Контроль и управление параметрами режима бурения наклонно направленных скважин с применением навигационных телесистем: на примере месторождений Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 25.00.15, кандидат технических наук Мищенко, Роман Николаевич

• Мищенко, Роман Николаевич
• кандидат технических наук
• 2009

Оглавление диссертации кандидат технических наук Мищенко, Роман Николаевич

ВВЕДЕНИЕ

1 АНАЛИЗ МЕТОДОВ ПОЛУЧЕНИЯ ИНФОРМАЦИИ О ПАРАМЕТРАХ РЕЖИМА БУРЕНИЯ

1.1 Анализ существующих исследований по моделированию, контролю и управлению забойными параметрами режима бурения направленных скважин, в том числе с использованием забойных телесистем

1.1.1 Анализ способов управления траекторией направленных скважин и актуальность применения навигационных телесистем

1.1.2 Анализ способов контроля положения ствола, управления и ориентирования забойной компоновки при бурении скважин

1.2 Анализ методик по контролю и управлению траекторией ствола и режимами бурения с использованием навигационных телесистем

1.2.1 Анализ методики определения угла закручивания бурильной колонны

1.2.2 Анализ методики определения угла закручивания бурильной колонны с учетом действия моментов сил сопротивления Уфимского государственного нефтяного технического университета

1.2.3 Анализ методики определения угла закручивания бурильной колонны Ухтинского государственного технического университета

1.2.4 Расчет угла закручивания бурильной колонны в скважинах сложного профиля

1.2.5 Расчет угла закручивания бурильной колонны, составленной из труб различной жесткости

1.2.6 Методика анализа характеристик гидравлических винтовых забойных двигателей для контроля и управления процессом бурения

1.2.7 Исследование управления забойными параметрами с учетом динамики бурильной колонны с использованием навигационных телесистем

1.2.8 Момент сил сопротивления сжатого участка бурильной колоны при наклонно направленном бурении

1.2.9 Момент сил сопротивления, действующий на участке искривления скважины на колонну

1.3 Анализ разработок в области забойных автоматизированных систем управления забойными параметрами

1.3.1 Система автоматического управления процессом турбинного бурения

1.3.2 Автоматизированная система управления режимом работы и ориентирования забойного оборудования при бурении скважин

1.4 Анализ современных телеметрических систем по контролю забойных параметров режима бурения направленных скважин

1.4.1 Обзор существующих телесистем и каналов связи

1.5 Забойные устройства для измерения и регистрации силовых параметров режима буре11ия

1.5.1 Прибор измерения угла закручивания УБК-2ч

1.5.2 Глубинный регистратор момента гидравлического принципа РМГ

1.5.3 Радиальный динамограф РДГ

1.5.4 Автономное цифровое измерительное устройство для регистрации силовых параметров АЦИУ

1.6 Выводы. Цель и задачи исследований

2 ИССЛЕДОВАНИЕ ВОЗМОЖНОСТИ ПРИМЕНЕНИЯ! HABHF АЦИОННЫХ БЛОКОВ? ТЕЛЕСИСТЕМ? ДЛЯ ОПРЕДЕЛЕНИЯ^ СИЛОВЫХ ПАРАМЕТРОВ РЕЖИМА БУРЕНИЯ

2. Г Краткий обзор оборудования применяемого для исследований

2.2 Методика проведения промысловых исследований

2.3 Данные скважин и результаты выполненных исследований

2.4 Выводы

3 РАЗРАБОТКА НАУЧНО-ОБОСНОВАННОЙ! МЕТОДИКИ КОНТРОЛЯ ПАРАМЕТРОВ РЕЖИМА БУРЕНИЯ С ПРИМЕНЕНИЕМ НАВИГАЦИОННЫХ ТЕЛЕСИСТЕМ!

3:.1 Характеристика и значение моделирования для исследования режимов бурения и работы долота

3.2 Анализ и характеристика существующих исследований перемещений бурильной колонны, под действием реактивного момента

3.2.1 Закручивание бурильной* колонны в-искривленной скважине от действия реактивного момента

3.22 Мощность, затрачиваемая на вращение бурильной колонны в скважине 90 3:23 Расчет энергетических характеристик бурильной колонны

3:3 математические , модели исследования реактивных моментов забойных двигателей - отклонителей

3.3 .1 Факторы, влияющие на трение долота в скважине

3.3 ;2 Зависимости момента сил трения долота о стенки ствола от частоты; вращения; долота и расхода бурового раствора

3.3.3'Момент на преодоление сил трения долота в скважине:

3.3.4 Влияние свойств пород на момент сил трения долота в скважине 123 3;3;5 Влияние диаметра долота на момент сил трения в скважине

3.4 Колебания бурильной колонны 128 3:4.1 Крутильные колебания бурильной колонны 128 3;4.2 Поперечные колебания бурильной колонны

3.5 Аналитические методики определения силовых параметров режима бурения

3;5 Л Метод определения силы сопротивления и осевой нагрузки на долото в процессе бурения искривленной скважины

3.5:2 Развитие методики определения сил сопротивления и осевой нагрузки M. М.Александрова

3.5.3 Определение нагрузки доходящей до забоя скважины,при наклонно направленном ориентированном бурении на различных участках профиля

3.6 Методика контроля параметров режима бурения с применением навигационных телесистем '

3.7 Выводы. Обобщение

4 РАЗРАБОТКА МЕТОДИКИ УПРАВЛЕНИЯ ПАРАМЕТРАМИ РЕЖИМА БУРЕНИЯ

4.1 Методика управления силовыми параметрами режима бурения

4.2 Опыт применения методики управления силовыми параметрами режима бурения на примере месторождения Мусюршор '

4.3 Расчет экономической эффективности. Основные выводы

4.3.1 Аннотация мероприятия

4.3.2 Расчет ожидаемой экономической эффективности

4.3.3 Показатели для учета в планах (отчетах) объединения

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Контроль и управление параметрами режима бурения наклонно направленных скважин с применением навигационных телесистем: на примере месторождений Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции»

Анализ технологии бурения! и способов управления траекторией наклонно направленных скважин показал, что для эффективного управления процессом ориентированного наклонно направленного бурения необходимо расширение информативной базы и получение достоверных данных о параметрах режима бурения, что может быть достигнуто при использовании измерений в забойных условиях.

На протяжении многих лет определение силовых параметров режима бурения основывалось на интерпретации и расчетах по данным измерительных приборов, расположенных на устье скважины, которые не отражают истинных значений этих параметров.

Информация, полученная с забоя скважины в комплексе с показаниями приборов на устье, позволяет вести эффективный контроль и управление параметрами режима бурения. Решение этой актуальной задачи возможно при использовании навигационных телесистем.

Из выше сказанного следует, что контроль и управление параметрами режима бурения наклонно направленных скважин с применением навигационных телесистем является актуальной задачей, решение которой позволит повысить технико-экономические показатели бурения скважин. Цель работы

Разработка методики контроля и управления параметрами режима бурения наклонно направленных скважин с применением навигационных телесистем. Научная новизна*

1. Получена зависимость для определения угла закручивания бурильной колонны от силы натяжения неподвижного конца талевого каната, которая имеет линейный характер с изменяющимся тангенсом угла наклона прямой от 0,8 до 1,6.

2. Предложен способ выбора максимальной механической скорости бурения методом предварительного забойного тестирования величины изменения азимута плоскости действия отклонителя в зависимости от силы натяжения неподвижного конца талевого каната.

3. Показано, что азимут установки отклонителя для достижения максимальной механической скорости определяется как сумма проектного азимута и угла закручивания бурильной колонны, полученного в результате забойного тестирования.

Основные защищаемые положения

1. Результаты промысловых исследований, которые обеспечили возможность оценки силовых параметров режима бурения по показаниям навигационного блока телесистемы.

2. Методика определения параметров режима бурения, которая обеспечивает объекI тивность оценки фактической нагрузки и момента на долоте.

3. Методика управления силовыми параметрами режима бурения, которая обеспечивает выявление и реализацию оптимального режима бурения в заданном направлении.

4. Результаты промысловых испытаний разработанных методик, подтверждающие их эффективность.

Практическая значимость

1. Создание компьютерной программы в среде Borland Delphi, которая может быть оперативно использована на буровой и позволяет получать данные о фактической нагрузке и моменте на долоте.

2. Создание компьютерной программы в среде MS Excel для использования на практических занятиях по дисциплине «Технология бурения нефтяных и газовых скважин».

3. Применение методики в процессе наклонно направленного ориентированного бурения и на стадии разработки проектных решений, позволяет провести оптимизацию режима бурения.

4. Получение нового способа контроля и управления параметрами режима бурения, который позволяет оперативно и эффективно управлять процессом бурения в заданном направлении с меньшими трудозатратами, при этом механическая скорость бурения увеличивается на 20-30% и предупреждаются аварийные состояния бурильной колонны (патент РФ №2354824, приоритет от 06.06.2006г).

5. Расширение области'применения навигационных телесистем для контроля и управления параметрами режима бурения позволяет отказаться от применения дополнительных дорогостоящих блоков телесистем для контроля параметров режима бурения.

6. Результаты исследований нашли свое применение и представлены в научно-исследовательских отчетах по госбюджетной и хоздоговорной тематике Ухтинского государственного технического университета, в том числе, по заявкам ООО «Север-газпром». Результаты, полученные при выполнении работы, использованы на кафедры бурения нефтяных и газовых скважин Ухтинского государственного технического университета при подготовке специалистов и магистров техники и технологии.

Реализация результатов работы

Основные положения диссертационной работы докладывались на международных научно-технических конференциях «Севергеоэкотех» при Ухтинском государственном техническом университете в 2003-2008 годах, на научно технических конференциях преподавателей и сотрудников УГТУ (2007, 2009 г. г.), использовались при разработке дипломных работ и магистерских диссертаций на кафедре бурения Ухтинского государственного технического университета.

Основные результаты исследований опубликованы в 8 статьях, в т. ч. 5 в изданиях рекомендованных ВАК РФ.

1 АНАЛИЗ МЕТОДОВ! ПОЛУЧЕНИЯ ИНФОРМАЦИИ О ПАРАМЕТРАХ РЕЖИМА БУРЕНИЯ?

Заключение диссертации по теме «Технология бурения и освоения скважин», Мищенко, Роман Николаевич

3.7 Выводы. Обобщение

Опыт ориентированного искривления скважин показывает, что повышение точности определения угловых перемещений бурильной колонны под действием реактивного момента необходимо для повышения качества проводки наклонно направленных скважин. В работах М. П. Гулизаде, Р. А. Иоанесяна, А. С. Бронзова, 10. С. Васильева, Г. А. Шетлера, М. М. Александрова и других исследователей рекомендуются формулы для расчета угла закручивания бурильной колонны.

Анализ показал, что в большинстве случаев в формулах учитываются не все моменты, препятствующие и способствующие закручиванию бурильной колонны. Это кратно уменьшает достоверность полученных результатов, необходимых для надежного ориентирования отклонителя в скважине и говорит о том, что необходимо выработать новый подход к решению данной задачи.

В процессе вращения колонны крутящий момент не является постоянным, наблюдается неравномерность вращения, сопровождающаяся различным расходом энергии на изогнутом участке колонны за счёт деформации бурильной колонны. Момент и затраты мощности на вращение бурильной колонны имеют составляющую связанную с силовыми и энергетическими затратами на деформацию при вращении труб.

Предложенные различные формулы по вычислению мощности, затрачиваемой на работу шарошечных и лопастных долот (формулы В. С. Федорова и др.), не нашли практического применения. Отсутствие простых и надежных расчетных уравнений приводит к необходимости при определении Ид пользоваться в.основном данными, полученными при стендовых испытаниях.

Динамические нагрузки в колонне возникают в момент циклического изменения скорости и ускорения и связаны часто с остановкой вращения долота, например, при заклинивании, когда кинетическая энергия,вращающейся колонны переходит в потенциальную энергию деформации. Наибольшие динамические напряжения возникают в трубе, расположенной.в наддолотной части колонны.

Динамические напряжения кручения характерны также вначале вращения колонны, когда на вращающийся бурильный вал действует угловое ускорение. Необходимо также учитывать переменность момента за счет деформаций бурильной колонны в искривленном стволе. Неравномерность вращения колонны является основной причиной возникновения переменных напряжений, колебаний как продольных, так и поперечных.

Установлено, что низкочастотные колебания момента турбобура связаны с пульсацией подачи рабочего агента при входе потока в каналы турбин турбобура. Пульсация промывочной,'жидкости вызывает низкочастотные колебания вращающего момента на валу турбобура (П. В. Балицкий, Н. Ф. Лебедев). В соответствии с колебаниями давления на резинометаллической осевой опоре турбобура изменяется момент сопротивления вращению вала.

Из работ Гусмана М. Т., Султанова Б. 3. известно, что коэффициент трения существенно зависит от удельного давления на контактной поверхности резиноме-таллической осевой опоры. На коэффициент трения в осевой опоре также оказывает влияние скорость скольжения на поверхности трения. Все эти факторы вызывают колебания момента турбобура более высокого порядка по частоте, чем пульсация подачи промывочной жидкости.

Установление закономерностей изменения мощности или момента на преодоление сил трения долота о буровой раствор и стенку ствола, а также ее фрезерование в зависимости от основных факторов позволят технологически обоснованно проектировать рациональные режимы бурения, выбирать для их осуществления забойные двигатели, способные повысить эффективность бурения скважин особенно на больших глубинах.

Общей5 характеристикой условий вращения долота в скважине и особенностей проводки; наклонных скважин; может служить не зенитный угол ствола,, а; величина боковой: (отклоняющей) силы: Зенитный угол ствола может характеризовать условия работы долота только при данной компоновке низа бурильной колонны. Оценка же условий работы долота при различных компоновках низа бурильной колонны» должна быть осуществлена: не через зенитный угол ствола, а через; величину отклоняющей, силы на долоте.

Особенность проводки наклонных скважин»выражается;в возникновениина долоте отклоняющей силы, зависящей от компоновка низа бурильного инструмента, очевидно: то, что потери момента на преодоление сил трения, долота о стенки, скважины и их фрезерование в среде бурового раствора должны быть определены в» зависимости' от указанной силы. Это позволит полученные, результаты для однош компоновкифаспространить на другие компоновки с аналогичным, долотом:

Неоднородность горных пород вызывает значительные: колебания; их механических и абразивных свойств. Вследствие этого они характеризуютсяфазличной» буримостью;.коэффициентом трения и способностью изнашиватьчпризтрении твер--дые тела. Изменение:механических свойств пород и их буримости по стратиграфическим свитам оказывает соответствующее влияние на; величину момента сил трения долота о стенки, скважины в среде бурового раствора. Это влияние обусловливает диаметр ствола:при бурении и коэффициент трения; долота о породы, слагающие стенки скважины.

Основным; источником крутильных колебаний: является', неравномерное врат щение колонны в результате воздействия на нее переменных касательных нагрузок, изменения момента сопротивления вращению долота, изменения : сил трения по длине колонны, а также вращение колонны на наклонных участках. Характер возмущающих нагрузок может быть как периодическим, так и случайным.

Периодические: колебания крутящего момента, как; правило, приводят к пет риодическим колебаниям нагрузки на долото с одинаковой частотой. На возникновение поперечных колебаний большое влияние оказывает несбалансированность вращающегося вала, проявляющаяся в несоосности бурильных труб и резьбовых соединений, в наличии разностенности и овальности труб, их кривизны,и т.д;

При этом бурильный вал будет вращаться при воздействии возмущающей силы, которая в определенных условиях может иметь периодический характер. Экспериментальные исследования поперечных колебаний над забоем показали [150], что увеличение колебаний сопровождается ростом колебаний осевой нагрузки. Поперечные колебания при этом принимают периодический характер с частотой, равной частоте вращения утяжеленных бурильных труб.

В результате создания методики контроля параметров режима бурения с применением навигационных телесистем получила дальнейшее развитие теория взаимодействия бурильной колонны и стенок скважины: установлено, что величина фактической нагрузки на долото может быть определена по величине угла закручивания бурильной колонны.

Главным достижением является, то что появилась возможность расчета фактической нагрузки на долото в которую входят взаимосвязанные параметры, а именно: угол закручивания бурильной колонны (рассчитывается по показаниям навигационной телесистемы) и нагрузка на долото по показаниям наземного датчика ГИВ, корреляционная связь между которыми установлена при промысловых исследованиях во второй главе.

4 РАЗРАБОТКА МЕТОДИКИ! УПРАВЛЕНИЯ', ПАРАМЕТРАМИ •.•'•-, *

РЕЖИМА БУРЕНИЯ

Известно из трудов БасовичаВ. С., Варламова В. П., Грачева К). В1, Исааковича Р. Я., Мшцевича В. М. Орлова А. В., Погарского А. А., Портера Л. Г., Чефра-нова К. А., что применяемые для контроля режима буренияшзмерительные наземные приборы и датчики;, не отражают истинные, значения" силовых параметров режима бурения; и поэтому не дают возможности вести бурение: скважин в оптимальных режимах, с использованием имеющихся резервов.

Вопрос управления: режимом бурения: приобретает особую актуальность в связи с разработкой северных и арктических месторождений^ углеводородов; для» которой; характерна: концентрация: хозяйственной^ деятельности на ограниченных площадках, проведение поисково-разведочных- работ, с возобновлением глубокого и сверхглубокого буренияна старых.месторождениях.

При поиске рациональных- режимов: бурения-, исследователи опираются? на; данные измерительных приборов и датчиков; расположенных на поверхности

Известноа[115]; что5применяемые для контролясрежимаШуреншпизмеритель-ные наземные приборы и датчики, не отражают истинных: значений забойных параметров; и поэтому не дают возможности вести; бурение скважин в оптимальных режимах, с использованием имеющихся резервов.

При; использовании^ дополнительных блоков навигационных; телесистем для контроля забойных параметров режима бурения возникают дополнительные затраты, включающие стоимость, прокат, ремонт, обслуживание, создание методического обеспечения и обучение кадров.

Многолетний опыт применения навигационных телесистем при проводке наклонных скважин показал, что их возможности для управления забойными параметрами режима бурения; исследованы недостаточно полно.

В; последние годына кафедре бурения;Ухтинского государственного технического университета Буслаевым, В. Ф., Кейн С. А., Мищенко Р. Н: совместно с ООО "СЕВЕРГАЗПРОМ" проводились работы, по расширению возможности применения забойных навигационных телесистем для управления! силовыми; параметрами режимом бурения [139-143].

В результате была разработана методика^ управления силовыми параметрами режима бурения," использующая измерения навигационного блока телесистемы и наземных датчиков станции контроля процессов бурения.

4.1 Методика управления силовыми параметрами режима бурения

Был выполнен: анализ технических средств и забойных телесистем, патентная проработка существующих решений по контролю и управлению > забойными параметрами режима'бурения с использованием навигационных телесистем.

Анализ показал, что несомненно, продолжаются-попытки рационального регулирования процесса бурения, то-есть его оптимизация^ по заданному критерию, непрерывный контроль и автоматическое регулирование хода этого процесса, но, к сожалению не-всегда полученная; на поверхности информация соответствует реальности, очень много факторов сопутствует этому. Этим усложняется ситуация по оптимизации процесса бурения:

Задача определения силовых параметров режима бурения решается методикой включающей использование забойной навигационной телесистемы и наземных систем контроля параметров режима бурения.

Для» получения информации, на основе которой будет проведена оптимизация режима бурения^ необходимо провести забойное тестирование: в пределах рекомендованного диапазона разгружают бурильную колонну на забой скважины с шагом 10 кН, измеряют силу натяжения неподвижного конца талевого каната FraBj наземным датчиком, определяют показания блока, измерения азимута навигационной телесистемы А; и механическую скорость бурения Vj датчиком станции контроля процессов бурения.

Изменение азимута плоскости действия отклонителя ср; рассчитывают по формуле (2.1).

Оптимизацию режима бурения осуществляют, выбирая из серии замеров тот, при котором получен максимум механической скорости бурения. Параметры выбранного замера соответствуют оптимальному режиму бурения. Углубление скважины ведут по выбранным оптимальным параметрам режима бурения: сила натяжения неподвижного конца талевого каната Ргив, изменение азимута плоскости действия отклонителя Аопт, механическая скорость бурения-VMax.

После выявления оптимальных параметров" режима бурения- ориентируют плоскость, действия отклонителя по требуемому азимуту А-ф, который рассчитывают по формуле:

Атр = Апр + фопх, (4.1) где фонт - изменение азимута плоскости действия отклонителя оптимального режима бурения (в случае, когда значение'Атр получается больше 360°, необходимо из А-rp вычесть 360°), град.

Более подробное описание забойного тестирования приведено далее. Непосредственно в скважине на необходимой глубине производят измерение на забое зенитного угла, азимута ствола скважины и установки отклонителя. Далее производят замеры.

При первом замере при промывке и работе забойного двигателя, без создания нагрузки на долото производят измерение забойной навигационной телесистемой азимут плоскости действия отклонителя А] и далее в следующих замерах при разгружении бурильной колонны на забой скважины, которое измеряют датчиком веса станции контроля процессов бурения (измерение силы натяжения неподвижного конца талевого каната) Бгивь где i = 2, 3, . , п, производят измерение забойной навигационной телесистемой азимута плоскости действия отклонителя А,-, где i = 2, 3, . , п, далее по показаниям станции контроля процессов буренияопределяют механическую скорость V; (i = 2, 3, . , п), далее рассчитывают угол закручивания бурильной колонны:

- в первом замере измеряют забойной навигационной телесистемой азимута плоскости действия отклонителя Ai при промывке и работе забойного двигателя, без создания разгрузки бурильной на забой скважины измеренной на поверхности датчиком веса станции контроля процессов бурения FraBi = 0 кН (схема первого замера рисунок 4.1 и 4.5), угол закручивания бурильной колонны рассчитывают по формуле 2.1.

- в третьем и последующих замерах забойной навигационной телесистемой азимута плоскости действия отклонителя А;, где i = 2, 3, . , п, при промывке и работе забойного двигателя, при создании разгрузки бурильной колонны на забой скважины измеренной на поверхности датчиком веса станции контроля процессов бурения 17гивь где i = 2, 3, . , п, (схематретьего, четвертого замера рисунок 4.2, 4.3, 4.6, 4.7) угол закручивания бурильной колонны рассчитывают по формуле 2.1.

Далее выбирают оптимальный угол закручивания бурильной колонны, (ропт = А) - A;, (i = 2, 3, . п), соответствующий критериям оптимизации режима бурения, исходя из максимума механической скорости.

Далее устанавливают отклонитель по требуемому (оптимизированному) азимуту плоскости действия отклонителя А^ = Апр + (ропх, где Апр - проектный азимут, фопт - оптимальный угол закручивания бурильной колонны, Ахр - требуемый (оптимизированный) азимут плоскости действия отклонителя, соответствующий максимуму механической скорости.

Углубление скважины ведут по проектному азимуту Апр без изменения параметров выбранного режима бурения.

Если в процессе углубления скважины механическая скорость бурения уменьшается на 25% и более, процесс забойного тестирования повторяют.

На рисунках 4.1-4.10: 1 - долото, 2 - забой скважины, 3 - бурильная колонна, 4 - промывка и работа забойного двигателя, 5 - забойный двигатель.

Рисунок 4.1 - Схема первого замера з 5 n

Vs фг Г гиб;

Рисунок 4.2 - Схема второго замера п 3 Ь

45ZV

V з гивз ^ g Q о

Рисунок 4.3 - Схема третьего замера 4n 3

-5 фЬпт- фз 2 mqx

Г, И В V.ЧАХ

Асгт=Аз опт

Рисунок 4.4 - Схема оптимизации параметров режима бурения

4.2 Опыт применения!методики управления силовыми параметрами режима бурения на примере месторождения Мусюршор

Промысловые испытания методики были проведены на скважине №300 и №306 Му сюр шорского месторождения, что подтверждено соответствующими актами (приложение 2).

Этапы-реализации методики по скважине №300:

1. Спускают компоновку низа бурильной колонны на> расстояние двух метров от забоя скважины, которая включает: долото Hughes Christensen 295,3 мм (MXL-1) с рекомендуемой для данного интервала испытаний разгрузкой бурильной колонны на забой скважины 190-280 кН, которая определяется силой натяжения неподвижного конца талевого каната, винтовой забойный двигатель объемного типа и телесистему MWD «Geolink», установленную в немагнитных утяжеленных бурильных трубах (рисунок 2.5).

2. Запускают циркуляцию бурового раствора (Q = 30 л/с) без разгрузки бурильной колонны на забой скважины. При устойчивом режиме работьт забойного двигателя определяют показания блока измерения1 азимута навигационной «телесистемы Ai = 92° (азимут плоскости действия отклонителЯ)Не изменяется, cpi = 0°).

3. С шагом 10 кН увеличивают разгрузку бурильной колонны на забой скважины, определяемую силой натяжения неподвижного конца талевого каната FraB; (190, 200, 210, .280 кН). Регистрируют показания блока измерения азимута навигационной телесистемы А; и данные измерительных приборов станции контроля процессов бурения, а именно FraB, и V;.

4. Результаты замеров заносят в таблицу 4.1.

5. Проанализировав полученные данные, выбирают замер, который обеспечивает максимальную механическую скорость бурения. Анализ показывает, что оптимальным является замер под номером 8, которому соответствует механическая скорость 18,1 м/ч, разгрузка бурильной колонны на забой скважины составляет 250 кН, изменение азимута плоскости действия отклонителя 215°. Расчет по методике показывает, что фактическая нагрузка на долото составляет 153 кН. По проекту на строительство скважины оптимальной является разгрузка бурильной колонны на забой скважины 190 кН.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Результаты исследований выполненных в-работе заключаются в утверждениях, что:

1. Установлено, что при ориентированном наклонно направленном бурении зависимость угла закручивания бурильной колонны от силы натяжения неподвижного конца талевого каната по данным наземных датчиков носит корреляционный характер и имеет вид линейной зависимости.

2. Научно обоснована» и доказана на практике' буровых работ возможность применения навигационных блоков .телесистем для определения и оптимизации параметров режима бурения.

3. Получила дальнейшее развитие теория взаимодействия* бурильной колонны и стенок скважины при ориентированном наклонно направленном бурении: установлено, что величина фактической нагрузки на долото может быть определена величиной угла закручивания бурильной колонны.

4. Разработан новый способ контроля и управления параметрами режима бурения, который позволяет оперативно* и эффективно управлять процессом бурения в заданном направлении с меньшими трудозатратами, при этом механическая скорость бурения увеличивается на 20-30% и пр е ду пр еж даются аварийные состояния бурильной колонны (патент РФ №2354824, приоритет от 06.06.2006г). j. 5. Разработана научно-обоснованная методика контроля и управления параметрами режима бурения с применением навигационных телесистем, используя которую на Мусюршорском месторождении, получили увеличение механической скорости бурения на 28%. i

6. Результаты исследований нашли свое применение и представлены в научно4 исследовательских отчетах по госбюджетной и хоздоговорной тематике Ухi тинского государственного технического университета, в том числе, по заяв

I кам ООО «Севергазпром». Результаты, полученные при выполнении работы,

I использованы на кафедры бурения нефтяных и газовых скважин Ухтинского

Г государственного технического университета при подготовке специалистов и магистров техники и технологии.

Список литературы диссертационного исследования кандидат технических наук Мищенко, Роман Николаевич, 2009 год

1. А.с. 832019 СССР, МКИ4 Е21В43/00. Отклонитель для наклонно-направленного бурения скважин Текст. / В. Ф. Буслаев, Ю. Ф. Рыбаков, Н. С. Гаджиев и др. - № 2581591/03; заявл. 16.02.78.

2. Александров, М. М. Взаимодействие колонны труб со стенками скважины Текст. / М. М. Александров М.: Недра, 1982. - 60 с.

3. Александров, М. М. Определение сил сопротивления при бурении скважин Текст. / М. М. Александров М.: Недра, 1965.

4. Александров, М. М. Определение силы трения, при движении бурильных труб в глубоких малоискривленных скважинах Текст. / М. М. Александров // Разведка и охрана недр. 1963. - №7. - С. 32-37.

5. Александров, М. М. О влиянии величины бокового зазора на условия спуска обсадных колони Текст. / М. М. Александров, Ю. А. Воропаев // Технология бурения нефтяных и газовых скважин. — 1974. — С. 113-117.

6. Александров, М.М. О прижимающих силах для спирально изогнутой сжатой бурильной колонны оснащенной замками Текст. / М.М. Александров // Нефть и газ. 1968. - №9.

7. Александров, М. М. О силе и коэффициенте сопротивления в условиях скважины Текст. / М. М. Александров // СевКавНИИ. 1969. - С. 14-18.

8. Александров, М.М. Об учете упругости труб в пределах сжатой части бурильной колонны Текст. / М.М. Александров // Нефть и газ. — 1967. №5.

9. Александров, М. М. Характер вращения бурильной колонны Текст. / М. М. Александров//Научно-технический журнал «Нефть и газ». 1968. -№4. - С. 33-36.

10. Андронов, И. Н. Исследование поперечных сил в бурильной колонне при-проводке направленных скважин Текст. / И. Н. Андронов; В. Ф. Буслаев, В. В. Михарев // Сборник докладов №1 «Бурение скважин на Европейском Севере России» /-М., 2001. С. 79-84.

11. Балденко, Д. Ф. О выборе рациональной схемы для проектирования объемного забойного гидравлического двигателя Текст. / Д. Ф. Балденко // Научно-технический журнал «Машины и нефтяное оборудование». 1973. -№4.-С. 9-13.

12. Балденко, Д. Ф. Винтовые забойные двигателе Текст. / Д: Ф. Балденко, Ф. Д. Балденко, А. Н.* Гноевых. М.: Недра, 1999. - 375 с.

13. Балденко, Д. Ф. Винтовые забойные двигатели: новые конструкции и способы управления Текст. / Д. Ф. Балденко, Ф. Д!. Балденко, А. П. Шмидт // Научно-технический журнал «Нефтяное хозяйство». 1997. - №1. - С. 13-17

14. Балденко, Д. Ф. Одновинтовые насосы в СССР и за рубежом Текст. / Д. Ф. Балденко, М. Г. Бидман. М.: Цинтихимнефтемаш, 1972.

15. Балденко, Д. Ф. Испытания забойных винтовых двигателей в глубоком бурении Текст. / Д. Ф. Балденко; М. Т. Гусман, В. И. Семенец // Научно-технический журнал «Нефтяное хозяйство». — 1976. №11. - С. 9-12.

16. Балденко, Д: Ф:. Исследование геометрии рабочих органов» винтового забойного давления Текст. / Д. Ф. Балденко, JI. П. Медведева // Научно-технический журнал «Нефтяное хозяйство». 1975. -№3. - С. 56-65.

17. Балденко, Д. Ф. Контактное давление в рабочих органах одновинтовой гидравлической машины Текст. / Д: Ф. Балденко, JI. П. Медведева // Научно-технический журнал «Химическое и нефтяное машиностроение. — 1976. — №2.-С. 23-24.

18. Балденко, Д. Ф. Нагрузочные характеристике винтовых забойных двигателей при бурении Текст. / Д. Ф. Балденко, А-. П. Шмидт // Научно-технический'журнал «Строительство, нефтяных и газовых скважин на суше и наборе». 1998. - №5.,- С. 10—15.

19. Балденко; Д. Ф. Исследование вопроса влияния зазора и натяга в рабочих органах одновинтового насоса на его характеристику Текст. / Д. Ф. Балденко, В. Н. Зорин // Научно-технический журнал «Машины и нефтяное оборудование». 1968. - №8. - С. 16-20.

20. Балицкий, П. В. Взаимодействие бурильной колонны с забоем^скважины Текст. / И. В. Балицкий: М.: Недра, 1975. - 293 с.

21. Балицкий, П. В*. Исследование взаимодействия бурильной' колонны с забоем при бурении вертикальных скважин- шарошечными долотами с забойными двигателями Текст.: дис. . д-ра техн. наук / Павел Владимирович Балицкий. М.: МИНХ и ГП, 1970. - 683 с.

22. Балицкий, П. В. Исследования» критических и резонансных частот вращения шарошечных долот Текст. / П. В. Балицкий // Научно-технический журнал «Нефтяноехозяйство». 1980. - №12. - С. 15-17.

23. Балицкий, П. В. Исследование на механической модели статической устойчивости колонны бурильных труб Текст. / П. В. Балицкий // Научно-технический журнал «Нефтяное машиностроение». — 1958. — С. 25-32.

24. Буслаев, В.Ф; О^возможности бурения1 условно-вертикальных скважин с учетом закономерностей искривления- Текст.: сб. науч. тр. ПЕЧОРНИПИ-НЕФТЬ / В. Ф. Буслаев: М.: «ВНИИОЭНГ», 1976. - С. 114-121.

25. Буслаев, В. Ф. Прогнозирование естественного-искривления наклонно направленных скважин Текст. / В: Ф: Буслаев // Научно-технический журнал «Нефтяное хозяйство». 1988: - №7. - С. 15-18.

26. Буслаев, В. Ф. Состояние и перспективы научных исследований, техники и технологии буровых работ на Севере- европейской части России Текст. / В. Ф. Буслаев // Докл. всерос. науч. конф. «Фундаментальные проблемы нефти и газа». — 1996. — С. 65-73.

27. Буслаев, В: Ф. Технико-технологические решения по строительству горизонтальных и разветвленных скважин Текст. / В. Ф. Буслаев // Научно-технический журнал «Нефтяное хозяйство». 1992. - С. 8-10.

28. Буслаев, В. Ф. Технология и техника проводки направленных скважин на Севере Европейской, части России Текст.: дис. . д-ра техн. наук: 05.15.10 / Виктор Федорович Буслаев. Ухта: УИИ, 1994. - 549 с.

29. Буслаев, В. Ф. Выбор оптимального числа горизонтальных скважин в кусте Текст. / В. Ф. Буслаев, Н. С. Бакаушина, С. А. Кейн [и др.] // Научно-технический журнал «Нефтяное хозяйство». 19901 — №8. - С. 14-16.

30. Буслаев,5 В. Ф1 Строительство скважин на Севере Текст.: монография / В. Ф. Буслаев, П. С. Бахметьев, С. А. Кейн, В. М. Юдин. Ухта: УГТУ, 2000. - 287 е.: ил.

31. Буслаев, В. Ф. Предупреждение аварий и осложнений при строительст-вё скважин в многолетнемерзлых породах Текст.: учебное пособие для вузов / В! Фi Буслаев. Ухта: УИИ, 1995. - 88 с.

32. Буслаев; В. Ф. Учет природоохранной составляющей при оптимизации кустов нефтяных и газовых скважин Текст.: сб. докладов / В. Ф." Буслаев, О. Hi Григорьева; В: М. Юдин, О. В. Шалимова. М., 2001. - №1. - С. 91-94.

33. Буслаев, В. Ф. Совершенствование кустового строительства и эксплуатации скважин Текст.: сб. докладов / В. Ф. Буслаев, Г. В. Данилов, О. В. Шалимова, В. В. Михарев. М., 2001. - №1 - С. 65-70.

34. Буслаев, В. Ф. Выбор оптимального количества скважин в кусте Тескт.:. сб. науч. тр. Печорнипинефть / В. Ф. Буслаев, А. Н. Ильин, В. И. Тарелкин. М.: «ВНИИОЭНГ», 1977. - С. 49-53.

35. Буслаев, В. Ф. Опыт бурения наклонно направленных скважин на нефтяных месторождениях Тимано-Печорской провинции. РНТС Текст.: сер. Бурение / В. Ф. Буслаев, Ю. Ф. Рыбаков, Н. С. Гаджиев [и др.]. М.: «ВНИИОЭНГ», 1982. - С. 8-9.

36. Буслаев, В. Ф. Опыт строительства скважин в северных районах Коми АССР Текст.: обзорная информация / В. Ф. Буслаев, Б. JL Салгир, В. В. Соловьев [и др.]. М.: ВНИИОЭНГ, 1988. - 80с.

37. Вагапов, Ю. Г. Влияние продольных колебаний труб на величину вибрационных нагрузок в колонне штанг и на форму динамограмм Текст.: сб. науч. трудов / Ю: Г. Вагапов, Б. 3. Султанов. Уфа: УГНТУ, 1972. - С. 98105.

38. Вагапов, Ю. Г. О необходимости уточнения понятия "тяжелый низ" колонны труб в нефтепромысловом деле Текст.: межвуз. тематич. сб. науч. трудов. Вып. 28 / Ю. Г. Вагапов, Б. 3. Султанов, Т. А. Утемисов. — Уфа: УфГНТУ, 1976.-С. 103-110.

39. Вадецкий, Ю. В. Практика бурения скважин с применением низкобо-ротных забойных двигателей Текст. / Ю. В. Вадецкий. М:: «ВНИИОЭНГ», 1980.

40. Вадецкий, Ю. В. Низкооборотный забойный двигатель его роль - иtj перспективы в техническом1 прогрессе бурения скважин Текст. / Ю. В. Вадецкий, С. С. Никомаров, Н. Д. Деркач // Научно-технический журнал «Нефтяное хозяйство. 1975. — №1. - С. 5-7.

41. Вольгемут, Э. А. Устройство подачи долота для. бурения нефтяных и газовых скважин Текст. / Э. А. Вольгемут [и др.]. М.: Недра, 1969. - 210 с.

42. Вопияков, В. А. Возникновение автоколебаний бурильной колонны — критерий износа шарошечных долот Текст. / В. А. Вопияков, С. А. Носташ, П. И. Колесников // Научно-технический журнал «Бурение» 1974. - №8. — С. 23-25.

43. Гилязов, Р. М. Бурение нефтяных скважин с боковыми стволами Текст. / Р. М. Гилязов. М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2002. - 255 е.: ил.

44. Григорян, Н. А. Бурение наклонных скважин уменьшенных и малых диаметров Текст. / Н. А. Григорян. М.: Недра, 1974.

45. Григорян, Н. А. О принципе работы турбинных отклонителей ОТС Текст. / Н. А. Григорян // Журнал «Нефтяное хозяйство». 1983. -№5.

46. Григорян, Н. А. О режимах работы турбобуров и моментных характеристик долот Текст. / Н. А. Григорян // Журнал «Нефтяное хозяйство». -1977.-№7.-С. 15-18.

47. Григорян, Н. А. Анализ процесса турбинного бурения Текст. / Н. А. Григорян, Р. Е. Багиров. -М.: Недра, 1982. 207 с.

48. Григулецкий, В. Г. Оптимальное управление при бурении скважин Текст. / В. Г. Григулецкий. М.: Недра, 1988. - 229 с.

49. Григулецкий, В. Г. Проектирование компоновок нижней части бурильной колонны Текст. / В. Г. Григулецккий. М;: Недра, 1990. - 302 е.: ил.

50. Гусман, М. Т. Новые конструкции турбобуров Текст. / М. Т. Гусман // Журнал «Новости нефтяной техники». 1961. - №8. - С. 8-10.

51. Гусман, М. Т. Турбинное бурение нефтяных скважин Текст. / М. Т. Гусман. — М.: Гостоптехиздат, 1952. 167 с.

52. Гусман, М. Т. Винтовые забойные двигатели Текст. / М. Т. Гусман, Д. Ф. Балденко // Журнал «Бурение». 1972. - №6. - С. 82.

53. Гусман, М. Т. Забойные винтовые двигатели Текст. / М. Т. Гусман, Д. Ф. Балденко. -М.: «ВНИИОЭНГ», 1972.

54. Гусман, М. Т. Шпиндельные турбобуры и некоторые результаты их внедрения Текст. / М. Т. Гусман, А. И. Агеев, Г. М. Никитин // Научно-технический журнал «Нефтяное хозяйство». 1971. — №10. — С. 1-^4.

55. Гусман, М. Т. Шпиндели-амортизаторы для турбинного бурения Текст. / М. Т. Гусман, А. И. Агеев, И. И. Кузнецова // Журнал «Бурение» -1969.-№6.-С. 10-15.

56. Гусман, М. Т. Забойные винтовые двигатели для бурения скважин Текст. / М. Т. Гусман, Д. Ф. Балденко, А. М. Кочнев [и др.]. М.: Недра, 1981.

57. Гусман, М. Т. Резинометаллические подшипники турбобуров Текст. / М. Т. Гусман, А. В. Кольченко, А. А. Силин. М.: Гостоптехиздат, 1959. -108 с.

58. Гусман, М. Т. Возможности увеличения вращающего момента турбобуров Текст. / М. Т. Гусман, Б. Г. Любимов, Г. С. Баршай // Научно-технический журнал «Нефтяное хозяйство». 1962. - №11. — С. 12—16.

59. Гусман, М. Т. О турбобурах увеличенных диаметров Текст., / М. Т. Гусман, Б. Г. Любимов, У. А. Гулизаде // Труды ВНИИБТ вып. XXV 1970. -С. 77-83.

60. Гусман, М. Т. Исследование турбин с повышенной нагрузочной способностью Текст. / М. Т. Гусман, Б. Г. Любимов, А. Н. Шиндин // Труды ВНИИБТ вып. XXV. 1970. - С. 65-76.

61. Гусман, М. Т. Исследования работы пяты с заглубленной резиной Текст. / М. Т. Гусман, Г. М. Никитин, О. Б. Нагайбеков // Труды ВНИИБТ вып. XXV. 1970. - С. 56-59.

62. Гусман, М. Т. Расчет, конструирование и эксплуатация турбобуров Текст. / М. Т. Гусман, Г. М. Никитин, Б. Г. Любимов. М.: Недра, 1976. -368 с.

63. Гусман, М. Т. Задачи совершенствования опор качения турбобуров Текст. / М. Т. Гусман, Г. М. Никитин, В. П. Шумилов // Материалы I Всесо-юз. конф. по динамике и прочности нефтепромыслового оборудования. Баку: АзНЕФТЕХИМ, 1974.-С. 136-139.

64. Гусман М. Т. К вопросу о работоспособности подшипников качения турбобуров Текст. / М. Т. Гусман, Г. М. Никитин, В. П. Шумилов // Научно-технический журнал «Машины и нефтяное оборудование». 1972. — №12. — С. 16-18.

65. Гусман, М. Т. Новый объемный забойный двигатель Текст. / М. Т. Гусман, С. С. Никомаров, А. М. Кочнев // Научно-технический журнал «Нефтяное хозяйство. 1970. -№7. - С. 8-12.

66. Долгий, И. Е. О выборе наиболее эффективных типов долот при бурении скважин Текст. / И. Е. Долгий, В. А. Кузнецов, Г. М. Краснобабцев // Научно-технический журнал «Технология бурения нефтяных и газовых скважин». 1975. - №2. - С. 105-108.

67. Долгий, И. Е. К вопросу определения предела упругости горных пород Текст. / И. Е. Долгий, Г. М. Краснобабцев, В. А. Кузнецов // Межвузовский технологический сборник «Технология бурения нефтяных и газовых скважин». 1975.-С. 23-25.

68. Инструкция по корректировке азимута при больших зенитных углах Текст. / Печорнипинефть. Ухта, 1992. - 25 е.: ил.

69. Иоаннесян, Р. А. Новое направление развития техники турбинного бурения Текст. / Р. А. Иоаннесян // Научно-технический журнал «Нефтяное хозяйство». 1977. - №1. - С. 10-13.

70. Иоаннесян, Р. А. Основы теории и техники турбинного бурения Текст. / Р. А. Иоаннесян. — М.: Гостоптехиздат, 1953.

71. Иоаннесян, Р. А. Пути- повышения проходки на рейс долота в турбинном бурении Текст. / Р. А. Иоаннесян // Науч. труды ВНИИБТ, вып. 42. — М.: ВНИИБТ, 1977. С. 3-26.

72. Ишемгужин, Е. И. Определение места установки центратора для- предупреждения искривления скважины с учетом жесткости турбобура и утяжеленных бурильных труб Текст. / Е. И. Ишемгужин // Журнал «Нефтяное хозяйство»: — 1971. №12.

73. Ишемгужин, Е. И. К расчету низа бурильной колонны при турбинном бурении^ Текст. / Е. И. Ишемгужин, Б. 3. Султанов // Журнал «Нефтяное хозяйство». -,1970. №7.

74. Ишемгужищ Е. И. Определение сил, действующих на компоновку долото-секционный турбобур с центратором при бурении наклонно направленных скважин Текст. / Е. И Ишемгужин, Б. 3. Султанов // РНТС. Сер. Бурение. 197k - №2.

75. Калинин, А. Г. Искривление буровых скважин Текст. / А. Г. Калинин. М.: Гостоптехиздат, 1963. - 308 с.

76. Калинин, А. Г. Искривление скважин Текст. / А. Г. Калинин. М.: Недра, 1974.

77. Калинин, А. Г. Технология бурения разведочных скважин на жидкие и газообразные полезные ископаемые Текст.: учебник для вузов / А. Г. Калинин, А. 3. Левицкий. — М.: Недра, 1988. 374 е.: ил.

78. Калинин, А. Г. Бурение наклонных скважин Текст.: справочник / А. Е. Калинин; под ред. А. Г. Калинина. М.: Недра, 1997. - 648 е.: ил.

79. Калинин, А. Г. Бурение наклонных скважин большого диаметра мето-дом-проводки опережающих стволов Текст. / А. Г. Калинин, Б. А. Никитин, М. Г. Аксенов // Научно-технический журнал «Нефтяное хозяйство». 1976. -№5.

80. Калинин, А. Г. Бурение наклонных и горизонтальных скважин Текст.: справочник / А. Г. Калинин, Б. А. Никитин, К. М. Солодкий, Б. 3. Султанов; под ред. А. Г. Калинина. М.: Недра, 1997. - 648 с.

81. Касьянов, В. М. Турбобуры Текст. / В. М. Касьянов. М.: Гостоптех-издат, 1959.- 114 с.

82. Кейн, С. А. Развитие методик расчета траекторий направленных скважин Текст.: дисс. . канд. техн. наук / Светлана Александровна Кейн. М.: 1996.-217 с.

83. Кирхгоф, Г.Р. Механика Текст. / Г.Р. Кирхгоф. Изд-во акад. наук СССР, 1962.

84. Кисельман, М. JI. Определение сил трения в искривленных скважинах Текст. / M.JI. Кисельман // Нефтяное хозяйство. 1960. - №9.

85. Любимов, Б. Г. Исследование влияния некоторых конструктивных параметров турбин турбобуров на их эффективность Текст. / Б. Г. Любимов // Журнал «Вестник машиностроения». 1959. - №12. - С. 3-7.

86. Любимов, Б. Г. Расчет конструктивных параметров турбин турбобуров и их характеристик с учетом параметров циркуляционной системы и насосной установки Текст. / Б. Г. Любимов // Труды ВНИИБТ, вып. XXIV. 1970. -С. 154-163.

87. Любимов, Г. А. Редукторный турбобур для глубокого бурения Текст. / Г. А. Любимов // Журнал «Нефтяное хозяйство». 1960. - №1. — С. 38-43.

88. Любимов, Б. Г. Экспериментальное исследование эффективности методов закрутки лопаток в турбинах турбобуров Текст. / Б. Г. Любимов, И. Г. Зеленюк // Журнал «Нефтяное хозяйство». — 1959. №11. — С. 29-34.

89. Любимов, Г. А. Теория и расчет осевых многоступенчатых турбин турбобуров Текст. / Г. А. Любимов, Б. Г. Любимов. -М.: Гостоптехиздат, 1963. 180 с.

90. Любимов, Б. Г. О влиянии густоты решетки профилей на характеристику турбины Текст. / Б. Г. Любимов, А. Н. Шиндин // Труды ВНИИБТ, вып. XVI. 1966. - С. 64-73.

91. Любимов, Б. Г. О влиянии технологии изготовления турбин на характеристику турбобура Текст. / Б. Г. Любимов, А. Н. Шиндин // Труды ВНИИБТ, вып. XVI. 1966. - С. 74-81.

92. Майоров, И.К. Спиральный продольный изгиб колонны труб в скважине Текст. / И.К. Майоров // Нефтяное хозяйство. 1966. - №7.

93. Максименко, М. Е. Низкочастотный резонанс бурильной колонны в вертикальной скважине и способ его устранения Текст. / М. Е. Максименко, В. В. Симонов, Е. К. Юнин. М.: ВИНИТИ, 1993. - 43 с.

94. Миракян, В. И. Система автоматического управления процессом турбинного бурения^Текст. / В. И. Миракян, Ю.* Р. Иоанесян Ю: Р., В1 Н. Щукин Е. Я. Лапига // Научно-технический журнал «Бурение» 2002. - №2.

95. Михарев, В1. В*. Строительство кустовых направленных скважин Текст.: научная»монография / В. В. Михарев, В. Ф. Буслаев, Н. М. Уляшева Ю: Л1 Логачев. Ухта: Региональный Дом печати, 2004. - 230 е.: ил.

96. Мищенко, Р. Н: Анализ и разработка методик, контроля и управления, траекторией ствола скважины и режимами бурения Текст.: дипломная работа / Р. Н. Мищенко. Ухта: УГТУ, 2006. - 149 е.: ил.

97. Нефтегазовое-обозрение Шлюмберже Текст. // в 2т., т.2. 1997. -№2. -67 с.

98. Оганов, С. А. Разработка и внедрение рациональной технологии бурения глубоких наклонных скважин Текст.: дис. . докт. техн. наук / С. А. Оганов. Баку: АзИНХ, 1972.

99. Осипов, П. Ф. Использование зависимости проходки на долото за один оборот от осевой нагрузки для оптимизации режима бурения в промысловых условиях Текст. / П. Ф. Осипов // Научно-технический журнал» «Бурение». — 1974.-№11.-С. 8-11.

100. Осипов, П. Ф. Причины прихватов бурильных колонн в желобах Текст. / П. Ф. Осипов // Научно-технический журнал «Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море». 2006. - №5. - С. 17—19.

101. Осипов, П. Ф. Оптимизация режимов бурения гидромониторными шарошечными долотами Текст. / П. Ф. Осипов, Г. Ф. Скрябин. Ярославль: Медиум-пресс, 2001. - 239 с.

102. Осипов, П. Ф. Опыт управления интенсивными колебаниями бурильной колонны Текст. / П. Ф: Осипов, Е. К. Юнин, С. А. Краснов // Научно-технический журнал «Строительство нефтяных и газовых скважин на-суше и на море». 2004. - №12.

103. Палий, П. А. Буровые долота Текст.: Справочник / П. А. Палий, К. Е. Корнеев. М.: Недра, 1971.-446 с.

104. Попов, Е. П. Нелинейные задачи статики тонких стержней Текст. / Е. П. Попов. -ГИТТЛ, 1948.

105. Попов, В. В. Основы научных исследований Текст.: учебник для технических вузов / В: В. Попов, В. И. Крутов, И. М. Грушко [и др.]. М.: «Высшая школа», 1989. - 400 е.: ил.

106. Поташников, В. Д. Децентратор забойного двигателя Текст. / В. Д. Поташников [и др.] // Научно-технический журнал «Нефтяное хозяйство». — 1998.- №9. -С. 15-17.

107. Разработка технических средств для бурения наклонно направленных, горизонтальных и разветвленных разведочно-эксплуатационных скважин. Отчет о НИР / УГТУ; рук. Кобрунов А. И.; исполн. Буслаев В. Ф. Ухта: УГТУ, 2001.-121 е.: сил.

108. Саркисов, Г. М. Расчеты бурильных и обсадных колонн Текст. / Г. М. Саркисов. -М.: Недра, 1971.

109. Сароян, А. Е. Бурильные колонны в глубоком бурении Текст. / А. Е. Сароян. -М.: Недра, 1979.

110. Сароян, А. Е. Бурильные трубы в глубоком бурении Текст. / А. Е. Сароян. М.: Недра, 1980. - 232 с.

111. Сароян, А. Е. Влияние продольных колебаний бурильной колонны на усилие, передаваемое долоту Текст. / А. Е. Сароян // Вопросы бурения нефтяных и газовых скважин в Азербайджане. Баку: 1985. - С. 74—79.

112. Сароян, А. Е. Основы расчета бурильных колонн Текст. / А. Е. Сароян. -М.: Гостоптехиздат, 1961. 172 с.

113. Сароян, А. Е. Проектирование бурильных колонн Текст. / А. Е. Сароян -М.: Недра, 1971.

114. Сароян, А. Е. Теория и практика работы бурильной колонны Текст. / А. Е. Сароян. -М.: Недра, 1990.-263 е.: ил.

115. Сердюк, Н. И. Расчеты в бурении Текст.: справочное пособие / Н. И. Сердюк, Р. А. Ганджумян, А. Г. Калинин. М.: РГГРУ, 2007. - 668 с.

116. Симонов, В. В. Разрушение горных пород шарошечными^ долотами Текст. / В. В. Симонов, Ю. А. Палащенко, Е. К. Юнин. М.: «ВИНИТИ», 1977.-С. 50-52.

117. Симонянц, JI. Е. О малоцикловом усталостном разрушении бурильных труб Текст.' / JT. Е. Симонянц, К. И. Джафарок // Научно-технический журнал «Азербайджанское нефтяное хозяйство». 1984. - №12. — С. 26-29.

118. Симонянц, JI. Е. Исследование динамики работы шарошечных долот в забойных условиях Текст. / JI. Е. Симонянц, А. М. Некрасов // Научно-технический журнал «Бурение». 1969. - №6. - С. 10-13.

119. Султанов, Б. 3. Управление устойчивостью1 и динамикой бурильной колонны Текст. / Б. 3. Султанов. -М.: Недра, 1991. -208 с:

120. Султанов, Б. 3. Работа бурильной колонны в скважине Текст. / Б. 3. Султанов, Е. И. Ишемгужин [и др.]. М<: Недра, 1973. - 216 с.

121. Султанов, Б. 3. Техника управления динамикой бурильного инструмента при проводке глубоких скважин Текст. / Б. 3. Султанов, М. С. Габдрахи-мов, Р. Р. Сафиуллин, А. С. Галеев. М.: Недра, 1997. - 165 с.

122. Сушон, Л. Я. К расчету компоновки низа бурильной колонны, применяемой для безориентированного управления зенитным углом Текст. / Л. Я. Сушон, М. П. Гулизаде М. П. [и др.] // Научно-технический журнал «Нефтяное хозяйство». 1974'. -№1.-С. 13-16.

123. Фаин, Г. М. Проектирование и эксплуатация бурильных колонн для глубоких скважин Текст. / Г. М. Фаин, Л. С. Неймарк. М.: Недра, 1985. -237 с.

124. Фоменко, Ф. Н. Бурение скважин электробуром Текст. / Ф. Н. Фоменко. -М.: Недра, 1974.

125. Федоров, В. С. Теоретические основы режимов турбинного бурения Текст. / В. С. Федоров // Труды ГрозНИИ, вып. 13. 1954. - С. 37-67.

126. Филимонов, Н. М. Расчет рабочих характеристик турбобуров Текст.!/ Н. М. Филимонов, Л. С. Неймарк II Научно-технический^ журнал «Нефтяное хозяйство». 1971. - №9. - С. 7-11.

127. Филимонов, Н. М. Колебания нижней части бурильного инструмента при работе долота Текст. / Н. М. Филимонов, М. Р. Мавлютов // Изв. вузов, нефть и газ. 1964. -№10. - С. 19-23.

128. Филимонов, Н.* М. О динамическом взаимодействии зубца шарошечного долота с породой Текст. / Н. М. Филимонов, А. И. Спивак, А. Н. Попов // Научно-технический журнал «Нефть и газ». 1963. — №1. - С. 35-41.

129. Филимонов, Н. М. Разработка нагружающего устройства для создания осевой нагрузки на долото Текст. / Н. М. Филимонов, А. М. Баев [и др.] // Проблемы нефти и газа: тезисы докладов республ. научно-технич. конференции. Уфа: УНИ, 1981.

130. Хегай, В. К. Задача о вращении бурильной колонны в скважине криволинейного профиля Текст. / В. К. Хегай // Тез. докл. III Всерос. совещания-семинара зав. кафедрами теорет. мех. вузов Российской Федерации, июнь 2004. Пермь, 2004. - С. 142-146.

131. Хегай, В. К. Исследование вращающего момента на роторе при наклонном бурении Текст. / В. К. Хегай // Сбор. науч. тр.: матер, научно-технической конф. (20-23 апр. 2005). Ухта: УГТУ, 2005. - С. 128-131.

132. Хегай, В. К. К вопросу исследования поперечной устойчивости движения долота с бурильной колонной* Текст. / В: К. Хегай,// Актуальные проблемы геологии нефти и газа: матер. II региональной научно-практической конф. Ухта: УИИ, 1999: - G. 197-201.

133. Хегай; В. К. К вопросу определения осевой нагрузки при наклонно направленном бурении / В. К. Хегай // Сбор. Науч. тр.: матер, научно-технической конф. (20-23 апр. 2005). Ухта: УГТУ, 2005. - С. 291-293.

134. Хегай, В. К. О крутильных колебаниях бурильной колонны при проводке искривленных скважин Текст. / В. К. Хегай // Сбор. науч. тр.: матер, науч.-техн. конф. (15-17 апреля 2003). Ухта: УГТУ, 2004. - С. 171-172.

135. Хегай, В. К. О нагруженности долота при наклонно направленном!бурении Текст. / В. К. Хегай // Сбор. науч. тр;: матер, науч.-техн. конф. (20-23 апреля 2005г). Ухта: УГТУ, 2005. - С. 131-134.

136. Хегай, В. К. О продольных колебаниях колонны при проводке искривленных скважин Текст. / В. К. Хегай // Сбор. науч. тр.: матер, науч.-техн. конф. (15-17 апреля 2003г). Ухта: УГТУ, 2004. - С. 169-171.

137. Хегай, В. К. Исследование динамики бурильной колонны при проводке ' наклонных скважин Текст. / В. К. Хегай // Механика и процессы управления. Труды XXXII Уральского семинара. Екатеринбург: УрО РАН, 2002. -С.184-195.

138. Хегай, В. К. Исследование крутильных колебаний бурильной»колонны при наклонно направленном бурении Текст. / В. К. Хегай, Е. К. Юнин // Сб. науч. трудов: матер, науч.-тех. конф. (15-16 апреля 2002г). Ухта: УГТУ, 2003.-С. 88-93.

139. Хегай, В. К. Математическая модель бурильной колонны при квазистатическом режиме бурения Текст. / В. К. Хегай, Е. К. Юнин // Материалы на-учно-техн. конф. 19-22 апреля 2005г-Ухта: УГТУ, 2006. С. 134-137.

140. Хегащ В. К. Об устойчивости движения бурильной колонны при проводке вертикальных скважин* Текст. / В. К. Хегай, Е. К. Юнин // Изв. вузов, нефть и газ. М., 2004. - С. 38^3.

141. Хегай, В. К. К вопросу определения вращаю-шего момента.на роторе при наклонно направленном бурении Текст. / В. К. Хегай, Е. К. Юнин, П. Ф. Осипов // Сбор. науч. тр.: матер, науч.-техн. конф. (20-23 апр. 2005г). -Ухта: УГТУ, 2005. С. 294-296.

142. Юнин, Е. К. Влияние бурильной колонны на выбор параметров режима бурения Текст. / Е. К. Юнин // Фундаментальные проблемы нефти и газа: сб. докл. всероссийская научн, конф. в 3 т., т.З М.: ГАНГ им. Н.М. Губкина, 1994.-С. 127-135.

143. Юнин, Е. К. Влияние волновых процессов на эффективность разрушения горных пород Текст. / Е. К. Юнин, В. В. Симонов. М.: ВИНИТИ, 1994. -118 с.

144. Юнин, Е. К. Динамика глубокого бурения Текст. / Е. К. Юнин, В. К. Хегай. М.: Недра, 2004. - 286 с.

145. Coiled Tubing ВНА Orienteer for Directional and Horizontal Drilling Текст. / Technology update. Sperry — Sun, winter 1995.

146. Delleinger T. Directional technology will extend drilling reach Текст. // W. Gravley, G. Tolle. Oil Gas. Journal, 1980. - №5.