Технология проводки наклонно направленных скважин с применением полуавтоматических опорно-центрирующих элементов тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 05.15.10, кандидат технических наук Самушкин, Владлен Владимирович

• Самушкин, Владлен Владимирович
• кандидат технических наук
• 1998

Оглавление диссертации кандидат технических наук Самушкин, Владлен Владимирович

СОДЕРЖАНИЕ

Введение ^

1. Опорно-центрирующие элементы для проводки вертикальных,

7

наклонно направленных и горизонтальных скважин '

7

1.1. Характеристика, терминология, назначение

1.2. Классификация ОЦЭ и анализ существующих конструкций

1.2.1. Лопастные ОЦЭ Я

1.2.1.1. Выдвижные калибраторы

1.2.1.2. Усовершенствованные конструкции лопастных ОЦЭ

1.2.2. Шарошечные ОЦЭ

1.2.3. Гидравлические ОЦЭ

34

1.2.4. Центраторы забойных двигателей

1.2.5. Центробежные ОЦЭ

1.2.6. Эксцентричные ОЦЭ

1.2.7. Радиально-упругие, амортизаторные и демпферные ОЦЭ

1.3. Основные недостатки серийных конструкций ОЦЭ и технологии их применения. Выбор направления исследований

2. Аналитические исследования КНБК. Выбор диаметров ОЦЭ. Анализ влияния параметров КНБК на работу долот и устойчивость траекторий стволов наклонных скважин

2.1. Расчет КНБК для участков стабилизации зенитного угла и азимута наклонно направленных и горизонтальных скважин

2.2. Исследование устойчивости различных конструкций КНБК к воздействию горно-геологических и технологических факторов проводки наклонных скважин

2.2.1. КНБК с калибратором

2.2.2. КНБК со стабилизатором

2.2.3. КНБК с калибратором и стабилизатором

2.2.4. КНБК с двумя калибраторами

3. Разработка конструкций полуавтоматических

{02

ОЦЭ с выдвижными лопастями

3.1. Калибратор модели КПр

3.1.1. Описание конструкции и функциональные особенности

3.1.2. Промысловая отработка и особенности эксплуатации

3.2. Радиально-центрирующий спиральный калибратор модели КС /24 3.2.1 Влияние радиально-центрирующих и радиально-упругих

устройств на технологию проводки скважин

3.2.2. Описание конструкции калибратора модели КС

3.2.3. Анализ результатов промысловых испытаний. Влияние калибраторов модели КС на технологический процесс проводки наклонных скважин 4

3.3. Калибраторы ЭН модели «эксцентричный ниппель». Исследование работы КНБК с эксцентричным ниппелем регулируемого эксцетриситета смещения ^^

3.3.1. Влияние эксцентричных ОЦЭ на процесс проводки наклонно направленных скважин

3.3.2. Конструктивные особенности калибраторов модели ЭН /43

3.3.3. Анализ результатов промысловых испытаний калибраторов модели ЭН

4. Результаты исследований работы полуавтоматических ОЦЭ на практике. Авторский надзор за внедрением в производство 45?

4.1. Требования к конструированию и качеству изготовления ОЦЭ

4.2. Технология повышения износостойкости рабочих поверхностей ОЦЭ

4.3. Стендовые испытания и промысловая отработка опытных образцов ОЦЭ 4Ь\

4.3.1. Стенд для испытаний и калибровки ОЦЭ. Испытания и

отработка опытных образцов на стенде ш

4.3.2. Промысловые испытания и авторский надзор за внедрением

\66

ОЦЭ

Заключение. Основные выводы и рекомендации Список литературы ш

Приложения Ш

А. Результаты промысловых испытаний и внедрения ОЦЭ в

производство

А.1. Акты проведения промысловых испытаний и отработки

ОЦЭ по скважинам. №

A.2. Технические условия ТУ 03-189-98. 22В Б. Диаметры ОЦЭ для стабилизации зенитного угла. 248 Б.1. Скважины диаметром 120,6 мм.

Б.2. Скважины диаметром 152, 4 мм

Б.З. Скважины диаметром 215,9 мм. 25?

Б.4. Скважины диаметром 295,3 мм

B. Расчет экономической эффективности внедрения полуавтоматических калибраторов 26?

В. 1. Аннотация и технико-экономическое обоснование

В.2. База сравнения и метод расчета эффективности

В.З. Исходные данные и расчет годового экономического эффекта

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Технология проводки наклонно направленных скважин с применением полуавтоматических опорно-центрирующих элементов»

ВВЕДЕНИЕ

В настоящее время при бурении вертикальных, наклонно направленных и горизонтальных скважин с целью повышения качества проводки ствола и управления параметрами его искривления, снижения возможностей возникновения осложнений и улучшения технико-экономических показателей бурения скважин применяются опорно-центрирующие элементы (ОЦЭ), к которым относятся калибраторы, центраторы и стабилизаторы, входящие в компоновку нижней части бурильной колонны (КНБК). Как известно, данные устройства в значительной степени способствуют осуществлению запроектированных режимов бурения и повышению показателей работы долот /54 /. Они обеспечивают возможность увеличения осевой нагрузки на долото и повышения частоты его вращения, что, в свою очередь, приводит к росту механической скорости проходки /36 /. Рациональное применение рассматриваемого инструмента позволяет правильно распределить нагрузки, действующие на опоры шарошек, что повышает долговечность долот и увеличивает проходку за рейс на одно долото. При бурении лопастными и другими долотами этот инструмент обеспечивает возможность уменьшения крутящего момента. Кроме того, использование опорно-центрирующих устройств благотворно сказывается и на качестве цементировочных работ в скважине. В случае бурения глубоких и сверхглубоких скважин введение опорно-центрирующего инструмента в бурильную колонну обязательно /90/. Это позволяет предотвратить вредное желобообразование на стенках скважины, ликвидировать неровности на них, избежать сужения ствола, а также исключить необходимость проработки и расширения ствола при посадке нового долота.

Но вместе с тем, эффективное использование ОЦЭ и, как следствие, удешевление стоимости проводки скважин до настоящего

времени в определенной мере сдерживаются несовершенством известных методик выбора конструкций КНБК и их геометрических параметров с указанием, в частности, величины равновесного угла для каждого типоразмера компоновки, условий стабилизации направления ствола как по зенитному углу, так и по азимуту, недостаточными исследованиями КНБК с радиально-упругими, демпферными и амортизаторными ОЦЭ, практическим отсутствием результатов аналитических исследований КНБК с эксцентричными ОЦЭ, обеспечивающих тот или иной вид принудительного вращения низа бурильной колонны в скважине с целью оперативного управления траекторией ствола, наблюдающимся на практике неучетом при выборе вооружения и размеров рабочих органов ОЦЭ условий взаимодействия их со стенками ствола скважины, механической прочностью разбуриваемых пород, а также незавершенностью начатых в свое время в отдельных нефтедобывающих регионах разработок по выбору конструкций КНБК повышенной устойчивости к воздействию горно-геологических и внешних технологических факторов.

В данной работе объектом исследований и технических разработок явилось создание полуавтоматических ОЦЭ повышенной износостойкости - устройств для центрирования низа бурильной колонны при строительстве наклонно направленных и горизонтальных скважин для целей нефте- и газодобычи, а также для возможности проработки и расширения скважины по всему стволу или по отдельным его интервалам. Приведены результаты промысловых испытаний разработанных конструкций ОЦЭ в режиме работы калибраторов, стабилизаторов, эксцентричных ниппелей, по которым представлены рекомендации по рациональному их применению в КНБК на основе расчета их рабочих диаметров для стабилизации зенитного угла.

1. ОПОРНО-ЦЕНТРИРУЮЩИЕ ЭЛЕМЕНТЫ

ДЛЯ ПРОВОДКИ ВЕРТИКАЛЬНЫХ, НАКЛОННО НАПРАВЛЕННЫХ И ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ СКВАЖИН

1.1. ХАРАКТЕРИСТИКИ, ТЕРМИНОЛОГИЯ, НАЗНАЧЕНИЕ

Опорно-центрирующие элементы являются особым видом технологического бурового инструмента для управления траекторией и диаметром ствола скважины в процессе бурения. К ним относят калибраторы, центраторы и стабилизаторы, входящие в компоновку нижней части бурильной колонны. Они применяются при проводке вертикальных, наклонных и горизонтальных скважин с целью повышения качества ствола и управления параметрами его искривления, снижения возможности возникновения осложнений и улучшения технико-экономических показателей бурения скважин/5//-Отличаются они друг от друга в основном по месту расположения в бурильной колонне и по длине.

Калибратор - калибрующее опорно-центрирующее устройство, предназначенное для расширения и калибрования ствола скважины по диаметру долота, центрирования и снижения радиальной вибрации долота и вала забойного двигателя, улучшения условий их работы, а также управления параметрами искривления ствола /4, 35,36, 85/.Его устанавливают непосредственно над долотом, иногда - между секциями утяжеленных бурильных труб (УБТ).

Согласно исследованиям А.Г.Калинина, необходимость применения калибраторов вызывается тем, что при бурении в твердых породах формируется ствол, поперечное сечение которого отличается от окружности, имеет форму многоугольника с числом вершин на единицу больше числа шарошек или лопастей долота /35,56,94 / ■ При этом диаметр ствола по просвету меньше диаметра использованного долота, но спуск шарошечного долота по такому

стволу протекает нормально в результате проскальзывания шарошек по вершинам полученного многоугольника. Кроме того, вследствие износа опоры и вооружения калибрующий диаметр долота после бурения некоторого интервала уменьшается, что приводит к снижению диаметра скважины. При бурении же в мягких и средней твердости породах в результате радиальной вибрации стойкость долота и межремонтный период работы забойных двигателей уменьшается. Длина калибратора соответствует 0,8-3 диаметрам долота, а его номинальный диаметр равен, как правило, диаметру последнего /54 /■

Центратор - опорно-центрирующее устройство, предназначенное для центрирования нижней части бурильной колонны и забойного двигателя с целью стабилизации параметров искривления ствола и управляемого изменения зенитного угла скважины /47 /. Они улучшают условия работы долот и забойных двигателей за счет предотвращения возникновения или уменьшения отклоняющей силы на долоте. Устанавливаются центраторы на корпусе забойного двигателя или в колонне бурильных труб. В первом случае они называются центраторами забойного двигателя, во втором - колонными центраторами /32 /. Длина центратора соответствует 3-8 диаметрам долота, а по диаметру он выполняется равным или на несколько миллиметров меньше последнего /54 / -

Стабилизатор - опорно-центрирующее устройство, предназначенное для стабилизации параметров искривления ствола и центрирования бурильной колонны / 30 /. Он может устанавливаться непосредственно над калибратором или в каком-либо другом месте КНБК, а также на корпусе забойного двигателя. Длина стабилизатора для роторного бурения может достигать 50 диаметров долота, но не превышает 12 м, а его рабочий диаметр подбирается по диаметру скважины /34 / •

Таким образом, нетрудно заметить, функции калибратора, стабилизатора и центратора примерно одни и те же. Поэтому в США, Канаде и ряде других стран весь опорно-центрирующих инструмент носит единое название стабилизаторов и не подразделяется ни на калибраторы, ни на центраторы.

За рубежом различают наддолотные и колонные стабилизаторы. Первые устанавливаются непосредственно над долотом или переводником, а последние обычно встраиваются в верхней части КНБК. Нередко стабилизатор выполняется как часть корпуса долота, что особенно характерно для алмазных долот. Он может быть частью снаряда для отбора керна или бурильной головки.

Все указанные опорно-центрирующие устройства, помимо своих основных функций, также уменьшают поверхность контакта низа бурильной колонны со стенками скважины и предотвращают или снижают возможность возникновения заклинивания и прихвата бурильной колонны / 36 /.

Расстояния от долота до места установки ОЦЭ определяются расчетным путем исходя из назначения КНБК: борьба с искривлением ствола, стабилизация, набор или снижение зенитного угла скважины (см.разд.2).

1.2. КЛАССИФИКАЦИЯ ОЦЭ И АНАЛИЗ СУЩЕСТВУЮЩИХ КОНСТРУКЦИЙ

Номенклатура запатентованных, выпускаемых промышленностью и используемых в бурении ОЦЭ весьма многообразна. Их условная классификация по конструктивным признакам и месту расположения в КНБК приведена на рис.1.

Наиболее часто встречающиеся на практике типы ОЦЭ рассмотрим более подробно.

Рис. i . Классификация опорно-центрируших элементов .

1.2.1. Лопастные ОЦЭ

Одними из самых распространенных типов ОЦЭ являются лопастные калибраторы и стабилизаторы, предназначенные для калибрования ствола скважины в мягких и средних породах и стабилизации положения бурильной колонны в процессе бурения. Отечественной промышленностью выпускаются и наиболее широко используются в бурении калибраторы моделей КЛ (с продольными относительно оси корпуса прямыми лопастями), КСИ (со спиральными лопастями) и СТ (с наклонными прямыми лопастями). Каждый из них может быть изготовлен в неразъемном и разъемном исполнении/36, 5\, ЬЪ/.

Калибратор КЛ в разъемном исполнении (рис.2, а) состоит из корпуса 1, сменной муфты 2, приваренных к ней лопастей 3, породоразрушающих элементов 4 и уплотнительного кольца 5. Корпус изготовляется из стали марки 40ХН с резьбами сЦ и с^ для соединения с бурильной колонной и резьбой ¿з под муфту 2. Муфта и лопасти - из углеродистой стали марки 40. Уплотнительное кольцо изготовляется из упругого материала и обеспечивает герметизацию зазора между корпусом и муфтой. В неразъемном исполнении (рис.2,б) состоит из корпуса 1, лопасти 2 с породоразрушающими элементами. Корпус представляет собой стальную бесшовную горячедеформированную трубу, изготовленную согласно ГОСТ 8731-74 с центральным проходом для промывочной жидкости. По обоим концам корпуса выполняются одинаковые конические замковые резьбы сЦ по ГОСТ 5286-75. Лопасти изготовляются из стали марки 40. Они выполняются в виде одинаковых планок со скошенными концами и армируются по периферийной, наружной и передней боковой поверхностям. Внутренней поверхностью каждая лопасть накладывается на корпус параллельно его оси на одинаковом удалении одна от другой и закрепляется на нем сварными швами. В качестве породоразрушающих

РеъьЬД а

Ей с

. 2. Лопастные калибраторы:

а - модификации ЮТ, . • б - модификации Щ-.1 , в - модификации КСИ,

N3

стаоилизатор алмазный.

элементов 3 обычно применяют твердосплавные вставки с плоской головкой. Промежутки между этими вставками наплавляются трубчато-зерновым релитом. В качестве породоразрушающих элементов могут быть использованы зерна дробленого вольфрамо-кобальтового твердого сплава (например, марки ВК-8), закрепляемые чугунным припоем, как в лопастных долотах.

Калибратор КСИ (рис.2, Ь ) отличается от калибраторов вышеописанных конструкций спиральной формой выполнения лопастей 3. Корпус 1, муфта 2, уплотнительное кольцо 5 и породоразрушаюгцие элементы 4 выполнены таким же образом, как и в калибраторе КЛ.

Среди зарубежных конструкций лопастных (плашечных) ОЦЭ в России наиболее широкое распространение получили стабилизаторы, выпускаемые ведущими американскими фирмами-производителями -«Drilco», «Security», «Baker Hughes INTEQ»/5159, М6ГН7, 120/.

Фирмой «Drilco» выпускаются стабилизаторы нескольких разновидностей, наибольший интерес вызывают ребристые и плашечные стабилизаторы.

Ребристый стабилизатор похож на лопастной калибратор Кл (см.рис. 2, а), но отличается от него крайне небольшой высотой рабочих органов 1 (рис.3, а) - ребер или выступов, составляющих обычно единое целое (т.н.моноблок) с корпусом инструмента или съемной муфтой 2. Съемная муфта может быть изготовлена из резины, алюминия или другого мягкого материала, не повреждающего внутренние стенки обсадной колонны. Количество ребер может быть равным четырем или шести в зависимости от размера стабилизатора. Ребра, как правило, выполняются параллельно образующим и оси муфты. Муфта обладает возможностью ограниченного продольного и свободного торсионного перемещения по наружной поверхности трубного корпуса. Это позволяет ей не вращаться с корпусом при

Рис. 3. Стабилизаторы фирмы "ЪгЛсо " а - ребристый;б - со сменной муфтой; в - сменная муфта.

контакте с обсадной колонной, но при ловильных работах она может входить с ним в зубчатое торцовое зацепление 3, как показано стрелками на рис. 3, а.

Плашечный стабилизатор (обозначается ИЛ¥Р) фирмы «Бпко» состоит из трубного корпуса, вставных плашек треугольного поперечного сечения и стопорных приспособлений. В корпусе выполняются продольные пазы под плашки. Плашка представляет собой сменный рабочий орган, точнее ту часть его, которая несет калибрующую поверхность, армированную обычно твердосплавными вставками. Это поверхность представляет собой часть цилиндра, контактирующего со стенной скважины и соответствующего по диаметру долоту. Стопорные приспособления представляют собой стяжные болты с гайками прямоугольной формы, препятствующие проворачиваю при их установке на дно паза, и штифты, вставляемые в хордовые отверстия корпуса. Болты предотвращают осевые смещения плашки, а штифты - радиальное. Изготовляются эти стабилизаторы в различных размерах, но паз одного и того же корпуса могут быть установлены плашки большей или меньшей высоты в зависимости от диаметра скважины.

Той же фирмой выпускается стабилизатор «Изи-Шенг» со съемной стабилизирующей муфтой 2 и составным трубным корпусом (рис.3, б). Муфта выполняется как единое целое с изогнутыми лопастями. Они располагаются таким образом, что перекрывают калибрующей поверхностью стенку скважины на 360°. Рабочие калибрующие поверхности лопасти армируются запрессовываемыми твердосплавными вставками (рис.3, в) или наплавкой твердого сплава. В каждой муфте выполняется по четыре лопасти. Верхняя часть корпуса, шпиндель 1 (рис.3, б) соединяется с муфтой 2 пазовым или шлицевым соединением.

Фирма «Security» выпускает лопастные стабилизаторы, в которых спиральные лопасти составляют единое целое с цилиндрическим корпусом. Особенность их (рис.4, а) заключается в выполнении их наподобие шнека таким образом, что калибрующие поверхности 1 контактируют со стенками скважины по максимальной площади и пересекаются широкими промывочными проемами 2, что обеспечивает очистку и охлаждение твердосплавных штырей, армирующих эти поверхности. Штыри располагаются со смещением как по окружности, так и по образующим цилиндрической калибрующей поверхности.

Фирма «Baker Hughes INTEQ» выпускает спиральные стабилизаторы разнообразных форм и конструкций. В частности, она изготовляет стабилизаторы с многозаходной шнековой спиралью, составляющей моноблок с трубным корпусом. По конструкции выфрезерованных промывочных каналов и внешнему виду они напоминают стабилизатор (см.рис. 4 , а) фирмы «Security». Выпускаются стабилизаторы и без выфрезеровки промывочного канала со спиральными приливами выступающими за цилиндрическую поверхность промывочных проемов корпуса. Эти приливы могут быть приварными, как в отечественных калибраторах (см.рис. 2 ,в), или составлять единое целое с корпусом. Более оригинальны конструкции разборного стабилизатора со сменной стабилизирующей муфтой (рис.5, а) отличающиеся от конструкции составного стабилизатора (см.рис. 3,6) фирмы «Drilco» не только иной посадкой муфты, но и формой выполнения наружных промывочных каналов и лопастей 1 между ними.

Наряду со стабилизаторами, оснащенными спиральными лопастями, данная фирма изготовляет и стабилизаторы с продольными рабочими выступами, в том числе и двухсекционной конструкции (рис.5, б). Армирование калибрующих поверхностей рабочих органов

а

а

Ш

Рис. Ь. Стабилизаторы Фирмы " 9есиг\{у " и их узлы:

а - лопастной стабилизатор; б - роликорый стабилизатор; в, з - рабочие органы роликового стабилизатора.

Рис. 5. Стабилизаторы фирмы " &акег Hughes INTEQ. а - разборный спиральный; б - секционный с продольными выступами-Л011астями

Оо

производится наплавкой защитного фирменного покрытия, вкраплением твердого сплава, запрессовкой твердосплавных штырей и пластин или внесением природных или синтетических алмазов,

1.2.1.1. Выдвижные калибраторы

Среди выдвижных наиболее известны калибраторы, разработанные в НПО «Казруд геология» под руководством В.В.Кириллова и Н.М.Усманова / 39 / . Их конструкция основана на выдвижении калибрующих лопастей из корпуса по мере их износа (рис. 6 ). В результате экономии на истирающих материалах происходит общее снижение затрат на буровые работы.

Калибратор указанной конструкции включается в КНБК и спускается в скважину. В процессе бурения при вращении бурильной колонны изнашиваются рабочие поверхности калибрующих лопастей. Принцип автоматического регулирования рабочего диаметра калибратора заключается в выдвижении элементов 2 вдоль оси 9 (рис. 6 ), связанной напрямую с износом лопасти 7 и конусной поверхности 5 при взаимодействии со стенкой 11 скважины. Так, при входе калибратора в зауженный участок скважины лопасть 7 внедряется в стенку 11 скважины и производит ее разрушение, калибруя скважину до номинального диаметра. По мере износа рабочей поверхности лопасти в контакт со стенкой скважины вступает конусная поверхность 5. Благодаря тому, что угол конуса при вершине элемента 2 равен удвоенному углу наклона отверстия 4, обеспечивается плотное прилегание к стенке 11 поверхности 5 на всей длине ее образующей. В результате действия сил трения происходит истирание контактирующих поверхностей и возникает реактивный момент, стремящийся повернуть элемент 2 вокруг оси 9 в направлении, обратном вращению калибратора. При направлении навивки резьбы

Рис. 6 .

Калибратор конструкции В.В.Кириллова и Н.М.Усманова

элемента 2, противоположном направлению вращения корпуса 1, происходит выворачивание его из последнего. Выдвижение сопровождается опережающим по сравнению с лопастью 7 износом поверхности 5, вследствие чего происходит самозаточка элемента 2. Таким образом, износ калибрующих лопастей, а, следовательно, и их радиальное выдвижение находятся в прямо пропорциональной зависимости от физико-механических свойств горных пород, т.е. микроизнос калибратора по диаметру постоянно компенсируется микровыдвижением элементов 2 из корпуса 1 на величину износа.

Преимущество устройства данной конструкции по сравнению с другими аналогами, которые ввиду своего весьма ограниченного применения на практике в данной работе не приводятся, заключается еще и в том, что калибратор может использоваться в режиме расширителя. Процесс расширения ствола скважины может быть произведен как в процессе бурения, так и после его окончания. В этом случае компенсация износа рабочего диаметра расширителя производится не только по мере износа рабочих поверхностей, но и в зависимости от того, на какую величину производится расширение ствола скважины.

1.2.1.2. Усовершенствованные конструкции лопастных ОЦЭ

Большой практический интерес представляют лопастные калибраторы и стабилизаторы с усовершенствованными отдельными узлами и элементами по сравнению с серийно выпускаемыми.

Как правило, основными недостатками существующих конструкций ОЦЭ наряду с невозможностью регулирования рабочего диаметра, в большинстве случаев, отсутствием возможности его компенсирования по мере износа калибрующих лопастей являются и неудовлетворительные условия охлаждения и промывки калибраторов, что приводит к их быстрому износу. Данная проблема отчасти

решается в сравнительно простой, но оригинальной конструкции калибратора, предложенной Я.Е.Кессельманом / 38 /.За счет улучшения охлаждения и промывки, а также возможности обеспечения изменения шага спирали лопасти в зависимости от условий проводки скважины значительно повышается надежность и долговечность калибратора в целом. Указанная цель достигается тем, что спиралеобразные лопасти калибратора предлагается выполнить из собранных на корпусе отдельных многоугольных шайбообразных элементов с режущими кромками, смещенными относительно друг друга. Согласно исследованиям автора указанной разработки, многоугольные элементы должны быть смещены друг относительно друга на величину, большую ширины режущей кромки с целью образования дополнительных проходов между краями кромок, которые обеспечат более интенсивную промывку и тепловод.

С целью повышения эффективности калибровки ствола скважины в процессе ее бурения за счет постоянного контакта износостойких вставок со стенкой скважины С.Я.Савреем предлагается часть периметра корпуса выполнить радиусом, равным радиусу долота, а износостойкие вставки расположить на этой части корпуса / 65 / ■ Таким образом можно обеспечить постоянный контакт износостойких вставок со стенкой скважины.

Увеличить срок службы лопастного калибратора и повысить качество калибрования ствола скважины за счет применения комбинированных режущих кромок предлагается М.П.Гулизаде и В.И.Авиловым / 24 /. Новизна конструкции такого калибратора заключается в том, что поверхности боковых граней каждой из лопастей перекручена на 180° по форме ленты Мебиуса, а другая - под тупым углом к корпусу (рис. 1 ).

й-А

Рис. 7.

Калибратор конструкции М.П.Гулизаяе и В. И. Авилова

Поверхности пересекаются в середине лопасти, причем поверхность грани, выполненная под острым углом к корпусу, в нижней части расположена по направлению вращения, а в верхней части - против вращения, и наоборот. Ребра граней предлагается армировать твердосплавными вставками.

Данный калибратор устанавливается на валу забойного двигателя. Собранная компоновка спускается в скважину на глубину интервала проработки ствола. По мере проработки ствола каждая лопасть калибратора сначала срезает уступы, имеющиеся на стенках скважины, а затем их шлифует, что позволяет добиться качественного калибрования ствола. После сработки граней, расположенных по ходу вращения. Калибратор извлекается из скважины, переворачивается и снова включается в компоновку. Сработанные грани располагаются со

стороны, противоположной направлению вращения калибратора, а калибровка осуществляется несработанными гранями лопастей 2.

По мнению авторов данной разработки, усовершенствование формы рабочих органов лопастного калибратора не только скажется положительно на качестве проводки ствола скважины, но и позволит увеличить срок службы ОЦЭ и, соответственно, сэкономить общие затраты на бурение как минимум в два-три раза /Д, 76/.

1.2.2. Шарошечные ОЦЭ

Шарошечные (роликовые) ОЦЭ предназначены для калибрования и проработки скважины в мягких и средних породах в процессе бурения и подготовки скважины под спуск обсадной колонны.

Среди отечественных конструкций шарошечных ОЦЭ можно выделить наиболее часто встречающиеся калибраторы модели КШ-3. В состав такого калибратора (рис. 8 ) входит корпус 1, шарошки 7, их оси 6, подшипники 5, упорные планки 2, винт 4 и стопорная шайба 3. В зависимости от исполнения корпуса выделяются две модификации калибратора: с приварными выступами - фланцами 8 и 9 (рис.$,а); с цельнокованым корпусом (рис.$7б). В первой модификации концы оси удерживаются в выступах - фланцах, а во второй - в гнездах корпуса. Корпус изготовляется из стали марки 40ХН. По оси корпуса просверливается центральный промывочный канал диаметром с1. Оба конца корпуса выполнены с присоединительной конической замковой резьбой по ГОСТ 5286-75. В средней части корпуса на одинаковом расстоянии друг от друга через 120° выполняются три продольных

Резьба сЬ

Д-й

Резьба ¿1

Б-В

Рис. 8. Шарошечные калибраторы модели КШ-3 а - с приварными фланцами; б - с цельнокованым корпусом.

наружных кармана под шарошки 7. Шарошки изготовляются из стали марки 20 ХНЗА; они выполнены в основном цилиндрической формы с фрезерованными зубьями, защищенными твердосплавным покрытием. Подшипники 5 и 6 изготовляются также из стали марки 20ХНЗА. Они выполнены в виде толстостенных шайб и воспринимают от шарошек и передают корпусу осевые нагрузки.

Определенный практический интерес представляет шарошечный калибратор конструкции И.В.Смирнова, описанный в /87 /. Его отличительной особенностью является широкий спект функциональных возможностей, реализуемых путем установки дополнительных калибрующих элементов - шарошек и вкладышей. Кроме этого, опоры шарошек-рад иально-упорные подшипники -выполнены длиной, равной длине первых и с криволинейным пазом

Заключение диссертации по теме «Бурение скважин», Самушкин, Владлен Владимирович

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

В представленной диссертационной работе приведены исследования применения полуавтоматических опорно-центрирующих элементов с выдвижными рабочими органами повышенной износостойкости и регулируемого рабочего диаметра в условиях проводки наклонно направленных скважин. По проведенным исследованиям получены следующие результаты:

1. Разработана методика расчета КНБК для наклонных и горизонтальных скважин, исключающая влияние на долото упругой пространственной деформации расположенного над забойным двигателем участка колонны труб. Получены формулы для определения рабочих диаметров ОЦЭ в зависимости от условий стабилизации зенитного угла и азимута скважины для наиболее распространенных конструкций КНБК.

2. Проанализированы недостатки серийных конструкций и разработаны новые типы полуавтоматических ОЦЭ - калибраторов моделей КПр, КС и ЭН, обладающих возможностью регулирования рабочего диаметра перед спуском в скважину. Разработанные конструкции ОЦЭ защищены патентами Российской Федерации и внедрены в производство.

3. Составлена универсальная программа расчета КНБК на ЭВМ и произведен сравнительный анализ устойчивости компоновок в зависимости от изменения технологических параметров режимов проводки наклонно направленных скважин. Даны рекомендации по выбору рациональных конструкций КНБК, в том числе с полуавтоматическими ОЦЭ разработанных моделей.

4. Создан специальный гидравлический стенд для калибровки рабочего диаметра и опресовки опытных образцов ОЦЭ, проведены стендовые испытания и их промысловая отработка на 24 скважинах. По результатам исследования работы ОЦЭ в зависимости от горногеологических условий проанализирован характер износа рабочих поверхностей лопастей в зависимости от применения калибраторов на участках стабилизации, набора или спада зенитного угла.

5. Произведен расчет экономической эффективности (приложение В), полученной от внедрения калибраторов моделей КПр и КС в условиях АНК «Башнефть», эффект по указанным моделям составил 642618 руб. и 1223244 руб. соответственно. Расчет обосновывает целесообразность применения данных ОЦЭ.

Таким образом калибраторы с регулируемым рабочим диаметром уже сегодня должны доминировать в составе используемых для проводки наклонно направленных скважин и применяться в комплексе в зависимости от назначения КНБК и реальных условий бурения на данном месторождении.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ.

Список литературы диссертационного исследования кандидат технических наук Самушкин, Владлен Владимирович, 1998 год

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Абдумажитов A.A., Ханбабаев A.A., Абдуллаев P.P. Шарошечный калибратор. - Авт.свид.СССР № 1684462 от 31 января 1989, опубл.в БИ № 38, 1991.

2. Авторский надзор за внедрением, текущая модернизация конструкций и создание новых типоразмеров серии полуавтоматических опорно-центрирующих элементов (ОЦЭ) с самовыдвигающимися ребрами. А.Ш.Янтурин, Д.К.Белозерова, В.В.Самушкин и др. - Отчет о НИР и ОКР по теме 2179.- Уфа: БашНИПИнефть, 1997. - 46 с.

3. Агаев Г.Х., Сакович Э.С., Гендлер Б.Л., Оганов Г.С. Компоновка низа бурильной колонны для предупреждения прихвата инструмента. Нефт. хоз-во, 1986, № 7. С. 16-18.

4. Акбулатов Т.О., Левинсон Л.М. Расчеты при бурении наклонно направленных скважин: Учебное пособие. - Уфа: Изд-во УГНТУ, 1994. - 68 с.

5. Аль-Эзеридж Х.А. Расчет жесткости турбобуров. Изв. вузов. Сер. Нефть и газ.- 1968 г. № 3.- С 29-30.

6. Амиров Р.Г., Ширинов Б.А., Остановская Л.Б. Калибратор. -Авт.свид.СССР № 868052 от И сентября 1979, опубл.в БИ № 36, 1981.

7. Архименко В.Е., Комаров Н.В., Лисовин Е.Г. Кольматирующий состав для скважин. - Авт.свид. СССР № 1196489 от 21 апреля 1984, опубл. в БИ № 45, 1985.

8. Барабашкин И.И., Новиков А.Г. Передвижной центраторзабойного двигателя. - Авт.свид. СССР № 1451253 от 4 января 1987, опубл.в БИ № 2, 1989.

9. Барановский В.Д., Булатов А.И., Крылов В.И. Крепление и цементирование наклонных скважин.-М.: Недра, 1983. - 352 с.

10. Беликов В.Г., Булатов А.И., Уханов Р.Ф. Промывка при бурении, креплении и цементировании скважин. - М.: Недра, 1974. - 240 с.

И. Беляев В.Н., Калинин А.Г., Солодский K.M., Федоров А.Ф. Расчет компоновок нижней части бурильной колонны. -М.: Недра, 1977. -122 с.

12. Бикмухаметова Г.И., Самигуллин В.Х. Анализ технико-экономических показателей бурения горизонтальных скважин в АНК Башнефть. - Сб. трудов БашНИПИнефть. - Уфа: Изд. БашНИПИнефть, 1995. -Вып.90. - С.94-100.

13. Блажевич В. А., Уметбаев В.Г. Справочник мастера по капитальному ремонту скважин. - М.: Недра, 1985. - 208 с.

14. Бурение наклонно направленных скважин роторным способом. В.Ф.Буслаев, И. А. П летников, А.С.Гуменюк, Н.С.Гаджиев. ВНИИОЭНГ. Обзор, информация. Сер. Бурение, 1986. - Вып.6. -74 с.

15. Буринский Г.Г., Ивановская Н.И., Чернышов A.A. Регулируемый шарошечный калибратор. - Авт.свид.СССР от 14 июня 1988, опубл.в БИ № 34, 1991.

16. Векерик В.М., Мойсишин В.М. Определение динамической составляющей осевой нагрузки на долото по данным колебаний верхней части бурильной колонны. Изв.вузов. Сер. Нефть и газ. -1986, №4. - С. 22-26.

17. Временное руководство по технологии бурения боковых направленных стволов из обсаженных скважин. РД 39-00147275028-96. - Уфа: Изд. БашНИПИнефть, 1996. - 16 с.

18. Выбор компоновки низа бурильной колонны для бурения скважин. Л.Б.Измайлов, Р.Н.Марченко, А.И.Овечкин. ВНИИОЭНГ. Обзор, информация. Сер. Бурение, 1986.- Вып. 18. - 50 с.

19. Галайко В.В., Кисляков В.Е., Слаута О.Н. Устройство для расширения ствола скважины. - Авт.свид.СССР № 1668613 от 5 июня 1989, опубл.в БИ № 29, 1991.

20. Голубенко В.Д. Протектор для бурильных труб. - Авт. свид. СССР № 1465537 от 15 марта 1989, опубл. в БИ № 10, 1989.

21. Григорян H.A. Бурение наклонных скважин уменьшенных и малых диаметров.-М.: Недра, 1974,- 240 с.

22. Григулецкий В.Г. Теоретические основы управления движением долота и компоновкой нижней части бурильной колонны при бурении глубоких скважин в сложных геологических условиях. -Дисс.на соискание уч.степени доктора техн.наук. - Краснодар, 1990.

23. Губарев A.C., Сейфи Р.Н., Мардахов A.A., Кисельман Я.И. Центратор. - Авт.свид.СССР № 832036 от 13 апреля 1979, опубл.в БИ № 19, 1981

24. Гулизаде М.П., Авилов В.И. Калибратор. - Авт.свид.СССР № 1384708

25. Гулизаде М.П., Мамедтагидзаде А.М. Центратор забойных двигателей. - Авт.свид.СССР № 1458552 от 30 января 1987, опубл.в БИ № 6, 1989.

26. Гулизаде М.П., Сушон Л.Я., Емельянов П.В., Кауфман Л.Я. К расчету компоновки низа бурильной колонны, применяемой для безориентированного управления зенитным углом. Нефт. хоз-во, 1974. № 1. С. 13-16.

27. Гусак A.A., Гусак Г.М. Справочник по высшей математике. -Минск: Наука и техника, 1991. - 480 с.

28. Давлетбаев М.Г., Кагарманов Н.Ф. Уменьшение диаметра скважин при бурении шарошечными долотами и выбор размеров алмазных долот и стабилизаторов. Нефт. хоз-во, 1971, № 7.С. 1-3

29. Ильский А.Л., Миронов Ю.В., Чернобыльский А.Г. Расчет и конструирование бурового оборудования. - М.:Недра,1995.-456с

30. Инструкция по бурению наклонно направленных кустовых скважин в Башкирии. СТО 03-144-90 - Уфа: Изд. БашНИПИнефть,

1990. - 81 с.

31. Иогансен К.В. Спутник буровика. - М.: Недра, 1990. - 304 с.

32. Исаченко В.Х. Инклинометрия скважин. - М.: Недра, 1987. - 212 с.

33. Ишемгужин Е.И., Ямалиев В.У. и др. Способ определения степени износа породоразрушающего инструмента. - Авт. свид. СССР № 1427059 от 8 сентября 1986 года.

34. Кагарманов Н.Ф., Давлетбаев М.Г. Особенности развития техники и технологии строительства скважин в объединении Башнефть. -Сб. трудов БашНИПИнефть. - Уфа: Изд. Баш НИПИнефть, 1992. - Вып.86. - С. 10-17.

35. Калинин А.Г. Искривление скважин. - М.: Недра, 1974. - 304 с.

36. Калинин А.Г., Григорян H.A., Султанов Б.З. Бурение наклонных скважин. - М.: Недра, 1990. - 352 с.

37. Каплун В.А., Князев И.К., Центратор. - Авт.свид.СССР № 751957 от 4 ноября 1978, опубл.в БИ № 28, 1980.

38. Кесельман Я.Е., Мясновский Е.Г., Смовженко A.A. Калибратор. -Авт.свид.СССР № 976011 от 30 декабря 1980, опубл.в БИ № 43, 1982.

39. Кириллов В.В., Усманов Н.М., Бочаров С.И. Калибратор и способ его изготовления. - Авт.свид.СССР № 1819970 от 4 декабря 1989, опубл.в БИ № 21, 1993.

40. Корн Г., Корн Т. Справочник по математике. - М.: Недра, 1973. - 800 с.

41. Крикуренко С.Н., Со лоха Е.П., Моложон Ю.В. Калибратор. -Авт.свид.СССР № 1670085 от 31 июля 1989, опубл.в БИ № 30,

1991.

42. Левинсон Л.М. Исследование работы отклоняющих систем при бурении наклонных скважин. - Автореферат дисс. на соискание уч. степени канд. техн. наук. - Уфа, 1971. - 22 с.

43. Левченко А.Т., Лищинский С.П., Мардахаев A.A. Калибратор. -Авт.свид.СССР № 1002502 от 7 мая 1981, опубл.в БИ № 9, 1983.

44. Лугуманов М.Г. Разработка аппаратуры и методов получения забойной информации по гидроакустическому каналу связи и ее использование при решении геолого-геофизических и технологических задач проводки скважин. - Автореферат дисс. на соискание уч. степени канд. техн. наук. - Уфа, 1971. - 26 с.

45. Лукьянов Э.Е. Исследование скважин в процессе бурения. - М.: Недра, 1978. - 248 с.

46. Лягов A.B., Чистов Д. И., Султанов Б.З., Сулейманов В. И. Результаты применения гироскопического регулятора азимута в условиях ПО Башнефть. - Сб. трудов БашНИПИнефть - Уфа: Изд. БашНИПИнефть, 1992. - Вып. 86. - С.55-62.

47. Мавлютов М.Р., Алексеев Л.А., Вдовин К.И. Технология бурения глубоких скважин. - М.: Недра, 1982. - 192 с.

48. Маковей Н. Гидравлика бурения. - М.: Недра, 1986.- 536 с.

49. Мамедбеков O.K. Влияние реактивного момента турбобура на изменение азимута наклонных скважин. Нефть и газ. 1981. - № 11. - С. 19-22.

50. Марченко Р.Н., Измайлов Л.Б. Наддолотный калибратор-стабилизатор. - Авт.свид.СССР № 899835 от 29 ноября 1979, опубл.в БИ № 3, 1982.

51. Масленников И.К. Буровой инструмент. - М.: Недра, 1989.- 432с.

52. Мельничук И.П., Пинчук Н.П., Плюскин A.A. Шарошечный калибратор. - Авт.свид.СССР № 1819971 от 5 марта 1990, опубл.в БИ № 21, 1993

53. Методические указания по определению экономической эффективности новой техники, изобретений и рационализаторских предложений в нефтедобывающей промышленности. РД 39-0147035202-86. - М. 1986. - 158 с.

54. Мирзаджанзаде А.Х., Керимов З.Г., Копейкис М.Г. Теория колебаний в нефтепромысловом деле. - Баку: Миариф, 1976-262с.

55. Моложон Ю.В., Крикуненко С.Н., Со лоха Е.П. Наддолотный стабилизатор. - Авт.свид.СССР № 1760074 от 29 августа 1989, опубл.в БИ № 33, 1992.

56. Моложон Ю.В., Солоха Е.П., Ковшуля К.Ф., Крикуренко С.Н. Стабилизатор. - Авт.свид.СССР № 1652502 от 22 февраля 1988, опубл.в БИ № 20, 1991.

57. Научно-техническое и технологическое обеспечение строительства скважин, бурение боковых стволов и разведочных скважин малого диметра в АНК «Башнефть». В.Х.Самигуллин, А.Ш.Янтурин, В.В.Самушкин и др. - Отчет о НИР и ОКР по теме 2182. - Уфа: БашНИПИнефть, 1998. - 179 с.

58. Оганов С.А., Гасанов И.З. К вопросу о безориентированном управлении зенитным углом и азимутом скважины. - Уч.зап. АзИНЕФТЕХИМа, 1975. - Сер.9. - № 5. - С.31-35.

59. Подбор компоновок низа бурильной колонны для безориентированного бурения скважин за рубежом.

B.О.Белоруссов. ВНИИОЭНГ. Обзор. Информация. Сер. Бурение, 1988. - Вып.8 - 52 с.

60. Поддубный Э.Г. Об использовании эксцентрика в забойных самоориентирующихся системах. - В.кн.: Разведка и разработка нефтяных и газовых месторождений. - Львов: Вища школа, 1979. -

C. 68-71.

61. Разработка конструкций калибраторов 215,9 мм для наклонных и горизонтальных скважин с регулируемым рабочим диаметром, компенсацией износа и выдвижными ребрами. А.Ш.Янтурин,

B.Ф.Савельев, В.В.Самушкин и др. - Отчет о НИР и ОКР по теме 2136,- Уфа: БашНИПИнефть, 1995. - 182 с.

62. Райхерт Л. А., Фрыз И.М., Орлов A.B., Поташников В. Д. Направленное бурение скважин в анизотропных породах роторным способом ступенчатыми КНБК. ВНИИ бур. техн., 1985, N° 61.

C.143-153.

63. Регулирование траектории и диаметра ствола скважины с помощью радиально-упругих устройств. Ю.М.Гержберг. ВНИИОЭНГ. Озор. Информация. Сер. Бурение, 1987. - Вып.1 - 56 с.

64. Результаты бурения наклонно направленных скважин с применением КНБК-СА. Сафиуллин P.P., Лягов A.B., Султанов Б.З. - Вуз. наука -научно-техн.прогрессу. Тез.докл. Респ. научно-техн. конф. - Уфа, 1986. - С.28-30.

65. Саврей С.Я. Калибратор. - Авт.свид.СССР Я? 1148960 от 23 апреля 1980, опубл.в БИ № 13, 1985.

66. Самигуллин В.Х. Забойные компоновки для управления траекторией горизонтальных скважин. - Сб.трудов БашНИПИнефть. -Уфа: Изд. БашНИПИнефть, 1992. - Вып.86. - С. 42-47.

67. Самигуллин В.Х., Напольский В.А., Андреев В.К., Пьянков В.А. Скоростная проводка горизонтальной скважины в Пермской области. - Сб. Трудов БашНИПИнефть. - Уфа: Изд. БашНИПИнефть, 1995. -Вып.90. - С.18-25.

68. Самушкин В.В. Волновые гидроакустические генераторы для виброобработки прискважинной зоны скважины. - Мат. научно-техн. конф. молодых ученых и специалистов БашНИПИнефть. -Уфа.: Изд. БашНИПИнефть, 1995. - С.24-25.

69. Самушкин B.B. Выбор параметров КНБК для участка стабилизации зенитного угла наклонно направленной скважины. -Сб.аспиратнских работ БашНИПИнефть. - Уфа:

Изд.БашНИПИнефть, 1998. - с.19-22.

70. Самушкин В.В. Опорно-центрирующий инструмент повышенной износостойкости. - Мат. научно-техн. конф. Молодых ученых и специалистов БашНИПИнефть. - Уфа.: Изд. БашНИПИнефть, 1995. - С.26-27.

71. Самушкин В.В. Результаты промысловых испытаний полуавтоматических калибраторов и стабилизаторов регулируемого рабочего диаметра. - Уфа: Изд.БашНИПИ-нефть, 1998. - с.22-23.

72. Самушкин В.В., Байков P.A., Савельев В.Ф. Полуавтоматические калибраторы регулируемого диаметра для проводки наклонно направленных скважин. - Сб. аспирантских работ БашНИПИнефть. - Уфа: Изд. БашНИПИнефть, 1996. - С. 105-108.

73. Самушкин В. В., Низамов Д. И. Методы волновой обработки прискважинной зоны пласта. Гидродинамические и гидроакустические генераторы. - Сб. аспирантских работ БашНИПИнефть. - Уфа: Изд. БашНИПИнефть, 1996. - С. 101-104.

74. Самушкин В.В., Сачко И.М. Гидроимпульсная поличастотная очистка прискважинной зоны пласта. Гидрогенераторы для виброобработки прискважинной зоны. - Мат. научно-техн. конф. молодых ученых и специалистов БашНИПИнефть. - Уфа.: Изд. БашНИПИнефть, 1995,- С.25-26.

75. Сароян A.B., Щербюк Н.Д., Якубовский Н.В. Трубы нефтяного сортамента. - М.: Недра, 1976. - 504 с.

76. Сафиуллин P.P. Виброгаситель - центратор бурильного инструмента. - Патент РФ № 2106469 от 12 мая 1996, опуб. В БИ № 7, 1998.

77. Сафиуллин P.P., Султанов Б.З., Лягов A.B., Панков A.B. Центратор бурильного инструмента. - Авт.свид.СССР № 1458551 от 12 ноября 1986, опубл. В БИ № 6, 1989.

78. Сафонов Б.Ф., Солодский K.M., Калинин А.Г. и др. Калибратор. -Авт. свид. СССР № 2523707 от 30 августа 1978 года, опубл. в БИ № 32, 1978.

79. Сеид-Рза М.К., Манафов С. Т., Гусейн-Заде М.М. и др. Гидравлический центратор. - Авт. свид. СССР № 1436090 от 7 июля 1972 года, опубл. в БИ № 21, 1972.

80. Середа И.Г., Муравьев В.М. Основы нефтяного и газового дела. -М.: Недра, 1980. - 286 с.

81. Середа Н.Г., Соловьев Е.М. Бурение нефтяных и газовых скважин. М.: Недра, 1974. - 380 с.

82. Сесюнин H.A., Утробин A.C. Влияние диаметра калибратора на азимутное искривление скважин. - РНТС Бурение. - ВНИИОЭНГ, 1982. - № 2. - С. 8-9.

83. Ситдыков Г..А., Рахматуллина В..А., Нургалеев P.M., Левинсон Л.М. К расчету системы: долото-центратор ниппеля турбобура -турбобур. - Сб.трудов УНИ.- Уфа: Изд. УНИ, 1969. - Вып. УП.

84. Ситдыков Г.А., Нургалеев P.M., Левинсон Л.М. Центрирующее устройство для бурения глубоких вертикальных и наклонно направленных скважин. - Сб.трудов УНИ,- Уфа: Изд. УНИ, 1969. -Вып. УП.

85. Ситдыков Г.А., Нургалеев P.M., Юнусов М.М., Левинсон Л.М. Влияние осевой нагрузки на величину отклоняющего усилия на долоте. - Мат. Респ. научно-техн. конф. работников нефтегазовой, нефтехимической и нефтеперерабатывающей пр-ти Башкирии. -Уфа, 1970.

86. Ситдыков Г.А., Юпусов М.М., Гайсин P.M., Левинсон Л.М. Центробежный центратор-калибратор.- Авт.свид.СССР

№ 606994 от 4 апреля 1975, опубл.в БИ № 18, 1978.

87. Смирнов И.В. Шарошечный калибратор. - Авт.свид.СССР № 1717785 от 25 декабря 1989, опубл.в БИ № 9, 1992.

88. Создание полуавтоматических калибраторов с компенсацией износа, регулируемого рабочего диаметра. А.Ш.Янтурин, В.Ф.Савельев, В.В.Самушкин и др. - Отчет о НИР и ОКР по теме 2170.- Уфа: БашНИПИнефть, 1996. - 40 с.

89. Султанов Б.З. Продольная устойчивость стержня при деформации в формуле винтовой спирали. Машины и оборудование для бурения и эксплуатации нефтяных и газовых скважин. Межвуз. науч.-тематич. Сборник УНИ. -Уфа: Изд. УНИ, 1982. С.3-8.

90. Султанов Б.З. Управление устойчивостью и динамикой бурильной колонны. -М.: Недра, 1991.-208 с.

91. Султанов Б.З., Ишемгужин Е.И., Шаммасов Н.Х., Сорокин В.Н. Работа бурильной колонны в скважине. - М.: Недра, 1973. - 216 с.

92. Султанов Б.З., Сафиуллин P.P., Лягов А.В. Применение глубинного демпфера для стабилизации зенитного угла и азимута скважины. Нефт. х-во, 1986. N° 3. С. 19-21.

93. Султанов Б.З., Янтурин А.Ш., Ишемгужин Е.И. Поперечные колебания бурильной колонны по данным промысловых исследований. - Мат.вос.конф. по динамике и прочности нефтепром. оборуд. - Баку: Изд. АзИНЕФТЕХИМа, 1974. - С.73-76.

94. Сушон Л.Я., Емельянов П.В., Муллагалиев Р.Т. Управление искривлением наклонных скважин в Западной Сибири. - М.: Недра, 1988. - 128 с.

95. Сыромятников А.Н. Стабилизатор. - Авт.свид.СССР № 1629464 от 20 апреля 1987, опубл.в БИ № 7, 1991.

96. Сыртланов Н.Р., Левинсон Л.М., Крючков Ю.В. Определение жесткости электробуров. Машины и оборудование нефтяных и газовых промыслов. Межвуз. науч.-тематич. сборник № 1, 1978. -С.20-21.

97. Тимошенко С.П., Гудьер Д. Теория упругости: Пер.с анг. Под ред. Г.С.Шапиро. - М.: Наука, 1979. - 560 с.

98. Феодосьев В.И. Сопротивление материалов. - М.: наука, 1972. - 544 с.

99. Хамзин Ш.Х., Биишев А.Г., Байков P.A. Центратор. -

Авт.свид.СССР № 17160778 от 16 декабря 1988, опубл.в БИ № 8, 1992.

100. Экспериментные исследования процесса струйной кольматации проницаемых сред. Мавлютов М.Р., Поляков В.Н., Байраков М.Н., Аглиуллин А.Х. - Вуз наука - научно-техн. прогрессу. Тез.докл. Респ. научно-техн. конф. - Уфа, 1986. - С. 45-48

101. Яворский Б.М., Детлаф A.A. Справочник по физике.-М.: Наука, 1974. - 944 с.

102. Янтурин А.Ш., Кузнецов В.Ф., Султанов Б.З. Расчет на усталостную прочность пространственно деформированной бурильной колонны. - В.кн.: Нефтепромысловые трубы. Куйбышев: Изд. ВНИИТнефть, 1977. - С.22-30.

103. Янтурин А.Ш. Влияние параметрических колебаний на долговечность упруго-деформированной многоопорной балки. -В.кн.: Тр. 8-ой научно-техн. конф. ф-та матем. Знаний Куйбыш. политехи, ин-та. - Куйбышев, 1984. - 4.2, с.281-286.

104. Янтурин А.Ш. К вопросу о релаксационных колебаниях продольно сжатых стержней при наличии геометрических связей на перемещения.В.кн.:Тр.8-ой научно-техн.конф.ф-та матем. знаний Куйбыш. политехи .ин-та. -Куйбышев ,1984.-4.2,с.271-280.

105. Янтурин А.Ш. К исследованию упругой деформации направляю-щего участка бурильной колонны в искривленной скважине. -В.кн.: Глубинное оборудование для бурения и эксплуатации нефтяных и газовых скважин. - Уфа: Изд. УНИ, 1977. - С. 86-90.

106. Янтурин А.Ш. Кольмататор. - Патент РФ № 2107802 от 22 марта 1996, опубл. БИ № 9, 1998.

107. Янтурин А.Ш. Об упругой деформации бурильной колонны и периодичности разгрузки ее на забой скважины. - Изв. вузов. Сер. Нефть и газ, 1986, № 3. - С. 27-32.

108. Янтурин А.Ш. Передовые методы эксплуатации и механика бурильной колонны. - Уфа.: Баш. кн. изд-во, 1988. - 168 с.

109. Янтурин А.Ш., Давлетбаев М.Г., Красильников A.A., Стрелков В.И. Аспекты физического ствола скважины, охраны недр и окружающей среды. - Сб. трудов БашНИПИнефть.- Уфа: Изд. БашНИПИнефть, 1992. - Вып.86. - С. 191-202.

110. Янтурин А.Ш., Давлетбаев М.Г., Самушкин В.В. Повышение качества вскрытия пласта с минимизацией загрязнения прискважинной зоны. -Сб. трудов БашНИПИнефть.- Уфа: Изд. БашНИПИнефть, 1995. -Вып.90.- С. 11-17.

111. Янтурин А.Ш., Самушкин В.В. Центратор. - Патент РФ № 2127794 от 22 марта 1996, опуб. в БИ № 8, 1999.

112. Янтурин А.Ш., Самушкин В.В., Низамов Д.И. Влияние технологии первичного вскрытия пласта на интенсивность загрязнения ПЗП. -Мат. научно-техн.конф. преподавателей и сотрудников УГНТУ. - Уфа: Изд.УГНТУ, 1996.- С. 109-111.

113. Янтурин А.Ш., Султанов Б.З. Спиральная деформация колонны труб в наклонной скважине. - Изв. вузов. Сер. Нефть и газ. 1977, № 5. - С. 15-20

114. Яремийчук Р.С., Кагмар Ю.Д. Вскрытие продуктивных горизонтов и освоения скважин. - Львов: Вища школа, 1982. - 152 с.

115. Яремийчук Р.С., Семак Г.Г. Обеспечение надежности и качества стволов глубоких скважин. -М.: Недра, 1982.-188 с.

116. Meehan D.Nathan. Technoloqy vital for horizontal well success.// Oil & Gas Journal, week of December 11, 1995. - Pp. 39-46.

117. Sarma Hemanta K., Kenji Ono. Horizontal wells prove versatile for improved oil recovery.// Oil & Gas Journal, week of December 11, 1995. - Pp. 47-56.

118. Chapman Paul, Good Alan. Drillinq enqineerinq packaqe used for extended reach prodect.// Oil & Gas Journal, week of February 20, 1995. - Pp. 48-53.

119. Gary S.C. Cjiled tubinq drillinq reguires economic and technical analyses.// Oil & Gas Journal, week of February 20, 1995. - Pp. 59-62.

120. Rizk Georqe, Clouqh Mike. Inteqrated services help drill horizontal well ahead of schedule.// Oil & Gas Journal, week of March 14, 1994. - Pp. 65-68.

121. Schroeder Tom, Mathis Dan, Howard Ron. Teamwork and qeosteerinq pay off in horizontal project.// Oil & Gas Journal, week of February, 27, 1995.- Pp. 33-39.

122. Directional drillinq: the state of the art.// Bakke Steiner. - Quart J. Techn. Pap. Inst.Petrol., Jan - March, 1986. - Pp. 49-54.

123. Heysse Dale R. Sonic Loqqinq - while - drillinq tool produces wire line guality data.// Oil & Gas Journal, week of March 11, 1996. -Pp. 71-75.

124. Method for combined jet and mechanical drillinq // Reichman James R. - Flowdrill Corp. USA, № 4624327, 1986.