Разработка технологических решений предупреждения аварий при бурении скважин моделированием резьбовых соединений бурильного инструмента тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 25.00.15, кандидат наук Насери Ясин

• Насери Ясин
• кандидат наук
• 2019

Оглавление диссертации кандидат наук Насери Ясин

ВВЕДЕНИЕ

ГЛАВА 1. АНАЛИЗ И ИССЛЕДОВАНИЕ ОСНОВНЫХ ПРИЧИН АВАРИЙНОСТИ ЭЛЕМЕНТОВ БУРИЛЬНОГО ИНСТРУМЕНТА В НАКЛОННО-НАПРАВЛЕННЫХ И ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ СКВАЖИНАХ

1.1. Аварии с элементами бурильного инструмента

1.2. Предельные нагрузки на элементы бурильного инструмента

1.3. Анализ инцидентов на буровых объектах Приобского месторождения

1.4. Анализ методов предупреждения аварий из-за снижения усталостной прочности замковых резьбовых соединений

1.5. Методы измерения и интерпретации случайных вибраций бурильного инструмента при взаимодействии горных пород с долотом

1.5.1. Измерение вибраций при бурении

1.5.2. Измерения данных на поверхности

1.5.3. Измерения данных на забое

1.5. Практика мониторинга состояния бурильного инструмента

1.7. Метод конечных элементов для оценки усталостной прочности элементов бурильных труб и КНБК

1.8. Основные результаты и выводы

ГЛАВА 2. РАЗРАБОТКА ПОКАЗАТЕЛЯ МОНИТОРИНГА УСТАЛОСТНОЙ ПРОЧНОСТИ БУРИЛЬНОГО ИНСТРУМЕНТА

2.1. Прогнозирование скручивающих и осевых нагрузок

2.1.1. Математическая модель элементов бурильного инструмента

2.2. Кривая усталости

2.3. Полная кривая усталости

2.4. Малоцикловая усталость

2.5. Многоцикловая усталость

2.5.1. Методы анализа усталости

2.5.2. Мониторинг нагрузок на бурильный инструмент

2.5.3. Определение количества повреждения и понятие накопления повреждений

2.5.4. Методы подсчета цикла

2.6. Основные результаты и выводы

ГЛАВА 3. РАЗРАБОТКА ЭЛЕКТРОННОГО ПАСПОРТА МОНИТОРИНГА УСТАЛОСТНОЙ ПРОЧНОСТИ ЗАМКОВЫХ РЕЗЬБОВЫХ СОЕДИНЕНИЙ БУРИЛЬНОГО ИНСТРУМЕНТА

3.1. Состав электронного паспорта

3.2. Математическое обеспечение параметров электронного паспорта

Объемы бурильного инструмента и жидкости в скважине

Прочностные характеристики бурильного инструмента

Нагрузки на бурильный инструмент

Напряжения, возникающие в бурильном инструменте

Расчеты накопленной усталости бурильного инструмента

3.3. Алгоритм мониторинга показателя усталостной прочности замковых резьбовых соединений бурильного инструмента в процессе бурения

3.4. Основные результаты и выводы

ГЛАВА 4. ОПЫТНО-ПРОМЫШЛЕННЫЕ ИСПЫТАНИЯ МОНИТОРИНГА УСТАЛОСТНОЙ ПРОЧНОСТИ ЗАМКОВЫХ РЕЗЬБОВЫХ СОЕДИНЕНИЙ БУРИЛЬНОГО ИНСТРУМЕНТА

4.1. Исследования скважин оптимизированного дизайна Ватинского месторождения

4.1.1. Критерии успешного проведения опытно-промышленных испытаний

4.1.2. Материалы и методы исследования

4.1.3. Факторы, влияющие на качество ОПИ и внедрение мониторинга усталостной прочности ЗРС БИ

4.1.4. Рекомендации по результатам опытно-промышленных испытаний

4.1.5. Точность показателя МУП

4.2. Расследование причины слома ЗРС переливного клапана на скважине Алкинского месторождения

4.3. Исследованине причины слома предохранительного переводника

4.4. Слом БТ при освобождении от прихвата на Приразломном месторождении

4.5. Основные выводы и рекомендации

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

СПИСОК УСЛОВНЫХ ОБОЗНАЧЕНИЙ И СОКРАЩЕНИЙ

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

Приложение 1 - Протокол НТС о повышении качества геолого-технологических исследований при бурении на РУО горизонтальных скважин с МГРП по оптимизированному дизайну от

Приложение 2 - Протокол НТС о повышении эффективности управления сервисными подрядными предприятиями при бурении на РУО горизонтальных скважин с МГРП по оптимизированному дизайну от

Приложение 3 - Протокол совещания ООО «Газпромнефть НТЦ» и АО «НИПЦ ГНТ» по развитию высокотехнологичных сегментов строительства скважин и ВСР в ПАО «Газпром нефть» от

Приложение 4 - Заключения технической экспертизы

Приложение 5 - Первичный акт об инциденте на скв.№50Г Приразломного месторождения от 24.03.2017г

ВВЕДЕНИЕ

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Разработка технологических решений предупреждения аварий при бурении скважин моделированием резьбовых соединений бурильного инструмента»

Актуальность диссертационной работы

Массовый переход на бурение горизонтальных и наклонно-направленных скважин долотами режуще-истирающего действия PDC, с минимизацией количества рейсов, решает задачу кратного увеличения объемов бурения скважин меньшим числом буровых станков за счет повышения коммерческой скорости бурения. В этой связи максимально повышаются потери (ущерб) от каждого дополнительного рейса долота, вызванные усталостным повреждением замковых резьбовых соединений (ЗРС) бурильного инструмента (бурильные трубы и компоновка низа бурильной колонны).

В практике бурения скважин с минимальным количеством рейсов появились новые причины и виды аварий, вызванные как особенностями режима бурения долотами PDC, так и неудовлетворительным контролем за эксплуатацией бурильного инструмента (БИ). Слом БИ из-за усталостного повреждения по телу и в резьбовых соединениях становится всё более распространенным видом аварий при бурении [6, 7, 63, 132]. Циклические воздействия механических параметров в процессе бурения (осевая нагрузка; усилия, создающие изгибающий момент при вращении колонны; изгибающие усилия в интервалах искривления ствола скважины; усилия, создающие крутящий момент, необходимый для вращения долота; усилия реактивного момента забойного двигателя; силы трения о стенки скважины и обсадной колонны; осевые нагрузки, возникающие при затяжках и посадках бурильной колонны; инерционные силы при спуско-подъемных операциях (СПО); усилия от продольных, поперечных и крутильных колебаний из-за неуравновешенности вращающейся бурильной колонны, неустойчивости работы забойного двигателя и неоднородности разбуриваемых пород), сопровождаются с накоплением усталостного повреждения БИ в скважине при превышении предела выносливости в зонах концентрации напряжений.

На практике учет наработки бурильных труб основан на визуальном контроле бурильщика при СПО и заполнении таблицы эксплуатации бурильных труб буровым мастером после добуривания скважины, что существенно повышает риски аварий.

Некоторые задачи измерения и влияния остаточных напряжений на усталостную прочность не решены ввиду сложности в теоретическом и практическом плане. Основные проблемы возникают при исследовании остаточных напряжений с зонами концентрации напряжения, часто встречаемых в различных конструкциях бурильной колонны и компоновки низа бурильной колонны (КНБК), причём чаще всего усталостные повреждения наблюдаются именно по резьбе. Непрерывный контроль состояния БИ в процессе бурения и определение степени риска инцидентов, связанных с потерей прочности инструментов, снижают вероятность аварии.

Значительный вклад в изучение усталостной прочности ЗРС БИ в процессе бурения скважин и разработку методов контроля и оценки усталостной прочности конструкции БИ внесли российские и зарубежные ученые: Саркисов Г.М., Щербюк Н.Д., Газанчан Ю.И., Барышников А.И., Семин В.И., Сароян А.Е., Рекин С.А., Лачинян Л.А., Файн Г.М., Неймарк А.С., Оганов Г.С. и другие. Однако в их работах не уделено достаточного внимания разработке научно-обоснованной системы мониторинга усталостной прочности (МУП) ЗРС бурильного инструмента с помощью электронного сбора данных и их обработки в реальном времени для оперативного принятия решения.

Разработка научно-обоснованной системы мониторинга усталостной прочности ЗРС БИ в процессе бурения приобретает особую актуальность в связи с переходом на бурение скважин сложной пространственной траектории ствола при минимизации числа долблений долотом.

Целью диссертационной работы является разработка технологических решений по предупреждению и снижению аварий замковых резьбовых

соединений бурильного инструмента мониторингом усталостной прочности в процессе бурения.

Основные задачи исследования

1. Анализ результатов теоретических работ, посвященных контролю и оценке усталостной прочности ЗРС, основных причин аварийности БИ в наклонно-направленных и горизонтальных скважинах.

2. Определение характеристик воздействующих нагрузок на БИ на основе параметров, измеряемых станцией геолого-технологических исследований (ГТИ) в процессе бурения и разработка программного обеспечения по моделированию скручивающих и осевых нагрузок на ЗРС БИ.

3. Совершенствование методики накопления усталостного повреждения ЗРС при помощи линейного правила повреждения и метода «течения дождя».

4. Разработка системы мониторинга усталостной прочности ЗРС БИ в процессе бурения скважины.

Методы решения поставленных задач

Для решения поставленных задач применялись положения методологии научных исследований, включающих анализ и критическое обобщение научно-литературных источников, проведение теоретических, экспериментальных и промысловых исследований процессов строительства скважин и обработки полученных данных станции ГТИ и других датчиков, позволяющих исследовать механическое и напряжённое состояние БИ. В промысловых исследованиях на буровом объекте использовалось программное обеспечение цифровой станции ГТИ «Кедр-101», расчеты проводились на ПЭВМ в системе MATLAB, Python, ANSYS, SOLIDWORKS и Rhinoceros.

Научная новизна работы

1. Разработана система мониторинга усталостной прочности замкового резьбового соединения бурильного инструмента на основе моделирования ЗРС, технологических данных, пространственной траектории ствола скважины и

определения напряжений в каждом ЗРС, что даёт возможность вычислить его суммарное повреждение.

2. Установлена закономерность влияния амплитуды и среднего напряжения на усталостную прочность замкового резьбового соединения бурильного инструмента в реальном времени, возникающих от переменных осевых нагрузок, крутящих моментов и изгибающих напряжений в результате вращения БИ в искривленном стволе и при потере устойчивости.

3. Предложен показатель мониторинга усталостной прочности, позволяющий предупредить аварии, из-за повреждения замкового резьбового соединения бурильного инструмента оценкой остаточного ресурса.

4. Разработан и внедрен электронный паспорт учета работы замковых резьбовых соединений бурильного инструмента, позволяющий фиксировать историю воздействия нагрузок и соответственно определять напряжения и выработанный ресурс каждого замкового резьбового соединения.

Защищаемые научные положения

1. Методические и технологические решения по мониторингу усталостной прочности ЗРС БИ на основе линейного правила накопления повреждений и параметров, измеряемых станцией ГТИ, обеспечивающие повышение технико -экономических показателей строительства скважин снижением количества аварий.

2. Критерий определения остаточного ресурса до слома ЗРС (показатель МУП), разработанный для принятия технологических решений буровым мастером и/или супервайзером по отбраковке БИ с учетом траектории и механических параметров бурения ствола скважины.

3. Разработанный электронный паспорт усталостной прочности ЗРС БИ на основе системы МУП, отражающей нагрузки, испытываемые ЗРС, фиксирует наработку БИ в реальном времени, исключая субъективный фактор.

Достоверность и обоснованность научных выводов и рекомендаций основана на применении верифицированного программного продукта АКБУБ,

использовании статистических методов обработки информации, подтверждении теоретических положений результатами экспериментальных исследований и лично проведенных промысловых испытаний при бурении скважин сложной пространственной архитектуры.

Практическая значимость работы заключается в снижении аварийности из-за слома ЗРС БИ благодаря использованию электронного паспорта учета работы ЗРС БИ, описывающего в реальном времени историю воздействия нагрузок на каждый инструмент и соответственно определяющего напряжения и выработанный ресурс как меру риска слома БИ. Фактические данные об истинном сроке службы элементов БИ являются объективным критерием для оператора (бурильщика, бурового мастера, инженера и супервайзера) бурового объекта при принятии решения на подъем КНБК; при этом система МУП мотивирует всех подрядчиков на применение и эффективную эксплуатацию надёжного бурильного инструмента.

Апробация работы

Основные положения диссертационной работы докладывались на 68-72-ой международной молодежной научной конференции «Нефть и газ», РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина (Москва, 2014-2018); Шестой и седьмой международной студенческой научно-практической конференции «Нефтегазовые горизонты» (Москва, 2014-2015); 11-ой Всероссийской конференции молодых ученых, специалистов и студентов «Новые технологии в газовой промышленности», РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина - ПАО «Газпром» (Москва, 2015); Российской нефтегазовой технической конференции SPE (2015, Москва); Третьей прикладной конференции по передовым технологиям и импортозамещению ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз» (г. Мегион, ХМАО-Югра, 2018).

Публикации

Основные результаты диссертации опубликованы в 11 печатных работах, в том числе 4 статьях ведущих рецензируемых научных изданий, рекомендованных

ВАК Минобрнауки РФ, 1 статья в изданиях, входящих в базу данных SCOPUS и 1 патент на изобретение.

Структура и объем диссертационной работы

Диссертационная работа состоит из введения, 4-х глав, основных выводов и рекомендаций, списка литературы, включающего 147 наименований. Материал диссертации изложен на 169 страницах машинописного текста, включает 14 таблиц и 53 рисунка.

ГЛАВА 1. АНАЛИЗ И ИССЛЕДОВАНИЕ ОСНОВНЫХ ПРИЧИН

АВАРИЙНОСТИ ЭЛЕМЕНТОВ БУРИЛЬНОГО ИНСТРУМЕНТА В НАКЛОННО-НАПРАВЛЕННЫХ И ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ СКВАЖИНАХ

Для анализа и исследования основных причин аварийности с БИ необходимо ознакомиться с основными видами аварий, 2связанными с элементами БИ в процессе бурения наклонно-направленных и горизонтальных скважинах и исследовать причины сломов элементов БИ. Под аварией следует понимать разрушение сооружений и (или) технических устройств, применяемых на опасном производственном объекте - скважине, например слом с оставлением в скважине элементов БИ, различных предметов и инструментов, для извлечения которых требуются специальные работы [84].

Характерными сломами являются сломы по телу или ЗРС бурильных, утяжеленных, ведущих, обсадных и насосно-компрессорных труб, бурильных замков, переводников; забойных двигателей, амортизаторов, расширителей, центраторов, долот, ясов, вспомогательных и ловильных инструментов и т.д. Кроме того, в скважинах могут оставаться долота, забойные двигатели, телеметрические системы, геофизические и другие приборы и инструменты. Часто БИ неожиданно оказываются прихваченными или заклиненными в стволе скважины. Нередки газонефтеводопроявления (ГНВП), надолго останавливающие процесс строительства скважины. Все нарушения технологического процесса строительства скважины, для устранения которых ведутся специальные работы (ловильные работы, установка цементного моста, перебур ствола скажин), независимо от времени, затраченного на их ликвидацию, считаются аварией в бурении [89, 90, 91, 95].

Нарушения непрерывности технологического процесса строительства (бурения и испытания) скважин, происшедшие при соблюдении требований технического проекта и правил ведения буровых работ, вызванные явлениями горно-геологического характера: поглощение, ГНВП, выбросы, осыпи, обвалы,

желобные выработки, искривления ствола, открытое фонтанирование и другие, а также последствия стихийных бедствий — относятся к осложнениям [54].

Аварии в скважинах происходят почти со всеми видами труб и колонн, инструментами, приборами и т.д. Наиболее часты в цикле строительства скважин следующие виды аварий:

1. аварии с элементами БИ,

2. авария из-за прихвата бурильных и обсадных колонн,

3. аварии с долотами,

4. аварии с обсадными колоннами и элементами их оснастки,

5. аварии из-за неудачного цементирования,

6. аварии с забойными двигателями,

7. падение в скважину посторонних предметов,

8. прочие аварии.

1.1. Аварии с элементами бурильного инструмента

Из-за сломов по телу или в ЗРС или по сварному шву элементов БИ в скважинах остаются ведущие, бурильные и утяжеленные бурильные трубы (УБТ), переводники, муфты, замки, центраторы, амортизаторы, калибраторы. Оставление или падение в скважину названных выше элементов происходит также вследствие срыва по замковому резьбовому соединению БИ, из-за развинчивания по резьбе или ввиду поломок спускоподъемного оборудования или инструмента, обрыва талевого каната, при подъеме на одном штропе и т.д. [1, 70, 71].

Многочисленными теоретическими исследованиями и практикой доказано, что аварии вследствие слома элементов БИ вызваны в основном усталостью металла [2, 4, 6, 28, 30, 64]. Явления усталости возникают главным образом под действием основных переменных нагрузок: изгиба, колебаний БИ, крутильных ударов [62, 79, 80, 81, 82]. Усталость металла ускоряют следующие факторы:

1) дефекты материала БИ - расслоение и структурная неоднородность металла, незаметные (на глаз) инородные включения в металле и конструктивные дефекты, т.е. резкие переходы в сечении, острые надрезы, царапины и т.д.;

2) малые радиусы закругления восьминиточных резьб (трубных);

3) применение безупорного соединения трубы с замком или соединительной муфтой;

4) неблагоприятные геологические и технологические условия бурения и нарушения запроектированных режимов бурения.

К неблагоприятным геолого-технологическим условия бурения, ускоряющим усталость металла, относятся:

- частое переслаивание пород, различных по крепости, крутые углы падения пластов;

- работа БИ в средах с агрессивными химическими добавками (соли, кислоты, щелочи), способствующими возникновению коррозии;

- работа БИ в скважинах, имеющих по стволу большие каверны, особенно при роторном бурении;

- несоответствие размера долота диаметру БТ;

- несоответствие типа долота крепости разбуриваемых пород;

- возникновение резонанса при совпадении частоты колебаний БИ от пульсации давления на выкидной линии насоса с частотой собственных колебаний БИ;

- эксплуатация БИ в состоянии чрезмерного сжатия, т.е. при бурении без УБТ или с УБТ незначительной длины, тогда как вес УБТ должен превышать нагрузку на долото на 25 %;

- установка над УБТ труб группы прочности Е, К, а также ЛБТ[15, 86];

- применение труб несоответствующего класса для бурения на данной глубине;

- вмятины на трубах от инородных тел (шарошек, долот, крепких пород и

т.д.);

- эксцентричность вышки, ротора по отношению к скважине.

Перечисленные факторы способствуют возникновению аварий, вызванных:

- в ведущих трубах сломом по телу и срывом трубной резьбы;

- в БТ сломами и по телу на участках с номинальной толщиной стенки, в концевых утолщениях и зоне сварного шва и трубной резьбы, срывом резьбы, соединяющей трубу с бурильным замком;

- в бурильных замках сломами по телу на участках, заключенных между резьбовыми концами и в зоне замковой резьбы ниппеля или муфты, срывом по замковой резьбе;

- в УБТ и переводниках сломами по телу в зоне ЗРС и срывом по замковой резьбе;

- в соединительных муфтах сломом по телу.

Кроме этого, встречаются аварии, вызванные развинчиванием резьб в ЗРС, УБТ, переводников и ведущих труб [43, 44].

Слом по телу характерен для всех видов труб (ведущих, бурильных и утяжеленных) и элементов (бурильных замков, переводников и соединительных муфт), соединяющих их в БИ. БТ с приваренными соединительными концами во время эксплуатации ломаются по сварному шву и телу [5, 26].

Распространенная причина аварий с трубами по сварному шву и телу -промывы в местах наличия дефектов (посторонние включения в металле, расслоения, раковины и т.д.). Аварии с трубами в виде сломов их по сварным швам могут быть вызваны также недоброкачественным изготовлением труб, т.е. отсутствием соосности трубы и привариваемого полузамка, низкой ударной вязкостью сварного шва по сравнению с ударной вязкостью металла трубы, что объясняется образованием (в большинстве случаев в сварном соединении) окисных пленок, трудностью получения высококачественной термической обработки сварного шва, недостаточной площадью сварного шва по сравнению с площадью сечения труб. Основная причина многих аварий со сломом труб по сварным швам и телу - использование труб не по назначению, например, бурение

с применением труб III класса в интервалах, где по расчетам следует устанавливать трубы I и II классов или бурение роторным способом с трубами типа ТБПВ. Если крутящие моменты очень велики, то возможно разрушение труб по спирали и в поперечном направлении [8, 9, 10, 11].

Наиболее часто аварии происходят из-за слома ЗРС в бурильных замках, УБТ и переводниках. Основные причины разрушения ЗРС - их размыв и износ после многократного свинчивания и развинчивания. При работе на забое БИ подвергаются различным знакопеременным напряжениям, отчего одна часть ЗРС БИ перемещается по другой. Нагрузки, передаваемые на резьбу, зависят от степени жесткости и плотности свинчивания. Недокрепление соединения способствует интенсивному перемещению плоскостей резьбы относительно друг друга, что ускоряет износ резьбы [12, 13, 54].

На износ резьбы влияют также качество и давление промывочной жидкости в момент прокачки. Чем больше давление в жидкости и чем больше в ней абразивных инородных тел, тем скорее изнашивается резьба. В результате размыва плоскость соприкосновения витков резьбы уменьшается, увеличиваются силы, действующие на ослабленную резьбу, и она разрушается. Неотцентрированный фонарь вышки, недоброкачественная смазка труб так же способствуют ускорению износа резьб при свинчивании [72, 73, 74].

Большое число аварий с УБТ происходит также вследствие разрушения ЗРС, поскольку они работают в более тяжелых условиях, чем ЗРС БТ. К тому же ЗРС в УБТ менее прочны, чем в замках, переводниках и долотах [75, 76, 77].

Аварии в результате заедания или расслабления прочности резьбы при размыве возникают реже, так как места размыва на внешней части тела соединяемых элементов можно легко обнаружить.

ЗРС БИ разрушаются вследствие заедания трубной резьбы под действием на нее увеличенных нагрузки и температуры, возникающих на поверхности резьбы в процессе свинчивания и работы ЗРС в скважине.

Разрушения ЗРС также могут быть вызваны несоответствием размеров элементов резьбы (особенно по конусности), поскольку значительные отклонения размеров приводят к неравномерному распределению нагрузки по ее виткам и, следовательно, к интенсивному износу.

1.2. Предельные нагрузки на элементы бурильного инструмента

Непредвиденная потеря подвижности колонны бурильных труб вследствие прилипания под действием перепада давления; заклинивания в желобах, в местах сужений или посторонних предметов; в результате обвала, осыпания горных пород со стенок скважин или оседания шлама за счет нарушения режима промывки, а также из-за образования сальника на БИ определяется как прихват [25, 31] Прихват БИ является самым многочисленным и тяжелым видом аварий. С ростом глубины скважин и давлений как гидростатического, так и пластового во вскрываемых горизонтах увеличивается потенциальная опасность аварий при бурении скважин. Прихваты БИ подразделяют на следующие виды:

1. Прилипание БИ к стенке скважины

Этот вид прихвата происходит под действием перепада давления, когда избыточное давление прижимает БИ к стенке ствола скважины. При наличии на стенке толстой и рыхлой глинистой корки трубы вдавливаются в нее. Трубы прилипают в интервале залегания проницаемых пород и тогда, когда возникающие в стволе скважины силы трения превышают действующие на БИ нормальные силы и тем самым исключают перемещение БИ в любую сторону.

2. Заклинивание БИ

Эти прихваты преобладают особенно в суженной части ствола, в зонах желобных выработок, а также при заклинивании посторонними предметами и шламом.

Над устьем скважины работают разнообразными инструментами и механизмами работники разной квалификации и в разных климатических

условиях, при разном ритме и темпе работ. Буровые работы ведутся круглые сутки. Специфические условия работ не исключают возникновения ошибок, которые приводят к падению инструмента, частей механизмов и приборов через устье в скважину.

Падение в скважину вкладышей ротора, роторных клиньев, параллелей и вкладышей ключей, челюстей ключей автоматического ключа бурильного (АКБ), кувалд, ключей, ручных инструментов, приспособлений и их частей, и других предметов, с помощью которых велись работы на устье скважины или над ним с большой вероятностью приводит к заклиниванию БИ. Данный вид слома зачастую происходит с БИ в процессе бурения или СПО. Например, при наращивании очередной свечи БИ при помощи АКБ срезает «сухарь» который отделяется от «челюсти» и падает в скважину. Сухари ключей УМК, АКБ, ПКР, челюсти и упоры АКБ, а также различные посторонние предметы падают на забой скважины или застревают в стенках скважины (каверне, желобной выработке) и становятся причиной заклинки БИ. Повреждения из-за посторонних предметов могут привести к появлению концентрации напряжений и в итоге, слому из-за усталостного износа.

3. Прихват БИ обвалившимися неустойчивыми породами

Ствол скважины теряет устойчивость из-за знакопеременного напряженного состояния пород, которое зависит от геологических факторов и технологии бурения скважины. Проводка ствола скважины в массиве горных пород существенно нарушает поле напряжений в ее окрестностях и концентрацию напряжений на ее стенках. При углублении скважины её ствол заполняется промывочной жидкостью, плотность которой значительно ниже плотности горных пород. Присутствие на контакте с горной породой инородной среды (промывочной жидкости) вызывает следующие физико-химические процессы на границе раздела сред [5, 96]:

- поверхностную гидратацию;

- осмотические явления (односторонний переток);

растворение горной породы; набухание горной породы; капиллярный переток.

В некоторых видах горных пород эти процессы и явления при определенных условиях могут воздействовать на их агрегатное состояние, силы внутреннего сцепления и в итоге существенно изменяют свойства горных пород в окрестностях ствола скважины по сравнению с первоначальными в естественном залегании. На открытой поверхности стенки скважины проявляется действие бокового распора, которое не компенсируется силами гидростатического давления. Это вызывает деформацию горных пород в окрестностях ствола и может приводить к их разрушению.

Уменьшению прочности горных пород также способствуют усталостные явления, которые развиваются под воздействием гидродинамических ударов и изменения давления в стволе при СПО.

При циркуляции промывочной жидкости по стволу скважины и ее прекращении нарушается температурный режим горных пород, что приводит к появлению дополнительных напряжений.

Имеющийся опыт бурения позволяет выделить основные виды нарушения целостности стенок скважины. К ним относятся:

- раскрытие естественных и образование новых трещин;

- образование каверн;

- образование желобов;

- осыпание стенок скважины;

- обвалообразование;

- вытекание пород, склонных к пластическому течению в определенных условиях;

- сужение ствола в результате набухания горных пород или их пластического течения.

4. Прихват БИ сальником

В местах изменения диаметра элементов БИ меняется скорость потока промывочной жидкости над долотом, турбобуром, УБТ и ЗРС и в местах увеличенных диаметров скважин (каверн). Если скважина обсажена промежуточной колонной, состоящей из труб разного диаметра, то в зонах перехода с большего на меньший диаметр скорость движения промывочной жидкости увеличивается.

5. Аварии с элементами БИ;

•Аварии с долотом

Оставление в скважине долота, бурильной головки, расширителя, а также их элементов и частей относятся к авариям с долотом, которые могут стать причиной заклинки БИ. С шарошечными долотами происходят аварии:

- из-за отвинчивания долот и их слома в результате нарушения правил крепления или спуска долота;

- при использовании переводников на долото с несоответствующей резьбой (когда переводники изготовлены в механических мастерских без проверки резьбы калибрами).

• Аварии с забойными двигателями

Оставление турбобура, электробура, винтового двигателя или их узлов в скважине происходит вследствие слома или разъединения с БИ.

Буровые предприятия работают мощными секционными турбобурами со шпинделями и забойными винтовыми двигателями. Наибольшее распространение получили турбобуры типа 3ТСШ различного диаметра, турбобуры типа АШ с наклонной линией давления, винтовые двигатели типа Д и Д2. Однако и с ними происходят следующие аварии [27, 83, 87]:

- отвинчивание шпинделя после развинчивания верхнего переводника турбобуров ЗТСШ и АШ;

- слом корпуса турбобура по верхнему переводнику в зоне резьбы и выше нее до 1,2 м у всех типов турбобуров;

- отвинчивание шпинделя средней секции турбобура ЗТСШ;

- слом вала шпинделя;

- срыв резьбы верхнего переводника турбобура;

- слом вала турбобура;

- раскрепление шпинделя по замковой резьбе.

• Аварии с обсадными колоннами и элементами их оснастки - аварии со спускаемыми на бурильном инструменте, спущенными и зацементированными колоннами либо с их частями, вызванные разъединением по ЗРС БТ, обрывом по сварному шву и телу БТ, смятием или разрывом по телу БТ, падением колонны или ее части, повреждением БТ при разбуривании цементного стакана, стопкольца, обратного клапана, направляющей пробки или неисправностью элементов оснастки низа обсадной колонны [59, 60, 61].

Список литературы диссертационного исследования кандидат наук Насери Ясин, 2019 год

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Аксенова Н.А., Бахарев М.С., Гаврилов Е.И., Грачев С.И., Зозуля Г.П., Кулябин Г.А., Овчинников В.П., Овчинников П.В., Паршукова Л.А., Петухов Ю.А., Сорокин П.М., Тер-Саакова В.Е., Фролов А.А., Харин А.Ю., Харина С.Б., Юртаев С.Л. Справочник бурового мастера. Том 1. М.: Инфра-Инженерия, 2006. 608 с.

2. Алексеев Л.М., Васильев Ю.С., Исаченко Л.Е. и др. О накоплении усталостных повреждений в бурильной колонне. Нефтяное хозяйство, 1976-№2, С. 34-35.

3. Андоскин В.Н., Астафьев С.П., Кобелев К.А., Тимофеев В.И., Кузнецов А.В. Резьбовое двухупорное соединение с высоким передаваемым крутящим моментом. Патент на изобретение RU №2386887 от 09.10.2008

4. Артемьев В.И., Васильченко Г.С., Кахадзе М.Ж., Мазепа А.Г. Методика оценки сопротивления усталости утяжеленных бурильных труб (УБТ). М.: Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. №6-2003. С. 11-14.

5. Аскеров М.Ю., Шахбазбеков К.Б. К исследованию влияния формы ствола на напряженное состояние бурильной колонны. Изв. Вузов. Нефть и газ, 1973- №12. С. 19-22.

6. Барышников А.И. Повышение прочности и долговечности замковых резьбовых соединений бурильной колонны. Дис. доктора техн. наук. М., 1998.

7. Барышников А.И. Работоспособность резьбовых соединений бурильной колонны при циклическом нагружении. Дис. к-та техн. наук, М., 1984, 220 с.

8. Барышников А.И., Измайлова Н.Б. Использование метода конечных элементов при оценке напряженного состояния элементов бурильной колонны. Тверь: сб. статей НПГП «ГЕРС», ВНИГИК, 1994, С. 88-91.

9. Барышников А.И., Измайлова Н.Б. Исследование напряженного состояния упорных торцов замковых резьбовых соединений. Сб. науч. тр. Контактное взаимодействие твердых тел. Калинин: КГУ, 1988.

10. Барышников А.И., Щербюк Н.Д, Газанчан Ю.И. Работоспособность замковых резьбовых соединений бурильной колонны. Часть 2. Динами -ческое нагружение. Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море, №9- 1995.

11. Барышников А.И., Щербюк Н.Д., Газанчан Ю.И. Работоспособность замковых резьбовых соединений бурильной колонны. Часть 1. Статическое нагружение. Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. №7-8, 1995.

12

13

14

15

16

17

18

19

20

21

22

23

24

25

26

27

Беридзе А.С., Шибанов В.А., Колесников В.Г., Олейников В.А., Костяни-цын Г.М. Высокогерметичное резьбовое соединение бурильных труб. Патент на полезную модель RU №99053 от 10.06.2010

Волощенко А.П., Алексюк М.М., Гришко В.Г. и др. Испытательная техника для исследования механических свойств материалов. Киев: Наукова думка, 1984. 319 с.

Галушкин А.А. Резьбовое соединение тонкостенных бурильных труб. Патент на полезную модель RU №78854 от 11.03.2008

Гержберг Ю.М., Бельский Д.Г., Киршин В.И., Горбиков А.Н. Предупреждение разгерметизации замковых резьбовых соединений бурильной колонны при роторном бурении в искривленном стволе скважины. Сыктывкар: Известия Коми научного центра УрО РАН. 2013. № 1 (13). С. 74-78. ГОСТ 11708-82 Основные нормы взаимозаменяемости. Резьба. Термины и определения. М.: Госстандарт. 31с.

ГОСТ 23026-78. Металлы. Метод испытания на многоцикловую и малоцикловую усталость. М.: Госстандарт СССР, 1978, 40 с.

ГОСТ 23207-78. Сопротивление усталости. Основные термины, определения и обозначения. М.: Госстандарт СССР, 1978, 48 с. ГОСТ 27.002-83 Надежность в технике. Термины и определения. М.: Изд-во стандартов, 1983. 30 с.

ГОСТ 27751-2014 Надежность строительных конструкций и оснований. Основные положения.

ГОСТ 27834-88 Замки приварные для бурильных труб (технические условия). М.: Госстандарт СССР, 1988, 22 с.

ГОСТ 28487-90 Резьба коническая замковая для элементов бурильной колонны. М.: Госстандарт СССР, 1990, 11 с.

ГОСТ 5286-715 Замки для бурильных труб. М.: Госстандарт СССР, 1975, 24 с.

Джафаров К.И. Малоцикловое усталостное разрушение верхней части бурильной колонны. Дис. к-та техн. наук, Грозный, 1987, 220 с. Казанцев А.Г., Кахадзе М.Ж., Семин В.И., Газанчан Ю.И. Напряженно-деформированное состояние и циклическая прочность замковых резьбовых соединений бурильных труб. Строительство нефт. и газ. скважин на суше и на море. №6-2003, С. 28-32.

Касимов И.Ф. Исследование резьбовых соединений бурильной колонны. Дис. канд. техн. Наук. Баку: Индустр. ин-т им. Азизбекова, 1959. Керимов З.Г., Гнилке В., Мамедова П.М. Определение долговечности бурильных труб по критерию циклической прочности с учетом нагрузок

при спуско-подъемных операциях. Изв. вуз. Нефть и газ, 1977-№3, С. 101106.

28. Когаев В.П. Расчеты на прочность при напряжениях, переменных во времени. М.: Машиностроение, 1993.

29. Коротаев Ю.А., Коротаев А.Ю., Мялицин Н.Ю. Исследование усталостной прочности резьбовых соединений винтовых забойных двигателей на стенде УП-200М. Бурение и нефть. 2014. № 6. С. 49-52.

30. Кудрявцев И.В., Щербюк Н.Д., Газанчан Ю.И. Усталостная прочность резьбовых соединений больших диаметров. Исследования по упрочнению деталей машин. Под редакцией И.В. Кудрявцева. М.: Машиностроение, 1972. С. 15-24.

31. Кузьминых Д.В. Совершенствование методов повышения долговечности замкового соединения бурильной колонны при многократном свинчивании. Автореферат диссертации на соиск. ученой степени к-та техн. наук. Ухта: Ухтинский государственный технический университет. 2011.

32. Кульчицкий В.В., Пархоменко А.К., Коновалов А.М., Гришин Д.В., Щебетов А.В., Насери Я. Мобильная станция геолого-технологических исследований для супервайзера. Патент на изобретение ЯИ №2646889. Приоритет от 07.12.2016.

33. Кучерявый В.И., Мильков С.Н. Вероятностный расчет прочностной надежности бурильных труб на искривленных участках скважин. М.: Проблемы машиностроения и надежности машин. 2003. № 3. С. 28.

34. Кхемахем А.С.Д., Бейкер Д.А., Бердетт Д.А., Дэйл Б.А., Сейхан И., Пауэрс Д., Майерс Д.Х., Асманн М., Биглер М.В., Мор Д.В. Способ оценки пределов работоспособности резьбовых соединений. Патент на изобретение Ш № 2432516 от 20.01.2006 Ш.

35. Лачинян Л.А. О влиянии переменного кручения на сопротивление усталости бурильной колонны. РНТС «Машины и нефтяное оборудование», 1981-№6, С. 27-29.

36. Лачинян Л.А. Исследование характера усталостного излома бурильных труб в зависимости от запаса прочности по переменным нагруз кам. Экспресс-инф. Техн. и технол. геол.-разв. работ; орг. пр-ва, ВИЭМС, 1981-№7, С. 1319.

37. Мукашев Н.Б. Герметичность резьбовых соединений бурильных труб. сборник материалов XIV международной молодежной научной конференции «Севергеоэкотех-2013»: в 5-ти частях. 2013. С. 122-125.

38. Насери Я. Анализ действующих сил от шламового клина на КНБК в горизонтальных скважинах Сб. тезисов 69-й ММНК «Нефть и газ». РГУНГ. 18-20.04.2017. С. 160.

39. Насери Я. Исследование надежности КНБК методом компьютерного моделирования. М.: Управление качеством в нефтегазовом комплексе. 2016. №2. С. 31-34.

40. Насери Я. Исследование надежности компоновки при конструировании геофизических приборов, спускаемых на бурильных трубах. Сб. тезисов 70-й ММНК «Нефть и газ». РГУНГ. 18-20.04.2017. С. 170.

41. Насери Я. Методика подсчета циклов нагружения для исследования надежности бурильного инструмента. Сб. тезисов 71-й ММНК «Нефть и газ». РГУНГ. 18-20.04.2017. С. 182.

42. Насери Я. Моделирование разрушения конструкции переливного клапана на примере скважины алкинского месторождения. Сб. тезисов конференции Газпрома «Новые технологии в газовой промышленности» (газ, нефть, энергетика). РГУНГ. 20-23.10.2015, С.128.

43. Насери Я., Кульчицкий В.В. Моделирование разрушения конструкции компоновки низа бурильной колонны. М.: Газовая промышленность. 2016-№3 (735). С. 81-84.

44. Насери Я.С., Кульчицкий В.В., Щебетов А.В., Пархоменко А.К., Гришин Д.В. Аппаратно-программный комплекс геосупервайзинга бурения и внутрискважинных работ. М.: Оборудование и технологии для нефтегазового комплекса. 2017. № 2. С. 55-59.

45. Паренко А.С., Макаренко К.В. Технология восстановления резьбы замкового соединения бурильных труб методом электроконтактной наплавки в высаженную канавку. Брянск: Вестник Брянского государственного технического университета. 2018. № 7 (68). С. 19-25.

46. Песин М.В. Исследование прочности резьбы бурильных труб, упрочненной методом обкатки. Тюмень: Академический журнал Западной Сибири. 2015. №1 (56). С. 124.

47. Песин М.В. К методике усталостных испытаний резьбовых соединений. Тюмень: Академический журнал Западной Сибири. 2014. №4 (53). С. 53.

48. Песин М.В. Научное обоснование повышения долговечности комплекса бурильных труб на основе методологии моделирования и управления параметрами упрочняющей обработки резьбы. Волгоград: Известия Волгоградского государственного технического университета. 2017. №9 (204). С. 72-74.

49. Песин М.В. Повышение надежности резьбовых соединений изделий горных машин, нефтегазопромыслового и бурового оборудования. Орел: Фундаментальные и прикладные проблемы техники и технологии. 2012. №4 (294). С. 75-79.

50. Песин М.В. Теоретическое обоснование повышения долговечности комплекса бурильных труб на основе методологии моделирования и управления параметрами упрочняющей обработки резьбы. Сборник материалов VII Всероссийской научно-технической конференции «Современные тенденции в технологиях металлообработки и конструкциях металлообрабатывающих машин и комплектующих изделий». 2017. С. 158-162.

51. Песин М.В., Павлович А.А. Технологическое обеспечение долговечности резьбы бурильных труб путем обкатки впадины. Сборник трудов VII Международной научно-практической конференции «Инновационные технологии в машиностроении». Томск: Юргинский технологический институт Томского политехнического университета. 2016. С. 151-153.

52. Песин М.В., Субботин Д.А., Баева М.А., Федосеева А.И., Туранский Р.А., Шакиров Р.К., Григорьева А.В. Пути решения проблемы разрушения резьбовых соединений нефтепромыслового и бурового оборудования. Казань: Экспозиция. Нефть. Газ. 2015. № 4 (43). С. 18-20.

53. Песин М.В., Туранский Р.А., Шакиров Р.К., Григорьева А.В., Субботин Д.А., Баева М.А. Повышение эффективности горного оборудования технологическими методами обработки резьбового соединения бурильных труб. Пермь: Актуальные проблемы повышения эффективности и безопасности эксплуатации горношахтного и нефтепромыслового оборудования. 2014. №1. С. 102-108.

54. Предеин А.П. Осложнения и аварии при строительстве нефтяных и газовых скважин. Учебное пособие. Пермь: ПНИПУ. 2014.

55. Растунов А.А., Скрипка В.Л. Способ автоматического контроля износа резьбовых соединений бурильных труб патент на изобретение RU №2136838 от 03.04.1998.

56. Растунов А.А., Скрипка В.Л. Устройство для автоматического контроля износа резьбовых соединений бурильных труб. Патент на изобретение Rus №2136839 от 03.04.1998

57. РД 39.7/1-0001-89 Инструкция по расчету бурильных колонн. Куйбышев: Всесоюзный научно-исследовательский институт разработки и эксплуатации нефтепромысловых труб, 1986. 130 с.

58. РД 39-013-90 Инструкция по эксплуатации бурильных труб. Куйбышев: Всесоюз. науч.-исследов. ин-т разработки и эксплуатации нефтепромысловых труб, 1990. 227 с.

59. Рекин С.А., Сидоренко П.Н., Агишев А.Р., Марчук М.В. Современные решения по обеспечению экологической безопасности при строительстве скважин. Бурение и нефть. 2018. №6. С. 42-44.

60. Рекин С.А. Исследование и разработка методов прогнозирования износа элементов бурильных и обсадных колонн при строительстве скважин, Уфа. Диссертация доктора технических наук, 2005. 248 с.

61. Рекин С.А. Совершенствование технологии эксплуатации бурильной колонны. Самара. диссертация кандидата техн. наук, 1997. 142 с.

62. Романив О.Н., Ярема С.Я., Никифорчин Г.Н. и др. Механика разрушения и прочность материалов: Справ. пособие, под ред. В.В. Панасюка. Том 4. Усталость и циклическая трещиностойкость конструкционных материалов. Киев: Наукова думка, 1990. 680 с.

63. Сандстрём Р. Резьбовое соединение для бурильной колонны, предназначенной для ударного бурения по породе. Патент на изобретение ЯИ №2204684 от 22.09.1999.

64. Саркисов Г.М. Расчеты бурильных и обсадных колонн. М.: Недра. 1971, 195 с.

65. Сароян А.Е. Бурильные колонны в глубоком бурении. М.: Недра. 1979, 231 с.

66. Сароян А.Е. Теория и практика работы бурильной колонны. М.: Недра. 1990, 236 с.

67. Сароян А.Е. Трубы нефтяного сортамента. Справочник: под ред. А.Е. Сарояна. М.: Недра, 1987. 488 с.

68. Сароян А.Е., Оганов Г.С., Ширин-Заде С.А. Проектирование и эксплуатация бурильной колонны. Москва, 2010.

69. Саруев А.Л. Динамические процессы в резьбовых соединениях штанг при вращательно-ударном способе бурения. Автореферат дис. на соиск. ученой степени к-та техн. наук. Томск: Томский политехнический университет. Томск, 2005.

70. Саруев Л.А., Шадрина А.В. Анализ работы резьбового соединения буриль -ных труб закрытого типа в процессе ударно-вращательного бурения. М.: Современные проблемы науки и образования. 2015. №1-1. С. 411.

71. Саруев Л.А., Шадрина А.В., Саруев А.Л. Экспериментальная оценка напряжений в ниппельных соединениях бурильных труб при вращательно-ударном нагружении. Томск: Известия Томского политехнического университета. 2010. Т. 317. № 2. С. 78-83.

72. Семин В.И. Основные этапы совершенствования конструкций отечественных резьбовых соединений труб нефтегазового сортамента и забойных двигателей. М.: Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. 2013. № 8. С. 4-8.

73. Семин В.И. Работоспособность замковых резьбовых соединений бурильной колонны при многократном свинчивании. Дис. канд. техн. наук, М.: ВНИИБТ, 1987. 220 с.

74. Семин В.И. Совершенствование конструкций резьбовых соединений труб нефтегазового сортамента и забойных двигателей. М.: Вестник Ассоциации буровых подрядчиков. 2013. № 1. С. 33-37.

75. Семин В.И. Характер нагружения витков при свинчивании замкового резьбового соединения. Строительство нефт. и газ. скв. на суше и море. №62003. С. 33-36.

76. Семин В.И. Экспериментальные исследования замковых резьбовых соединений на многократное свинчивание на буровом стенде-скважине. Строительство нефт. и газ. скв. на суше и море. №6-2003. С. 18-22.

77. Семин В.И., Чайковский Г.П. Методика определения эксплуатационного ресурса замковых резьбовых соединений на буровом стенде-скважине. Строительство нефт. и газ. скв. на суше и море. №6-2003. С. 15-17.

78. Слепченко С.Д. Оценка надежности УЭЦН и их отдельных узлов по результатам промысловой эксплуатации. Специальность 05.02.13 Машины, агрегаты и процессы (нефтяная и газовая промышленность). Автореферат дис. на соиск. ученой степени канд. техн.наук. М. 2011.

79. Терентьев В.Ф. Усталостная прочность металлов и сплавов. М.: Интермет Инжиринг, 2002. 288 с.

80. Терентьев В.Ф. Усталость металлических материалов. М.: Наука, 2003. 254 с.

81. Терентьев В.Ф.. Петухов А.Н. Усталость высокопрочных металлических материалов. М.: ИМЕТ РАН - ЦИАМ, 2013. 515 с.

82. Трощенко В.Т., Сосновский Л.А. Сопротивление усталости металлов и сплавов. Справочник. Части 1 и 2. Киев: Наукова думка, 1987. С. 1324.

83. Файн Г.М., Неймарк A.C. Проектирование и эксплуатация бурильных колонн для глубоких скважин. М.: Недра, 1985. 237с.

84. Федеральный закон от 21 июля 1997 г. № 116-ФЗ «О промышленной безопасности опасных производственных объектов» (в редакции, актуальной с 25 марта 2017 г., с изменениями и дополнениями).

85. Фомин О.И. Усталостное разрушение бурильных труб, его прогнозирование и профилактика. ROGTEC. C: 16-29.

86. Херцберг Р.В. Деформация и механика разрушения конструкционных материалов. Пер. с англ. М.: Металлургия, 1989. 576 с.

87. Шадрина А.В., Саруев Л.А. Исследование процессов циклической деформации резьбовых соединений бурильных труб. М.: Горный информационно-

аналитический бюллетень (научно-технический журнал). 2012. №S3. С.450-459.

88. Шмидт В. Введение в способы испытания. Поведение стали при циклических нагрузках. Под ред. В. Даля, пер. с нем. М.: Металлургия, 1983. 568 с.

89. Щербюк Н.Д., Барышников А.И., Измайлова Н.Б. Математическое моделирование замковых резьбовых соединений с использованием метода конечных элементов. Стр-во нефт. и газ. скв. на суше и на море, 1992-№9.

90. Щербюк Н.Д., Газанчан Ю.И. Барышников А.И. Расчет утяжеленных бурильных труб на выносливость. Нефтяное хозяйство, 1982-№9. С. 18-19.

91. Щербюк Н.Д., Газанчан Ю.И. Барышников А.И. Эксплуатация бурильных труб и разрушение резьбовых соединений. Обзор ВНИИОЭНГ, сер. Бурение, 1986. 58 с.

92. Щербюк Н.Д., Газанчан Ю.И., Барышников А.И. Вопросы выносливости замковых резьбовых соединений бурильной колонны. Нефтяное хозяйство. 1982- №4, С. 28-30.

93. Щербюк Н.Д., Газанчан Ю.И., Барышников А.И. Расчет на выносливость резьбовых соединений бурильных труб при бурении глубоких скважин. Нефтяное хозяйство, 1986-№4.

94. Щербюк Н.Д., Газанчан Ю.И., Чернов Б.А. и др. О выборе крутящего момента свинчивания замковых резьбовых соединений. Львов: тр. РМИТС, 1980-№17. Разведка и разработка нефтяных и газовых месторождений, С. 41-45.

95. Щербюк Н.Д., Дубленич Ю.В., Лисканич М.В. Накопление усталостных повреждений в резьбовых соединениях бурильных колонн при нерегуляр -ном нагружении. ЭИ «Машины и нефт. оборудование», ВНИИОЭНГ. 1985-№12, С. 15-20.

96. Якунин С. А., Кульчицкий В. В., Чудинов В. А., Насери Я. Оптимизация строительства горизонтальных скважин на баженовскую свиту. М.: Инженер-нефтяник. 2015-№4. С. 9-12.

97. API 1998. API Recommended Practice 7G: Recommended Practice for Drill Stem Design and Operating Limits, 16th edition. API, USA.

98. API RP 7G, Recommended practice for Drill Steam Design and Operating Limits. Fourteenth edition, August, 1990.

99. API RP 7А1, Recommended practice for testing of thread compound for Rotary Shouldered Connections. First edition, November, 1992.

100. API SPEC 7, Specification for Rotary Drilling Equipment. Thirty-seventh edition, August, 1990.

101. Bahai H. A parametric model for axial and bending stress concentration factors in API drillstring threaded connectors, In International Journal of Pressure Vessels and Piping, Volume 78, Issue 7, 2001, Pages 495-505, ISSN 0308-0161.

102. Baragetti S.S. Effects of Taper Variation on Conical Threaded Connections Load Distribution. ASME. Mech. Des. 2002; 124(2):320-329. doi: 10.1115/ 1.1456459.

103. Besaisow A.A., Payne M.L. 1988. A Study of Excitation Mechanisms and Resonances Inducing BottomholeAssembly Vibrations. SPE Drill Eng 3 (01): 93101. SPE-15560-PA. http://dx.doi.org/10.2118/15560-PA.

104. Brett J. F. (1992, September 1). The Genesis of Bit-Induced Torsional Drillstring Vibrations. Society of Petroleum Engineers. doi:10.2118/21943-PA.

105. Chen F. The Reliability Evaluation of Threaded Connections in Challenging Drilling by Three-Dimensional Finite Element Analysis. Advanced Materials Research, Vols. 690-693, pp. 2831-2839, 2013.

106. Close D.A., Owens S.C., MacPherson J.D. (1988, January 1). Measurement of BHA Vibration Using MWD. Society of Petroleum Engineers. doi: 10.2118/17273-MS.

107. Cobern P.D. Director of New Product Development. Mark E. Wassell, Manager of Analysis. APS Technology, Inc. 800 Corporate Row. Cromwell, CT 06416, USA drilling vibration monitoring control system.

108. Collins T., Vaghi F. (2002, January 1). Analysis Of The Fatigue Resistance Of Rotary Shouldered Connections. Society of Petroleum Engineers. doi: 10.2118/74564-MS.

109. Dunayevsky V.A., Abbassian F., Judzis A. 1993 Stability of Drillstrings Under Fluctuating Weight on Bit. SPE D&C 8 (02): 84-92. SPE-14329-PA. http://dx.doi.org/10.2118/14329-PA.

110. Dykstra M.W., Chen D.C.-K., Warren T.M. 1994. Experimental Evaluations of Drill Bit and Drill String Dynamics. Presented at the SPE Annual Technical Conference and Exhibition, New Orleans, Louisiana, USA. SPE-28323-MS. http://dx.doi.org/10.2118/28323-MS.

111. Ellis S., Reynolds N., Lee K. (2004, January 1). Use NC56 Connections on 8" Drill Collars and Cut 1" or 3/4" Pin Stress Relief Grooves on Rotated BHA Connections NC38 and Larger. Society of Petroleum Engineers. doi: 10.2118/87191-MS.

112. Ellis S.E., Wadsworth T.M., Lee K., Gerdes M., Altizer S. (2008, January 1). Connection Fatigue Index (CFI): An Engineered Solution for Connection Selection and a Replacement for BSR. Society of Petroleum Engineers. doi: 10.2118/112105-MS.

113

114

115

116

117

118

119

120

121

122

123

124

125

126

Ferjani M., Averbuch D., Constantinescu A. A computational approach for the fatigue design of threaded connections. International Journal of Fatigue, Elsevier, 2011, 33, pp. 610-623.

Freche S.S, Ensign S.R. Application of a double linear damage rule to cumulative

fatigue, In Fatigue Crack Propagation, ASTM STP 415. American Society for

Testing and Materials, Philadelphia, PA, 1967, pp. 384--412.

Gerdes M., Lee K. (2010, January 1). Case Study: API Box Boreback Stress

Relief With Truncated Threads Can Cause Premature Connection Fatigue Failure.

Society of Petroleum Engineers. doi:10.2118/128931-MS.

Greenwood J.A. (2016, March 1). Vibration Monitoring and Mitigation - An

Integrated Measurement System. Society of Petroleum Engineers.

doi: 10.2118/178773-MS.

Hauk V., Hillemann Н., Koehler Н. Переменные напряжения, возникающие от крутящего момента и продольных усилий бурильных труб. Erdoel und Kohle-Petrochemie, №7,1965, s. 514-523.

Hilbert L.B., Kalil I.A. (1992, January 1). Evaluation of Premium Threaded Connections Using Finite-Element Analysis and Full-Scale Testing. Society of Petroleum Engineers. doi:10.2118/23904-MS.

Hommel M. Optimization of Stress-Relief Grooves for Rotary Shoulder Connections. Society of Petroleum Engineers, 2000, January 1. doi:10.2118/59141-MS. ISO TC 67/SC 4 N N Date: 2004-04-21 ISO/CD 10407-1 ISO TC 67/SC 4/WG 1 Secretariat: ANSI Petroleum and natural gas industries, Drilling and production equipment, Part 1: Drill stem design and operating limits.

Jellison M.J., Spoerker H.F. (2009, January 1). Advanced Technologies for Critical Drilling Applications. Society of Petroleum Engineers. doi:10.2118/ 118737-MS.

Johancsik C.A., Friesen D.B. Dawson R. (1984, June 1). Torque and Drag in Directional Wells-Prediction and Measurement. Society of Petroleum Engineers. doi: 10.2118/11380-PA.

Johancsik C.A., Friesen D.B., Dawson R. (1984, June 1). Torque and Drag in Directional Wells-Prediction and Measurement. Society of Petroleum Engineers. doi: 10.2118/11380-PA.

Knight M.J., Brennan F.P. Fatigue life improvement of drill collars through control of bore eccentricity, In Engineering Failure Analysis, Volume 6, Issue 5, 1999, р. 301-319.

Kyllingstad A., Halsey G.W. (1987, January 1). A Study of Slip-Stick Motion of the Bit. Society of Petroleum Engineers. doi:10.2118/16659-MS. Lubinsky A. Dinamic Loading of Drill Pipe During Tripping. Journal of Petroleum Technology, August, 1988.

127. Matsuishi M., Endo T. (1968) Fatigue of metals subjected to varying stress, Japan Soc. Mech. Engineering.

128. Mitchell R.F., Allen M.B. 1987. Case Studies of BHA Vibration Failure. Presented at SPE Annual Technical Conference and Exhibition, Dallas, Texas, USA, 27-30 September. http://dx.doi.org/10.2118/16675-MS.

129. Naseri Y., Kulchitskiy V., Khormali A., Ajgunian V., Borozdin S. (2015, October 26). Deviation from Planned Well Path through Accumulated Cutting Bed in High-Angle and Horizontal Wells - a Case Study in one Western-Siberian Oilfield. Society of Petroleum Engineers. doi:10.2118/176557-MS.

130. Naseri Y., Tabatabaee Moradi, Nikolaev N.I. (2015, October 26). Developing High Resistant Cement Systems for High-pressure, Hightemperature Applications. Society of Petroleum Engineers. doi:10.2118/176523-MS.

131. Naseri Yasin, Abiev A., Ruzieva A. Simulation and comparison of two kinds of hydraulic motor's overflow valves and analysis of their failure strength. Abstract Book. The Seventh International Youth Scientific and Practical Congress, Oil and Gas Horizons, 24-26 November 2015.

132. Noble W.B., Gillert G.I., Marsshell S.G. К вопросу о величине момента, требуемого для свинчивания замковых соединений разных размеров -Drilling 56 VIII, 17, №9.

133. Olivier V., Averbuch D.C., Tollet S., lefevre B., Dupuis D.C. (2007, January 1). A New Drillstring Fatigue Supervision System. Society of Petroleum Engineers. doi: 10.2118/105842-MS.

134. Ralph I. Stephens, Ali Fatemi, Robert R. S., Henry O.F. Metal Fatigue in Enginering. A Wiley-Interscience publication 2nd edition, J. Wiley & Sons, 2000.

135. Rewcastle S.C., Burgess T.M. (1992, January 1). Real-Time Downhole Shock Measurements Increase Drilling Efficiency and Improve MWD Reliability. Society of Petroleum Engineers. doi:10.2118/23890-MS.

136. Richard T., Detournay E. (2000, January 1). Stick-Slip Vibrations of PDC Bits. American Rock Mechanics Association.

137. Samuel G.R. (2010) Basic Calculations, in Formulas and Calculations for Drilling Operations. John Wiley&Sons, Inc., Hoboken N.J., USA. doi: 10.1002/ 9781118010235. ch 1 doi: 10.1002/ 9781118010235. ch 6.

138. Shahani A.R., Sharifi S.M. Contact stress analysis and calculation of stress concentration factors at the tool joint of a drill pipe, In Materials Design, Volume 30, Issue 9, 2009, Pages 3615-3621, ISSN 0261-3069.

139. Spanos, P.D., Payne M.L. (1992, January 1). Advances in Dynamic Bottomhole Assembly Modeling and Dynamic Response Determination. Society of Petroleum Engineers. doi:10.2118/23905-MS.

140. Tang W., Muradov A., Chandler B., Jellison M.J., Gonzalez M.E., Wu J. (2006, January 1). A Novel Approach for Determining, Evaluating, and Applying Stress Concentration Factor for Rotary Shouldered Connections. Society of Petroleum Engineers. doi: 10.2118/103052-MS.

141. Trahman L.E. Methods for improvement of drill collar joints evaluated by full size fatique test. Petrolium Engineer, 1953, v. 25, № 2.

142. Tsukano Y., Nishi S., Nishida S., Ueno M. (1989, January 1). Last-Engaged Thread-Height Reduction of Pin Increases Fatigue Life of Drill Collar. Society of Petroleum Engineers. doi:10.2118/18704-MS.

143. Warren T.M., Oster J.H. 1998. Torsional Resonance of Drill Collars with PDC Bits in Hard Rock. Presented at SPE Annual Technical Conference and Exhibition, New Orleans, Louisiana, USA, 27-30 September. SPE-49204-MS. http://dx.doi.org/10.2118/49204-MS.

144. Warren T.M., Sinor A. 1986. Bit Performance Modeling. Presented at SPE Annual Technical Conference and Exhibition, New Orleans, Louisiana, 5-8 October. SPE-15618-MS. http://dx.doi.org/10.2118/15618-MS.

145. Zhu B., Steen T., Patterson Jr., Thomas W., Balaji M.A. (2013, September 3). Low Cycle Fatigue Analysis of Threaded Connectors for Subsea Drilling and Production. Society of Petroleum Engineers. doi:10.2118/166554-MS.

146. www.rhino-3d.ru

147. www.ansys.com/

Приложение 1 - Протокол НТС о повышении качества геолого-технологических исследований при бурении на РУО горизонтальных скважин с МГРП по оптимизированному дизайну от 10.04.18

Утверждаю:

Заместитель генерального директора по бурению и неф ¿егерей с \ ОЛО^СлЬвиефл, - Мегноннсфтега«»

С.А. Ильичев

» апреля 2018 г.

Протокол шумно-юхннческого совещании о повышении качества rea.ioin-icxiiu.ioi нческнх исследований при бурении на РУО горизонтальных скважин с МСГРП по он гимн знрованному ди шйн>

г. Мс.'иин

«_» апреля 2018 г.

ПРИСУТСТВОВАЛИ:

От ОАО «Славнефть - Mci ноннефтега з»:

Ю.В. Макеев - начальник УИЬ

В.П. Спиридонов - начальник УС по СС и ЗБС

A.B. Пимонов - начальник СС но СС и ЗБС

От АО «НИПЦ ГИ Г»:

В В. Кульчицкий A.B. Щебетов А.К. Пархоменко Д.Н. Чернобай

- генеральный директор, д.т.н.. академик РАЕН

- управляющий, к.т.н.

- зам. генерального директора

- руководитель проекта в г. Мсгионе

От ООО «Гсофшмяш»:

А.В. Мельников - председатель правления, к.т.н.

А.Д. Иванов - заместитель начальника отдела геолого-технического оборудования

ПОВЕСТКА СОВЕЩАНИЯ:

О повышении качества геолого-технологичсских исследований (ГТИ) при бурении на РУО горизонтальных скважин с МСГРП по оптимизированному дизайну.

СЛУШАЛИ:

1. Сообщение Чернобай Д.Н. о результатах проверки сервиса ГГИ на объектах ОАО «СН-МНГ» в первом квартале 2018 года и анализа услуг ГТИ при бурении скважины по оптимизированному дизайну кусга № 107 в 2017 году.

2. Сообщение Кульчицкого В.В. о состоянии сервиса ГТИ в России и новом подходе к повышению эффективности услуг 1ТИ.

3. Сообщение Иванова А.Д. о преимуществах аппаратно-программного комплекса «Кедр 101» (станции ГГИ).

ОТМЕТИЛИ:

I. Регулярные проверки супервайзерами подрядчиков по ГГИ показывают слабую организацию труда и исполнительскую дисциплину персонала станций ГГИ в части технолошческо!о контроля за процессом строительства скважин, а так же недостаточный контроль за эксплуатацией и поддержанием в рабочем состоянии применяемого оборудования:

РЕШИЛИ:

.Vi Но итогам совещания решили OlBl'ICI венный Срок

1 С целью оценки эффеетивности интеграции бурового супервайзинга с источниками первичной информации ГТИ. повышения качества и сокращения сроков строительства скважин рассмотреть возможность проведения опытно-промышленных испытаний (ОПИ) и выполнения АО «НИПЦ ГНТ» услуг по ГТИ при бурении скважин ОАО «СН-МНГ», в том числе на РУО по оптимизированному дизайну на кусту №214 Ватинского месторождения Ю.В. Макеев В.П. Спиридонов A.B. Пимонов до 15.04.2018

2 Согласовать АО «ПК Паритет» на услуги ГТИ при бурении скважин в ОАО «СН-МНГ» в качестве субподряда АО «НИПЦ ГНТ». Ю.В. Макеев A.B. Щебетов до 20.04.2018

3 Обеспечить техническое сопровождение оборудования и программного обеспечения станции ГТИ «Кедр 101» при проведении ОПИ A.B. Мельников А.Д. Иванов весь период ОПИ

4 Но результатам ОПИ провести научно-технический совет в 3-4 квартале 2018 г. Ю.В. Макеев В.В. Кульчицкий до 15.11.2018

5 Услуги ГТИ в рамках ОПИ проводить совместно с супервайзингом АО «НИПЦ ГНТ» A.B. Щебетов A.B. Пимонов весь период ОПИ

Приложение 2 - Протокол НТС о повышении эффективности управления сервисными подрядными предприятиями при бурении на РУО горизонтальных скважин с МГРП по оптимизированному дизайну от

11.09.2018

Согласованы:

Директор по развитию функции «Бурение и внутрискважинные работы» ООО «ГазпромнефтьНТЦ»

Утверждаю:

Заместитель генерального директора

К.В. Кулаков 2018 г.

Протокол научно-технического совещания о повышении эффективности управлении сервисными подрядными предприятиями при бурении на РУО горизонтальных скважин с МСГРП по оптимизированному дизайну

Мегисн «11» сентября 2018 г.

ПОВЕСТКА СОВЕЩАНИЯ:

О повышении эффективности управления сервисными подрядными предприятиями при бурении на РУО горизонтальных скважин с МСГРП по оптимизированному дизайну и результатах ОПИ геосупервайзинга бурения скважин высокого уровня сложности, проведенных в соответствии с протоколом от 05.04.2018г.

СЛУШАЛИ:

1. Сообщение Чернобай Д.Н. по подготовке, организации и проведению ОПИ бурения скважин оптимизированного дизайна на кусту № 214 бис.

2. Сообщение Пархоменко А.К. о результатах ОГШ интегрирования сервиса АО «НИПЦ гнт» по буровому супервойзннгу и ГТИ (геосупервайзинга) с использованием цифрового

ПРИСУТСТВОВАЛИ:

От ООО «Газпромнефть НТЦ»:

К.В Кулаков - директор по развитию функции «Бурение и ВСР»

Г.В. Созоненко - начальник управления эффективности бурения и ВСР

К.В. Горев - руководитель проектов регионального развития ЦУБ «Геонавигатор»

От ОАО «Славнефть - Мегионнефтегаз»:

Ю.В. Макеев - начальник УИБ

В.П. Спиридонов - начальник УС по СС и ЗБС

A.B. Пимонов - начальник СС по СС и ЗБС

B.Н. Тиньку - начальник ТГО 2 УГ ol ао «нтшц гнт»:

В.В. Кульчицкий - генеральный директор, д.т.н., академик РАЕН А.К. Пархоменко - заместитель генерального директора Д.Н. Чернобай - руководитель проекта в г. Мегионе

оборудования нового поколения «Кедр-101» на кусту № 214 бис при бурении скважин №2215, .Ч«2226, №2222, №2220, №2228 Ватинского месторождения за период с 23 мая по 14 августа

2018 г.

3. Сообщение Кульчицкого В.В. о перспективах повышения эффективности строительства эксплуатационных скважин высокого уровня сложности (горизонтальных с пространственной архитектурой, оптимизированного дизайна, с отдаленным забоем и пр.) на базе разрабатываемых и внедряемых основ цифрового геосуперванзинга.

ОТМЕТИЛИ:

1. Результаты ОПИ интегрированного сервиса супервайзинга бурения и ГТИ, выполненных АО «НИПЦ ГНТ» на кусту № 214 бис Ватинского месторождения, считать успешными.

2. Высокое качество оборудования ГТИ: высокая точность замеров (шаг по глубине -от 2 см), высокая точность замеров (шаг времени можно - от 0,1 сек), не шраничено количество визуализируемых параметров, не ограничено количество подключаемых к «АПК ГСВ» внешних приборов (забойных телссистем разных производителей, датчиков ГНС, станций цементирования и т.д.), не ограничено количество удаленных рабочих мест для визуализации и анализа данных в режиме реального времени (в том числе у заказчика, регионального суперванзера и в ситуационном центре), сохранение первичных данных с датчиков (для детального анализа материалов) Станция ГТИ «Кедр-101» соответствует современным требованиям качества и безопасности работ на опасных производственных объектах, превосходит существующие российские аналога.

3. Высокая квалификация супервайзерского и геофизического персонала АО «НИПЦ ГНТ» в сочетании с качественным оборудованием станции ГТИ «Кедр-101» обеспечили сокращение сроков бурения скважин высокого уровня сложности на РУО по оптимизированному дизайну на 7-16% (ускорение по трём скважинам составило 4,5 суток) и безаварийную работу (предотвращение аварийных ситуаций, оперативное выявление падения механической скорости и изменения рабочего давления при бурении, предупреждение возможного разрушения элементов насоса с последующим попаданием в КНБК и др.)

4. Исключены необоснованные потери РУО на основе высокоточного полноценного контроля объемов. По требованию Заказчика оперативно произведена обвязка датчиками уровня дополнительных блоков емкостей объемом 180 куб. м. Общий объем емкостного парка на буровой составил более 300 куб. м и контролировался 11-ю датчиками уровня Ежесуточно оформлялась сводка по потерям объема доливу и вытеснению промывочной жидкости при спуско-подъемных операциях.

5 Интегрирование бурового супервайзинга с источниками первичной информации ГТИ геосупервайзинг) обеспечило:

- контроль соответствия выполняемых технологических операций проектным;

- сокращение времени формирования текущей и отчетной документации с освобождением времени супервайзеру для более ответственной работы, требующей высокой квалификации.

оперативное предоставление Заказчику объективной информации по технологическим операциям с определением структуры НПВ.

6. Геосупсрвайзинг как новая форма более эффективного управления подрядными предприятиями, основанная на интегрировании бурового супсрвайзинга со станцией ГТИ для объективного мониторинга состояния ствола скважины, бурового оборудования и технологических процессов в реальном времени, требует дальнейшего научно-методического оформления, общественного осмысления и образовательного подкрепления.

РЕШИЛИ:

№ Решение Ответственный Срок

1 Согласовать техническое задание на проведение ОГ1И сервиса по ГТИ с применением станции «Кедр-101», в том числе при бурении скважин на РУО по оптимизированному дизайну. Включить в техническое задание ОПИ мониторинга надежности бурильного инструмента A.B. Пимонов Д Н. Чернобай до 30.09.2018

2 Заключить договор между ОАО «СН-МНГ» и АО «НИПЦ ГНТ» на проведение ОПИ сервиса по ГТИ с применением станции «Кедр-101» по согласованной суточной ставке В.П. Спиридонов А.К. Пархоменко до01.11.2018

3 Провести ОПИ геосупервайзинга на кусту № 301 Мегионского месторождения (один пост) Д.Н. Чернобай А.К. Пархоменко с 15.11.2018

4 Организовать проектирование, изготовление и доставку на месторождение «штаб-вагона» по п.4 А.К. Пархоменко Д.Н. Чернобай до 10.11.2018

5 Заключить доп. соглашение к договору №ВР-161-10312/17 от 19.06.17, в котором предусмотреть доп. ставку за предоставление «штаб-вагона» В.П. Спиридонов А.К. Пархоменко до01.11.2018

6 Провести научно-техническое совещание с рассмотрением вопросов: - заключения договора между ОАО «СН-МНГ» и АО «НИПЦ ГНТ» на выполнение сервиса по ГТИ в 2019 году с увеличением количества постов; - согласования должностных инструкций геосупервайзера, персонала ГТИ и буровых супервайзеров с распределением полномочий между ними. Ю.В. Макеев В.В. Кульчицкий По результатам ОПИ на КП 301 Mera

Протокол вел

A.B. Пимонов

Приложение 3 - Протокол совещания ООО «Газпромнефть НТЦ» и АО «НИПЦ ГНТ» по развитию высокотехнологичных сегментов строительства скважин и ВСР в ПАО «Газпром нефть» от 24.09.2018

6

ГАЗПРОМ

НЕФТЬ

публичное акционерное общество «газпром нефть»

(ПАО «ГАЗПРОМ НЕФТЬ")

ПРОТОКОЛ

совещания ООО «Газпромнефть НТЦ» и АО «НИПЦ ГНТ» по развитию высокотехнологичных сегментов строительства скважин и ВСР в

ПАО «Газпром нефть»

«24» сентября 2018 г

№

г.Санкт-Петербург

Председатель:

И Ф. Рустамов Исполнительный директор по проектно-функциональному

обеспечению активов ООО «Газпромнефть НТЦ».

Участники от ООО «Газпромнефть-НТЦ»:

К.В. Кулаков К В. Горев А Ю. Хомутов

A.Я. Закиров С.И. Платон C.B. Зименков С.А. Михайлов Г. В. Созоненко

Приглашенные

B.В. Кульчицкий

C.С. Куриленко

Директор по развитию функции "Бурение и внутрискважинные работы"

Руководитель проектов регионального развития функции «Геология и разработка»

Директор программ технологического развития функции «Бурение и внутрискважинные работы»

Руководитель направления высокотехнологичных сегментов по бурению

Главный специалист Управления развития супервайзинга бурения и внутрискважинных работ

Руководитель направления интегрированных решений по внутрискважинным работам

Главный специалист Управления интегрированных решений по внутрискважинным работам

Начальник управления эффективности бурения и ВСР

участники:

Президент АО «НИПЦ ГНТ»

Начальник отдела ГТИ ООО «Геофизмаш»

Секретарь:

А.А. Ефременко

Главный специалист Управления по эффективности бурения и внутрискважинных работ Блока проектно-функционального обеспечения активов ООО «Газпромнефть НТЦ».

ПОВЕСТКА

Вопрос №1:

Применение высокотехнологических станций ГТИ на объектах бурения ПАО «Газпром нефть» (обсуждение возможностей повышения качества и объема информации со станций ГТИ в реальном времени).

Докладчик: начальник отдела ГТИ ООО «Геофизмаш» Куриленко С.С. Обсуждение.

Начальник отдела ГТИ ООО «Геофизмаш» Куриленко С.С. представил презентацию по мобильной лаборатории - станции ГТИ Кедр 101, рассказал о практическом опыте применения станции в LUKoil и полученном эффекте, рассмотрели презентацию по разрабатываемой ООО «Геофизмаш» продукции (станции ГГИ с цифровыми и аналоговыми датчиками), отметил уникальность и преимущества представленной продукции.

Сотрудниками ООО «Газпромнефть-НТЦ» озвучена существующая актуальная проблематика в части технологий бурения и внутрискважинных работ, в т.ч.:

• большая погрешность расходомеров кареолисового типа при выявлении ранних признаков ГНВП при выполнении буровых работ с использованием бурового раствора на углеводородной основе;

• необходимость определения эффективности работы систем очистки бурового раствора (параметры скорости, влажности и т.д.);

• надежность существующих датчиков ГТИ, способы их размещение, совместимость и набор параметров для мониторинга;

• и другое.

ООО «Геофизмаш» представил новую разработку - мобильный активный / пассивный дегазатор.

По вопросу №1 решили:

1.1. Рассмотреть варианты применения станции ГТИ «Кедр 101» на активах ПАО «Газпром нефть» и определить требования к её функциональности, объему и качеству предоставления данных для Системы мониторинга бурения и ЦУБ «Геонавигатор».

Ответственные: Горев К.В., Хомутов А.Ю. Срок: до 30.11.2018

1.2. Включить в программу сотрудничества с ГЕОФИЗМАШ условия разработки оборудования для станции ГТИ: датчики раннего обнаружения признаков ГНВП, весы для определения массы выбуренного шлама с целью определения эффективности очистки ствола скважины.

Ответственные: Хомутов А Ю. Срок: до 31.12.2018

1.3. Ознакомиться с условиями применения и эффективностью использования станции ГТИ «Кедр 401» при ТКРС в компании ЛУКойл-Западная Сибирь на примере АО «НИПЦ ГНТ». Определить необходимость и возможность применения данных станций в ПАО «Газпром нефть».

Ответственные: Тишкевич C.B., Кульчицкий В В.

Срок: до 28.02.2019

1.4. Организовать проведение сессии в ГПН-НТЦ для презентации перед Функцией добычи цифрового оборудования ГЕОФИЗМАШ для исследования процессов добычи нефти и газа.

Ответственные: Хомутов А.Ю., Дубровин А.Н. Срок: до 30.11.2018

Вопрос №2:

Применение новых технологий в бурении и освоении скважин (обсуждение возможностей апробации и внедрения новых технологий).

Докладчик: президент АО «НИПЦ ГНТ» Кульчицкий В.В.

Обсуждение.

Докладывал президент, ректор Академии супервайзинга бурения и нефтегазодобычи АО «НИПЦ ГНТ», заместитель заведующего кафедрой бурения нефтяных и газовых скважин, директор НИИБТ РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, д.т.н., профессор Кульчицкий В.В. о новых технологиях и направлениях развития добычи и бурения в России.

Отметил важность и преимущества развития Геомеханики (формирование трехмерной геомодели скважины, модели надежности бурильного инструмента и КНБК, интегрированное планирование) и цифрового Геосупервайзинга - как направлений будущего более эффективного Бурения скважин и внутрискважинных работ.

Отметил важность создания совместного полигона для внедрения и реализации проекта Геомеханики в Бурении и ВСР, тиражировании полученного эффекта.

Кульчицкий В.В. презентовал новые перспективные идеи и технологии:

• Геореактор пиролиза Баженовской свиты (разработка и добыча ТРИЗ);

• Создание комплекса для электробурения;

• Интеллектуальная скважина. По вопросу №2 решили:

2.1. Организовать проведение презентации по разработке проекта «Электробура» с Компанией «Новобур». Определить перспективы использования данного оборудования в ПАО «Газпром нефть» и возможность участия ООО «Газпромнефть НТЦ» в данном проекте.

Ответственные: Хомутов А.Ю.

Срок: до 31.12.2018

2.2. Организовать проведение коммуникационной сессии с представителями РГУ НГ (НИУ) имени И.М. Губкина по возможности разработки Баженовской свиты с использованием технологии ГЕОРеактора.

Ответственные: Хомутов А.Ю., Кульчицкий В.В., Яковлев A.A.

Срок: до 31.12.2018

2.3. Определить возможность совместной разработки отдельных модулей цифровых инструментов инженерно-расчетного сопровождения бурения скважин, в том числе мониторинга надежности бурильного инструмента и КНБК.

Ответственные: Хомутов А.Ю., Прядилов К.А., Кульчицкий В В. Срок: до 31.12.2018

Вопрос №3:

Развитие супервайзинга в бурении в ПАО «Газпром нефть» (обсуждение с представителями возможностей развития компетенций супервайзинга в бурении: гео-супервайзинг, цифровой супервайзинг ТиКРС, Полигон подготовки и переподготовки супервайзеров).

Докладчики: президент АО «НИПЦ ГНТ» Кульчицкий В.В., зам. генерального директора, руководитель учебного центра «Академия супервайзинга бурения и нефтегазодобычи» АО «НИПЦ ГНТ» Пархоменко А.К.

Обсуждение.

Кульчицкий В В. презентовал действующий проект «Полигон для подготовки младших буровых супервайзеров». Отметили преимущества и эффективность подхода к обучению молодых специалистов, оценили перспективы реализации программы в ПАО «Газпромнефть».

Приложение 4 - Заключения технической экспертизы

Приложение 5 - Первичный акт об инциденте на скв.№50Г Приразломного месторождения от 24.03.2017г.

ПЕРВИЧНЫЙ АКТ ОБ ИНЦИДЕНТЕ

Месторождение I [риразломпое Скважина: М1-' 50г.

I^vct № 501 «24» марга 20I7г

Вид инцидент:

Снерхпормативпое время подготовки ствола скважины дня спуска хвостовика с МС ГРП ввиду отсутствия свободного хождения инструмента.

Дата м время инцидента:

Забой скважины:

Глубина инцидента:

КПК К при бурении.

24.03.2017г. 15:45

4345м.

3765м.

llapaMeipi.1 раствора:

■^сшото PDC 155.6 ВТ 613 УС+ТБТ101.6х22,23-8мн ЦЛС 152 4+ТЬПВ101.6x8.380105-1058м+ТБТ101,6х22.23-25.м+Ясс-25м+ТБТ101,6x22.23 -50м+ТБПВ101,6х8.380105-763м+ТБТ101,6х22,23-

298 м+ТБ11В 101,6x8,380-105-1 ЗОЗм+ТБ! Ш 101,6x8.38S-135(ост).__

у-1,22г/см}; Т-51сек.; В -4.8см'/30мин.смтка 7,СаСоЗ-82МВТ-11

Описание инцидента: ,.ЛП)П „„„

Сверхнормативное время подготовки ствола скважины для спуска хвостовика с МС I Н1 ввиду

отсутствия свободного хождения инструмента. ,<

Причина инцидента:

Неверно подобранные режимы проводки скважины отноенгеяыю профиля скважины и жесткосш КИБК РУС.

Планируемые меры по ликвидации инцидента:

Увеличение удельного веса бур. Pací вора с 1 ,22i .'cmj до 1,30i /см'

Лица виновные в возникновении инцидента: Подрядчик по ННБ ООО «Рез^фодл»

///

Представитель Подрядчика буровой мастер НФ ООО «РН-Бурение

Представитель Подрядчика АО «Бейкер Хъюз» Инженер по БР.

Представи гель подрядчика по ГТИ АО «ПК ПАРИТЕТ» Инженер геофизик

Представитель заказчика Ш1В ООО « Везерфорд» Инженер по бурению

Представитель заказчика УСБ ООО « Р11 Юганскнеф гсгаз» суперкайзер АО «11ИП11, ГНТ»

-Ж-

(подпись)

(М

(подпись)

<»*т »1

с

(подпись)

í« (tW VlkO^CV и A• К

' Гипязетдннов P.P.''

/Колобов К).U./

/ Чернов М.А. /

/ Мамлеев А.Р../

/ I качук А. А. /

n<J