотного гидроударника с подвижным штоком конструкции УГНТУ в ООО «БурКан»п. Кандры февраль 2004 г.

122. ЦЕЛЬ ПРОВЕДЕНИЯ ОПЫТНОГО БУРЕНИЯ

123. Оценка влияния гидроударника с подвижным штоком на механическую скорость бурения скважин малого диаметра.

124. УСЛОВИЯ ПРОВЕДЕНИЯ ОПЫТНОГО БУРЕНИЯ

125. Геологический разрез сложен из твердых, крепких пород (Доманиковый, Саргаевский, Кыновский, Муллинский горизонты). Бурение проводилось ротором с частотой вращения 68 об/мин. Интервал бурения от 1750-1771 м.4. РЕЗУЛЬТАТЫ БУРЕНИЯ

126. В результате испытания наддолотного гидроударника с подвижным штоком пробурено 21 метр горных пород. В среднем механическая скорость, составила 0,992 м/ч.

127. При бурении скважины №1314"С" с применением наддолотного гидроударника с подвижным штоком конструкции УГНТУ в интервале от 1750-1771м получено превышение механической скорости на 48 %.

128. Наддолотный гидроударник с подвижным штоком конструкции УГНТУ работоспособен для бурения боковых стволов скважин малого диаметра при промывке глинистым раствором.1. Аглиуллин Р.Ф.1. Воробьев В.М.-X'Габдрахимов М.С1. Хузина Л.Б.1. У1// Сулейманов Р.И.