Повышение эффективности технологии моторизованного роторного бурения нефтяных и газовых скважин тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 25.00.15, кандидат наук Аль-Тии Мостафа Наджим Аль-Дин Абдулла

• Аль-Тии Мостафа Наджим Аль-Дин Абдулла
• кандидат наук
• 2022

Оглавление диссертации кандидат наук Аль-Тии Мостафа Наджим Аль-Дин Абдулла

ВВЕДЕНИЕ

Глава 1. Исследование методов совершенствования технологии роторного способа бурения

1.1. Обзор работ по исследованию технологических особенностей роторного способа бурения

1.2. Исследование технических характеристик и технологических особенностей применения верхнего силового привода

1.3. Исследование технологии бурения скважин роторными управляемыми системами

1.4. Выводы главы

Глава 2. Исследование технических характеристик низкооборотных гидравлических забойных двигателей

2.1. Обзор работ по исследованию технологических особенностей бурения скважин низкооборотными гидравлическими забойными двигателями

2.2. Исследование технических характеристик винтовых забойных двигателей

2.3. Исследование особенностей работы винтовых забойных двигателей при вращении бурильной колонны

2.4. Выводы главы

Глава 3. Исследование и разработка технологических решений по применению моторизованного роторного бурения

3.1. Исследование компоновки низа бурильной колонны для реализации технологии моторизованного роторного бурения

3.2. Расчет гидравлических сопротивлений циркуляционной системы скважины

3.3. Промысловые исследования технологии моторизованного роторного бурения

3.4. Исследования вибрационного режима бурильной колонны при работе с винтовым забойным двигателем

3.5. Исследование влияния износа винтового мотора на параметры моторизованной роторной системы

3.6. Разработка рекомендаций по повышению скоростных показателей технологии моторизованного роторного бурения

3.7. Выводы главы

ЗАКЛЮЧЕНИЕ (ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ)

СПИСОК СОКРАЩЕНИЙ И УСЛОВНЫХ ОБОЗНАЧЕНИЙ

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Повышение эффективности технологии моторизованного роторного бурения нефтяных и газовых скважин»

ВВЕДЕНИЕ

Актуальность темы исследования. При бурении нефтяных и газовых скважин привод буровых долот осуществляется роторным способом или с помощью гидравлических забойных двигателей (ГЗД). Выбор рационального способа вращательного бурения производится в зависимости от типоразмера применяемого породоразрушающего инструмента, а также других геолого-технических факторов. Сегодня при строительстве скважин в основном используются безопорные долота РЭС с алмазно-твердосплавными резцами и трехшарошечные долота с герметизированными маслонаполненными опорами, для которых требуется низкооборотный режим бурения в диапазоне от 100 до 400 об/мин. Этот режим реализуется при роторном способе, когда бурильная колонна (БК) вращается с помощью роторного механизма или верхнего силового привода (ВСП), а также при бурении с помощью винтового забойного двигателя (ВЗД). В последнее время применяется также комбинированный способ - «моторизованное роторное бурение», заключающийся во вращении бурильной колонны, в компоновку которой интегрирован ВЗД. Такое техническое решение находит применение и при использовании новейших роторных управляемых систем (РУС), которые оснащаются винтовой силовой секцией (винтовой мотор). Комбинация приводов долота позволяет реализовать эффективные параметры режима бурения, обеспечить надежность и безопасность технологического процесса углубления, повысить технико-экономические показатели строительства нефтяных и газовых скважин. Разработка методических и технологических решений по эффективной реализации способа моторизованного роторного бурения является актуальной проблемой, имеющей важное значение для теории и практики проводки нефтегазовых скважин.

Разработанность темы диссертации. Разработкой технологических решений по применению ВЗД с одновременным вращением бурильной колонны ротором или ВСП занимались советские, российские, а в последние годы и зарубежные ученые и

специалисты, в основном с целью совершенствования проводки наклонно -направленных скважин. Такая технология позволяет реализовать проектный профиль скважины при сокращении времени на спускоподъемные операции. В последние годы ещё большие возможности для направленного бурения скважин, особенно с длинным горизонтальным или разветвлённым окончанием ствола, предоставляют роторные управляемые системы, созданные американскими компаниями Schlumberger, Baker Hughes, Halliburton, Weatherford, National Oilwell Varco. Разработка таких систем ведётся и российскими предприятиями НПП «БУРИНТЕХ», ЦНИИ «Электроприбор», ГК «НьюТек Сервисез». Наиболее успешные результаты были достигнуты при создании моторизованных роторных управляемых систем, в компоновку которых встроен винтовой забойный двигатель.

Анализ и обобщение основных результатов, полученных советскими, российскими и зарубежными исследователями и актуальных достижений в области моторизованного роторного бурения позволили сформулировать цель и задачи диссертационной работы.

Цель и задачи диссертационной работы. Повышение технико-экономических показателей углубления нефтяных и газовых скважин за счет разработки и применения методических решений при реализации технологии моторизованного роторного бурения.

1. Выполнить обзор и анализ научно-литературных и производственных материалов по способам и режимам низкооборотного бурения.

2. Исследовать технические характеристики верхнего силового привода буровой установки, винтового забойного двигателя, роторной управляемой системы.

3. Исследовать технико-технологические решения по комбинации забойного и верхнего привода буровых долот: винтовой забойный двигатель с одновременным вращением бурильной колонны верхним силовым приводом, в том числе с

использованием роторной управляемой системы с силовой секцией винтового забойного двигателя (винтовой мотор).

4. Разработать методические и технологические решения по выбору и рациональному использованию роторной управляемой системы с винтовым забойным двигателем.

Научная новизна исследования

1. Получены новые аналитические выражения, позволяющие определить режим работы долота с винтовым забойным двигателем при вращении бурильной колонны, с учетом нелинейности моментной характеристики ВЗД.

2. Впервые экспериментально исследована при разных режимах бурения работа моторизованной роторной управляемой системы, состоящей из РУС и ВЗД.

3. Впервые экспериментально исследовано и дано объяснение снижению уровня вибраций бурильной колонны при бурении скважины с использованием моторизованной роторной управляемой системы.

4. Впервые показано, что изменяемые во времени характеристики горной породы, долота и винтового забойного двигателя могут приводить к снижению частоты вращения долота при использовании моторизованной роторной управляемой системы. Для обеспечения постоянной частоты вращения долота необходимо регулировать частоту вращения верхнего силового привода буровой установки.

Теоретическая и практическая значимость работы

1. Обоснована и экспериментально подтверждена возможность улучшения технико-экономических показателей низкооборотного роторного способа бурения путём стимулирования процесса углубления скважины за счёт включения в бурильную компоновку винтового забойного двигателя.

2. Разработаны рекомендации по выбору винтового мотора для использования с моторизованной роторной управляемой системой. Показано, что для обеспечения надежной и стабильной работы РУС необходимо выбирать ВЗД с максимальным

тормозным моментом и не допускать перегрузок, приводящих к внезапной остановке забойного двигателя.

3. Показано, что снижение уровня вибраций бурильной колонны имеет место при бурении скважины с использованием моторизованной роторной управляемой системы, состоящей из РУС+ВЗД, по сравнению с использованием только РУС или только ВЗД, что может быть объяснено уменьшением влияния эффекта Stick-Slip.

4. Предложен метод регулирования частоты вращения верхнего силового привода буровой установки для обеспечения постоянной частоты вращения долота при бурении моторизованной РУС с учетом износа винтового мотора в процессе его работы в скважине.

5. Разработанные технологические решения успешно апробированы при проводке скважин российской компанией «ЛУКОЙЛ Мид-Ист Лтд» при составлении программ бурения на нефтяных месторождениях Республики Ирак.

6. Методические положения по расчету рациональных параметров режима моторизованного роторного бурения используются при выполнении учебных работ в РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина.

Методология и методы исследований. Для решения поставленных задач использовались общие положения методологии научных исследований, включая анализ и обобщение научно-литературных источников, проведение теоретических и экспериментальных исследований процесса работы винтового забойного двигателя, в том числе совместно с верхним силовым приводом буровой установки и роторной управляемой системой. Экспериментальные исследования проводились в промысловых условиях, на действующих буровых установках, с записью и обработкой данных, полученных с помощью забойных телеметрических систем MWD. Анализ экспериментальных данных проводился с использованием статистических методов.

Положения, выносимые на защиту

1. Аналитические выражения, позволяющие определить режим работы долота с винтовым забойным двигателем при одновременном вращении бурильной колонны.

2. Экспериментально подтвержденный факт того, что при применении моторизированной роторной управляемой системы снижается уровень вибраций бурильного инструмента, объяснение этого факта уменьшением влияния эффекта Stick-Slip.

3. Методические решения по обеспечению постоянной частоты вращения долота при бурении моторизованной роторной управляемой системы с учетом износа винтового мотора путём регулирования частоты вращения верхнего силового привода буровой установки.

Достоверность результатов основана на использовании современных методов и средств теоретических и экспериментальных исследований, применении математических методов обработки данных, подтверждении теоретических положений результатами промысловых исследований, сходимостью и воспроизводимостью полученных результатов.

Структура и объем работы. Диссертационная работа состоит из введения, трех основных глав и заключения (основные выводы и рекомендации). Работа изложена на 146 страницах, содержит 35 рисунков и 18 таблиц. В конце работы приводится список использованной литературы российских и зарубежных авторов из 157 наименований.

ГЛАВА 1. Исследование методов совершенствования технологии роторного

способа бурения

Роторный способ бурения нефтяных скважин был изобретен в начале XX века. Первая роторная скважина в России была пробурена в 1903 г. в Грозненском районе [68]. В течение относительно короткого времени вращательный роторный способ полностью вытеснил ранее широко применявшееся ударное бурение и стал основным методом проводки нефтяных и газовых скважин во всем мире. В СССР, а потом в России, роторный способ занимал второе место по объемам проходки при строительстве скважин.

1.1. Обзор работ по исследованию технологических особенностей роторного

способа бурения

Традиционно роторный способ бурения не являлся основным при строительстве нефтяных и газовых скважин в СССР и России [68]. Относительный объем применения этого способа не превышал 20% от общей проходки, а в настоящее время составляет около 10%. За рубежом наоборот, роторным способом разбуривались все нефтегазовые месторождения, а гидравлические забойные двигатели (ГЗД) применялись лишь при необходимости бурения искривленных участков наклонных скважин. Тем не менее, исследованию вопросов совершенствования технологии и режимов роторного способа бурения посвятили свои труды известные советские и российские ученые Абрамсон М.Г., Алексеев Ю.Ф., Бадалов Р.А., Байдюк Б.В., Беликов В.Г., Бревдо Г.Д., Булатов А.И., Гельфгат Я.А., Леонов Е.Г., Мавлютов М.Р., Мирзаджанзаде А.Х., Нескоромных В.В., Орлов А.В., Попов А.Н., Сароян А.Е., Симонов В.В., Симонянц Л.Е., Спивак А.И., Федоров В.С., Шацов Н.И., Ширинзаде С.А., Шрейнер Л.А., Эйгелес Р.М., а также зарубежные исследователи Бингхэм М.Г., Галле Е.М., Вудс Х.Б., Джеймс Л., Луммус Г., Мэрфи Э. и др.

Роторный способ бурения характеризуется диапазоном низких частот вращения долота: от 40 до 150 об/мин. Частоту вращения бурильной колонны ограничивают в основном из-за того, что её увеличение приводит к значительному росту знакопеременных изгибающих напряжений, возникающих в результате вращения БК, особенно на искривленных участках ствола скважины. Согласно [65], мощность, необходимая для вращения БК в искривленной скважине, прямо пропорционально зависит от частоты вращения. Таким образом, ограничение частоты вращения позволяет снизить знакопеременные нагрузки на бурильные трубы и уменьшить затраты мощности бурового привода. Всё это может способствовать снижению общих затрат на строительство скважины, но существенно ограничивает использование такого важного ресурса, как оптимизация параметров режима бурения скважины, в т.ч. за счет форсирование частоты вращения долота.

Согласно классическому определению В.С. Федорова [81], под режимом бурения понимается определенное сочетание факторов, влияющих на показатели бурения. Эти факторы называются параметрами режима бурения и к ним относят расход и свойства бурового раствора, осевая нагрузка и частота вращения долота.

В работе А.И. Булатова и др. [22] отмечается, что «наиболее эффективное углубление скважины возможно только в том случае, если забой полностью очищается от шлама». Показано, что технико-экономические показатели сильно зависят от режима промывки и технологических свойств бурового раствора. С ростом концентрации твердой фазы в буровом растворе механическая скорость проходки снижается. Неоднозначное влияние оказывает плотность бурового раствора. С одной стороны, ее увеличение приводит к улучшению очистки забоя и ствола скважины от шлама, а с другой возрастает дифференциальное давление на забой, ухудшающее условия отрыва частицы породы от забоя. Увеличение дифференциального давления, как правило, приводит к ухудшению показателей работы буровых долот и в частности, к снижению механической скорости проходки.

В работе Попова А.Н., Спивака А.И., Акбулатова Т.О. и др. [62] указано, что «частота вращения долота является вторым (после осевой нагрузки) важнейшим фактором, определяющим начальную механическую скорость бурения». Выполнен анализ влияния частоты вращения на механическую скорость шарошечного долота. Показано, что «с увеличением частоты вращения долот обратно пропорционально уменьшается время контактов элементов вооружения с горной породой, прямо пропорционально увеличивается скорость деформирования области предельного состояния под зубом долота и, соответственно, увеличивается проявление вязкости, которое приводит как к увеличению сопротивления разрушению, так и к уменьшению его глубины». В работе также отмечается, что увеличение мощности, срабатываемой на долоте за счет повышения частоты его вращения, позволяет нарастить скорость бурения.

Г.Д. Бревдо в работе [18] отмечает, что «конечная цель совершенствования режимов бурения - достижение оптимального режима, т.е. сочетания его параметров, при котором получают максимальную рейсовую скорость проходки (или минимальную стоимость 1 м)». Автор подробно рассмотрел процесс оптимизации бурения на основе анализа математических моделей работы долота разных авторов: В.С. Федорова, Ю.Ф. Алексеева, Р.М. Эйгелеса, А.В. Орлова, М.Г. Абрамсона, Е.М. Галле, Х.Б. Вудса и др. Выделены т.н. регулируемые параметры, изменение которых оказывает существенное влияние на механическую скорость проходки: расход и свойства бурового раствора, осевая нагрузка и частота вращения долота.

Практически во всех исследованиях отмечается, что увеличение частоты вращения породоразрушающего инструмента всегда сопровождается ростом механической скорости проходки [18, 19, 22, 44, 55, 62, 67, 78, 81 и др.].

В работах Бревдо Г.Д. [18], Леонова Е.Г., Симонянца С.Л. [44] и др. авторов

приводится общая формула, которая может быть использована для определения и

анализа механической скорости проходки в зависимости от таких параметров режима

бурения, как осевая нагрузка и частота вращения долота:

10

Ум = КпаС? , (1.1)

где Ум - механическая скорость проходки, м/ч; п - частота вращения долота, об/мин; О - осевая нагрузка на долото, кН;

К, а, в - эмпирические коэффициенты, определяемые по результатам фактической отработки долот.

По данным [18], 0<а<3, 0,2<р<1.

Из представленной формулы видно, что при положительной степени а, увеличение частоты вращения п всегда приведёт к закономерному росту механической скорости проходки Ум.

В [44] говорится, что «работа бурового долота в режиме эффективной (оптимальной) частоты вращения обеспечивает наилучшие технико-экономические показатели бурения интервала скважины. Эффективная частота вращения зависит от типоразмера долота, твердости и абразивности разбуриваемых горных пород, глубины интервала бурения и других факторов. Однако, как и при выборе осевой нагрузки, здесь также необходимо учитывать рекомендуемые производителями буровых долот диапазоны частот вращения».

Сегодня при строительстве нефтегазовых скважин в основном используются трехшарошечные долота с герметизированными маслонаполненными опорами и безопорные долота РЭС с алмазно-твердосплавными резцами, для которых требуется низкооборотный режим бурения, который реализуется при роторном способе, когда бурильная колонна (БК) вращается с помощью роторного стола или верхнего силового привода (ВСП) - рис. 1.1.

А

Рис. 1.1. Долота, используемые при роторном бурении А - трехшарошечное с герметизированными маслонаполненными опорами Б - РБС с алмазно-твердосплавными резцами

Производители породоразрушающих инструментов рекомендуют для трехшарошечных долот с герметизированными маслонаполненными опорами удельные осевые нагрузки от 4 до 10 кН на 1 см диаметра долота и частоты вращения от 40 до 250 об/мин. Для долот PDC с алмазно-твердосплавными резцами рекомендуются удельные осевые нагрузки от 2 до 5 кН на 1 см диаметра долота, а частоты вращения в диапазоне от 80 до 400 об/мин. При этом, большему значению осевых нагрузок должно соответствовать меньшее значение частоты вращения долота [44]. Безопорные долота PDC представляют наибольший интерес для нашего исследования, т.к. они обеспечивают наилучшие результаты бурения скважин с новейшими роторными управляемыми системами (РУС).

В этом смысле представляют интерес экспериментальные исследования работы безопорных фрезерных долот режущего типа и алмазных долот истирающе-режущего типа, выполненных Г.П. Деребизовым и Л.Е. Симонянцем при испытаниях на долотном стенде [67]. Были получены зависимости механической скорости от частоты

Б

вращения долота при разных нагрузках - см. рис. 1.2. Анализ показывает, что эти зависимости носят практически линейный характер.

Рис. 45. Зависимость механической скорости от скорости вращения долота при Рис. 48. Зависимость механической ско-разных нагрузках. рости от скорости вращения долота.

1 — Р — 2 Т; г — Р = 6 Т. 1 — р = 2 Т; 2 — Р = 4 Т.

Рис. 1.2. Зависимость механической скорости от частоты вращения [67]: - Рис. 45 - фрезерного долота режущего типа;

- Рис. 48 - алмазного долота истирающе-режущего типа.

В работе Нескоромных В.В. [55] подробно рассматривается процесс разрушения горных пород буровым породоразрушающим инструментом с резцами из поликристаллических алмазов, т.е. долотами РЭС. Получены экспериментальные данные при бурении разных типов горных пород: доломита, известняка и гранита. В результате установлено, что «механическая скорость бурения доломитов в 6-8, а известняков в 7-14 раз превышает механическую скорость бурения гранита. При бурении доломита и известняков получены очень крупные частицы шлама».

На рис. 1.3 приведены зависимости механической скорости от осевой нагрузки и частоты вращения долота для разных типов пород [55]. Видно, что механическая скорость увеличивается пропорционально частоте вращения.

Рис. 1.3. Зависимость механической скорости от осевой нагрузки и частоты вращения [55]:

- а - доломит;

- б - известняк;

- в - гранит.

Автором [55] также получено аналитическое выражение для определения глубины резания-скалывания породы алмазно-твердосплавными резцами PDC, учитывающее передний угол установки и угол поворота резца. Как следует из результатов, «повышение переднего отрицательного угла приводит к снижению глубины резания-скалывания породы. Повышение угла поворота резца - к увеличению глубины резания-скалывания, так как снижается сопротивление резанию-скалыванию породы из-за уменьшения ширины борозды разрушения. Увеличение диаметра резца снижает глубину резания-скалывания породы». Отмечается, что «при проектировании долота следует учитывать такие важные обстоятельства, как тип горной породы и планируемый режим частоты вращения, для которого проектируется долото».

Указывается, что при отрицательном переднем угле установки резца, что в основном и имеет место в долотах PDC, на резец воздействует сила реакции горной породы, направленная вверх, выталкивающая резец и снижающая глубину резания-

скалывания. Экспериментально установлено, что данное усилие зависит от линейной скорости перемещения резца по забою. А линейная скорость может быть определена из выражения:

Ул = 2 пшг

где Ул - линейная скорость резца, м/с; ю - частота вращения долота, с-1; г - радиус траектории резца, м.

(1.2)

На рис. 1.4 показано схематичное объяснение указанного явления.

Рис. 1.4. Схема процесса резания-скалывания породы резцом РБС [55]:

- а - низкая частота вращения;

- б - высокая частота вращения.

Автором объясняется, что при повышении скорости перемещения резца на его передней грани не успевает образовываться трещина отрыва АВ (см. а на рис. 1.4). В результате «резец испытывает увеличивающееся сопротивление породы и стремится снизить глубину резания-скалывания породы до той величины, при которой трещина отрыва породы успеет сформироваться и произойдет синхронное с движением резца

отделение породы на его передней грани». При этом повышается сила реакции горной породы, которая противодействует осевому усилию Рос и снижает его. В результате «при более высоком значении скорости перемещения резца образуется меньшая глубина резания-скалывания породы и устанавливается иной режим разрушения с меньшей глубиной проникновения резца в породу» (см. б на рис. 1.4).

Рассматривая работу безопорных долот PDC с алмазно-твердосплавными резцами, необходимо отметить, что стойкость этих долот составляет около 300 ч механического бурения, что значительно превышает стойкость шарошечных долот [68]. Причем, опыт показывает, что высокая стойкость долот PDC обеспечивается при условии их отработки в допустимых пределах режимных параметров бурения, обозначенных производителями долот. Например, согласно рекомендациям российской компании «Буринтех» - ведущего производителя долот PDC, частота вращения может быть повышена до 400 об/мин (см. Каталог НПП «Буринтех»). А китайская компания «Kingdream PLC» разрешает отрабатывать свои долота PDC, предназначенные для мягких пород, в диапазоне от 50 до 700 об/мин, а для средне -твердых и твердых пород - от 50 до 350 об/мин (см. Каталог Kingdream PLC). Повышение частоты вращения позволит значительно нарастить механическую мощность, срабатываемую на долоте, что в свою очередь приведёт к росту механической скорости проходки и проходки на долото.

Необходимо отметить, что, хотя современное оборудование буровых установок и рассчитано на максимальную частоту вращения стола ротора 350 об/мин [1], однако, на практике, традиционный роторный способ реализует режим бурения в весьма ограниченном диапазоне: от 40 до 120-150 об/мин. Как было показано, этот режим не является эффективным для отработки современных безопорных долот PDC с алмазно-твердосплавными резцами и поэтому частота вращения этих долот при низкооборотном роторном бурении должна быть существенно увеличена.

1.2. Исследование технических характеристик и технологических особенностей применения верхнего силового привода

Весь прошлый век бурение нефтяных и газовых скважин роторным способом, а также и с использованием ГЗД, осуществлялось посредством буровых установок, оснащенных роторным механизмом и ведущей бурильной трубой квадратного или шестигранного сечения. Бурильная колонна с «квадратом», несмотря на все недостатки этой традиционной технологии, до сих пор обычное явление на буровых в разных странах: России, США, Китае, Европе, на Ближнем Востоке. Однако сегодня такой способ не рассматривается, как высокопроизводительный при бурении и освоения нефтегазовых скважин. При спускоподъемных операциях (СПО) в основном производственное время уходит на свинчивание-развинчивание труб и наращивание бурильных колонн по одной трубе. Кроме того, невозможно промывать и прорабатывать скважину в процессе СПО. Для увеличения скорости бурения было предложено совместить работу вертлюга и ротора в одном оборудовании, которое назвали «Системой верхнего силового привода». Верхний силовой привод (ВСП) является сегодня наиболее востребованным видом наземного бурового оборудования, которым оснащаются буровые установки, как в России, так и за рубежом [20].

У специалистов, занимающихся строительством нефтегазовых скважин, не вызывает сомнения тот факт, что «применение верхнего силового привода (ВСП) буровой установки обеспечивает более высокие скорости бурения и уровень безопасности работ, чем использование традиционного бурового оборудования роторного способа» [2, 72]. Известные преимущества системы верхнего привода:

• наращивание бурильных труб при углублении скважины производится за меньшее время;

• появляется возможность расширения и проработки ствола скважины, как при спуске, так и при подъеме бурильного инструмента;

• промывка скважины может производиться при одновременном вращении бурильной колонны;

• риск прихватов бурильного инструмента уменьшается;

• повышается точность проводки скважины при направленном бурении. Первая система верхнего привода была разработана и произведена

компанией Varco International (ныне National Oilwell Varco) в 1982 г. на буровой

установке Sedco 201 в Арабском заливе недалеко от города Басра (юг Ирака). Первая

буровая установка грузоподъемностью до 650 тн под названием Derrick Drilling

Machine DDM 650 DC была выпущена компанией Aker Kvaerner. Она имела

электрический привод постоянного тока и предназначалась для морских буровых

платформ. В развитие этой системы был разработан гидравлический верхний привод

на установке DDM HY 500/650, выпущенной в 1987 г. Для увеличения крутящего

момента и мощности привода долота, с целью наращивания механической скорости

проходки были разработаны двухприводные установки: DDM 500/650 EL и DDM 650

HY. 2-х приводная установка DDM 650 EL "Frontier", имела мощностью 2100 л.с. и

крутящий момент 8800 Нм. В настоящее время способ роторного бурения с помощью

Список литературы диссертационного исследования кандидат наук Аль-Тии Мостафа Наджим Аль-Дин Абдулла, 2022 год

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Абубакиров В.Ф., Буримов Ю.Г., Гноевых А.Н. и др. Буровое оборудование.

Справочник в 2 т. М., «Недра». 2003. т. 2. Буровой инструмент. 494 с.

2. Аль Тии М., Симонянц С.Л. Применение верхнего силового привода при бурении

скважин на нефтяных месторождениях Республики Ирак. Вестник Ассоциации буровых подрядчиков. 2017, № 3. С. 44-48.

3. Афиян В.Ю. Преимущества роторной управляемой системы для эффективного

бурения Power Drive Vortex / В.Ю. Афиян; науч. рук. Ю.А. Максимова // Современные проблемы гидрогеологии, инженерной геологии и гидрогеоэкологии Евразии: материалы Всероссийской конференции с международным участием, г. Томск, 23-27 ноября 2015 г. Томск: Изд-во ТПУ, 2015. С. 560-563.

4. Балаба В.И., Бикбулатов И.К., Вышегородцева Г.И., Оганов А.С. и др. Буровой

породоразрушающий инструмент: Учебное пособие для вузов. М., РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина. 2013. 251 с.

5. Балаба В.И. Безопасность технологических процессов бурения скважин: Учебное

пособие: в 2 ч. М., РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина. 2006. ч. 1. 296 с.

6. Балденко Д.Ф., Балденко Ф.Д. Фактор дифференциального давления винтовых

забойных двигателей при мониторинге режима бурения скважин. Нефтяное хозяйство. 2014. № 3. С. 98-101.

7. Балденко Д.Ф., Балденко Ф.Д. Особенности рабочего процесса и характеристики

винтовых забойных двигателей в режиме вращения бурильной колонны. Бурение и Нефть. 2019. № 11. С. 8-13.

8. Балденко Д.Ф., Балденко Ф.Д., Гноевых А.Н. Одновинтовые гидравлические машины.

М. «ИРЦ Газпром». 2007. т. 2. Винтовые забойные двигатели. 470 с.

9. Балденко Д.Ф., Вервекин А.В., Плотников В.М. Пути дальнейшего

совершенствования технологии бурения скважин с применением винтовых забойных двигателей, Вестник ПНИПУ, 2016, Т.15, №19. С. 165-174.

131

10. Балденко Д.Ф., Коротаев Ю.А. Создание винтовых забойных двигателей -выдающееся достижение отечественной буровой техники. Вестник Ассоциации буровых подрядчиков. 2013. № 1. С. 11-16.

11. Балденко Д.Ф., Балденко Ф.Д., Биучурин Т.Н. Особенности технологии бурения винтовыми забойными двигателями. Тр. ВНИИБТ/ ОАО «НПО «Буровая техника». М. Современные тетради. 2011. С. 95-105.

12. Балденко ФД, Тихонов В.С. Инерционные параметры одновинтовых гидравлических машин. Бурение и Нефть №10, 2014. С. 16-21.

13. Балицкий В.П., Храброва О.Ю. Технологические расчеты при бурении глубоких скважин (с использованием электронных таблиц): Учебное пособие. М.: МАКС Пресс. 2008. 104с.

14. Балицкий В.П., Зайков Д.Л. Анализ крутильных колебаний бурильной колонны -"БйскЗИр" эффекта и его влияние на процесс бурения. Вестник Ассоциации буровых подрядчиков. 2015. № 4. С. 2-8.

15. Биндер Я.И., Гутников А.Л., Розенцвейн В.Г., Соколов Д.А. Отечественная система управляемого роторного бурения. Каротажник. 2018. № 3 (285). С. 77-89.

16. Бобров М.Г. Экспериментальное исследование жесткости обкладки статора винтовых забойных двигателей. Машины и нефтяное оборудование, 1982, №2.

17. Бобров М.Г., Кочнев А.М. Результаты исследований энергетической характеристики винтового забойного двигателя Д 1 -195. Нефтяное хозяйство. 1988. № 6.

18. Бревдо Г.Д. Проектирование режима бурения. М. Недра, 1988. 200 с.

19. Бревдо Г.Д., Волик Д.А., Логунов В.П. Выбор долот и проектирование режимов бурения. М.: МИНГ, 1988, 76 с.

20. Буровые комплексы. Современные технологии и оборудование. Под ред. Гусмана А.М., Порожского К.П. Екатеринбург: Изд-во УГГГА, 2002. 592 с.

21. Будянский В.С. Вращение забойного двигателя - фактор повышения эффективности бурения скважин. Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. №11, 2014. С. 4-8.

22. Булатов А.И., Проселков Ю.М., Шаманов С.А. Техника и технология бурения нефтяных и газовых скважин: Учеб. для вузов. М.ООО «Недра-Бизнесцентр», 2003. 1007 с.

23. Вадецкий Ю.В. Бурение нефтяных и газовых скважин: учебник. М. Изд. центр «Академия», 2010. 352 с.

24. Вервекин А.В. Управление эффективной отработкой винтовых забойных двигателей при бурении нефтяных и газовых скважин. Автореферат канд. диссер. Ухтинский гос. технический ун-т. Ухта. 2015. 24 с.

25. Вервекин А.В., Плотников В.М., Молодило В.И. О повышении эффективности бурения нефтяных и газовых скважин гидравлическими забойными двигателями. Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. 2013. № 1. С. 16-19.

26. Верхний силовой привод ВСП [электронный ресурс] 2017- режим доступа: http://topneftegaz.ru/catalogue/product/view/1189801.

27. Волик Д.А. Буровые породоразрушающие инструменты: учебное пособие для вузов. М., РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина. 2014. 94 с.

28. Ганджумян Р.А., Калинин А.Г., Сердюк Н.И. Расчеты в бурении: Справочное пособие. М., РГГРУ. 2007. 668 с.

29. Гидравлический расчет циркуляционной системы в процессе бурения скважины [электронный ресурс]. 2017. режим доступа: http://www.studfiles.ru/preview/4520886/.

30. Гречин Е.Г., Пашков Э.В. исследование напряжений деформаций, возникающих при работе компоновки с винтовым забойным двигателем-отклонителем. Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. 2015. № 1. С. 29-33.

31. Гречин Е.Г. Бастриков С.Н. Исследование работы компоновки с двигателем-отклонителем в режиме вращения бурильной колонны. Нефтяное хозяйство.2016. №7. С.76-79.

32. Двойников М.В. Технология бурения нефтяных и газовых скважин

модернизированными винтовыми забойными двигателями: научное обобщение,

133

результаты исследований и внедрения. Автореферат доктор. диссер. 2011. ТюмГНГУ. 48 с.

33. Дементьев Л.Ф. Статистические методы обработки и анализа промыслово-геологических данных. М. Недра, 1966. 207 с.

34. Долгопольский А.Л., Каматов К.А. Разработка стратегии предотвращения «прихватов-проскальзываний» при бурении в неоднородных твердых породах. Инженерная практика. 2015. № 3.

35. Закиров А.Я. Первые результаты испытаний роторно-управляемых систем российского производства. PRO Нефть. 2016. № 2. С. 43-47.

36. Заляев М.Ф. Исследование вибрации при бурении скважин на термокарстовом газоконденсатном месторождении. Нефтегазовое дело. 2015. Т. 13, № 4. С. 36-40.

37. Каталог продукции и услуг «ВНИИБТ Буровой инструмент». 2019. 54 с. [Электронный ресурс]. Режим доступа: http://www.vniibt-bi.ru/upload/iblock/957/9570536beab0e0e1f18b4a5f0ee761ef.pdf.

38. Каталог «SLC Группа компаний» [электронный ресурс] 2017. Режим доступа https://www.slc-jh.ru .

39. Калинин А.Г., Оганов А.С., Сазонов А.А., Бастриков С.Н. Строительство нефтегазовых скважин: Учебное пособие: в 2 т. - М., РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина. 2013. т. 1. 691 с.

40. Кейн С.А. Современные технические средства управления траекторией наклонно направленных скважин: Учебное пособие. Ухта, УГТУ. 2014. 119 с.

41. Ковленок А.Е., Балденко Ф.Д. Моделирование рабочего процесса одновинтовых гидравлических машин с учетом упругих свойств обкладки статора. Москва, 2011. с. 36.

42. Леонов Е.Г., Кобец В.С., Молодило В.И. Новые формулы для пересчета базовых показателей стендовых испытаний винтовых забойных двигателей (ВЗД) в рабочие. Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. 2019. № 5. с. 30-35.

43. Леонов Е.Г., Исаев В.И. Осложнения и аварии при бурении нефтяных и газовых скважин: Учебник для вузов; в 2 ч. М., ООО "Недра-Бизнесцентр". 2006. ч. 1. Гидроаэромеханика в бурении. 413 с.

44. Леонов Е.Г., Симонянц С.Л. Совершенствование технологического процесса углубления скважины: Учебное пособие. - М., Изд. центр РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина. 2014. 184 с.

45. Леонов Е.Г. Мохаммед Ф.Х. Сравнение результатов расчётов потерь давления в трубах при ламинарном течении вязкопластических жидкостей по приближенным методикам и точной формуле Букингама. Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. 2009. № 5. с. 16-21.

46. Литвиненко В.С., Двойников М.В. Обоснование выбора параметров режима бурения скважин роторными управляемыми системами. Записки Горного института. 2019. Т. 235. С. 24-29.

47. Маковей Н. Гидравлика бурения: пер. с румынского. М. Недра, 1986. 536 с.

48. Митчелл Дж., Безаварийное бурение. Дрилберт Инжиниринг ИНК, 2001 с.282.

49. Морозов В.А., Двойников М.В., Блинов П.А. Исследование оптимального диапазона устойчивой работы системы «долото - винтовой забойный двигатель - бурильная колонна». Нефтегазовое дело. 2018. Т. 16. № 2. С. 35-43.

50. Молодило В.И., Коротаев С.Н., Богданов А.В., Михайлишин П.Б. Характерные ошибки при бурении скважин винтовыми забойными двигателями. Пособие для ИТР по сопровождению ВЗД ВНИИБТ-Буровой инструмент. 2010. 34 с.

51. Молодило В.И., Коротаев С.Н. Возможные причины самопроизвольного отворота резьбовых соединений в винтовом забойном двигателе при бурении. Вестник Ассоциации буровых подрядчиков. 2014. № 2. С. 18-20.

52. Мохаммед Ф.Х. Совершенствование методики гидравлического расчета промывки при бурении скважин на месторождениях Ирака. Автореферат канд. диссер. М., РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина, 2009. 24 с.

53. Мохаммед Ф.Х. Влияние температуры на реологию и фильтратоотдачу буровых растворов на водной основе. Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. 2008. № 7. с. 38-41.

54. Назарова З.М., Забайкин Ю.В., Объедков А.С. Повышение эффективности бурения нефтяной скважины с использованием роторной управляемой системы и использование информационной системы технологического контроля для строительства и эксплуатации скважины на Южно-Тарасовском месторождении. Актуальные проблемы и перспективы развития экономики: российский и зарубежный опыт. 2018. № 14. С. 41-55.

55. Нескоромных В.В. Разрушение горных пород при проведении геологоразведочных работ, учебное пособие. Красноярск, Сиб. федер. ун-т. 2015. 396 с.

56. Нескоромных В.В. Бурение наклонных, горизонтальных и многозабойных скважин: Учебное пособие. Красноярск, Сиб. федер. ун-т. 2016. 322 с.

57. Нуриманов К.И. Оценка эффективности верхнего силового привода буровой установки [электронный ресурс]. режим доступа: http: //www. rusnauka. com/16_EISN_2015/Tecnic/3_193942. doc.htm.

58. Овчинников В.П., Аксенова Н.А. Буровые промывочные растворы: Учебное пособие для вузов. Тюмень, Изд-во «Экспресс». 2008. 309 с.

59. Осипов Ю.В., Ахметов Д.С., Еникеев Р.В., Бадретдинов Д.Ф. Применение роторных управляемых систем для бурения. Проблемы науки. 2017. № 10 (23). С. 52-54.

60. Плотников В.М., Коротаев Ю.А. К вопросу оперативного управления процессом бурения скважин винтовыми забойными двигателями. Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. 2012. № 7. С. 12-14.

61. Подгорнов В.М. Заканчивание скважин: в 2 ч. М., Макс Пресс, 2008. Ч.1 - 245с., ч.2 - 253 с.

62. Попов А.Н., Спивак А.И., Акбулатов Т.О. и др. Технология бурения нефтяных и газовых скважин: учебник для вузов. Под общ. ред. А.И. Спивака. М. ООО «Недра-Бизнесцентр», 2003, 509 с

63. Порцевский А.К., Ганджумян Р.А. Оптимизация буровых и горно-разведочных работ, планирование эксперимента, учебное пособие, Москва 2005 г.

64. РУС Power Drive vortex. Интернет-сайт Schlumberger. [Электронный ресурс].https://www.slb.ru/services/drilling/drilling measurements/powerdrive family/p owerdrive vortex/.

65. Сароян А.Е., Оганов Г.С., Ширин-Заде С.А. Проектирование и эксплуатация бурильной колонны. М.: ОАО «ВНИИОЭНГ». 2010. 380 с.

66. Системы верхнего привода [электронный ресурс]- 2017- режим доступа: http://slc-j h.ru/ru/production/svp.html.

67. Симонянц Л.Е. Разрушение горных пород и рациональная характеристика двигателей для бурения. М., Недра. 1966. 227 с.

68. Симонянц С.Л. Бурение скважин гидравлическими забойными двигателями. Учебное пособие. М.: РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина. 2018. 208 с.

69. Симонянц С.Л. Эволюция способов вращательного бурения нефтегазовых скважин. Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. 2020. № 4. С. 15-18.

70. Симонянц С.Л., Аль Тии М., Гуринович А.В. Определение рабочих параметров винтового забойного двигателя. Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. 2018. № 11. С. 5-7.

71. Симонянц С.Л., Аль Тии М. О вращении бурильной колонны при работе винтового забойного двигателя с долотом. Вестник Ассоциации буровых подрядчиков. 2019. № 3. с. 44-48.

72. Симонянц С.Л., Аль Тии М. Стимулирование процесса бурения верхним силовым приводом с использованием винтового забойного двигателя. Записки Горного института. 2019. Т. 238. С. 438-442.

73. Симонянц С.Л., Аль Тии М. Применение моторизованного роторного бурения для увеличения скорости углубления скважины. Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. 2020. № 8. С. 26-29.

74. Симонянц С.Л., Аль Тии М. Экспериментальное исследование вибраций бурильной колонны при бурении скважины моторизованной роторной управляемой системой. Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. 2020, № 11, с. 9-11.

75. Симонянц С.Л., Аль Тии М. Регулирование частоты вращения бурильной колонны при моторизованном роторном бурении. Вестник Ассоциации буровых подрядчиков. 2021. № 1. С. 45-48.

76. Симонянц С.Л., Двойников М.В. Гидравлические забойные двигатели. В книге: Технология бурения нефтяных и газовых скважин: учебник для студентов вузов. Т. 1, с. 448-522. Тюмень, 2017.

77. Сударев Р.П., Коротаев Ю.А., Мялицин Н.Ю., Караваев В.М. Циркуляционный переводник бурильной колонны ООО «ВНИИБТ-Буровой инструмент». Бурение и Нефть. 2018. № 6. С. 45-47.

78. Технология бурения нефтяных и газовых скважин: учебник для студентов вузов в 5 т./ под общ. ред. В.П. Овчинникова. 2-е изд., перераб. и доп. Тюмень, ТИУ. 2017. т.1 584 с., т.2 584 с., т.3 330 с., т.4 562 с., т.5 270 с.

79. Тихонов В.С. Сафронов А.И., Валиуллин Х.Р. Разработка универсального матобеспечения для моделирования динамики колонны труб. SPE 171280-Яи. 2014.

80. Федеральные нормы и правила в области промышленной безопасности. Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности. 2013. 288 с.

81. Федоров В.С., Беликов В.Г., Зенков Ф.Д. и др. Практические расчеты в бурении. М. Недра. 1966. 600 с.

82. Фуфачев О.И. Исследование и разработка новых конструкций рабочих органов винтовых забойных двигателей для повышения их энергетических и эксплуатационных характеристик. Автореферат канд. диссер., М. ОАО НПО Буровая техника. 2011. 23с.

83. Чулков Н.А., Деренок А.Н. Надёжность технических систем и техногенный риск: учебное пособие. Томск, ТПУ. 2012. 150 с.

84. Эйгелес Р.М., Стрекалова Р.В. Расчет и оптимизация процессов бурения скважин. М. Недра. 1977. 200 с.

85. Элияшевский И.В. Сторонский М.Н. Орсуляк Я.М. Типовые задачи и расчеты в бурении. М. Недра. 1982. 295 с.

86. Юнин Е.К., Хегай В.К. Динамика глубокого бурения. М. ООО «Недра-Бизнесцентр», 2004. 286 с.

87. Abrahamsen E. Dynamics and Torque Considerations Involved in Top Drive Casing Running Operations, IADC/SPE Asia Pacific Drilling Technology Conference and Exhibition held in Jakarta, Indonesia, 25-27 August 2008, IADC/SPE 115875.

88. Abrahamsen E. Doug Reid Improved Well Construction Enabled by Next-Generation TopDrive Casing Running and Drilling Tools, 2007 SPE/IADC Drilling Conference held in Amsterdam, The Netherlands, 20-22 February 2007, SPE/IADC 105822.

89. Abdelsamad H., Douglas Muir, Abdelshafy I., and Khalda M., and others, Middle East First Introduction of MWD and RSS Systems Below Mud Motor Mitigates Vibrations in Harsh Drilling Environment and Delivers a Record Well Western Desert Khalda Operations. Offshore Technology Conference Asia held in Kuala Lumpur, Malaysia, 20-23 March 2018- OTC-28552-MS.

90. Akinniranye G., Kruse W., Gomez A., and others, Rotary Steerable System Technology Case Studies in a High-Volume, Low-Cost Environment, 15th SPE Middle East Oil & Gas Show and Conference held in Bahrain International Exhibition Centre, Kingdom of Bahrain, 11-14 March 2007. SPE 105468.

91. Al-Mahdawi F., Contamination of Drilling Mud in Southern Iraqi Fields, A thesis submitted to the college of engineering, University of Baghdad, Aug. 1998.

92. Al Reda S., Kubaisi A., Kh. Nawaz, and others, Development and Optimization of 12-in. PDC Bit for Powered Rotary Steerable Systems in Deep Gas Drilling in Saudi Arabia. SPE Deep Gas Conference and Exhibition held in Manama, Bahrain, 24-26 January 2010. SPE 132095.

93. Al-Suwaidi A., Allen F., Taylor R., and others Experience with Rotary Steerable Systems in Onshore Abu Dhabi Fields SPE/IADC Middle East Drilling Technology Conference & Exhibition held in Abu Dhabi, UAE, 20-22 October 2003. SPE/IADC 85291.

94. An Overview of Top-Drive Drilling System Applications and Experiences [электронный ресурс], 2017.режим доступа: https://www.onepetro.org/journal-paper/SPE-14716-PA

95. An Overview of Top-Drive Drilling System Applications and Experiences George I. Boyadjieff, Varco Intl. Inc. SPE Drilling Engineering. December 1986.

96. AutoTrak X-treme. Интернет-сайт Baker Hughes. [Электронный ресурс]. https://www. bhge. com/upstream/drilling/drilling-services/rotarv-steerable-services/autotrak-x-treme-rotary-steerable-system-0 (дата обращения 31.03.2020).

97. Bybee K. Targeted Development of Low-Cost 3D Rotary-Steerable Systems r, , "An Operator's Targeted Development of Low-Cost 3D Rotary-Steerable Systems," by J.T. Travis Jr. 2004 IADC/SPE Drilling Conference, Dallas, 2-4 March,SPE 87165.

98. Craft B.C. Hollden W.R., Grave, E.D. Well design (drilling and production) перевод с англ. Багдад, Багдад. Унив.1987,- 752 с.

99. Cavallaro G., Concas A., Heisig G. and others, Motor-Powered rotary steerable systems resolve steerability problems and improve drilling performance in Val D'Agri Re-Entry applications, Offshore Mediterranean Conference and Exhibition in Ravenna, Italy, March 28-30, 2007.

100. Carsten Hohl, Harald Grimmer, Jens Schmidt High-Temperature directional drilling positive displacement motor, 12 th Offshore Mediterranean Conference and Exhibition in Ravenna, Italy, March 25-27, 2015.

101. Charlie Pratten, Khamel El Kholy, Sivaraman Naganathan and Ehab Sharaf Rotary Steerable System Applications in the Middle East, SPE/IADC Middle East Drilling Technology

102. Conference & Exhibition held in Abu Dhabi, U.A.E, 20-22 October 2003. SPE/IADC 85285.

103. Colebrook C. F. Turbulent flow in pipes, with particular reference to the transition region between smooth and rough pipe laws. Jour. 1st. Civil Engrs., London, Feb. 1939.

104. Dary Stroud, Mathew Kennedy, Roller Reamer Fulcrum in Point-The-Bit Rotary Steerable System Reduces Stick-Slip and Backward Whirl, IADC/SPE Drilling Conference and Exhibition held in San Diego, California, USA, 6-8 March 2012, IADC/SPE 151603.

105. Drilling Engineering, Modular university Heriot-Watt, 2001 год.

106. Directional Drilling, English T.A., 1998.

107. Drilling automation, Oilfield review summer 2012 24, №2 Schlumberger

108. Dutta B., FawwazH. Suryo S. High Angle Sidetrack Applications of Motorized Rotary Steerable Drilling Systems in Complex Horizontal Wells, SPE Kuwait Oil and Gas Show and Conference held in Mishref, Kuwait, 7-10 October 2013., SPE 167368.

109. Dugas J.J., Califf B.C. Improvement in Drilling Efficiency with Performance Power Head Section Motors, Union Pacific Resources Co.; and J.W. Chappell, Sperry-Sun Drilling Services, 1994 IADC/SPE Drilling Conference held in Dallas, Texas, 15-18 February 1994, IADC/SPE 27517.

110. Dyer R.S., Sii Dyna-Dri Bit Optimization for Positive-Displacement Motors, 1984 Rocky Mountain Regional Meeting held in Casper, WY, May 21-23, 1984, SPE 12909.

111. Fayaz A.B., Govindan S. Powered Rotary Steerable System Technology. International Journal for Research in Applied Science & Engineering Technology (IJRASET). Volume 5 Issue VIII, August, 2017. P. 64-68.

112. Fei Li, Rohan V. Neelgund, David L. Smith, and Wesley Blackman Drilling Dynamics Measurements on Positive Displacement Motors PDM Enhance Performances and, International Petroleum Technology Conference held in Beijing, China, 26 - 28 March 2019, IPTC-19498-MS.

113. Govier G. W. si Aziz K- The flow of complex mixtures in pipes. Lon» don, Van Nostrand Reinhold Co. 1972.

114. Gamboa J., Olivet A., Iglesias J., Gonzalez P. Understanding the Performance of a Progressive Cavity Pump with a Metallic Stator. Research and Development Institute of PDVSA, 2002.

115. Geo-Pilot Drigo Rotary Steerable System. Интернет-сайт Halliburton. [Электронный ресурс].

https://www.halliburton.com/content/dam/ps/public/ss/contents/Data Sheets/web/Geo-Pilot-Dirigo-Datasheet.pdf?node-id=hfyjrsph&nav=en-US sperry public (дата обращения 31.03.2020).

116. Hamdy A., Douglas M., Abdelshafy I. etc. Middle East first introductions of MWD and RSS Systems Below Mad Motors mitigates vibrations in harsh drilling environment and delivers a record well in Egypt Western Desert Khalda Operations. Offshore Technology Conference Asia held in Kuala Lumpur, Malaysia, 20-23 March 2018.

117. Hossam Gharib, Umut Zalluhoglu, Nazli Demirer, Julien Marck, Robert Darbe Steering Advisory System for Rotary Steerable Systems, SPE/IADC Drilling International Conference and Exhibition held in The Hague, The Netherlands, 5-7 March 2019, SPE/IADC-194090-MS.

118. Hock C.J., Sonat Reducing the Cost of Top-Drive Drilling System Installation: A Case History Offshore Drilling Inc. 1993, SPE/IADC Drilling Conference.

119. Hussain E. Al-Yami, Abdallah A. Kubaisi and Khalid Nawaz, Powered Rotary Steerable Systems Offer a Step Change in Drilling Performance SPE, Saudi Aramco; presentation at the 2008 SPE Asia Pacific Oil & Gas Conference and Exhibition held in Perth, Australia, 20-22 October 2008, SPE 115491.

120. Jerez H., Tilley J. Advancements in Powered Rotary Steerable Technologies Result in Record-Breaking Runs, SPE Latin American Petroleum engineering conference in Maracaibo, Venezuela, 21-24 May 2014- SPE-169348-MS.

121. Jones S., Sugiura J., and P. Das Design, Development and Testing of a Slimhole Rotary Steerable System, CPS/SPE International Oil & Gas Conference and Exhibition in China held in Beijing, China, 8-10 June 2010, SPE 130920.

142

122. Liu X.H. Downhole Propulsion/Steering Mechanism for Wellbore Trajectory Control in Directional Drilling / X.H.LiuY.H.Liu, D.Feng // Applied Mechanics and Materials. 2013. Vol. 318. P. 185-190.

123. Li J., R. Tudor, L. Ginzburg, and others, Evaluation and Prediction of the Performance of Positive Displacement Motor. SPE, 1998.

124. Makohl F., Jurgens R., Evolution and Differences of Directional and High-Performance Downhole Motors IADC/SPE Drilling Conference held in Dallas, TX, February 10-12, 1986, IADC/SPE 14742.

125. Malik M., Tewari R., Naganathan S., Rotary Steerable Systems Result in Step Change in Drilling Performance—A Case Study IADC/SPE Asia Pacific Drilling Technology Conference and Exhibition held in Bangkok, Thailand, 13-15 November 2006. SPE 103842.

126. Motahhari H.R., Hareland G. James J.A. Bartlomowicz M. Improved Drilling Efficiency Technique Using Integrated PDM and PDC Bit Parameters, Canadian International Petroleum Conference/SPE Gas Technology Symposium 2008 Joint Conference (the Petroleum Society's 59th Annual Technical Meeting), Calgary, Alberta, Canada, 17-19 June 2008.

127. Matthias Reich, Wolfgang John, Thorsten Regener Competitive Performance Drilling with High-Speed Downhole Motors in Hard and Abrasive Formations, 2000 IADC/SPE Drilling Conference held in New Orleans, Louisiana, 23-25 February 2000, IADC/SPE 59215.

128. Melgares H., Grace W., Gonzalez F., Remote Automated Directional Drilling Through Rotary Steerable Systems SPE/IADC Drilling Conference and Exhibition held in Amsterdam, The Netherlands, 17-19 March 2009. SPE/IADC 119761.

129. Mirghani Malik, Raj DeoTewari, SivaramanNaganathan Rotary Steerable Systems Result in Step Change in Drilling Performance— IADC/SPE Asia Pacific Drilling Technology Conference and Exhibition held in Bangkok, Thailand, 13-15 November 2006, SPE 103842.

130. Moody M., Jones S., Leonard P., and others Development & Field-Testing of a Cost Effective Rotary Steerable System, SPE Annual Technical Conference and Exhibition held in Houston, Texas, U.S.A., 26-29 September 2004. SPE 90482.

131. Nazir Shahin, A. Amir El Messiri and Abdel Hamid A. Haddad, Utilizing Top Drive for Casing Running System Reduce Well Construction Costs and Increase Safety SPE/IADC Middle East Drilling Technology Conference & Exhibition held in Manama, Bahrain, 2628 October 2009 SPE/IADC 125633.

132. Okafor Z., Buchan A., Diyanov D., and others, Application of Tandem Rotary Steerable-Positive Displacement Motor Bottom Hole Assembly in Drilling Horizontal Wells: Case Study of Three Eastern Siberia Wells, SPE/IADC Drilling Conference and Exhibition held in Amsterdam, The Netherlands, 1-3 March 2011. SPE/IADC 140241.

133. PowerDrive vorteX. Интернет-сайт Schlumberger. [Электронный ресурс]. https://www.slb.ru/services/drilling/drilling measurements/powerdrive family/powerdriv e vortex/ (дата обращения 31.03.2020).

134. Pratten Ch., El Kholy Kh., Naganathan S. and Sharaf E. Rotary Steerable System Applications in the Middle East, SPE/IADC Middle East Drilling Technology Conference & Exhibition held in Abu Dhabi, U.A.E, 20-22 October 2003. SPE/IADC 85285.

135. Revolution Rotary Steerable System. Интернет-сайт Weatherford. [Электронный ресурс]. https://www.weatherford.com/en/products-and-services/drilling/drilling-services/rotary-steerable-systems/point-the-bit-rss (дата обращения 31.03.2020).

136. Ronnau H. H., Balslev P. V., Jon Ruszka Integration of a Performance Drilling Motor and a Rotary Steerable System Combines Benefits of Both Drilling Methods and Extends Drilling Envelopes SPE/IADC Drilling Conference held in Amsterdam, The Netherlands, 23-25 February 2005 SPE/IADC 91810.

137. Samuel R., Glenn Mccolpin Wellbore Hydraulic Optimization with Positive Displacement Motor and Bit, IADC/SPE Middle East Drilling Technology held in Bahrain, 22-24 October 2001, IADC/SPE 72320.

138. Samuel R., Robertson J.E. Vibration Analysis and Control with Hole-Enlarging Tools. Annual Technical Conference and Exhibition. Florence. Italy. SPE 134512-MS. Society of Petroleum Engineers. 2010. DOI: org/10.2118/134512-MS.

139. Schaaf S., Pafitis D., Field Application of a Fully Rotating Point-the-bit Rotary Steerable System SPE/IADC Drilling Conference held in Amsterdam, The Netherlands, 27 February-1 March 2001. SPE/IADC 67716.

140. Stokes M., Mieting R., Quattrone F., and others, Wassermann Automated Trajectory Drilling for Rotary Steerable Systems Christian Hansen, IADC/SPE International Drilling Conference and Exhibition held in Galveston, Texas, 3-5 March 2020, IADC/SPE-199647-MS.

141. Samuel G., Miska S. Optimization of Drilling Parameters with the Performance of Multilobe Positive Displacement Motor (PDM), 1998 lADC/SPE Asia Pacific Drilling Conference M held in Jakarta, Indonesia, 7-9 September 1998, lADC/SPE 47791.

142. Shute D.M., Top Drive Casing Running: Challenges and Solutions, Volant Products Inc. Journal of Canadian Petroleum Technology, December 2006, Volume 45, No. 12.

143. Schuck J.D., Tyson R.W., Why Use a Top Drive on a Land Rig, or When? SPE/IADC Drilling Conference.

144. Stuart Schaaf, Demos Pafitis Field Application of a Fully Rotating Point-the-bit Rotary Steerable System SPE/IADC Drilling Conference held in Amsterdam, The Netherlands, 27 February-1 March 2001, SPE/IADC 67716.

145. Stuart Schaaf, C. R. Mallary, Demos Pafitis, Point-the-Bit Rotary Steerable System: Theory and Field Results. 2000 SPE Annual Technical Conference and Exhibition held in Dallas, Texas, 1-4 October 2000, SPE 63247.

146. Talalay P.G. Foundation of drilling engineering, Geological publishing house, Beijiing China. №7 2014.

147. Tipu I., Alawadhi E., Kumar R., and others. Bending Rules with High-Build-Rate Rotary-Steerable Systems. 2015 Abu Dhabi International Petroleum Exhibition and Conference, Abu Dhabi, 9-12 November.

148. Top-Drive Drilling System Evaluation James M. Cavanaugh, SPE, Transco Exploration Co. David M. Adams, SPE, Transco Exploration Co. SPE Drilling Engineering, March 1988.

149. Tommy Warren, Roger Johns, and Dean Zipse Top-Drive Casing-Running Process Improves Safety and Capability Tesco Corp September 2006 SPE Drilling & Completion.

150. Umut Zalluhoglu, Nazli Demirer, Julien Marck, and others, Steering Advisory System for Rotary Steerable Systems, SPE/IADC Drilling International Conference and Exhibition held in The Hague, The Netherlands, 5-7 March 2019, SPE/IADC-194090-MS.

151. Vromen G.M. Control of stick-slip vibrations in drilling systems: PhD thesis / Eindhoven University of Technology. Eindhoven, 2015. P. 256.

152. Warren T., Steerable Motors Hold Out Against Rotary Steerables 2006 SPE Annual Technical Conference and Exhibition held in San Antonio, Texas, U.S.A., 24-27 September 2006. SPE 104268.

153. Weijermans P., Ruszka J., Jamshidian H., M.Matheson Drilling with Rotary Steerable System Reduces Wellbore Tortuosity, SPE/IADC Drilling Conference held in Amsterdam, The Netherlands, 27 February-1 March 2001, SPE/IADC 67715.

154. Williams M.K., Varco BJ Drilling Systems Top-Drive Drilling Systems: Electric vs. Hydraulic-A Technical Overview and Comparison. SPEIIADC 21958.

155. Warren T. Steerable Motors Hold Out Against Rotary Steerables, 2006 SPE Annual Technical Conference and Exhibition held in San Antonio, Texas, U.S.A., 24-27 September 2006, SPE 104268.

156. Zhu Xiaohua A literature review of approaches for stick-slip vibration suppression in oilwelldrillstring / Xiaohua Zhu, Liping Tang, Qiming Yang // Advances in Mechanical Engineering. 2014. № 6.

157. Zimuzor O., Buchan A., Diyanov D., Rawlins S. Application of Tandem Rotary Steerable-Positive Displacement Motor Bottom Hole Assembly in Drilling Horizontal Wells: Case Study of Three Eastern Siberia Wells. SPE/IADC Drilling Conference and Exhibition held in Amsterdam, The Netherlands, 1-3 March 2011, 140241.

146