Технічні засоби та технології вивільнення прихопленої металевої бурильної колони

З метою залучення більш широкого кола металофізиків до пошуку нових та удосконалення наявних матеріялів у сфері нафтогазовидобування проведено огляд наявних технічних засобів і конструкцій механізмів, що використовуються при ліквідації прихоплень металевого бурильного інструменту. Виконано бібліогра...

Повний опис

Збережено в:

Бібліографічні деталі
Дата:	2018
Автор:	Левчук, К.Г.
Формат:	Стаття
Мова:	Ukrainian
Опубліковано:	Інститут металофізики ім. Г.В. Курдюмова НАН України 2018
Назва видання:	Металлофизика и новейшие технологии
Теми:	Физика прочности и пластичности
Онлайн доступ:	http://dspace.nbuv.gov.ua/handle/123456789/133449
Теги:	Додати тег Немає тегів, Будьте першим, хто поставить тег для цього запису!
Назва журналу:	Digital Library of Periodicals of National Academy of Sciences of Ukraine
Цитувати:	Технічні засоби та технології вивільнення прихопленої металевої бурильної колони / К.Г. Левчук // Металлофизика и новейшие технологии. — 2018. — Т. 40, № 1. — С. 45-137. — Бібліогр.: 230 назв. — укр.

Репозитарії

Digital Library of Periodicals of National Academy of Sciences of Ukraine

id	irk-123456789-133449
record_format	dspace
spelling	irk-123456789-1334492018-05-28T03:03:01Z Технічні засоби та технології вивільнення прихопленої металевої бурильної колони Левчук, К.Г. Физика прочности и пластичности З метою залучення більш широкого кола металофізиків до пошуку нових та удосконалення наявних матеріялів у сфері нафтогазовидобування проведено огляд наявних технічних засобів і конструкцій механізмів, що використовуються при ліквідації прихоплень металевого бурильного інструменту. Виконано бібліографічний огляд сучасних технологій вивільнення прихопленої бурильної колони механічними способами, а також наявних математичних моделів процесів ліквідації прихоплень бурильного інструменту. Розглянуто фізичні та математичні динамічні моделі бурової установки та технічних засобів боротьби з ускладненнями й аваріями. Проведено аналізу наявних метод і математичних моделів для вивчення динаміки роботи металевої бурильної колони при геологорозвідувальних роботах і бурінні. С целью привлечения более широкого круга металлофизиков к поиску новых и усовершенствованию используемых материалов в сфере нефтегазодобычи проведён обзор имеющихся технических средств и конструкций механизмов, используемых для ликвидации прихватов металлического бурильного инструмента. Выполнен библиографический обзор современных технологий освобождения прихваченной бурильной колонны механическими способами, а также имеющихся математических моделей процессов ликвидации прихватов бурильного инструмента. Рассмотрены физические и математические динамические модели буровой установки и технических средств борьбы с осложнениями и авариями. Проведён анализ имеющихся методов и математических моделей для изучения динамики работы металлической бурильной колонны при геологоразведке и бурении. In order to increase the involvement of metallophysicists in the search for new materials and improving used ones in the field of oil-and-gas production, in the presented article, the review of available engineering tools and designs of gears, which are used for releasing of the stuck metal drilling tools, is given. A bibliographic reviewing of both state-of-the-art technologies of freeing of the stuck drilling string by means of the machine-driven methods and available mathematical models of processes of releasing of the stuck drilling tools is carried out. The physical and mathematical dynamical models of both drilling rig and engineering tools for effort to bring down problems and accidents are considered. An analysis of available methods and mathematical models for studying the operating dynamics of the metal drilling string during geological exploration work and well drilling is made. 2018 Article Технічні засоби та технології вивільнення прихопленої металевої бурильної колони / К.Г. Левчук // Металлофизика и новейшие технологии. — 2018. — Т. 40, № 1. — С. 45-137. — Бібліогр.: 230 назв. — укр. 1024-1809 PACS: 02.60.Cb, 45.20.dc, 62.20.Qp, 62.25.-g, 81.05.Bx, 89.20.Bb, 89.20.Kk DOI: https://doi.org/10.15407/mfint.40.01.0045 http://dspace.nbuv.gov.ua/handle/123456789/133449 uk Металлофизика и новейшие технологии Інститут металофізики ім. Г.В. Курдюмова НАН України
institution	Digital Library of Periodicals of National Academy of Sciences of Ukraine
collection	DSpace DC
language	Ukrainian
topic	Физика прочности и пластичности Физика прочности и пластичности
spellingShingle	Физика прочности и пластичности Физика прочности и пластичности Левчук, К.Г. Технічні засоби та технології вивільнення прихопленої металевої бурильної колони Металлофизика и новейшие технологии
description	З метою залучення більш широкого кола металофізиків до пошуку нових та удосконалення наявних матеріялів у сфері нафтогазовидобування проведено огляд наявних технічних засобів і конструкцій механізмів, що використовуються при ліквідації прихоплень металевого бурильного інструменту. Виконано бібліографічний огляд сучасних технологій вивільнення прихопленої бурильної колони механічними способами, а також наявних математичних моделів процесів ліквідації прихоплень бурильного інструменту. Розглянуто фізичні та математичні динамічні моделі бурової установки та технічних засобів боротьби з ускладненнями й аваріями. Проведено аналізу наявних метод і математичних моделів для вивчення динаміки роботи металевої бурильної колони при геологорозвідувальних роботах і бурінні.
format	Article
author	Левчук, К.Г.
author_facet	Левчук, К.Г.
author_sort	Левчук, К.Г.
title	Технічні засоби та технології вивільнення прихопленої металевої бурильної колони
title_short	Технічні засоби та технології вивільнення прихопленої металевої бурильної колони
title_full	Технічні засоби та технології вивільнення прихопленої металевої бурильної колони
title_fullStr	Технічні засоби та технології вивільнення прихопленої металевої бурильної колони
title_full_unstemmed	Технічні засоби та технології вивільнення прихопленої металевої бурильної колони
title_sort	технічні засоби та технології вивільнення прихопленої металевої бурильної колони
publisher	Інститут металофізики ім. Г.В. Курдюмова НАН України
publishDate	2018
topic_facet	Физика прочности и пластичности
url	http://dspace.nbuv.gov.ua/handle/123456789/133449
citation_txt	Технічні засоби та технології вивільнення прихопленої металевої бурильної колони / К.Г. Левчук // Металлофизика и новейшие технологии. — 2018. — Т. 40, № 1. — С. 45-137. — Бібліогр.: 230 назв. — укр.
series	Металлофизика и новейшие технологии
work_keys_str_mv	AT levčukkg tehníčnízasobitatehnologíívivílʹnennâprihoplenoímetalevoíburilʹnoíkoloni
first_indexed	2025-07-09T18:59:34Z
last_indexed	2025-07-09T18:59:34Z
_version_	1837196982517497856
fulltext	45 ФИЗИКА ПРОЧНОСТИ И ПЛАСТИЧНОСТИ PACS numbers: 02.60.Cb, 45.20.dc, 62.20.Qp, 62.25.-g, 81.05.Bx, 89.20.Bb, 89.20.Kk Технічні засоби та технології вивільнення прихопленої металевої бурильної колони К. Г. Левчук Івано-Франківський національний технічний університет нафти і газу, вул. Карпатська, 15, 76019 Івано-Франківськ, Україна З метою залучення більш широкого кола металофізиків до пошуку нових та удосконалення наявних матеріялів у сфері нафтогазовидобування про- ведено огляд наявних технічних засобів і конструкцій механізмів, що ви- користовуються при ліквідації прихоплень металевого бурильного ін- струменту. Виконано бібліографічний огляд сучасних технологій вивіль- нення прихопленої бурильної колони механічними способами, а також наявних математичних моделів процесів ліквідації прихоплень буриль- ного інструменту. Розглянуто фізичні та математичні динамічні моделі бурової установки та технічних засобів боротьби з ускладненнями й ава- ріями. Проведено аналізу наявних метод і математичних моделів для ви- вчення динаміки роботи металевої бурильної колони при геологорозвіду- вальних роботах і бурінні. Ключові слова: буріння, прихоплення, буровий розчин, удар, вібрація, бурильний інструмент, металева бурильна колона. In order to increase the involvement of metallophysicists in the search for new materials and improving used ones in the field of oil-and-gas production, in the presented article, the review of available engineering tools and designs of gears, which are used for releasing of the stuck metal drilling tools, is giv- en. A bibliographic reviewing of both state-of-the-art technologies of freeing of the stuck drilling string by means of the machine-driven methods and Corresponding author: Kateryna Grygorivna Levchuk E-mail: kgl.imp.nan@gmail.com Ivano-Frankivsk National Technical University of Oil and Gas, 15 Karpatska Str., 76019 Ivano-Frankivsk, Ukraine Citation: K. G. Levchuk, Engineering Tools and Technologies of Freeing of the Stuck Metal Drilling String, Metallofiz. Noveishie Tekhnol., 40, No. 1: 45 137 (2018) (in Ukrainian), DOI: 10.15407/mfint.40.01.0045. Ìåòàëëîôèç. íîâåéøèå òåõíîë. / Metallofiz. Noveishie Tekhnol. 2018, т. 40, № 1, сс. 45–137 / DOI: 10.15407/mfint.40.01.0045 Îòòèñêè äîñòóïíû íåïîñðåäñòâåííî îò èçäàòåëÿ Ôîòîêîïèðîâàíèå ðàçðåøåíî òîëüêî â ñîîòâåòñòâèè ñ ëèöåíçèåé 2018 ÈÌÔ (Èíñòèòóò ìåòàëëîôèçèêè èì. Ã. Â. Êóðäþìîâà ÍÀÍ Óêðàèíû) Íàïå÷àòàíî â Óêðàèíå. https://doi.org/10.15407/mfint.40.01.0045 https://doi.org/10.15407/mfint.40.01.0045 46 К. Г. ЛЕВЧУК available mathematical models of processes of releasing of the stuck drilling tools is carried out. The physical and mathematical dynamical models of both drilling rig and engineering tools for effort to bring down problems and acci- dents are considered. An analysis of available methods and mathematical models for studying the operating dynamics of the metal drilling string dur- ing geological exploration work and well drilling is made. Key words: drilling, stuck, drilling liquor, impact, vibration, drilling tool, metal drill string. С целью привлечения более широкого круга металлофизиков к поиску новых и усовершенствованию используемых материалов в сфере нефтега- зодобычи проведён обзор имеющихся технических средств и конструкций механизмов, используемых для ликвидации прихватов металлического бурильного инструмента. Выполнен библиографический обзор современ- ных технологий освобождения прихваченной бурильной колонны меха- ническими способами, а также имеющихся математических моделей про- цессов ликвидации прихватов бурильного инструмента. Рассмотрены фи- зические и математические динамические модели буровой установки и технических средств борьбы с осложнениями и авариями. Проведён ана- лиз имеющихся методов и математических моделей для изучения дина- мики работы металлической бурильной колонны при геологоразведке и бурении. Ключевые слова: бурение, прихват, буровой раствор, удар, вибрация, бу- рильный инструмент, металлическая бурильная колона. (Отримано 15 вересня 2017 р.) 1. ВСТУП Буріння нафтових і газових свердловин у сучасних умовах, а саме, глибини, що можуть сягати десятьох і більше кілометрів, проник- нення у процесі буріння в породи з аномально високими чи то низь- кими тисками вимагають удосконалення технології та техніки бу- ріння [1 3]. Складні умови роботи обладнання при бурінні й екс- плуатації свердловин, особливо при ліквідації аварій на них, вису- вають низку специфічних вимог до механічних та електромагнет- них характеристик матеріялів, використовуваних у бурильному устаткуванні різноманітного призначення. Досі лише метали та стопи можуть задовольнити особливо критичним вимогам щодо по- єднання потрібних для буріння значень міцности та пластичности. При цьому постійно йде пошук нових, більш досконалих матеріялів для нафтогазовидобувної промисловости. З метою більш широкого залучення до цього пошуку спеціялістів у галузі металофізики є по- треба в детальному ознайомленні їх з особливостями процесу бурін- ня та умовами, у яких мають працювати шукані матеріяли, задово- льняючи відповідним технічним вимогам. Висвітленню саме цієї ЗАСОБИ ТА ТЕХНОЛОГІЇ ВИВІЛЬНЕННЯ ПРИХОПЛЕНОЇ БУРИЛЬНОЇ КОЛОНИ 47 проблематики й присвячено даний огляд. Оскільки найбільше навантаження на обладнання та відповідні матеріяли бурової має місце під час аварій, то саме цьому аспекту її роботи буде приділено найбільшу увагу. Найчастіше буровики зу- стрічаються з такими ускладненнями як осипання й обвали стінок свердловини та затягування бурильного інструменту [4, 5]. Прихоплення — непередбачувані аварії у свердловині, що харак- теризуються частковим або повним припиненням руху бурильного інструмента, металевих обсадних труб або геофізичних (гідрогеологі- чних) приладів і пристроїв. Прихоплення є найпоширенішими, най- складнішими і найтрудомісткими аваріями в бурінні [6]. Виділяють три основних типи прихоплень: 1) бурильних колон (БК); 2) обсадних труб; 3) породоруйнівних інструментів і колонкових наборів. До аварій через невдале цементування відносять прихоплення затверділим цементним розчином колони бурильних труб, на якій спускалась секція обсадних труб або хвостовик; відмова в роботі та пошкодження вузлів підвішування секції обсадної колони, що по- рушують процес кріплення й подальшу проводку свердловини; ого- лення башмака або недостатнє підіймання цементу. До аварій з обсадними колонами й елементами їх оснастки відно- сять аварії з металевими обсадними колонами або їхніми частина- ми, яких спускають і цементують та які викликані: роз’єднанням по різьбовим з’єднанням; обривом по зварному шву; зминанням або розривом по тілу труби; пошкодженням обсадної колони при розбу- рюванні цементного стакана, стоп-кільця, зворотнього клапана і напрямної пробки. До аварій із вибійними двигунами відносять залишення турбобу- ра, електробура, ґвинтового двигуна, або їх вузлів у свердловині внаслідок поломок або роз’єднання з бурильною колоною. До падіння у свердловину сторонніх предметів відносять падіння вкладок ротора, роторних клинів, ключів, кувалд та інших ручних інструментів і пристроїв, за допомогою яких проводились роботи над гирлом свердловини. Розрізняють шість видів прихоплень: 1) шламом, яке відбувається при спуско-підіймальних роботах; по- становці на вибій; нарощуванні колони; зупинках інструмента; бу- рінні; заклинюванні керна; ліквідації обривів; 2) гірськими породами, яке можливе у випадку порушення цілісно- сти та стійкости стінок свердловини (утворення тріщин, каверн і жолобів; набрякання порід; витікання й осипання, обвалювання порід); розклинювання керном; залишення у стовбурі свердловини або забої; перетинання старих гірничих виробок та порожнин, за- повнених уламками, розсипчастим матеріялом; 3) глиняною кіркою, яке відбувається внаслідок прилипання буро- вого снаряду до глиняної кірки, що утворюється на стінці свердло- 48 К. Г. ЛЕВЧУК вини через перепад тиску рідини; 4) уламками металу породоруйнівних інструментів або шматками муфтозамкових з’єднань, що відкололися; 5) предметами (ключі, гайки, затискні плашки тощо), що впали у свердловину; 6) складне (комбіноване), що є поєднанням декількох різновидів. Зазначимо, що на практиці взаємодія різних чинників і процесів не призводить до виникнення прихоплення певного виду. Напри- клад, у разі заклинювання у звужених частинах стовбура або жоло- бних виробках бурильна колона зупиняється, і розпочинається процес виникнення прихоплення внаслідок дії перепаду тиску, а у випадку припинення циркуляції бурового розчину — внаслідок осаджування частинок шламу [7]. За аналізою конкретних ситуа- цій і ознак буровики визначають причину виникнення прихоплен- ня і способи його ліквідації. 2. ПОПЕРЕДЖЕННЯ ПРИХОПЛЕНЬ БУРИЛЬНОГО ІНСТРУМЕНТУ 2.1. Попередження прихоплень при проєктуванні свердловин Заходи щодо запобігання прихоплень визначають на стадії розроб- ки проєкту будівництва свердловини [8]. Усунення можливости ви- никнення аварійної ситуації в конкретних гірничо-геологічних умовах вирішується наступним чином: обирають конструкцію све- рдловини на основі виділення зон з несумісними умовами буріння і роз’єднання їх при спусканні та цементуванні обсадних колон; ви- значають інтервали, небезпечні щодо прихоплень і встановлюють можливі види прихоплень, що можуть виникнути при бурінні; оби- рають вид промивальної рідини, що відповідає гірським породам геологічного розрізу; розраховують густину бурового розчину для розкриття нафтогазоводонасичених пластів, що входять до одного ТАБЛИЦЯ 1. Мінімальна величина репресії. TABLE 1. The minimum value of repression. Глибина свердловини (інтервалу), м Мінімальне перевищення тиску стовпа розчину над пластовим Нафтоводонасичені пласти Газоконденсатні, газоносні, пласти 1000 1001 2500 2501 4500 4501 1,0 1,5 2,0 2,5 1,5 2,0 2,25 2,7 ЗАСОБИ ТА ТЕХНОЛОГІЇ ВИВІЛЬНЕННЯ ПРИХОПЛЕНОЇ БУРИЛЬНОЇ КОЛОНИ 49 інтервалу сумісних умов, і обирають пласт з максимальним ґрадіє- нтом пластового тиску. Сучасні вимоги до промивальної рідини полягають у здатності її запобігти прихопленню труб, а саме, забезпечувати нерозчинність порід стовбура і зберігати міцність стінок свердловини. Рідина по- винна мати хорошу змащувальну спроможність і малий вміст твер- дої фази. Вибір мінімального перевищення гідростатичного тиску стовпа бурового розчину над пластовим (репресії) проводиться за рекомендацією [9], наведеною в табл. 1. Величина сумарної репресії P визначається сумою мінімальної репресії Pmin і додаткового тиску Pдод, який враховує коливання ти- ску при спуско-підіймальних роботах: P Pmin Pдод, (1) де Pдод kкkа, kк — коефіцієнт, що визначає коливання тиску (kк 5, якщо діяметер свердловини менший за 215,9 мм, kк 3, якщо дія- метер свердловини більший за 215,9 мм), kа — коефіцієнт аномаль- ности пластового тиску: kа pпл/( вgLпл), (2) де pпл — пластовий тиск [Па], в — густина води [кг/м3], g 9,81 м/с2, Lпл — глибина розміщення пласта [м] (у похило напрямлених сверд- ловинах — вертикальна проєкція стовбура на заданій глибині). Стійкість гірських порід — глини, аргілітів, глиняних сланців і солей, що схильні до обвалів і плинности, визначають шляхом ви- бору відповідних параметрів бурового розчину, зокрема, густини і фільтрації [10]. Густину розчину розраховують з умови, що депре- сія на стінки свердловини знаходиться на рівні kдеп 0,01 0,15 ефе- ктивних (скелетних) напружень: бур kа в kдеп (kа в пор), (3) де пор — густина породи [кг/м3]. З часом нафтові і газові свердловини зношуються, піддаються ко- розії, у них виникають отвори, що призводить до повного, часто не- зворотнього, виходу свердловини з ладу [11 13]. До таких родовищ відносяться 25–40% їхньої кількости. Для перевірки та контролю за станом гірських порід використовують шумовимірювач — прилад, здатний зафіксувати звуки від протікання води, нафти та газу по пласту і через отвори всередині свердловини (рис. 1). Шумовимірю- вач уможливлює вчасно продіягностувати проблему та врятувати свердловину від руйнування й оптимізувати розробку родовища. При розробленні режиму промивання необхідно враховувати 50 К. Г. ЛЕВЧУК енергетичні показники роботи гідравлічного вибійного двигуна, ефективність видалення шламу із забою і встановлення такого ре- жиму течії бурового розчину в кільцевому просторі, який виконує функцію гідротранспорту шламу до гирла свердловини. Далі проєктують раціональну конструкцію бурильної колони, підбирають компоновки низу БК для кожної ділянки профілю све- рдловини [14 16]. Перед початком забурювання метал бурильних труб опресовують на тиск, що перевищує робочий в 1,5 рази, але не менше, ніж на 30 МПа. Наступні опресовування необхідно прово- дити через кожні 800 годин механічного буріння, а також перед проведенням реанімаційних робіт у свердловині та після ліквідації складних аварій, таких як глушіння відкритих фонтанів і ліквіда- ція прихоплень колони [17]. Зрештою, розробляють графік будів- ництва свердловини і матеріяльно-технічного забезпечення бурової для запобігання перерв у процесі буріння. 2.2. Попередження прихоплень у процесі прокладання свердловини 2.2.1. Промивання стовбура свердловини та відновлення циркуляції бурового розчину Промивання стовбура свердловини повинно забезпечувати швид- кість висхідного потоку розчину у кільцевому просторі. Подачу на- сосів Q розраховують за формулою: Q vF, (4) де v — швидкість висхідного потоку [м/с], F — площа кільцевого перерізу [м 2]. Якщо неможливо забезпечити потрібну подачу бурових насосів для поліпшення якости очищення стовбура свердловини від вибу- реної породи, необхідно у процесі буріння періодично трохи підні- Рис. 1. Спектральний шумовимірювач: а — SNL HD, б — SNM. Fig. 1. Noise analyser: а—SNL HD, б—SNM. ЗАСОБИ ТА ТЕХНОЛОГІЇ ВИВІЛЬНЕННЯ ПРИХОПЛЕНОЇ БУРИЛЬНОЇ КОЛОНИ 51 мати інструмент на довжину тягової труби і обертанням спускати його з максимально допустимою швидкістю [18 22]. У процесі прокладання свердловини основну увагу також приді- ляють контролю за технологічними властивостями бурового розчи- ну і показниками режиму промивання стовбура свердловини [23 26]. 1) Якщо густина бурового розчину не перевищує 1450 кг/м3, від- хилення густини розчину повинно знаходитись в межах 20 кг/м3, в іншому випадку — в межах 30 кг/м3 [9]. 2) Контролюють режим промивання на виході бурових насосів шляхом встановлення манометрів (рис. 2), які реєструють зміну ти- ску [27 32]; якщо ж тиск знижується, бурильну колону підніма- Рис. 2. Манометр кварцовий. Fig. 2. Quartz manometer. Рис. 3. Густиномір: а — гамма, термобаростійкий, б — гідравлічний, в — радіоактивний. Fig. 3. Densimeter: а—gamma, thermobarostable, б—hydraulic, в— radioactive. 52 К. Г. ЛЕВЧУК ють, знаходять місця пробоїн і замінюють пошкоджені елементи колони [33]. 3) Контролюють показники властивостей бурового розчину за до- помогою комплексу приладів і пристроїв та набору хемічних реаґе- нтів; періодично перевіряють: густину (рис. 3), водовіддачу (рис. 4), рівень рідини (рис. 5), умовну в’язкість, статичне напруження зсу- ву, товщину фільтраційної кірки, показник рН, вміст піску та зма- щувальних домішок. 4) Постійно підтримують у буровому розчині необхідну кількість змащувальних речовин, наприклад, нафти, суміші дизельного па- лива з окисненим петролатумом, суміші гудронів, гідрофобізуваль- ної кремнійорганічної рідини, графіту. За останні роки знайшли застосування нові змащувальні домішки (рибожирове мастило, ма- стило на основі синтетичних жирних кислот), які є екологічно не- шкідливими і мають достатньо високі змащувальні властивості [32]. Як протиприхоплювальні домішки до бурового розчину за- Рис. 4. Витратомір: а — газовий для міряння швидкости потоку у газових і нафтогазових свердловинах, б — для міряння швидкости потоку в нагні- тальних та експлуатаційних свердловинах. Fig. 4. Flowmeter: а—gas flowmeter for measuring of flow velocity in the gas and oil–gas boreholes, б—for measuring of flow velocity in the injection and operation boreholes. Рис. 5. Рівнемір для контролю рівня рідини у свердловині. Fig. 5. Level meter for monitoring fluid level in the borehole. ЗАСОБИ ТА ТЕХНОЛОГІЇ ВИВІЛЬНЕННЯ ПРИХОПЛЕНОЇ БУРИЛЬНОЇ КОЛОНИ 53 пропоновано також додавати скляні та пластмасові кульки діямет- ром у 0,25 0,65 мм. Змащувальні властивості бурових розчинів ви- значають коефіцієнтом зсуву kзс фільтраційної кірки, який має не перевищувати 0,3 [32, 33]. 5) Не залишають бурильну колону без руху у відкритій частині стовбура, особливо при бурінні в пористих і проникних породах, а також породах, схильних до осипань і обвалів (зупинки мають не Рис. 6. Схема промивання свердловин: 1 — ємність для бурового розчину, 2 — насос, 3 — гнучкий шланг, 4 — вертлюг, 5 — тягова труба, 6 — бури- льна колона, 7 — гідравлічний двигун, 8 — насадки долота, 9 — кільцевий канал, 10 — жолоби, 11 — вібросито, 12 — відстійник, 13 — допоміжний насос, 14 — гідроциклон, 15 — центрифуга. Fig. 6. Scheme of borehole washing: 1—capacity for drilling mud, 2— pump, 3—flexible hose, 4—swivel, 5—conductive pipe, 6—drill string, 7— hydraulic motor, 8—drill bit, 9—ring channel, 10—gutters, 11—vibration sieve, 12—tanks, 13—auxiliary pumps, 14—hydrocyclones, 15—centrifuges. 54 К. Г. ЛЕВЧУК перевищувати 3 10 хв.). У разі вимушеної зупинки необхідно про- вести промивання забою (рис. 6) і, якщо можливо, обертати колону ротором або ключами. Основні елементи промивальної установки БК показано на рис. 7. У випадку тимчасового (до 30 хв.) припи- нення промивання свердловини необхідно підняти колону труб із забою на довжину тягової труби і систематично, з інтервалом 2 5 хв. розходжувати і провертати ротором. У випадку тривалих зупи- нок (понад 30 хв.) інструмент необхідно підняти в обсадну колону. Якщо під час спуско-підіймальних робіт відбулася поломка підйо- много механізму при знаходженні бурильної колони у відкритому стовбурі, необхідно колону підвісити на ротор, навернути тягову трубу, відновити циркуляцію та провертати колону ротором. 6) Слідкують за БК при спусканні у свердловину інструмента з долотом, що відрізняється за формою, розмірами від долота попере- днього рейсу. У випадку виникнення посадок необхідно спускання колони припинити, підняти її на довжину тягової труби. Поглиб- лення свердловини при виникненні затяжок, посадок, підклиню- вання через осипання, обвалів, набухання порід, інтенсивного зрос- тання фільтраційної кірки необхідно припинити. Далі коректують показники властивостей бурового розчину й режиму промивання, проводять ретельну проробку стовбура свердловини. 2.2.2. Прихоплення під дією перепадів тиску Прихоплення цього виду розповсюджені при бурінні у пористих і Рис. 7. Елементи промивальної установки бурильної колони: а — віброси- то, б — вертлюг, в — гідроциклон. Fig. 7. Elements of the washing installation of the drill string: а—vibration sieve, б—swivel, в—hydrocyclone. ЗАСОБИ ТА ТЕХНОЛОГІЇ ВИВІЛЬНЕННЯ ПРИХОПЛЕНОЇ БУРИЛЬНОЇ КОЛОНИ 55 проникних піщаниках, алевролітах, вапняках продуктивних плас- тів. 1) Бурові розчини повинні мати низьку водовіддачу та тонку ма- лопроникну фільтраційну кірку з малим значенням коефіцієнта зсуву. Водовіддача не має перевищувати 4 5 см 3 за 30 хв., а коефі- цієнт зсуву kзс 0,3 [32]. Промивальну рідину необхідно обробляти хемічними реаґентами, які сприяють утворенню тонких малопро- никних еластичних фільтраційних кірок. 2) При бурінні свердловин необхідно підтримувати мінімальні кути викривлення і зміни азимута, при цьому контролюючи прос- торове положення свердловини за допомогою давачів інклінометрів (рис. 8). 3) Для зниження площі контакту труб зі стінками свердловини необхідно використовувати обтяжені бурильні труби (ОБТ) з профі- льним поперечним перерізом: квадратні, квадратні зі зміщеними гранями, круглі з канавками на поверхні, зі спеціяльними центру- Рис. 8. Інклінометр: а — ITM SOIL, б — DeviCore™II. Fig. 8. Inclinometer: а—ITM SOIL, б—DeviCore™II. Рис. 9. Обтяжнені бурильні труби: а — з постійним зовнішнім діяметром, б — з проточуванням для зменшення цупкости труби, в — зі спіральними лисками чи то пазами. Fig. 9. Heavy drill pipes: а—with a constant external diameter, б—with a rubdown to reduce the stiffness of the pipe, в—with spiral fins or grooves. 56 К. Г. ЛЕВЧУК вальними втулками (рис. 9), з перехідниками — центраторами (рис. 10) [33 35]. 4) Не допускається залишати інструмент без руху у відкритій ча- стині стовбура свердловини понад 10 хв., а у випадку знаходження колони у новому високопроникному пласті — 3 хв. 5) Ретельна проробка стовбура у прихопленонебезпечному інтер- валі та проведення кольматації затверділими сумішами [35] запобі- гають прихопленням у випадку появи затяжок і посадок при фор- муванні товстих фільтраційних кірок. При виникненні диференційного прихоплення необхідно: відно- вити циркуляцію та провести промивання з витратою розчину на рівні буріння попереднього інтервалу; розходжувати колону з допу- стимими навантаженнями, що не перевищують 80% від границі плинности матеріялу труб; періодично проводити відбивання ін- струменту ротором при натягу колони до величини власної ваги. Кількість обертів не повинна перевищувати допустиму величину границі плинности металу труб. Якщо за 2 3 год. вивільнити інструмент не вдається, необхідно розвантажити БК до величини, що складає 15% від власної ваги ко- лони. Для попередження збільшення зони прихоплення і усклад- нення аварії необхідно через кожні 15 хв. розходжувати інструмент з натягом до власної ваги й розвантажувати на вагу інструмента, що знаходиться у відкритому стовбурі, а також відбивати ротором. Рекомендують вмонтовувати у БК спеціяльний яс — гідроудар- ник, який приводять в дію у випадку виникнення прихоплень [34], для швидкої ліквідації прихоплень і попередження ускладнень при проходженні небезпечних інтервалів. 2.2.3. Заклинювання низу бурильної колони Для попередження заклинювання низу колони застосовують на- ступні заходи [36]. 1) Після закінчення рейсу проводять огляд і вивчення зносу від- Рис. 10. Центратор: а — геофізичний, б — пружинний, в — металевий пружинний. Fig. 10. Centralizer: а—geophysical, б—spring, в—metal spring. ЗАСОБИ ТА ТЕХНОЛОГІЇ ВИВІЛЬНЕННЯ ПРИХОПЛЕНОЇ БУРИЛЬНОЇ КОЛОНИ 57 працьованого долота з реєстрацією параметрів зносу за допомогою трьох шаблонів мінімального, стандартного і максимального діяме- трів (рис. 11). 2) Перед спусканням нового долота необхідно володіти інформа- цією про: величину проходки, виконану відпрацьованим у попере- дньому рейсі долотом; інтервали посадок і затяжок, що виникли у попередніх рейсах, та їх величини; технічний стан нового долота. 3) Не допускати посадки понад 30 40 кН при спусканні нового долота. У випадку виникнення посадок необхідно спускання при- пинити, колону підняти на довжину тягової труби, інтервал поса- док і затяжок проробити. Інтервал проходки раніше відпрацьова- ним долотом повинен бути пророблений з осьовим навантаженням близьким до 30 кН. 4) Нe проводити поглиблення стовбура свердловини нижче при- хопленонебезпечних інтервалів довше 36 40 годин після їх остан- ньої проробки. Після цього бурильну колону піднімають на необ- хідну висоту, а інтервали затяжок і посадок проробляються. 5) Обмежують швидкості спускання і піднімання інструмента в інтервалах затяжок і посадок. При виникненні прихоплення у процесі спускання необхідно: розходжувати колону з допустимими навантаженнями, що не пере- вищують 80% від границі плинности матеріялу труб, та обертати не менше 4 5 разів; відновити циркуляцію і промити свердловину, здійснюючи періодично розходжування кожні 15 20 хв. з наван- таженнями у межах до 100 150 кН понад власну вагу БК, проводи- ти відбивання інструменту ротором при натягу колони до величини власної ваги. Кількість обертів має не перевищувати допустиме значення границі плинности металу труб. У разі виникнення прихоплення у процесі піднімання необхідно: негайно розвантажити БК на 200 300 кН і спробувати опустити ін- струмент у свердловину, повторювати 4 5 разів; обертати інстру- мент ротором за допомогою тягової труби або клинового захвату при розвантаженому інструменті на 30 50 кН; відновити циркуля- цію і промити свердловину. Рис. 11. Кільця-шаблони ‘Round Ring™’. Fig. 11. Pattern rings ‘Round Ring™’. 58 К. Г. ЛЕВЧУК 2.2.4. Виникнення жолобів у стовбурі свердловини При проєктуванні та бурінні кут викривлення свердловини має не перевищувати 3 4 . Контроль за утворенням жолобів здійснюють за допомогою профілометрів (рис. 12). Перше міряння потрібно ви- конати через 500 м буріння, а потім через кожні 200 300 м. Основні заходи для попередження виникнення жолобів у стовбу- рі свердловини перераховано в [34, 35, 37]. 1) На етапі проєктування і проходки свердловини враховують на- ступні чинники: конструкція свердловини повинна забезпечити проходження інтервалів залягання порід, схильних до жолобоут- ворення, з мінімально можливою кількістю рейсів бурильної коло- ни з наступним закріпленням обсадними трубами; у вертикальних свердловинах в інтервалах буріння під кондуктор і технічну колону не допускається зміна зенітного кута більше 1 на 100 м. Абсолютне значення кута викривлення не повинно перевищувати 3 4 ; реко- мендується проходку ділянок стовбура свердловини, в котрих мож- ливе інтенсивне жолобоутворення, спочатку проводити долотом, діяметер якого менший проєктного, з наступним розширенням сто- вбура. При бурінні похилонапрямлених свердловин доцільно пе- редбачити в профілі стовбура прямолінійну похилу ділянку з дов- жиною, більшою передбачуваного інтервалу інтенсивного утворен- ня жолобів. Це уможливить в 2 3 рази знизити зростання жолобоу- творення. 2) Необхідно організувати періодичні заміри конфіґурації стов- бура профілометром для контролю за утворенням і розвитком жо- лобів. Перший замір проводять при досягненні свердловиною гли- бини 500 м нижче башмака першої проміжної колони, а наступні — через 200 300 м буріння. 3) Рекомендують не змінювати компоновку низу бурильної коло- ни. 4) Руйнування жолобів рекомендують проводити проробкою ро- зширювачем або вибухом торпед. У компоновці БК передбачають розміщення лопатевого або шарошкового розширювача з хвостови- Рис. 12. Профілометр свердловинний трубний. Fig. 12. Profilometer borehole tubing. http://ooo-geoprom.ru/index.php/katalog/item/profilemer-skvazhinnyj-trubnyj-pft-80-8-pft-80-8t ЗАСОБИ ТА ТЕХНОЛОГІЇ ВИВІЛЬНЕННЯ ПРИХОПЛЕНОЇ БУРИЛЬНОЇ КОЛОНИ 59 ком із бурильних труб довжиною 300 400 м. При проробці відве- дення промивання повинно проводитись з максимальною витра- тою, а швидкість проробки має бути обмеженою. При наявності ве- ликого кута викривлення або неможливості розміщення розширю- вача над хвостовиком достатню довжину жолоба варто зруйнувати вибухом спеціяльних гнучких торпед в інтервалах порід підвище- ної твердости або торпед з детонувального шнура (ТДШ) у м’яких і середньої твердости породах. Вибухи рекомендують проводити на віддалі від башмака попередньої обсадної колони (хвостовика), яку визначають за формулою: L lзар 3dзар, (5) де lзар — довжина заряду [см], dзар — діяметер заряду [см]. Якщо інтервали жолобоутворення та їхні протяжності великі, то буріння стовбура свердловини починають долотом, діяметер якого менший за проєктний з наступним його розширенням до D d B, (6) де d — діяметер свердловини [мм], B — максимальна глибина жо- лобної виробки [мм]. 5) Для попередження попадання бурильних труб у жолоб в ком- поновку встановлюють спіральні чотиролопатеві центратори, виго- товлені з ОБТ довжиною 1 1,2 м, з натопленням спіральних ребер. Зовнішній діяметер центратора має в 1,35 1,45 разів перевищувати ширину жолобної виробки, яку визначають за результатами профі- Рис. 13. Давач натягу гідравлічний: 1 — сережка, 2 — шток поршня, 3 — корпус, 4 — гідроциліндр. Fig. 13. Hydraulic tensile sensor: 1—earring, 2—piston rod, 3—body, 4— hydraulic cylinder. 60 К. Г. ЛЕВЧУК лометрії. 6) Якщо виявлено ознаки попадання інструмента у жолобну ви- робку, забороняється вивільняти його шляхом розходжування з на- тягом, що перевищує власну вагу. Натомість необхідно спробувати перемістити бурильну колону вниз, розвантаживши її на 200 300 кН, але не знизити натяг колони до її власної ваги. Спробу повто- рюють 4 5 разів. Намагаються приєднати тягову трубу, відновити циркуляцію і провернути інструмент ротором з розвантаженням ваги на 30 40 кН. Натяг бурильної колони контролюють за допомо- гою відповідного давача (рис. 13). 2.2.5. Прихоплення внаслідок попадання у стовбур сторонніх предметів Щоб не допустити попадання у стовбур свердловини сторонніх пре- дметів необхідно закрити гирло свердловини при піднятті інстру- мента спеціяльним пристроєм і не допустити роботу над ротором без закриття гирла. У випадку падіння у свердловину сторонніх пред- метів поглиблення свердловини припиняється [36]. Прихоплення інструмента шламом, що осів, або обважнювачем виникають через порушення режиму промивання свердловини та інших правил технології буріння. Для попередження виникнення аварії необхідно: 1) не допустити відхилення від програми якісного промивання сто- вбура свердловини, зокрема після закінчення довбання і у випадку обвалоутворення; в’язкість і статичне напруження зсуву бурового розчину мають задовольняти геолого-технічним умовам; 2) не залишати колону труб у свердловині без промивання, а саме, забезпечити неперервний контроль за тиском в нагнітальній систе- мі, слідкувати за справністю реєструвальних манометрів на викиді бурових насосів, щомісячно проводити профілактичне опресову- вання бурильної колони на тиск 20 МПа; при падінні тиску під час рейсу необхідно провести огляд інструмента, а у випадку необхід- ности — опресовування та дефектоскопію металу БК. У випадку виникнення прихоплення внаслідок осідання шламу, обтяжувача або цементу необхідно відновити циркуляцію одним клапаном насоса з поступовим збільшенням витрат розчину до нор- мального, розходити та намагатися обернути інструмент при натягу в межах власної ваги. 2.2.6. Прихоплення колони труб внаслідок осипань, обвалів і набухань гірських порід Для попередження прихоплень колони труб в інтервалах, заповне- ЗАСОБИ ТА ТЕХНОЛОГІЇ ВИВІЛЬНЕННЯ ПРИХОПЛЕНОЇ БУРИЛЬНОЇ КОЛОНИ 61 них породами, які осипалися, обвалилися та набухли, потрібно щоб: 1) при проєктуванні та в процесі буріння були створені умови для проходки інтервалу з мінімальною тривалістю; не допускати за- тримок через відсутність матеріялів, труб, інструментів, зокрема, спускання обсадних колон; 2) промивальна рідина відповідала вимогам підтримки стовбура у нормальному стані; водовіддача розчину повинна досягнути міні- муму (3 4 см 3 за 30 хв.); за даними [33] коефіцієнт зсуву фільтра- ційної кірки бурового розчину для попередження осипань і обвалів kзс 0,15; 3) у процесі проходки проводили систему заходів з попередження різких коливань гідродинамічного тиску у стовбурі свердловини, для цього необхідно: обмежити швидкості спуско-підіймальних ро- біт в зонах з нестійкими породами, щоб не допустити затяжок і по- садок; спускання інструмента доцільно проводити з проміжними промиваннями, перед підніманням БК свердловину промивають зі збільшеною на 5 10% подачею насосів; не дозволяється піднімати труби за наявности сальника і без доливання розчину у свердлови- ну; відновлювати циркуляцію потрібно плавно з поступовим збіль- шенням витрат бурового розчину; для попередження нестійкости хемогенних порід і зв’язаних з цим прихоплень необхідно такі по- роди розкривати на розчинах, нейтральних до даних порід, або на розчинах, попередньо насичених відповідним типом солей; 4) у разі виникнення прихоплень було відновлено циркуляцію в од- ному клапані насоса з поступовим збільшенням витрат розчину до звичайних, проведено розходжування колони з натягом до 150 200 кН понад власної ваги, відбито прихоплення ротором при допустимому числі обертань і натягу до власної ваги колони [38]. 2.2.7. Прихоплення бурового інструменту внаслідок утворення сальників Сальникоутворення характерне при бурінні свердловин у глиняних породах при наявності інтервалів з інтенсивним утворенням рих- лих фільтраційних кірок. Для попередження можливостей виник- нення прихопленонебезпечних умов у свердловині необхідно вжити наступних заходів. 1) Дотримування режиму промивання — основна умова попере- дження прихоплень. У роботі [39] рекомендують приймати швид- кість висхідного потоку бурового розчину в кільцевому просторі на рівні 0,4 0,6 м/с, а в інтервалах нестійких глин її збільшувати до 1,2 м/с, а у випадку появи сальників — до 2,5 м/с і більше. Якщо продуктивність насосів недостатня, то з метою кращого очищення стовбура свердловини від шламу необхідно періодично піднімати 62 К. Г. ЛЕВЧУК бурильну колону над забоєм на довжину тягової труби і спускати з обертанням. Рекомендують також при турбінному бурінні періоди- чно спускати інструмент без турбобура для того, щоб промити свер- дловину протягом 2 3 циклів циркуляції при максимально можли- вій подачі насосів. У разі вимушених зупинок проходки та немож- ливости промивання свердловини БК необхідно підняти в обсадже- ну або неускладнену частину стовбура. 2) Буровий розчин і хемічні реаґенти, яких застосовують для йо- го оброблення, мають забезпечити утворення тонких міцних фільт- раційних кірок. Для цього за допомогою змащувальних домішок знижують коефіцієнт зсуву фільтраційної кірки до kзс 0,3. Водно- час в’язкість і статичне напруження зсуву розчину повинні мати мінімальні значення. 3) Якщо тиск у нагнітальній лінії підвищився, то поглиблення свердловини припиняють. Шляхом інтенсивного промивання, роз- ходжування з натягом, рівним власній вазі БК, і обертання ротора з частотою 1,2 об/с у стовбурі свердловини створюють нормальні умови для відновлення буріння [40]. Виникнення затяжок при під- німанні інструмента сигналізує про його припинення. За умови обережного відновлення циркуляції з поступовим її збільшенням проробка місця затяжки повинна проводитись обережно, без затя- жок, посадок і підвищення тиску на насосах. 4) У випадку затягування колони в сальник необхідно: у разі бу- ріння під кондуктор розвантажити бурильну колону на її повну ва- гу, в інших випадках — на вагу труб, що знаходяться у відкритій частині стовбура; відновити циркуляцію спочатку при одному кла- пані насоса з поступовим збільшенням подачі до звичної; спробува- ти до 4 5 разів провернути БК ротором на допустиме розраховане число обертів при розвантаженому на 30 40 кН нижче власної ваги інструменті; у випадку повного або часткового вивільнення колони сальник необхідно зруйнувати шляхом обертання з інтенсивним промиванням; вивільнення БК розходжуванням при натягу її по- над власну вагу не припускається, оскільки ускладнює процес лік- відації прихоплення. 2.2.8. Прихоплення обсадних колон Роботи з попередження прихоплень обсадних колон проводять з урахуванням геолого-технічних умов родовищ, стану і ступеня зношування механізмів бурової установки, оснастки, інструментів, фактичним станом стовбура свердловини, відхилень від технології буріння свердловини під дану обсадну колону. Важливе значення для попередження прихоплень мають підготовчі роботи, головна мета яких — забезпечити неперервне ведення робіт по кріпленню свердловини. Це дозволить виключити можливість перерв у спус- ЗАСОБИ ТА ТЕХНОЛОГІЇ ВИВІЛЬНЕННЯ ПРИХОПЛЕНОЇ БУРИЛЬНОЇ КОЛОНИ 63 канні обсадної колони і уникнути виникнення прихопленонебезпе- чних ситуацій. З цією метою: 1) перевіряють стан фундаментів, основ, бурової вежі, обладнання для спуско-підіймальних робіт, противикидного обладнання, буро- вих насосів і елементів циркуляційної системи, контрольно-вимі- рювальних приладів; виявлені недоліки виправляють, несправний інструмент і обладнання замінюють або ремонтують; 2) на одному плашковому превенторі проводять установку плашок під обсадні труби; для дублювання можливостей герметизації зако- лонного і всередині колонного простору готують стальну бурильну трубу під трубні плашки другого превентора з відкритим кульовим клапаном або зворотнім клапаном та перехідником для наґвинчу- вання на обсадну колону; проводять опресовку; 3) проблеми підготовки обсадних труб на трубній базі, транспорту- вання на бурову і підготовки їх на буровій описано в [34, 35]; 4) підготовка стовбура свердловини — найважливіший захід з по- передження прихоплень обсадних колон; до початку підготовки стовбура виконують комплекс заключних геофізичних досліджень, завдяки якому одержують основні дані для плану проробки сверд- ловини; при цьому уточняються глибина установки башмака коло- ни, інтервали звуження стовбура, розміри каверн і об’єм свердло- вини, інтервали і місця встановлення елементів технологічного оснащення; стовбур свердловини проробляють в інтервалах зву- жень компоновкою інструмента, що застосовувалась в останньому рейсі при бурінні, та калібрують на всю глибину спускання обсадної колони; після калібрування свердловину промивають протягом 1,5 2 циклів до повного очищення стовбура від шламу і вирівню- вання параметрів розчину; 5) при спусканні обсадної колони не допускається відхилення від плану спуску колони без узгодження з головним інженером; швид- кість спускання обсадної колони повинна бути обмеженою; не мож- на допустити різких зупинок колони; якщо при спусканні відбу- лась посадка колони при навантаженні, що перевищує на 15% вагу труб і на 30% вагу труб в похило-напрямній свердловині, то процес спускання необхідно зупинити, а стовбур свердловини промити до усунення посадки; не дозволяється розходжування обсадної колони без доливання бурового розчину. 3. ДІЯГНОСТИКА ПРИХОПЛЕНЬ Виникнення аварій в буровій свердловині — надзвичайна подія, тому при виявленні перших ознак небезпечної ситуації буровик зо- бов’язаний негайно прийняти засоби із запобігання аварії й прис- тупити до першочергових робіт з її ліквідації, якщо попередити аварію не вдалось. Основними показниками процесу буріння, які 64 К. Г. ЛЕВЧУК можуть бути використані для прогнозування прихоплень колони бурильних труб, є [41]: витрата бурового розчину на вході у сверд- ловину і виході з неї; момент на роторі; газовміст; навантаження на долото або вага бурильного інструменту; температура розчину на вході в свердловину і виході з неї. Основні чинники, що впливають на виникнення прихоплень бу- рильної компоновки [34], — викривлення стовбура свердловини; вид змащувальних домішок; тип бурового розчину; дотримання те- хнічних правил і норм; цупкість низу БК; площа поверхні контак- ту; коефіцієнт тертя у зоні контакту; тривалість контакту колони труб, що не переміщується, зі стінкою свердловини; значення пере- паду тиску; фізико-механічні властивості бурового розчину; темпе- ратура в зоні прихоплення; абсолютне значення гідростатичного тиску; проникність породи в зоні прихоплення; тип пластового флюїду; фізико-механічні властивості фільтраційних кірок; порис- тість породи; швидкість вихідного потоку бурового розчину; кіль- кість змащувальних домішок у розчині. Найбільш небезпечна ситуація — порушення стійкого стану гір- ських порід через явище «втоми» породи при дії змінних напру- жень (деформацій), викликаних ґрунтовими коливаннями і коли- ваннями долота, пульсацією бурового розчину роботи силових сек- цій ґвинтових вибійних двигунів й іншого обладнання та інструме- нта. До того ж, експериментальні дані показали, що сили, які діють на БК, мають випадковий характер [42]. Вибір способу ліквідації прихоплень пов’язаний з визначенням виду останнього. Зокрема, у випадку заклинювання долота у зву- женій частині стовбура, представленого карбонатними породами, прихоплення ліквідовують за допомогою соляно-кислотної ванни. І навпаки, застосування цього способу у випадку заклинювання сто- роннім металевим предметом так само, як і розходжування інстру- мента не дає позитивного результату. Підвищення стійкости до осипань відкритого стовбура свердлови- ни досягається шляхом керування осмотичним тиском в системі «свердловина–пласт». Підбирається компонентний склад, який зу- мовлює дегідратацію глиняних відкладень. Якщо сили поверхневої гідратації не перевищують сили осмотичного тиску бурового розчи- ну, то спостерігається поверхневе зміцнення стовбура свердловини. Процес буріння радіяльних каналів відрізняється від буріння бо- кових стовбурів значно меншими діяметрами доліт, величинами осьових і радіяльних навантажень, механічною швидкістю. Бурін- ня радіяльних каналів відбувається у більш м’якому режимі. Від- повідно, ризик втомного осипання слабозцементованих порід знач- но нижчий, ніж при звичайному бурінні. Схильність до осипань необсадженого стовбура свердловини обе- рнено пропорційна діяметру, що підтвердили дослідження спеція- ЗАСОБИ ТА ТЕХНОЛОГІЇ ВИВІЛЬНЕННЯ ПРИХОПЛЕНОЇ БУРИЛЬНОЇ КОЛОНИ 65 лістів з геомеханіки ведучих нафтових наукових інститутів. Втрата стабільности спостерігається при тривалому бурінні каналу. Діягностика виду прихоплень ґрунтується на конкретизації на- ступних ознак і чинників: місце прихоплення; глибина свердлови- ни і розміщення інструмента, властивості породи (літологія, текто- ніка, проникність, пластовий тиск, температура, флюїдонасиче- ність), особливості стовбура свердловини (діяметер каверни, жоло- ба, перегини), характер траєкторії свердловини (зенітний та азиму- тальний кути), характеристика інструмента в зоні прихоплення; технологічні властивості бурового розчину (густина, фільтрація, реологічні параметри, змащувальна здатність), реаґенти, якими оброблений розчин; технологічна операція, що передувала прихоп- ленню (нарощування, піднімання або опускання, промивання); ха- рактер циркуляції бурового розчину (витрати, перепад тиску); ускладнення (осипання, затяжки, посадки, падіння предметів у свердловину); додаткові ускладнення (поглинання). У роботі [3] наведено таблицю для визначення типу прихоплен- ня, за допомогою якої можна швидко визначити механізм прихоп- лення (табл. 2). Таблиця 2 побудована як комбінація ймовірностей, ТАБЛИЦЯ 2. Визначення виду прихоплення [3]. TABLE 2. Determining the type of sticking [3]. Вид прихоплення Прихоплення шла- мом або породою, що обвалилася Диференційне прихоплення Заклинювання на ділянці зі складною геометрією стовбура Напрям переміщення колони безпосередньо перед прихопленням Вгору Донизу Без руху 2 1 2 0 0 2 2 2 0 Переміщення колони вниз після виникнення прихоплення Вільно Утруднено Неможливо 0 1 0 0 0 0 2 2 0 Обертання колони після виникнення прихоплення Вільно Утруднено Неможливо 0 2 0 0 0 0 2 2 0 Циркуляція після виникнення прихоплення Неможливо Обмежено Вільно 2 2 0 0 0 2 0 0 2 Сума 2 4 2 66 К. Г. ЛЕВЧУК за якими визначають механізм прихоплення. Для цього необхідно відповісти на чотири запитання і обчислити суму чисел відповідей у нижніх рядках запитань по кожному виду прихоплення. Найбіль- ша із одержаних сум вкаже на вид прихоплення. Якщо бурильну колону не залишати без руху, то диференційне прихоплення не виникне, і тому ймовірність диференційного при- хоплення БК безпосередньо перед прихопленням дорівнює нулю. Відповідно, комірка «Напрям переміщення колони безпосередньо перед прихопленням» («вгору» і «донизу») колонки «Диференційне прихоплення» містить 0. Комірка «без руху» містить 2, оскільки у цьому випадку велика ймовірність диференційного прихоплення. Комірка «без руху» колонки «Прихоплення на ділянці зі складною геометрією стовбура» містить 0, оскільки такого прихоплення не відбудеться, якщо колона нерухома. Зазначимо, що комірка «без руху» колонки «Прихоплення шламом або породою, що обвалила- ся» також містить 2. Причина полягає в тому, що у випадку зупин- ки бурових насосів для нарощування бурильної колони з’являється тенденція до осідання шламу або шматків породи, що обвалилася. За відомим напрямом переміщення колони безпосередньо перед прихопленням, не вдається однозначно встановити внаслідок чого виникло прихоплення. Тому виникає необхідність відповісти дода- тково на три запитання, а потім знайти суму чисел, розміщених в нижніх рядках відповідей по кожному виду прихоплень, і порівня- ти суми. У прикладі, наведеному в табл. 2, прихоплення виникло під час нарощування бурильної колони. Обертати і розходжувати БК не вдавалось, але тиск циркуляції не зростав: напрям руху колони безпосередньо перед прихопленням — «без руху», переміщення ко- лони вниз після виникнення прихоплення — «неможливо», обер- тання колони після виникнення прихоплення — «неможливо», тиск циркуляції після виникнення прихоплення не збільшився — «вільна циркуляція». Сума чисел в комірках по кожній колонці: «Прихоплення шламом або породою, що обвалилася» дорівнює 2, «Диференційне прихоплення» — 4, «Заклинювання на ділянці зі складною геометрією стовбура» — 2. Найбільша сума в колонці «Диференційне прихоплення». Таким чином, має місце диферен- ційне прихоплення. Наведену таблицю 2 використовують на буровій для швидкого визначення механізму, що відповідає прихопленню, або механізму, зумовленого ускладненнями у свердловині. Крім того, вона може виявитися корисною для аналізи робіт, що виконувалися, після лі- квідації аварії, сумісно з діяграмою станції контролю параметрів буріння. Для визначення положення аварійного інструмента в перерізі свердловини і для уточнення форми кінця обірваного інструмента ЗАСОБИ ТА ТЕХНОЛОГІЇ ВИВІЛЬНЕННЯ ПРИХОПЛЕНОЇ БУРИЛЬНОЇ КОЛОНИ 67 використовують печатки (пласкі, конусні й універсальні). Обсте- ження свердловини за допомогою печаток починають з перевірки стану експлуатаційної колони, насосів, штанг та інших предметів (рис. 14). Універсальна печатка має металевий корпус, покритий олив’яною оболонкою товщиною у 8 10 мм, менше діяметра колони на 10 12 мм. Замість олив’яної оболонки іноді використовують стоп, що складається з 98% алюмінію й 2% сурми (рис. 14, а). Пе- чатку спускають на трубах, або бурильних трубах і за відбитком на печатці судять про стан верхнього кінця аварійного обладнання, а також про стан стінки експлуатаційної колони на ділянці руйну- вань, зминань, тріщин тощо. Олив’яні печатки призначені для одержання на торцевій або бо- ковій поверхні відбитків предметів, що знаходяться у свердловині (рис. 14, б). Для визначення поверхні зім’яття або розмивання об- садних труб застосовують конічну печатку — металевий стрижень з отвором всередині для промивальної рідини і з кільцевими виточ- ками для міцного зв’язку олива з корпусом. Зовнішню частину пе- чатки із шаблону заливають оливом. У верхній частині вона має різьбу для приєднання до бурильної колони. Для визначення характеру злому бурильних труб і положення їх відносно центра свердловини використовують пласкі печатки, за допомогою яких визначають положення долота і металевих пред- метів, що знаходяться в забої. 3.1. Дослідження можливости утворення жолобів у свердловині У будь-якому інтервалі буріння необхідно забезпечувати достатнє Рис. 14. Печатки: а — універсальні, б — олив’яні. Fig. 14. Stamps: а—universal, б—from lead. 68 К. Г. ЛЕВЧУК осьове навантаження на долото 2 P 6 кН для оптимальних умов роботи ґвинтових вибійних двигунів: D 43 мм, L 2 м. Потрібно усунути утворення жолобів у викривлених інтервалах стовбура свердловини [43], радіюс викривлення яких кількісно оці- нюється величиною тиску замків на стінки стовбура свердловини: св , 2 lP R Q (7) де Р — осьове зусилля, що діє на бурильні труби [кН], Q — допусти- ме нормальне зусилля бурильного замка на стінку свердловини (Q 10 кН для перерізів з м’яких порід; Q 20–30 кН для перерізів, що містять породи середньої твердости; Q 40–50 кН для порід тве- рдих і міцних), lсв — довжина бурильної свічки [м]. Оскільки бурильна колона при будь-яких роботах у свердловині не повинна відчувати напруження [44], що перевищує границю плинности матеріялу бурильних труб, то радіюс їх викривлення має задовольняти умову: пл , 2 d E R (8) де d — зовнішній діяметер бурильних труб [м], Е — модуль (Юнґа) пружности [Па], пл — границя плинности металу труб [Па]. 3.2. Дослідження можливости утворення диференційних прихоплень Якщо при бурінні виникла аварійна ситуація з компоновкою зага- льною довжиною lсв метрів, що проникає у зону піщаного колекто- ра, то при перепаді тиску Р [Па] виникає диференційне прихоп- лення і у статичному режимі [3], диференційна сила прихоплення: диф , 2 l P P b (9) де b — ширина статичної кірки [м], l — довжина зони прихоплення [м]. У разі виникнення диференційного прихоплення для відриву БК необхідно прикласти силу розтягування: Pт Pдиф(sin fcos ), (10) де — зенітний кут каналу, f — коефіцієнт тертя БК об кірку. Точнішу формулу для визначення диференційної сили прихоп- лення наведено в [11]: Pдиф (fbn P ab1)l fGn, (11) ЗАСОБИ ТА ТЕХНОЛОГІЇ ВИВІЛЬНЕННЯ ПРИХОПЛЕНОЇ БУРИЛЬНОЇ КОЛОНИ 69 де b1 і bn — дугова ширина полоси прихоплення та її хорда [м], a — дотичне напруження адгезії [Па], Gn — нормальна складова ваги інструмента в зоні прихоплення. При допустимій силі розтягування Pт напруження в тілі труби не повинно перевищувати границю плинности матеріялу, з якого вони виготовлені [45, 46]. Крім того, необхідно також забезпечити кое- фіцієнт запасу kб 1,35 1,5 при навантаженні розтягування в різь- бовому з’єднанні. У випадку включення режиму роботи осцилято- ра, навіть якщо вже виникло прилипання свічки, коефіцієнт тертя f 0,015, і як наслідок розтягувальне зусилля Rт суттєво менше граничних значень. 3.3. Вірогідність утворення шламових пробок у свердловині В динамічних умовах на частинку шламу в похило напрямленій свердловині діють: сила ваги, Архімедова сила, обертальний мо- мент бурильної колони, виносна сила бурового розчину. У загаль- ному вигляді сили, що впливають на характер руху шламу, розкла- демо на складові: Fтеч — сила, яка намагається перемістити частин- ку шламу відносно осі свердловини зі швидкістю vос і винести її на поверхню: Fтеч 3 ефdрVср, (12) де еф — ефективна в’язкість бурового розчину [Па с], dp — діяметер частинки вибуреної породи [м], Vср — середня швидкість потоку [м/с]; Fв — виштовхувальна сила: 3 в p еф рід 0,75 ,F d (13) де — швидкість зсуву [с 1], рід — густина бурового розчину [кг/м3]; сила гравітації або сила осаджування: 3 ос p p рід ( ) 6,F d g (14) де g — прискорення вільного падіння [м/с2], р — густина матерія- лу, з якого виготовлено труби. Оскільки співвідношення сил Fтеч, Fв, Fос постійно змінюється у потоці, то це зумовлює сальтаційний (стрибкоподібний) характер руху частинок шламу. Швидкість транспортування частинок в са- льтаційному режимі приблизно вдвічі-тричі нижче середньої шви- дкости потоку. Проте експериментально доведено, що при обертан- ні бурильної колони, її вібрації, всі частинки шламу знаходяться у зваженому стані, практично симетрично розподіляються відносно 70 К. Г. ЛЕВЧУК осі БК та їхні швидкості руху близькі до швидкости основного по- току бурового розчину. Разом з тим, крупні частинки шламу додат- ково дисперґуються в породоруйнівному інструменті або за рахунок сил обертання бурильної колони і перетворюються в сальтувальні. У неньютонівській рідині швидкість осадження частинок зале- жить від ріжниці напружень зсуву, створених ріжницею густин ( р рід) і граничними значеннями статичного напруження зсуву. Тому швидкість осадження можна реґулювати параметрами стати- чного напруження зсуву бурового розчину. Висока транспортувальна здатність залежить від типу бурового розчину, його технологічних параметрів і режиму протікання ріди- ни у кільцевому просторі. У практиці буріння використовують за- лежність [47], одержану для визначення витрат промивальної рі- дини, що забезпечує транспорт шламу в горизонтальному стовбурі свердловини: 2,522 2 св з 0 рід 0 0 ( ) 660 , 0,008 (330 )(2 sin ) 330 D D Q (15) де Dсв — діяметер свердловини [м], Dз — зовнішній діяметер бури- льної труби [м], η — структурна в’язкість бурового розчину [Па·с], 0 — динамічне напруження зсуву [Па]. Залежність (12) для оцінки ступеня очищення стовбура свердло- вини є емпіричною і одержана [47] шляхом комп’ютерного моделю- вання оцінки промислових даних в результаті аналізи наявних ме- тодик оцінки несучої здатности бурового розчину і придатна для горизонтальних свердловин із зенітними кутами 30 . Рекомендують для одержання хорошої транспортувальної здат- ности бурового розчину в кільцевому просторі задовольнити спів- відношення / 500 c 1. При цьому пластичну в’язкість доцільно підтримувати на рівні 12–18 мПа·с, а динамічне напруження зсуву в діяпазоні 0 60 90 ГПа. У цьому випадку гідравлічні опори в бурильних трубах і кільцевому просторі будуть мінімальними. 3.4. Розходжування прихопленої бурильної колони Допустиме число обертів для розходжування — натягу і посадки БК визначають за емпіричною формулою [48]: 2 2 5 пл з м min 0,204 10 ,LPL n d k F (16) де L — довжина неприхопленої частини БК [м], dз — зовнішній дія- метер БК [м], пл — границя плинности металу [Па], з якого виго- ЗАСОБИ ТА ТЕХНОЛОГІЇ ВИВІЛЬНЕННЯ ПРИХОПЛЕНОЇ БУРИЛЬНОЇ КОЛОНИ 71 товлено труби, kм 1,3 1,5 — коефіцієнт запасу міцности, PL — вага неприхопленої частини БК [МН], Fmin — площа поперечного перері- зу найменш міцної труби в БК [м 2]. У випадку розходжування БК також необхідно керуватися хара- ктеристиками міцности бурильних труб. Для визначення ступеня закручування вільної частини прихопленої компоновки БК кори- стуються формулою: 2 2 2 2 пл тр рід ( ) , 2,1 k L kGD (17) де пл — границя плинности матеріялу, з якого виготовлено труби [Па], L — довжина вільної частини БК [м], тр, рід — густини мате- ріялу бурильних труб і промивальної рідини у свердловині [кг/м3], k — коефіцієнт запасу міцности, G — модуль зсуву [Па], D — зов- нішній діяметер бурильних труб [м]. Для забезпечення міцности бурильної колони визначають крути- льний момент Mi поінтервально знизу вгору для кожної секції бу- рильних труб: 2 2 рід2 пл 2 2 2 тр 1 16 1 , 2 i i i i j j ni i W k M Q k D d (18) де Wi — момент опору перерізу труби [м 3], пл i — границя плиннос- ти матеріялу, з якого виготовлено трубу, [Па], Di, di — зовнішній та внутрішній діяметри бурильної труби, [м], Qj — вага секцій, що знаходяться нижче i-ої секції БК, [Н]. За результатами розрахунків вибирають мінімально допустимий крутний момент Mmin, і для нього розраховують число обертів віль- ної частини БК: min 1 , 2,1 n i i i i M l G J (19) де li — довжина [м], Gi — модуль зсуву [Па], Ji — полярний момент інерції перерізу бурильної труби [м 4] i-ої секції БК. 4. ТЕХНОЛОГІЯ ЛІКВІДАЦІЇ ПРИХОПЛЕНЬ БУРИЛЬНОЇ КОЛОНИ Після встановлення виду прихоплення, приступають до робіт із ви- вільнення прихопленої БК [49]. Першочергові роботи з ліквідації аварій, які виконує бурова вахта, складаються з простих операцій, виконання яких не може привести до ускладнень. У випадку вини- 72 К. Г. ЛЕВЧУК кнення прихоплень бурильної колони через прилипання БК до сті- нки свердловини під дією перепаду тиску або через її заклинювання при спусканні, а також у випадку прихоплень колони породами, що обвалилися, бурова вахта зобов’язана виконати розходжування ко- лони з навантаженнями, що не перевищують 80% границі плинно- сти матеріялу труб, і відбивку інструмента ротором. Кількість обер- тів колони також реґламентовано. У разі обриву БК необхідно не- гайно приступити до ловильних робіт, не допустивши виникнення прихоплень аварійної частини колони, що може значно ускладнити ліквідацію обриву. Якщо проведення першочергових робіт не дало ефекту, ліквіда- цію аварії проводять згідно виду прихоплення. 4.1. Прихоплення шламом або породою, що обвалилася У випадку виникнення прихоплень бурильної колони внаслідок об- валювання шламу або породи необхідно скинути тиск, який збіль- шився через утворення пробки, а потім створити невеликий тиск (надто великий тиск затягне БК, як поршень, далі в пробку). Неве- ликий тиск необхідний для того, щоб відновити циркуляцію, якщо вдасться зрушити колону з місця [50]. Після цього прикласти крутний момент і нанести удар вниз ясом. Якщо яс не входить до компоновки або не працює, прикласти крут- ний момент і максимальне осьове навантаження (щоб зрушити бу- рильну колону в напрямі, протилежному її руху до прихоплення [51]. Якщо спробувати піднімати БК, вона ще далі завантажиться в пробку. Ціль полягає в тому, щоб змістити колону і відновити цир- куляцію, розмити пробку і винести матеріял пробки вгору по стов- буру). Якщо до моменту виникнення прихоплення колону перемі- щали вниз у сильно нахиленій свердловині, то необхідно спробува- ти трохи підняти її або нанести удар ясом вгору без обертання. Якщо вдасться відновити циркуляцію, необхідно збільшити ви- трати рідини до максимуму, який можливий без поглинання. Про- довжити циркуляцію, поки свердловину не буде розчищено. На завершення проробляють інтервал прихоплення й інструмент повертають на вибій, промивають свердловину перед спусканням обсадної колони або свердловинних приладів. 4.2. Диференційне прихоплення У випадку виникнення диференційного прихоплення негайно при- кладають максимальний крутний момент і доводять його до місця прихоплення [52]; продовжують циркуляцію з максимально допус- тимими витратами (виконують одночасно з прикладанням крутно- ЗАСОБИ ТА ТЕХНОЛОГІЇ ВИВІЛЬНЕННЯ ПРИХОПЛЕНОЇ БУРИЛЬНОЇ КОЛОНИ 73 го моменту); якщо до компоновки входить яс, то під час нанесення удару вниз знижують подачу насоса до мінімуму, щоб не протидія- ти удару [53]; підтримуючи крутний момент, різко розвантажують колону, створюючи максимальне осьове навантаження [54]. Ні в якому разі не можна намагатися піднімати колону! Це приз- веде лише до ускладнень, а натяг колони зменшить значення крут- ного моменту, котрий можна безпечно прикласти до бурильної ко- лони. Якщо до компоновки колони входить яс, необхідно нанести удар вниз при зменшенні подачі рідини насосом до мінімуму, щоб не по- слабити удар. 4.3. Заклинювання на ділянці зі складною геометрією стовбура Якщо виникне заклинювання на викривленій ділянці свердловини, необхідно нанести удар ясом у напрямку, протилежному руху ко- лони до прихоплення. Прикласти крутний момент при ударах вниз, але не прикладати крутний момент при ударах вгору [55 57]. Не варто забувати про тиск циркулюючого бурового розчину при заряджанні яса або нанесенні ударів. При збільшенні цього тиску удар яса вгору посилюється, а удар вниз послаблюється [58 60]. Це заважає заряджанню яса для удару вгору і допомагає заряджанню для удару вниз. При будь-яких видах прихоплень під час виконання початкових дій зі звільнення прихопленої бурильної колони можна підготувати додаткові заходи. 5. ТЕХНІЧНІ ЗАСОБИ ЛІКВІДАЦІЇ ПРИХОПЛЕНЬ БУРИЛЬНОЇ КОЛОНИ Буріння нафтових і газових свердловин у сучасних умовах, а саме, за глибини, що може сягати до десяти кілометрів, проникнення у процесі буріння в породи з аномально високими або низькими тис- ками, вимагають удосконалення технології й техніки буріння. Найчастіше буровики стикаються з такими ускладненнями, як осипання та обвали стінок свердловини, затягування БК. Для ліквідації прихоплень застосовують наступні технічні засо- би [33 35, 37, 61]: встановити рідинні ванни, струсити прихоплену ділянку колони вибухом торпед; встановити цементний міст і нарі- зати новий стовбур; застосувати ударні механізми; використати гі- дроімпульсний спосіб; оббурити або фрезерувати прихоплену діля- нку колони; розґвинчування бурильної колони лівим інструментом і піднімання труб по частинам; знизити рівень бурового розчину у стовбурі свердловини; застосувати імпульсно-хвильову дію на тру- 74 К. Г. ЛЕВЧУК би в зоні прихоплення; використати випробувачі пластів; розходи- ти і обертати колони ротором; відновити циркуляцію і промити свердловину; гідровібрувати колони труб. Окремі способи не варто розглядати як самостійні. Практика бу- рових робіт показує, що використовувати окремо їх неефективно [62, 63]. Ці способи рекомендовано використовувати як першочер- гові засоби бурової вахти в поєднанні з деякими іншими способами, а також для недопущення збільшення зони прихоплення вгору по стовбуру при диференційному прихопленні. 5.1. Визначення границь прихоплення Більша частина способів дозволяє уточнити лише верхню границю прихоплення [64 66]. Нижню границю можна визначити за допо- могою акустичних цементовимірювачів (АКЦ). АКЦ (рис. 15) базується на мірянні характеристик хвильового поля, створеного джерелом пружніх коливань з частотою випромі- нювання у 10–30 Гц. При цьому реєструють наступні параметри: амплітуду або коефіцієнт ефективного затухання хвилі вздовж ко- лони у фіксованому часовому вікні (положення вікна обирають за тривалістю розповсюдження хвилі вздовж колони); тривалість, ам- плітуду і затухання перших хвиль, що розповсюджуються в гірсь- ких породах; фазокореляційні діяграми. 5.1.1. Визначення верхньої границі прихоплення Верхню границю прихоплення визначають по пружньому видов- женню вільної частини колони. Бурова бригада при виникненні прихоплення не може негайно вживати способи, що вимагають за- стосування спеціяльної апаратури й обладнання. При нормальному процесі прокладання свердловини таке обладнання зазвичай не зберігається на буровій, а доставка його вимагає певних витрат ча- су, що може значно ускладнити вивільнення інструмента. Найпро- Рис. 15. Акустичний цементовимірювач: 1 — випромінювач, 2 — приймачі. Fig. 15. Acoustic cementmeter: 1—emitter, 2—receivers. ЗАСОБИ ТА ТЕХНОЛОГІЇ ВИВІЛЬНЕННЯ ПРИХОПЛЕНОЇ БУРИЛЬНОЇ КОЛОНИ 75 стішим способом визначення верхньої границі прихоплення є роз- рахунок вільної частини колони по пружньому видовженню її під дією навантаження, що перевищує власну вагу БК. Для багатовимірної комбінованої колони верхню границю при- хоплення розраховують за вихідною формулою, яка дає величину сумарного видовження всіх секцій колони вище зони прихоплення l залежно від прикладеного навантаження Р [67, 68]: 1 1 , 1,05 m m i im m m i h lP l E F l F (20) де 1,05 — коефіцієнт, що враховує збільшення цупкости колони за рахунок замкових з’єднань, hm — довжина вільної частини прихоп- леної секції БК [м], li, Еi, Fi — довжина [м], модуль пружности (який дорівнює 2,1 105 МПа для сталі та 0,7 105 МПа для стопу Д16Т), площа поперечного перерізу [м 2] i-ої однорозмірної секції БК, m — номер прихопленої секції БК. Видовження колони l і прикладене навантаження Р ( Р P2 P1) визначають наступним чином: створюють натяг колони Р1, який на п’ять поділок перевищує показання гідравлічного індика- тора ваги (рис. 12), що відповідає власній вазі труб до прихоплення. На ведучій трубі роблять відмітку в площині стовбура ротора; для виключення похибок, викликаних тертям у блоках талевої систе- ми, проводять повторний натяг із зусиллям, що на п’ять поділок перевищує початкове, і швидко знижують натяг до початкового з фіксацією другої відмітки на ведучій трубі. Відстань між двома ві- дмітками ділять навпіл, а середню риску приймають за першу від- мітку, яка відповідає зусиллю P1. Другу відмітку фіксують анало- гічним способом при натягу інструмента зусиллям P2, котре на 10 20 поділок по гідравлічному індикатору ваги більше за зусилля Р1. Шукане видовження l дорівнює віддалі між відмітками. Вели- чини зусиль P1 і P2 перераховують відповідно до паспортних даних індикатора ваги. Розрахункове значення видовження порівнюють з фактичним видовженням, яке одержують за допомогою описаної послідовнос- ти. Якщо розрахункове видовження дорівнює фактичному, то дов- жину L вільної частини БК визначають за формулою: 1 1 . m m i i L h l (21) де m — число вільних секцій БК. Розглянутий спосіб застосовують як наближений, особливо при проходці похилих і горизонтальних свердловин, у яких сили опору у випадку руху колон великі, тому зростання похибок при розраху- нках неминучі. Точніше межі прихоплень визначають за допомо- 76 К. Г. ЛЕВЧУК гою спеціяльних апаратів. 5.1.2. Визначення інтервалів прихоплення Інтервали прихоплення визначають за допомогою спеціяльної апа- ратури. У практиці бурових робіт знайшли застосування прихопле- номір (ПМ), індикатори місця прихоплення (ІМП), акустичні цеме- нтоміри (АЦ), яких спускають на каротажному кабелі. Найбільше розповсюдження одержали ПМ. Конструктивну будову ПМ показа- но на рис. 16. Прихопленомір — це електромагнет з відкритим сердечником, що складається з котушки і магнетопроводу, поміщеного в герме- тичний корпус з немагнетної корозійностійкої сталі. Корпус ізо- льований зверху головкою, а знизу підошвою. Характеристики ПМ наведено в роботах [33, 35]. Принцип дії ПМ базується на властиво- стях феромагнетних матеріялів (стальних труб) намагнетовуватися на тривалий час і розмагнетовуватися при деформації цих ділянок труб. Послідовність робіт з ПМ складається з трьох етапів. 1) Спочатку ПМ спускають у передбачуваний інтервал прихоп- лення і вимірюють природну намагнетованість труб та елементів колони. Потім шляхом подачі струму через електромагнет наносять на труби контрольні магнетні мітки з кроком 10 м. При цьому на- магнетовують ділянку труби довжиною у 0,15 0,20 м. 2) Фіксують криву намагнетованости вздовж всієї ділянки, на якій поставлені магнетні мітки. Їх необхідно відрізняти від анома- лій замкових з’єднань. Амплітуда піків магнетних міток в 4 5 разів більша фонової кривої намагнетованости та в 2 3 рази більша ано- малій замкових з’єднань. 3) Колону розходжують з натягом рівним власній вазі, або нама- Рис. 16. Прихопленомір: а — каротажний «Кедр», б — «Промгеофізсервіс». Fig. 16. Free-point indicator: а—logging ‘Kedr’, б—‘Promgeofizservis’. ЗАСОБИ ТА ТЕХНОЛОГІЇ ВИВІЛЬНЕННЯ ПРИХОПЛЕНОЇ БУРИЛЬНОЇ КОЛОНИ 77 гаються її обертати ротором на допустиме розрахункове число обер- тів. Стальні труби вище зони прихоплення, що зазнали деформа- цій, «гублять» магнетні мітки. В зоні прихоплення, де труби не за- знали деформацій, мітки зберігаються, тому границя зникнення магнетних міток уможливлює зафіксувати верхню границю прихо- плення. ПМ застосовують також в обсадних і насосно-компресорних тру- бах. Використання ПМ в трубах з алюмінійових стопів Д16Т немо- жливо. У цьому випадку використовують індикатор місця прихоп- лення, який за даними [33, 67] дозволяє точніше і одним вимірю- ванням визначати верхню границю прихоплення. Принцип дії ІМП базується на реєстрації деформацій колони труб давачем ІМП, що притягується до внутрішньої поверхні труб багатополюсним елект- ромагнетом. Зазначимо, що міряння деформацій виконують паралельно з ро- зходжуванням або обертанням колони. Зазвичай достатньо 5 6 за- мірів для визначення межі, на якій деформація труб не відбуваєть- ся [67]. У практиці робіт зі встановлення інтервалу прихоплення також знайшли розповсюдження акустичні цементоміри. Вони дозволя- ють визначати не тільки верхню, але й нижню границю прихоплен- ня. При цьому реєструють відносну амплітуду поздовжньої хвилі (Aхв), а також час проходження поздовжньої хвилі по породі (Tпор). За даними [33], інтервал прихоплення відповідає максимальному значенню Aхв і мінімальному часу Tпор. 5.2. Встановлення рідинних ванн Один з найбільш розповсюджених способів ліквідації прихоплень — встановлення рідинних ванн. Він ефективний при вивільненні труб у породах з великою проникністю, коли колона притиснута до стінки свердловини через перепад диференційного тиску. За дани- ми [62] 65% прихоплень цієї категорії ліквідують шляхом встанов- лення рідинних ванн. Спосіб не рекомендують для вивільнення ко- лон, заклинених сторонніми предметами, гірською породою, що обвалилася в жолобах, у звуженій частині свердловини, а також бурильних труб у порушеній обсадній колоні. Основною умовою використання рідинної ванни є збереження циркуляції бурового розчину у випадку прихоплення. Залежно від літологічного складу порід в зоні прихоплення використовують нафту, дизельне паливо, воду, кислоти, луги, а також комбіновані за складом ванни. Перед встановленням рідинної ванни визначають сумарний гідростатич- ний тиск стовпів бурового розчину й аґента ванни. Він повинен пе- ревищувати пластовий тиск самого високонапірного горизонту у відкритому стовбурі свердловини на 5 10%. Якщо ця умова не до- 78 К. Г. ЛЕВЧУК тримується, то буровий розчин не завадить обважнити. При виборі аґента рідинної ванни слід використати рекомендації праць [67, 69]. 5.2.1. Ліквідація прихоплення за допомогою встановлення нафтових ванн Найактивнішим аґентом рідинної ванни залишається нафта. Реко- мендують встановлювати її в перші моменти виникнення прихоп- лення для попередження інтенсивного зростання сил, що притис- кають бурильну колону до стінки свердловини (не пізніше 3 5 го- дин після початку аварії). Перед встановленням нафтової ванни необхідно виконати насту- пні заходи: визначити верхню межу прихоплення по пружньому видовженню колони або із застосуванням спеціяльних приладів; перевірити надійність роботи противикидного обладнання, насосів та інших елементів циркуляційної системи, стан бурової вежі й та- левої системи, підготовку засобів пожежогасіння, наявність необ- хідної кількости та якости бурового розчину в запасних місткостях. Провести очищення майданчика навколо бурової для попереджен- ня займань; встановити в бурильній колоні обернений клапан або кульовий кран для попередження нафтоводогазопроявів. Об’єм нафти для ванни визначають з розрахунку перекриття ін- тервалу прихоплення в затрубному просторі і підйому вище верх- ньої межі прихоплення не менше, ніж на 50 100 м. Окрім того, ви- значений об’єм нафти (3 5 м 3) резервують у бурильних трубах, ви- ходячи з технологічних особливостей процесу вивільнення інстру- мента нафтовою ванною. Рекомендують через годину знаходження колони під ванною перевірити можливість ліквідації аварії розхо- джуванням, після чого порцію нафти об’ємом 0,5 0,7 м 3 необхідно протиснути в зону прихоплення. Рис. 17. Каверномір: а — з важільним вимірювальним пристроєм, б — ма- логабаритний. Fig. 17. Calliper: а—with lever measuring device, б—compact. ЗАСОБИ ТА ТЕХНОЛОГІЇ ВИВІЛЬНЕННЯ ПРИХОПЛЕНОЇ БУРИЛЬНОЇ КОЛОНИ 79 Сумарний об’єм нафти Q для ванн визначають із виразу: 2 2 2 кав д з 1 в 2 п 0,785[( )( ) ] ,Q k D D h h d h nV (22) де kкав — коефіцієнт каверзности стовбура свердловини у зоні при- хоплення, Dд — діяметер долота [м], Dз, dв — зовнішній і внутріш- ній діяметри БК [м], h — висота стовпа рідини від вибою до верхньої межі прихопленої ділянки [м], h1 — висота підйому рідини над ін- тервалом прихоплення [м] (призначається для нівелювання мож- ливої похибки визначення верхньої межі прихоплення, h1 беруть рівним 50 100 м), h2 — висота стовпа рідини в БК [м], n — кількість операцій з відновлення циркуляції, Vп — об’єм рідини для прове- дення одного підкачування. Для вимірювання поперечного перерізу бурової (нафтової, газо- вої) свердловини використовують каверномір (рис. 17). Він склада- ється із свердловинного приладу, який спускають у свердловину на каротажному кабелі, і наземної апаратури, що знаходиться на ка- ротажній станції. Переважно використовують з важільним вимі- рювальним пристроєм і резисторним перетворювачем лінійних пе- реміщень в електричний сигнал. Діяпазон вимірювань каверномі- ром, що використовують у бурових роботах, складає 100 760 мм, а у геологорозвідці — 70 350 мм. Гідростатичний тиск в стовбурі свердловини після встановлення ванни повинен перевищувати пластовий з метою недопущення наф- тогазоводопроявів. Перевірочний розрахунок гідростатичного тис- ку стовпа нафта буровий розчин проводять за допомогою номогра- ми (рис. 18). Наприклад, на глибині у 2100 м у нафтонасичених пі- Рис. 18. Номограма для визначення гідростатичного тиску при встанов- ленні рідинної ванни. Fig. 18. Nomogram for determination of hydrostatic pressure at installation of a liquid bath. 80 К. Г. ЛЕВЧУК щаниках бурильний інструмент прихоплений на інтервалі 2000 2100 м. Свердловину бурили з розчином, густина якого 1230 кг/м3. Пластовий тиск на глибині 2100 м дорівнює 22 МПа. Для ванни використовують нафту густини 830 кг/м3. За розрахун- ками згідно (22) виявлено, що необхідний об’єм нафти складає 15 м3, об’єм бурового розчину — 85 м 3. Вміст легкого компонента стовпа нафти: 15 100% 15%. 15 85 (23) На рисунку 18 пряма AB з’єднує точки A — густина нафти і B — густина бурового розчину. З точки C, що відповідає легкому компо- ненту (15%), опускають перпендикуляр на пряму AB — у точку D. А з точки D проводять горизонтальну пряму до перетину з вертика- льною віссю у точці N. Точка N визначає густину стовпа наф- та буровий розчин у свердловині — 1170 кг/м3. Гідростатичний тиск такого стовпа дорівнює: Pгід 9,8 1170 2100 24,6 МПа. (24) Буровий розчин у стовбурі свердловини повинен мати мінімальні значення в’язкости, статичного напруження зсуву та густини. Для попередження спливання нафти і виходу її із зони прихоп- лення рекомендують перед порціями нафти і продавлювальної рі- дини закачати порцію буферної рідини з розрахунком заповнення нею 150 200 м затрубного і всередині трубного простору [70]. Об’єм буферної рідини ззовні Qзб та всередині Qвб трубного простору обчи- слюють за формулами: 2 2 2 зб кав д з б вб в б 0,785( ) , 0,785 ,Q k D D h Q d h (25) де hб — висота стовпа буферної рідини у затрубному просторі [м]. Для приготування буферної рідини на основі бурового розчину, що застосовується, необхідно обробити його реаґентами — структу- роутворювачами типу карбоксиметилцелюлози, крохмалю з дозу- ванням їх не більше 2 3%. Приготована буферна рідина повинна мати наступні параметри: густину, близьку до густини бурового розчину; максимально мож- ливу в’язкість; статичне напруження зсуву не менше 27 МПа; водо- віддачу приблизно рівну водовіддачі бурового розчину. Обов’язковим при приготуванні буферної рідини є її перевірка на коаґуляцію при контакті з буровим розчином. При можливості ви- бору рекомендують застосовувати безводну високорухому малопа- рафінисту нафту з малою густиною. Для підвищення ефективности ванни до нафти додають поверхнево-активні речовини, наприклад, ЗАСОБИ ТА ТЕХНОЛОГІЇ ВИВІЛЬНЕННЯ ПРИХОПЛЕНОЇ БУРИЛЬНОЇ КОЛОНИ 81 сульфонол, дисольван у кількості до 1 3% від об’єму нафти [10]. У випадку виникнення прихоплень в зонах аномально високого пластового тиску рекомендують застосовувати спеціяльні обтяжені рідини на нафтовій основі. На глибоких розвідувальних свердлови- нах для встановлення ванн використовують рідину густиною 1800 кг/м3 з наступним складом (на 1 м 3) [71]: дизельне паливо в об’ємі 0,65 м 3; високоокиснений бітум — 140 кг; солі жирних кислот — 10 кг; 50% розчин їдкого натру — 0,005 м 3; модифікований барит — 850 кг. Застосування спеціяльних обтяжених рідин уможливлює вста- новлювати ванни без зниження гідростатичного тиску стовпа буро- вого розчину й аґента на продуктивний пласт, що зменшує можли- вість виникнення проявів флюїдів під час ліквідації аварій. Закачування компонентів ванни проводять насосами у послідов- ності: буферна рідина нафта буферна рідина протискувальна рі- дина при максимальній подачі. Швидкість висхідного потоку буро- вого розчину, буферної рідини і нафти в кільцевому просторі має дорівнювати швидкості потоку при бурінні цього інтервалу. Після встановлення ванни залежно від різновиду прихоплення колону або розвантажують на визначену частину її ваги, або залишають під на- тягом на талевій системі. Для попередження розповсюдження зони прихоплення рекомендують розходжувати інструмент під час дії ванни не рідше 2 разів за годину. Розходжування колони для її вивільнення слід проводити через 4 6 годин після встановлення ванни, втім, цей час можна змінюва- ти з урахуванням досвіду ліквідації прихоплення. Після кожного розходжування частину нафти з бурильної колони (0,5 0,7 м 3) про- качують у зону прихоплення. Тривалість ванни повинна бути не меншою 15 годин. Якщо при цьому колону не звільнено, то необ- хідно відновити циркуляцію, промити свердловину і встановити другу нафтову ванну. За даними А. К. Самотоя встановлення тре- тьої рідинної ванни недоцільно [63]. У випадку невдачі після другої ванни іноді приступають до повного промивання свердловини наф- тою. При вивільненні колони проводять промивання з вимиванням нафти на гирлі та складуванням її для повторного встановлювання ванн. Колону труб піднімають із свердловини, проводять детальний контроль стану труб, включаючи дефектоскопію, стовбур свердло- вини на ускладнених інтервалах проробляють. 5.2.2. Ліквідація прихоплення за допомогою встановлення водяних ванн Якщо геологічний розріз складають стійкі породи, несхильні до осипань і обвалів, то використовують водяні ванни. Встановлення 82 К. Г. ЛЕВЧУК таких ванн найефективніше у свердловинах, для промивання яких використовують глиняний розчин на основі вибурених порід, а та- кож при заклинюванні колони в інтервалах залягання натрійових і маґнійових солей [72, 73]. Фахівці вважають, що ефект від водяної ванни зумовлений осмотичним масоперенесенням через фільтра- ційну кірку. Переваги водяної ванни порівняно з нафтовою наступні: встанов- лення ванни можна здійснювати буровими насосами (рис. 19); мо- жливість швидкого встановлення у разі відсутности нафти на буро- вій, що важливо для бурових, віддалених від баз управління буро- вими роботами, нафтогазорозвідувальної експедиції; вода важча за нафту, тому засоби з попередження флюїдопроявів вдається вико- нувати швидше; вода як аґент активна, легко проникає в тонкі ка- нали фільтраційних кірок, і менш інтенсивно порівняно з нафтою спливає у стовбурі свердловини, заповненої глиняним розчином; безпека у пожежному відношенні. Ефективність водяних ванн збільшується при додаванні 1 2% поверхнево-активних речовин і деяких хемічних реаґентів: проду- ктів обробки суміші моно- і діалкілфенолів оксидом етилену ОП-10 (Росія, Україна), поліетиленгліколь (США), гліцерин, карбоксиме- тилцелюлоза, хромпік (Середня Азія), соляна кислота (Україна). Рис. 19. Насос American Manufacturing AW1122BCD. Fig. 19. The pump American Manufacturing AW1122BCD. ЗАСОБИ ТА ТЕХНОЛОГІЇ ВИВІЛЬНЕННЯ ПРИХОПЛЕНОЇ БУРИЛЬНОЇ КОЛОНИ 83 5.2.3. Ліквідація прихоплення за допомогою встановлення кислотних ванн Кислотні ванни застосовують для ліквідації прихоплень труб в карбонатних породах, глиняних вапняках і доломітах, а також в глиняних породах. Здатність кислоти розчиняти перераховані по- роди лежить в основі способу. В основному в кислотних ваннах ви- користовують технічну соляну кислоту 8 14% концентрації, суміш соляної кислоти й води або нафти, сульфомінової кислоти. Для роз- чинення глиняних кірок використовують суміш 16 20% соляної та 40% плавикової кислот. Співвідношення компонентів сумішей під- бирають шляхом лабораторних випробувань з умови найактивні- шої дії суміші кислот на зразки порід і фільтраційні кірки. При проведенні випробувань необхідно знати, що швидкість дії соляної, плавикової кислот та їх сумішей на карбонатні породи переважно залежить від температури та тиску. При збільшенні температури на 20 25 С швидкість реакції зростає втричі, а у випадку збільшення тиску зменшується. За наявности в компоновці бурильної колони труб з алюмінійово- го стопу Д16Т недоцільно встановлювати ванни із соляної та суміші соляної і плавикової кислот. Для зменшення корозійної дії кислот на стальні труби і обладнання в них необхідно вводити інгібітори (формалін, уніколи, мастила, поверхнево-активні речовини). Для забезпечення сприятливих умов дії кислотних ванн викори- стовують воду як буферну рідину. Об’єм води визначають з розра- хунку заповнення 50 м ззовні та всередині трубного простору. Послідовність операцій при встановленні ванни починається із закачування першої порції води, потім закачують кислоту, причо- му в затрубному просторі першочергово продавлюють 25 35% роз- рахованого об’єму із залишенням 66 75% об’єму кислоти в колоні [33]. Після кислоти необхідно закачати другу порцію води і розра- хункову кількість протискувальної рідини. Колону витримують під ванною протягом 3 6 годин. Після першої години інструмент роз- ходжують і протискують в зону прихоплення 1 4 м 3 кислоти. 5.3. Вибуховий спосіб ліквідації прихоплень («струшування») Вибух торпеди з детонувального шнура (ТДШ) в зоні прихоплення створює ударну хвилю, що відриває труби від стінки свердловини або сальника. При цьому послаблюються сили зчеплення колони із середовищем поза трубою. У випадку притискання інструмента до стінки свердловини перепадом тиску «струшування» може привес- ти до короткочасного вирівнювання тиску навколо труби і знімання притиснення. А далі розходжуванням або відбиванням ротором ко- лону можна звільнити. 84 К. Г. ЛЕВЧУК Торпедування також може допомогти відновити циркуляцію бу- рового розчину, що сприяє процесу ліквідації прихоплення. У ви- падку заклинювання долота при роторному бурінні здійснюють ви- бух фугасної торпеди, спущеної до долота. «Струшування» буриль- Рис. 20. Торпеди: а — малогабаритна (1 — голівка, 2 — заряд і кілька відрі- зків детонувального шнура, 3 — сталевий трос, 4 — вантаж); б — негерме- тична з детонувальним шнуром (1 — голівка, 2 — детонувальний шнур, 3 — металевий трос, 4 — вантаж); в — фугасна шашкова (1 — голівка, 2 — ван- таж, 3 — вибуховий патрон, 4 — шашки вибухової речовини, 5 — корпус). Fig. 20. Torpedos: a—small (1—head, 2—charge and several segments of det- onating cord, 3—steel cable, 4—load); б—leak-proof with detonating cord (1— head, 2—detonating cord, 3—metal cable, 4—load); в—high-level checkers (1—head, 2—load, 3—explosive chuck, 4—checkers of explosives, 5—body). ЗАСОБИ ТА ТЕХНОЛОГІЇ ВИВІЛЬНЕННЯ ПРИХОПЛЕНОЇ БУРИЛЬНОЇ КОЛОНИ 85 ної колони з попереднім натягом може призвести до ліквідації при- хоплення. Послідовність робіт з підготовки вибуху, вибору заряду, прове- дення торпедування наведено в праці [74]. Величину заряду торпе- ди визначають з умов забезпечення необхідного ефекту і недопу- щення пошкодження труб. Довжина ТДШ повинна на 5 10 м пере- вищувати довжину прихопленої ділянки труб, а маса заряду вибу- хової речовини не повинна перевищувати 5 кг [75 78]. Якщо інтервал прихоплення перевищує 100 м, то торпедування доцільно проводити частинами. Роботи з торпедування виконують у наступній послідовності [79 82]: з’ясовують причину виникнення прихоплення; проводять розходжування колони і промивають свердловину; визначають ді- лянку прихопленої колони; у свердловину спускають шаблон, од- ночасно збирають торпеду заданої довжини і спускають у свердло- вину напроти всієї довжини ділянки прихоплення; натягують ко- лону з максимально допустимим зусиллям, при чому це не відно- ситься до прихоплень, що виникають у випадку затягування труб у звужену ділянку стовбура або у жолобній виробці; колону оберта- ють ротором на максимально допустиме число обертів; здійснюють вибух; колону розходжують або відбивають ротором; кабель, ван- таж і головку витягують із свердловини, її промивають, звільнену колону піднімають. Вибуховий спосіб при ліквідації прихоплень застосовують також для наступних цілей [83 87]: від’єднання неприхопленої частини колони труб шляхом послаблення різьбового з’єднання з наступним розґвинчуванням; вивільнення вільної частини колони обриванням труб. Для розґвинчування і струшування створено торпеди: малогаба- ритні (рис. 20, а), з детонувальним шнуром (ТДШ, рис. 20, б) та фу- гасні шашкові (ТШТ, рис. 20, в). Торпеда ТДШ складається з голо- вки 1, в якій знаходиться вузол основного заряду 2 і одного або де- кількох відрізків детонувального шнура, зв’язаних в жмут і змон- тованих на несучому сталевому тросі 3. У нижній частині кріплять вантаж 4. Голівка і вантаж мають діяметер у 5 см. Як засіб ініцію- вання застосовують електродетонатор. Для збереження голівки і підвищення безпеки збирання в головку вводять тільки один шнур довжиною 0,5 м. Через цей шнур детонація передається на жмут шнурів [88 90]. Голівка розрахована на багаторазове використання під тиском до 50 МПа і за температури до 100 С. Фугасна шашкова торпеда має заряд 3, який збирають із відрізків детонувального шнура, вибухового патрона 1, утримувача 2, троса 4 і вантажу 5. У вибуховий патрон поміщають електродетонатор. Торпеду можна також спустити в труби з малим прохідним дія- метром [91 93]. 86 К. Г. ЛЕВЧУК 5.4. Ударні механізми ліквідації прихоплень Ударні механізми (УМ) або яси призначені для вивільнення прихо- плених бурильних колон ударами вгору і вниз. Найбільшу ефекти- вність цим способом досягають при ліквідації прихоплень типу за- клинювання [94]. Будь-який УМ має бойок, що переміщується в корпусі й наносить удар по ковадлу та цупко зв’язаний з прихопле- ною частиною колони. Розрізняють наступні види ударних механі- змів [95 98]. 1) УМ з вільним бойком, що наносить безперервно удари по кова- длу із силою, пропорційною власній масі. Такі УМ відомі як гідроу- дарники або гідровібратори. Гідроударник — гідравлічна забойна бурильна машина, яку приводять в дію енергією потоку промива- льної рідини, що нагнітають з поверхні насосом по колоні буриль- них труб. Такий пристрій застосовують для буріння в породах сере- дньої й високої міцности. Гідроударник відносять до машин прямої дії з клапанною системою розподілення рідини (рис. 21). Розгін ударника і удар його по ковадлу, цупко зв’язаному з БК, здійсню- ють потоком промивальної рідини, а повернення його у вихідне по- ложення — пружиною, стиснутою при прямому ході. Довжина гід- роударника 1,28 2,5 м (для колонкового буріння), маса 25 50 кг, енергія одиничного удару складає 8 70 Дж, частота 1100 3600 ударів/хв., перепад тиску 0,5 3,0 МПа. Гідроударник призначений для створення одиничних, спрямованих вгору, удар- них навантажень при ліквідації аварій у свердловинах різного при- значення, пов’язаних з прихопленням, викликаним сальникоутво- ренням або заклинюванням бурильних, обсадних, насосно- компресорних труб, елементів колон, випробувальних пластів, ка- лібраторів, доліт, ловильного інструмента, фрезерів тощо. УМ з вільним бойком ґенерує вібрації з частотою 25 50 Гц (рис. 22), що передаються до місця контакту труб з глиняною кір- кою, сальником або шламом. Під дією вібрації відбувається розрі- дження середовища в зоні його контакту з інструментом, зменшу- Рис. 21. Гідроударники. Fig. 21. Hydraulic-hammerers. http://www.mining-enc.ru/b/burovaya-mashina-kamnereznaya/ http://www.mining-enc.ru/b/burenie/ http://www.mining-enc.ru/k/kolonkovoe-burenie/ ЗАСОБИ ТА ТЕХНОЛОГІЇ ВИВІЛЬНЕННЯ ПРИХОПЛЕНОЇ БУРИЛЬНОЇ КОЛОНИ 87 ється його міцність на зсув, а як наслідок, зменшується опір пере- міщенню прихопленої колони [99, 100]. Та пристрої даного типу не знайшли широкого застосування. 2) Яси з бойком і приєднаною до нього масою у вигляді частини бурильної колони, на котрій УМ спускають до місця прихоплення. Яси мають два різновиди: безперервної дії й одиничної. Механізми безперервної дії перебувають на стадії лабораторних розробок, а при- строї одиничної дії широко застосовують у нафтовій і газовій проми- словостях: пристрій для ліквідації прихоплень (ПЛП, рис. 23), яс механічний (рис. 24, а), гідравлічний ударний механізм (ГУМ, рис. 24, б г), збудник пружніх коливань (ЗПК) [33 35, 37, 61, 67]. Всі ці механізми мають корпус, бойок, ковадло та пристрій, що захоплює і вивільняє, або замок. Бойок цупко зв’язаний з колоною труб, на яких спускають УМ, а корпус і ковадло з’єднують з прихо- пленими трубами. Замок у всіх перерахованих механізмах має різ- ну конструкцію, але його призначення однакове: після зарядки за- мка створюються умови пружнього поздовжнього деформування частини бурильної колони, а після розряджання замка вивільнений бойок разом з приєднаною масою вдаряє по ковадлу. Яси — інструменти для нанесення сильних ударів по прихопле- ній компоновці БК [101]. Яси відомі досить давно, ще з тих часів, коли вони застосовувалися в ударно-канатному бурінні для поглиб- Рис. 22. Гідровібратор. Fig. 22. The hydraulic-vibrator. Рис. 23. Пристрій для ліквідації прихоплень. Fig. 23. The device for sticking elimination. 88 К. Г. ЛЕВЧУК лення свердловин і для ловильних робіт. Яси поділяють за цільо- вим призначенням на бурильні та ловильні, а за принципом дії — на механічні (рис. 24, а) та гідравлічні (рис. 24, б г). До компоновки БК також може бути поміщено прискорювач, який називають інтенсифікатором і бустером (рис. 25). Рис. 24. Яс: а — механічний (1 — корпус верхній, 2 — корпус, 3 — шток, 4 — шпеник, 5 — хвостовик штока, 6 — корпус нижній); б — гідравлічний (1 — перевідник, 2 — корок, 3 — корпус, 4 — шток, 5 — поршень, 6 — хвостовик штока); в — гідравлічний з’єднанням у стик з накладками із буравленням, г — крутильний «Shock Turn». Fig. 24. Jar: а—mechanical (1—upper body, 2—body, 3—stock, 4—pintle, 5—shank of stock, 6—bottom body); б—hydraulic (1—adapter, 2—cork, 3— body, 4—stock, 5—piston, 6—shank of stock); в—hydraulic–fishing– drilling, г—torsion ‘Shock Turn’. Рис. 25. Інтенсифікатор яса: 1 — перехідник, 2 — шток, 3 — корпус верх- ній, 4 — корпус нижній, 5 і 8 — ущільнювач штока, 6 — ущільнювач ци- ліндра, 7 і 9 — заглушка, 10 — хвостовик штока. Fig. 25. Jar intensifier: 1—joint, 2—stock, 3—upper body, 4—bottom body, 5 and 8—sealing rod, 6—cylinder seal, 7 and 9—plug, 10—shank of stock. ЗАСОБИ ТА ТЕХНОЛОГІЇ ВИВІЛЬНЕННЯ ПРИХОПЛЕНОЇ БУРИЛЬНОЇ КОЛОНИ 89 Механічний яс — телескопічний ударний інструмент механічної дії. Удар, що передається прихопленій компоновці БК, наноситься обтяженими бурильними трубами, які отримали значні передудар- ні швидкості за рахунок пружніх деформацій на шляху ходу яса. Механічні яси також встановлюють над ловильними інструмен- тами типу овершота або внутрішньої труболовки для їх вивільнен- ня шляхом збивання вниз при сильному заклинюванні захоплюва- ча. Нафтовики спускають вільну компоновку БК з вмонтованим механічним ясом, призначену для роботи внутрішньої труборізки. Таким чином, поки ловильна компоновка рухається у межах ходу яса, труборізка знаходиться лише під вагою аварійної компоновки нижче яса, що убезпечує її від перенавантаження. Гідравлічний яс — вал з поршнем, що переміщається всередині гідравлічного герметизованого циліндра, розміщеного у кожусі яса. Циліндр має внутрішній канал змінного поперечного перерізу, заповнений мастилом. Поршень спочатку знаходиться в нижньому положенні у вузькій частині циліндра, де внаслідок невеликого кі- льцевого зазору його рух сповільнений. Манжети поршня мають особливу конструкцію, що дозволяє мастилу дуже повільно переті- кати з порожнини над поршнем у порожнину під поршнем у той час, коли вал з поршнем рухається вгору під дією натягу вільної компоновки колони. Після проходження відстані, рівної приблизно половині ходу яса, поршень потрапляє у широку частину циліндра, опір руху миттєво зменшується, і поршень зі значною швидкістю вдаряється об верхній обмежувальний виступ кожуха. Перевагою гідравлічного яса над механічним є можливість керу- вати силою удару за рахунок зміни натягу колони. Переважна бі- льшість гідравлічних ясів ефективно працює за температур до 175 С і вище при використанні термостійких масел. Механічні яси використовують для нанесення ударів зверху вниз, а гідравлічні — знизу вгору [102]. Прискорювач накопичує потенціяльну енергію, яка перетворюється у кінетичну у разі спра- цьовування ударного механізму і приводить до прискорення руху ОБТ вгору. До того ж за рахунок запасу вільного ходу бустер гасить ударний імпульс, який розповсюджується вгору вздовж ОБТ. Якщо встановити прискорювач над ОБТ, з’являється можливість збіль- шити силу удару та розвантажити вільну компоновку БК і бурову установку. Бустер є гідроакумулятором поршневого типу, циліндр якого заповнено стискуваним робочим аґентом, нейтральним газом або силіконом. У випадку натягу вільної компоновки БК поршень прискорювача стискає у циліндрі робочий реаґент і накопичує по- тенціяльну енергію. А після спрацювання яса енергія бустера при- скорює рух ОБТ вгору, збільшуючи ударний імпульс. Додатковою функцією прискорювача є гасіння ударних імпульсів, які неґатив- но впливають на стан бурильних труб, за рахунок довжини ходу ва- 90 К. Г. ЛЕВЧУК ла прискорювача. Яси гідромеханічні (рис. 24, б) уможливлюють наносити удари вгору, вниз або вгору і вниз, тобто вони мають два режими роботи: механічний і гідравлічний. Ударно-вібраційні яси (рис. 24, в) приз- начені для вивільнення прихопленої БК осьовими ударами, спря- мованими зверху вниз, або шляхом створення вібрацій. Очевидно, що прихоплене у свердловині обладнання легше вилу- чити, якщо прикладати до нього не лише ударні зусилля, але й уда- рний крутний момент. Для цього було розроблено і запущено у ви- робництво крутильні яси «Shock Turn» (рис. 24, г), які уможлив- люють прикладати до прихоплених ділянок крутні моменти за го- динниковою стрілкою, проти годинникової стрілки, а також нано- сити удари вгору або вниз у різних комбінаціях. Збудник пружніх коливань призначений для ліквідації всіх ви- дів прихоплень БК. Основний елемент ЗПК — гелікоїдна різьба, яка під дією пружніх сил розщеплюється, і бойок, який знаходить- ся на штоку, наносить удари по ковадлу, що з’єднано з прихопле- ною БК. Кільцевий бойок вдаряє по виступу втулки і удар переда- ється через перехідник прихопленому інструменту. ЗПК працює в режимі створення імпульсно-динамічної дії. Для створення ударів вгору ЗПК розміщують ближче до місця прихоплення, над яким встановлюють ОБТ великого діяметра довжиною до 75 м, а для на- несення ударів вниз — на віддалі у 500 1500 м вище місця прихоп- лення [48]. 5.5. Гідроімпульсний спосіб ліквідації прихоплень Гідроімпульсний спосіб (ГІС) застосовують для вивільнення ін- струмента, прихопленого внаслідок перепаду тиску, сальником, заклинюванням у жолобах і сторонніми предметами [103]. Спосіб не вимагає тривалої підготовки і його застосування може бути дос- татньо швидким. Даний механізм ліквідації прихоплення реалізується шляхом розвантаження колони труб різким зняттям попередньо створених напружень розтягу в матеріялі труб і напружень стискання рідини, що знаходиться всередині труб. При цьому виникає перепад тиску: p ( 1 2)gH, (26) де 1, 2 — густини рідин зовні та всередині бурильних труб [кг/м3], H — глибина занурювання розділення рідин у БК. Верхній кінець бурильних труб обладнано нагнітальною голів- кою з кранами високого тиску на відвідних патрубках, засувом та діяфрагмою [104]. Колону повністю або частково розвантажують і підвішують на талях. У бурильну колону закачують рідину: воду, ЗАСОБИ ТА ТЕХНОЛОГІЇ ВИВІЛЬНЕННЯ ПРИХОПЛЕНОЇ БУРИЛЬНОЇ КОЛОНИ 91 нафту, дизельне паливо, або газ, при цьому густина бурового роз- чину в затрубному просторі має бути не меншою за 1350 кг/м3. Ви- соту стовпа hрід такої рідини розраховують за формулою: 1 св п рі л 1 2 2 2 1 1 1 2 д ( )( ) , ( ) g gL p F F F h F (27) де Lсв — глибина свердловини, pпл — пластовий тиск у свердловині, F1, F2 — площі поперечного перерізу всередині та ззовні труби від- повідно. Перепад тиску (15) на гирлі свердловини обмежений міцністю бурильних труб на розрив за Барлоу [67]: p 0,8( пл g 1L), p 1,52 пл dпр, (28) де l — довжина неприхопленої частини БК, — товщина стінки, dпр — зовнішній діяметер прихопленої бурильної труби. У випадку розривання діяфрагми тиск в колоні різко знижуєть- ся, труби починають переміщатися через зниження напружень роз- тягу, а також перетікання бурового розчину із затрубного простору в труби з більшою початковою швидкістю та короткочасне знижен- ня перепаду тиску внаслідок зниження рівня розчину в затрубному просторі [105 107]. У випадку відновлення розходжування інстру- мент можна звільнити після проведення 1 5 імпульсів [108]. Обмеження для застосування ГІС наступні: негерметичність бу- рильної колони; наявність у відкритому стовбурі слабозцементова- них порід, схильних до обвалів; густина бурового розчину менше 1350 кг/м3; шламоутворення у забої з можливим закупорюванням промивних каналів бурових доліт і припиненням циркуляції. 5.6. Ліквідація прихоплень гідровібруванням колони труб Гідровібрування не є самостійним способом ліквідації прихоплень і застосовується у поєднанні з розходжуванням колони і встановлен- ням рідинних ванн [109 111]. Коливальні хвилі гідравлічного ка- налу передаються колоні труб, разом з тим вібрування труб викли- кає виділення вільної води в зоні контакту труби і фільтраційної кірки, тим самим це призводить до зниження коефіцієнта тертя і порушення контакту труб зі стінками свердловини [112]. Режиму гідровібрування досягають короткотривалим відключен- ням компенсаторів бурових насосів і залишенням у насосі у робочому стані одного нагнітального й одного всмоктувального клапанів [113 115]. Такий спосіб ліквідації прихоплень БК можна досягнути при використанні гідровібраторів (рис. 22), які спускають на бури- льних трубах і встановлюють поблизу місця прихоплення [116]. 92 К. Г. ЛЕВЧУК 5.7. Відновлення циркуляції та промивання свердловини Важливе значення при виникненні прихоплення відіграє стан тех- нології промивання свердловини і наявність у буровому розчині змащувальних додатків. Для очищення забою від осипань твердих тіл при ліквідації ава- рій доцільно використовувати магнетний фрезер або вибійний фре- зер зі шламоуловлювачем (рис. 26) [33]. Принцип дії шламоулов- лювачів ґрунтується на здатності створювати високі швидкості, по- трібні для піднімання частинок породи. Швидкість потоку у кіль- цевому просторі залежить від густини, середніх розмірів і форми цих часток згідно табл. 3. Імплозійний металошламоуловлювач призначений для: очищен- ня забою свердловини від сторонніх предметів, у тому числі немаг- нетних, масою до 20 кг; очищення «голови» прихопленого інстру- менту після фрезерування (рис. 26, а). Принцип дії струменевого металошламоуловлювача (рис. 26, б) ґрунтується на створенні за допомогою струменевого насосу руху бурового розчину всередині уловлювача від забою вгору. Обломки зруйнованих у свердловині металевих об’єктів і окремих елементів породоруйнівних інструментів (доліт, фрезерів), які знаходяться на Рис. 26. Шламоуловлювач: а — металевий (1 — кожух, 2 — корпус, 3 — центратор), б — струменевий. Fig. 26. Fishing tool: а—metallic (1—casing, 2—body, 3—centralizer), б— inkjet. ТАБЛИЦЯ 3. Фізичні характеристики породи. TABLE 3. Physical characteristics of the rock. Порода Густина, кг/м3 Середній розмір, мм Швидкість потоку, м/с гірська порода залізо оливо 2000 2500 7850 8000 11300 11400 40 45 18 24 20 2,75 3,5 3,7 5,5 5,5 7,0 ЗАСОБИ ТА ТЕХНОЛОГІЇ ВИВІЛЬНЕННЯ ПРИХОПЛЕНОЇ БУРИЛЬНОЇ КОЛОНИ 93 забої свердловини, захоплюються висхідним потоком і їх підніма- ють. У приймальній камері струменевого насосу тиск і швидкість рідини різко знижують. Скребок механічний (рис. 27, а) призначений для очищення від продуктів корозії, парафіну, цементної кірки, залишків перфора- ції, а гідравлічний (рис. 27, б) — для видалення відкладень, забру- днень і задирок з внутрішньої поверхні обсадних колон нафтових і газових свердловин. 5.8. Ліквідація прихоплень обсадних колон У разі виникнення прихоплень необхідно негайно відновити інтен- сивну циркуляцію бурового розчину з розходжуванням колони. Ро- зходжування доцільно проводити плавно, без різких посадок із зу- силлями натягу на 50 100 кН більшим за власну вагу колони [62]. Розвантаження обсадних колон не повинно перевищувати: 150 кН для колон діяметром 146 219 мм, 200 кН для колон діяметром 273 325 мм. Якщо проведені засоби не змогли вивільнити труби протягом 1 2 годин, то необхідно застосувати інші способи ліквіда- ції прихоплень. Якщо свердловина повністю або частково виконала цільове призначення, а також у випадку можливости експлуатації свердловини з обладнанням меншого розміру за діяметром, розгля- дають можливість цементування обсадної колони в місці зупинки. Якщо обсадну колону було спущено до забою, то необхідним за- ходом для її звільнення є визначення інтервалу прихоплення і встановлення рідинної ванни (нафтової або кислотної). Якщо у прихопленій колоні втрачено циркуляцію бурового розчину, то на- самперед намагаються її поновити: над стоп-кільцем прострілюють 15 20 отворів, через які намагаються промити стовбур свердлови- ни; у випадку невдачі за допомогою визначника прихоплення або акустичного цементовимірювача (рис. 15) визначають інтервал Рис. 27. Скребок: а — механічний, б — гідравлічний. Fig. 27. Scraper: а—mechanical, б—hydraulic. 94 К. Г. ЛЕВЧУК прихоплення, над його верхньою границею прострілюють 15 20 отворів для відновлення циркуляції. У випадку невдачі обсадну колону цементують у даному поло- женні або витягають вільну частину із свердловини, при цьому об- різають труби труборізкою [117]. Далі або цементують із забурю- ванням другого стовбура, або піднімають прихоплені труби по час- тинам. У випадку посадки колони в шлам, коли частину труб забивають шламом, необхідно колону підняти над забоєм і відновити цирку- ляцію при малій подачі бурового розчину. Якщо труби прихопило, то також спочатку необхідно відновити циркуляцію з поступовим збільшенням подачі розчину і розходжуванням колони. У випадку втрати циркуляції роблять послідовні спроби її поновити, для чого перфорують колону над стоп-кільцем, щоб промити низ колони. Безпечний перехідник (рис. 28) дозволяє швидко звільнити бу- рильну колону у випадку прихоплення, залишивши мінімум труби у свердловині, таким чином скоротивши об’єм ловильних робіт або робіт з нарізки нового стовбура. Безпечний перехідник має просту конструкцію, що усуває потребу в тривалих процедурах роз’єднан- ня [118]. Вмонтований в колоні безпечний перехідник стійкий до вібрації, великих осьових навантажень і обертових моментів. Домкрат гідравлічний глибинний типу ГІД (рис. 29) призначе- ний для ліквідації прихоплень бурильного інструменту в обсадже- них свердловинах з колонами діяметром у 140, 146, 168 і 219 мм. Пристрій гідроударний призначено для руйнування щільних зце- ментованих ділянок піщано-глиняних пробок на забої свердловини шляхом гідродинамічної й ударної дії на піщано-глиняну пробку в імпульсному режимі подачі робочої рідини у процесі проведення ремонту свердловини. Конструкція гідродомкрата дозволяє прикладати значні осьові зусилля до «голови» прихопленого об’єкта. Особливістю домкрата глибинного гідравлічного є те, що його конструкція передбачає без- посереднє з’єднання стовбура домкрата з ловильною колоною і з прихопленим інструментом, що дозволяє: передавати на прихопле- ний об’єкт зусилля, яке розвиває домкрат, та осьове зусилля від ва- нтажопідйомної установки через ловильну колону; здійснювати Рис. 28. Безпечний перехідник. Fig. 28. Cement bond log. ЗАСОБИ ТА ТЕХНОЛОГІЇ ВИВІЛЬНЕННЯ ПРИХОПЛЕНОЇ БУРИЛЬНОЇ КОЛОНИ 95 контроль з поверхні за рухом прихопленого об’єкта у процесі його вивільнення; при спущеному у свердловину домкраті проводити операції по з’єднанню і вивільненню ловильного інструменту; при спущеному у свердловину домкраті проводити операції по з’єднан- ню і вивільненню ловильного інструменту від прихопленого об’єкта як у вертикальних, так і у похилих свердловинах. Гідродомкрат може працювати у похилих свердловинах з інтен- сивністю набору кривини до 2 на 10 метрів. 5.9. Ловильні інструменти Для ліквідації аварій використовують спеціяльні ловильні інстру- менти: овершот, шліпс, колокол, штанголовка, мітчик, піка, фре- зер, пакер, павук, трубовловлювач, відвідний гак, вудка, труборіз- ка, скрепер, магнетний вловлювач [119, 120]. Однак найкраще по- передити аварії, строго дотримуючись правил експлуатації облад- нання, своєчасно здійснюючи його дефектоскопію, профілактику та заміну. Овершоти призначені для захоплення за зовнішню циліндричну Рис. 29. Домкрат гідравлічний: 1 — цанговий вузол, 2 — кітва, 3 — цилін- дри, 4 — шток, 5 — перехідник. Fig. 29. Hydraulic jack: 1—collect unit, 2—anchor, 3—cylinders, 4—stock, 5—joint. Рис. 30. Овершоти. Fig. 30. Overshots. 96 К. Г. ЛЕВЧУК поверхню і вилучення елементів трубних колон (рис. 30, а), насос- них штанг (рис. 30, б) при проведенні ловильних робіт у свердлови- нах різного призначення. Колокол ловильний використовують для виймання аварійних бурильних труб за нарізану ним на трубі або замку зовнішню різь- бу. Колокол застосовують для свердловин великих діяметрів (76 132 мм) і у випадку неможливости скористатися мітчиком, на- приклад, при клиновому або спіральному зламі труби. Колоколи ловильні типів ЛК и К (рис. 31, а) та набірні типу КН (рис. 31, б) призначені для захоплення шляхом наґвинчування, гладкі типу ЛКГ (рис. 31, в) — запресовування, а типу СЛК (рис. 31, г) — запресовування на зовнішню поверхню і вилучення циліндричних елементів колони при проведенні ловильних робіт у свердловинах різного призначення. Колоколи типів ЛКС і КС (рис. 31, д) використовують, зазвичай, у комплекті з обсадною або обмивальною трубою, що дозволяє пропустити непридатну для за- хоплення верхню частину аварійної труби через колокол і проводи- ти захоплення за муфту або замок. Штанголовка плашкова ШП (рис. 32, а) і овершот-штанголовка ОШ (рис. 32, б) призначені для захоплення за зовнішню циліндрич- ну поверхню та вилучення елементів трубних колон, насамперед насосних штанг при проведенні ловильних робіт у свердловинах. Штанголовка типу ШМ (рис. 32, в) призначена для захоплення за висаджену частину або муфту насосних штанг та їх вилучення. Мітчики ловильні використовують для виймання бурильних ко- Рис. 31. Колоколи ловильні. Fig. 31. The bells socket. ЗАСОБИ ТА ТЕХНОЛОГІЇ ВИВІЛЬНЕННЯ ПРИХОПЛЕНОЇ БУРИЛЬНОЇ КОЛОНИ 97 лонкових і обсадних труб шляхом з’єднання з аварійним кінцем труби за нарізану ним різьбу. Для цього на конусній поверхні (1:8) мітчика є гострокутна різьба. Мітчик-коронка призначена для виймання із свердловини коло- нкової труби алмазного розширювача або алмазної коронки з одно- часним розбурюванням керна, що знаходиться всередині. Мітчики ловильні типів ЛМ і МБУ (рис. 33, а) призначені для за- хоплення шляхом вґвинчування, типу ЛМГ (рис. 33, б) — запресо- вування у внутрішню поверхню і вилучення трубчатих елементів колон при проведенні ловильних робіт у свердловинах різного при- значення. Мітчики ловильні спеціяльних типів МЕС і МСЗ (рис. 33, в) призначені для захоплення шляхом вґвинчування у різьбу муфт і замків бурильних труб та їх вилучення при проведен- Рис. 32. Штанголовки. Fig. 32. The sucker-rod heads. Рис. 33. Мітчики. Fig. 33. The taps. 98 К. Г. ЛЕВЧУК ні ловильних робіт у свердловинах різного призначення. Піка ловильна слугує для виймання бурильної колони керноп- риймачів, що знімаються. У випадку спускання її на лівій колоні можливе попереднє розґвинчування колони. Крім того піку можна використовувати для вивертання зламаного різьбового кінця труби. Піка має форму чотиригранної зрізаної піраміди із заокругленими гранями. Для виймання аварійної колони труб її опускають у свер- дловину на трубах і плавно заловлюють у трубу без обертання. Рис. 34. Фрезери. Fig. 34. The milling bits. ЗАСОБИ ТА ТЕХНОЛОГІЇ ВИВІЛЬНЕННЯ ПРИХОПЛЕНОЇ БУРИЛЬНОЇ КОЛОНИ 99 Фрезери забійні типу ФЗ (рис. 34, а в) призначені для фрезеру- вання металічних предметів або цементу в обсаджених і не обса- джених стовбурах експлуатаційних і бурових свердловин. Фрезер забійний складається з циліндричного корпуса, нижній кінець яко- го армований твердостопним композиційним матеріялом, що має вигляд твердостопної крихти, що уможливлює у процесі різання забезпечувати контакт гострих кромок твердого стопу з поверхнею, яку фрезерують. В армованому шарі передбачено промивальні ка- нали, по котрих промивальна рідина поступає безпосередньо в зону різання. Таким чином, забезпечується рівномірне охолодження рі- жучої зони і видалення з неї стружки. Верхній кінець фрезера об- ладнаний приєднаною замковою різьбою. Фрезери спірально-різальні кільцеві типу ФК (рис. 34, г) призна- чені для фрезерування прихоплених бурильних і насосно-компре- сорних труб в обсаджених свердловинах. Фрезери виготовляють з лівою та правою різьбою. Фрезери колонні конусні типу ФКК (рис. 34, д) застосовують для фрезерування пошкоджених ділянок обсаджених колон. Фрезери виготовляють з боковими і центральними промивальними отвора- ми. Фрезери торцеві Barracuda Junk Mill і Barracuda Stabilized Junk Mill (рис. 34, е) призначені для фрезерування секцій зацементова- них обсадних труб, труб бурильних, насосно-компресорних, або хвостовиків. Вибір конструктивного виконання фрезера для ком- плектації колони залежить від умов роботи. Фрезери пілотні типу ФП (рис. 34, є і ж) призначені для фрезеру- вання бурильних і насосно-компресорних труб, муфт, замків, хвос- товиків, пакерів при проведенні ремонтно-відновлювальних робіт у нафтових, газових і геологорозвідувальних свердловинах. Пакер — пристрій, призначений для щільного розділення гумо- вим елементом окремих ділянок стовбура свердловини (перекриття і роз’єднання пластів) під час здійснення ремонтно-ізоляційних ро- біт або експлуатації свердловини (рис. 35). Пакер опускають у свер- дловину на насосно-компресорних або бурильних трубах. За допомогою пакера можна здійснити такі операції: пошук інте- рвалів порушень герметичности в обсадних колонах свердловин ме- тодом опресування між ущільнювальними вузлами пакера і вище верхнього ущільнювального вузла до гирла; визначення якости ре- монтно-відновлювальних робіт у негерметичних обсадних колонах методом одноразового опресування колон локально в інтервалі ре- монту або в інтервалі довільного розміру по всій довжині колони чи якоїсь її частини; встановлення металевих негофрованих пластирів на внутрішню поверхню негерметичних обсадних труб або для від- ключення пластів. Механічний пакер (рис. 35, а г) складається із верхнього та ни- жнього ущільнювальних вузлів і клапанного вузла та призначений https://uk.wikipedia.org/wiki/%D0%9F%D1%80%D0%B8%D1%81%D1%82%D1%80%D1%96%D0%B9 https://uk.wikipedia.org/wiki/%D0%A1%D1%82%D0%BE%D0%B2%D0%B1%D1%83%D1%80 https://uk.wikipedia.org/wiki/%D0%A1%D0%B2%D0%B5%D1%80%D0%B4%D0%BB%D0%BE%D0%B2%D0%B8%D0%BD%D0%B0 https://uk.wikipedia.org/wiki/%D0%9F%D0%B0%D0%BA%D0%B5%D1%80 100 К. Г. ЛЕВЧУК для герметичного розділення стовбура свердловини на відокремлені частини шляхом піднімання колони труб догори, гідравлічний па- кер — шляхом створення у порожнині труб високого тиску нагні- танням рідини (рис. 35, д е). Принцип дії вибухового пакера (рис. 36) базується на енергії ви- буху порохового заряду. Вибуховий пакер створює в стовбурі герме- тичну пробку, яка витримує перепад тиску до 30 МПа. Найпошире- ніший вибуховий пакер — порожнистий циліндр з алюмінійових стопів, який при спрацюванні порохового заряду деформується і запресовується в обсадну трубу. Розрізняють такі види вибухових пакерів: кільцеві — корпус яких запресовується в обсадну колону (застосовують для ізоляції проміжного обводненого пласта, збері- гаючи в експлуатації нижній горизонт); шліпсові — зчеплення з колоною здійснюється за допомогою шліпсів (використовують для Рис. 35. Пакери: а г — механічні, д і е — гідравлічні. Fig. 35. The packers: а г—mechanical, д and е—hydraulic. Рис. 36. Пакери вибухові. Fig. 36. The explosive packers. https://uk.wikipedia.org/wiki/%D0%9F%D0%B0%D0%BA%D0%B5%D1%80 https://uk.wikipedia.org/wiki/%D0%92%D0%B8%D0%B1%D1%83%D1%85 https://uk.wikipedia.org/wiki/%D0%92%D0%B8%D0%B1%D1%83%D1%85 https://uk.wikipedia.org/wiki/%D0%9F%D0%BE%D1%80%D0%BE%D1%85 https://uk.wikipedia.org/wiki/%D0%90%D0%BB%D1%8E%D0%BC%D1%96%D0%BD%D1%96%D0%B9 https://uk.wikipedia.org/wiki/%D0%A1%D0%BF%D0%BB%D0%B0%D0%B2 https://uk.wikipedia.org/wiki/%D0%9E%D0%B1%D1%81%D0%B0%D0%B4%D0%BD%D0%B0_%D0%BA%D0%BE%D0%BB%D0%BE%D0%BD%D0%B0 https://uk.wikipedia.org/wiki/%D0%A8%D0%BB%D1%96%D0%BF%D1%81 ЗАСОБИ ТА ТЕХНОЛОГІЇ ВИВІЛЬНЕННЯ ПРИХОПЛЕНОЇ БУРИЛЬНОЇ КОЛОНИ 101 робіт на великих глибинах в умовах підвищеного тиску до 150 МПа і температури до 200 С); парасолькові — розкриваються після опу- скання у свердловину і герметизуються цементом із желонки. Павуки механічні (рис. 37, а) та гідравлічні зі зворотньою цир- куляцією (рис. 37, б) призначені для вилучення металевих уламків (шарошок і підшипників доліт, зламаних плашок, шматків тросу і кабелю, уламків металу після фрезерних робіт), що знаходяться на забої свердловини (рис. 37, б). Павуки використовують у свердло- винах діяметром 140, 161, 214, 243, 269, 295, 320 мм. Павук для роботи у свердловині діяметром у 320 мм можна застосовувати у свердловинах діяметром 346, 394, 445 и 490 мм, а павуки менших діяметрів — у свердловинах більшого діяметра. Трубовловлювач — ловильний інструмент, призначений для за- хоплення і вловлювання повністю або частинами труб, що впали у свердловину, за їх зовнішню або внутрішню поверхню під час бу- ріння й капітального ремонту свердловини. Незвільнювальні трубовловлювачі (рис. 38, а) та звільнювальні трубовловлювачі (рис. 38, б) механічної дії плашкового типу приз- начені для захоплення за внутрішню поверхню насосно- компресорних труб і вилучення їх повністю або частинами. Звільняючий трубовловлювач (рис. 38, в) цангового типу приз- начений для захоплення за внутрішню поверхню аварійних обсад- них труб і вилучення їх повністю або частинами, а трубовловлювач ТЛВС спірального типу (рис. 38, г) — аварійних насосно-компре- сорних труб і нафтогазопромислового обладнання із свердловини. Рис. 37. Павук: а — механічний (1 — перехідник, 2 — корпус, 3 — кільце- ва фреза, 4 — наварювання, 5 — уловлювач), б — гідравлічний (1 — пере- хідник, 2 — корпус, 3 — кільцева фреза, 4 — наварювання, 5 — кульовий хлипак, 6 — вкладень). Fig. 37. The spiders: а—mechanical (1—bushing, 2—body, 3—ring cutter, 4—facing, 5—catcher), б—hydraulic (1—bushing, 2—body, 3—ring cutter, 4—facing, 5—ball plug, 6—fusible plug). https://uk.wikipedia.org/wiki/%D0%91%D1%83%D1%80%D1%96%D0%BD%D0%BD%D1%8F https://uk.wikipedia.org/wiki/%D0%91%D1%83%D1%80%D1%96%D0%BD%D0%BD%D1%8F 102 К. Г. ЛЕВЧУК Звільняючий трубовловлювач з цанговим захоплювачем (рис. 39, а) призначений для захоплення за зовнішню циліндричну поверх- ню і вилучення елементів трубних колон при проведенні ловильних робіт у свердловині, а зі спіральним захоплювачем (рис. 39, б) — аварійних насосно-компресорних труб і нафтопромислового облад- нання із свердловини. Трубовловлювач складається з циліндричного корпуса з ґвинто- вою нарізкою, на якому встановлено цанговий захоплювач із зубча- тою нарізкою на зовнішній поверхні. На нижньому кінці корпуса Рис. 38. Трубовловлювачі внутрішні. Fig. 38. The internal drill pipe spears. Рис. 39. Трубовловлювачі зовнішні. Fig. 39. The external drill pipe spears. ЗАСОБИ ТА ТЕХНОЛОГІЇ ВИВІЛЬНЕННЯ ПРИХОПЛЕНОЇ БУРИЛЬНОЇ КОЛОНИ 103 закріплено наконечник з розчіпним кулачком. Конструкція трубо- ловки забезпечує вивільнення аварійного об’єкта при неможливос- ті звільнення його, а також циркуляцію промивальної рідини при проведенні аварійних робіт. До верхньої частини корпуса трубовло- влювача прикріплено перехідник для з’єднання з колоною буриль- них труб, а до нижньої — заводний зуб. Корпус має внутрішні спі- ральні похилі робочі поверхні, по яким переміщається цанговий захоплювач з аналогічними спіральними завитками по зовнішній поверхні. Цанговий захоплювач використовують в комплекті з фрезером, гумовим ущільнювачем і ущільнювальним кільцем. У випадку спускання у свердловину трубовловлювача, зібраного зі спіральним захоплювачем, ловильний об’єкт входить у корпус. Верхній кінець обломленої труби захоплюють трубовловлювачем і він розширюється у радіяльному напрямку, проходить через ущі- льнену манжету і впирається в перехідник. Таким чином, спіраль- ний захоплювач по периметру охоплює об’єкт, який ловлять, за зо- внішню поверхню. При підніманні інструмента спіральний трубов- ловлювач, що рухається вниз по конусній ґвинтовій нарізці, про- никає різьбою у ловильний об’єкт і здійснює його захоплення. Звільняючий трубовловлювач з коротким захоплювачем (рис. 39, в) для великих навантажень призначений для захоплення за зовні- шню циліндричну поверхню і вивільнення елементів трубних колон, а також для насосних штанг при проведенні ловильних робіт у наф- тових, газових і геологорозвідувальних свердловинах (рис. 39, г). Відвідний гак використовують для відхилення від осі свердлови- ни кінця аварійної бурильної труби, що потрапив у каверну або у виїмку стінки свердловини. У верхній частині корпуса гака іноді розміщують мітчик або колокол. Гак спускають у свердловину на трубах, заводять нижче обірваного кінця труби і обертанням вправо лезом гака виводять трубу на положення по осі свердловини. Спус- тивши гак нижче, накривають кінець труби колоколом або мітчи- ком. Вудки типу В (рис. 40, а), суцільнометалеві типу ВЦ (рис. 40, б), шарнірні типу ВШ (рис. 40, в), пір’яні типу ВП (рис. 40, г) та спіра- льні типу ВС (рис. 40, д) призначені для захоплення і вилучення кабелів, каротажних кабелів, канатів і дроту при проведенні лови- льних робіт у свердловинах різного призначення. Труборізки (рис. 41) призначені для відрізання частини колони бурильних або насосно-компресорних труб і підняття її на поверх- ню при проведенні ремонтно-відновлювальних робіт у процесі пі- дземного та капітального ремонту свердловин. Внутрішню труборізку механічного типу після механічної фік- сації притискають до БК і, здійснюючи обертальні рухи, бурильну трубу обрізають. Внутрішню труборізку гідравлічного типу (рис. 41, а) приводять в дію циркуляцією бурильного навантажен- 104 К. Г. ЛЕВЧУК ня. Труборізкою з гідравлічним приводом порівняно з механічним приводом керувати простіше, і працює вона стабільніше. Зовнішню труборізку механічного типу (рис. 41, в) використову- ють з промивальною трубою для зовнішнього обрізання бурильних і обсадних труб. Її обладнано автоматичною пружинною подачею. Для піднімання частини відрізаних труб разом з труборізкою ви- користовують захоплювач (рис. 42). Магнетні витягачі (рис. 43) призначені для витягування із сверд- ловини предметів, що мають феромагнетні властивості. Магнетні витягачі типу МВ (рис. 43, а) і кільцеві типу МВК (рис. 43, в) призначені для витягування із свердловини дрібних предметів, типу МВП (рис. 43, б) із зворотнім промиванням — різ- них уламків: шарошкових бурових доліт, підшипників, зламаних Рис. 40. Вудки. Fig. 40. The angels. Рис. 41. Труборізка: а — внутрішня гідравлічного типу, б — зовнішня ме- ханічного типу. Fig. 41. The casing cutter: а—hydraulic internal, б—mechanic external. ЗАСОБИ ТА ТЕХНОЛОГІЇ ВИВІЛЬНЕННЯ ПРИХОПЛЕНОЇ БУРИЛЬНОЇ КОЛОНИ 105 плашок, обломків обірваних бурильних труб внаслідок скручуван- ня, фрезерної стружки, а свердловинний типу МВС (рис. 43, д) — сторонніх предметів. Магнет для збирання стружки типу МВЗС (рис. 43, г) призначений для видалення з потоку промивальної рі- дини металевої стружки під час процесу фрезерування. Рис. 42. Захоплювач з механічною труборізкою: 1 — пружина, 2 — штов- хач, 3 — плашка, 4 — вал, 5 — ґвинт. Fig. 42. The grab with mechanical casing cutter: 1—spring, 2—pusher, 3— die, 4 —shaft, 5—bolt. Рис. 43. Магнетні витягачі. Fig. 43. The magnetic withdrawing devices. 106 К. Г. ЛЕВЧУК 6. МАТЕМАТИЧНІ МОДЕЛІ ПРОЦЕСІВ ЛІКВІДАЦІЇ ПРИХОПЛЕНЬ БУРИЛЬНОГО ІНСТРУМЕНТУ МЕХАНІЧНИМИ СПОСОБАМИ 6.1. Математичний модель динаміки бурильної колони Динамічні моделі механічних систем: «бурова вежа — вільна час- тина БК — ударний механізм — прихоплена частина БК», «бурова вежа — вільна частина БК — вібраційний пристрій — прихоплена частина БК», що використовують для ліквідації прихоплень бури- льної колони, є важливим елементом при дослідженні процесу їх- ньої роботи, однак на сьогодні публікацій щодо вивчення режимів роботи таких систем недостатньо. Переважну більшість робіт прис- вячено математичному моделюванню або окремих елементів буро- вої вежі, або спрощеним еквівалентним моделям, які ще недостат- ньо точно враховують конструктивні параметри БК. Ефективність ліквідації прихоплень бурильного інструменту за- лежить від точности опису сил тиску породи на бурильні труби, а також виникаючих сил тертя, що перешкоджають руху БК. Доці- льність складання аналітичного моделю сил притискання породою бурильної колони пов’язана не лише з впливом на неї потужніх ко- ливних процесів, а й з обмеженим числом експериментальних (ста- тистичних) даних, що спричинено труднощами вимірювання та ідентифікації. Це викликано різноманітністю засобів реєстрації і методик аналізи, оскільки одержані результати настільки взаємо- пов’язані, що не підлягають узагальненню. При вивченні динаміки вивільнення металевого компонування БК доводиться розглядати поздовжні, крутильні та поперечні коли- вання. Усі три види коливань не є відокремленими, що ускладнює розв’язання й аналізу одержаних результатів, оскільки розв’язання потребує написання великої кількости крайових умов і вихідних даних, що вимагає значного обсягу обчислювальних робіт. Поздовжні коливання прихопленої механічної системи колони бурильних труб аналітично описуються модельом, що складається із зосереджених точкових мас [121], напівнескінченних або нескін- ченних однорозмірних стрижнів [122 126], багатовимірних стриж- нів [127, 129, 131 133] за різних умов закріплення кінців компону- вання. Найчастіше поздовжні коливання ділянки колони буриль- них труб описують [128, 130, 134 138] хвильовими диференційни- ми рівняннями другого порядку: 2 2 2 2 2 ( ) ( ) ( ) 2 ( ), u x, t u x, t u x, t h a g x, t tt x (29) де u — пружне зміщення [м], x — координата перерізу [м], h — кое- ЗАСОБИ ТА ТЕХНОЛОГІЇ ВИВІЛЬНЕННЯ ПРИХОПЛЕНОЇ БУРИЛЬНОЇ КОЛОНИ 107 фіцієнт опору [с 1], 1/2 ( )a E , E, — модуль пружности [Н/с2] та густина матеріялу труби [кг/с3], g(x, t) p(x, t)/( F), p(x, t) — інтен- сивність зовнішнього навантаження [Н/м], F — площа поперечного перерізу труби [м 2]. Якщо в рівнянні (23) прийняти h , то силами в’язкого тертя нехтують [129, 130, 139]. Оскільки залежно від вибору способу ліквідації прихоплення БК використовують різні розрахункові схеми, то і крайові умови набу- вають відмінного вигляду [140 148]. Найпоширеніші варіянти за- кріплення верху бурильної колони зображено на рис. 44. Спроби записати крайові умови, що описують закріплення верху бурильної колони при поздовжніх коливаннях, реалізовано цілою низкою авторів. На рисунку 44, а зображено вільний кінець бурильної колони, крайову умову для якого описано О. В. Воїновим, М. Г. Ескіним [150], Р. М. Ейгелесом, Р. В. Стрекаловою [151]: (0 ) 0 u ,t x , (30) де u(0, t) — зміщення [м] поперечного перерізу бурильної колони в поточний момент часу t [с]. На рисунку 44, б зображено цупко защемлений кінець БК, опи- саний О. В. Воїновим [150], М. Т. Ескіним, Л. В. Ісаченком [152]: u(0, t) 0, (31) В. Г. Григулецький [123], Д. В. Дерінґ, Б. Дж. Лівсей [128] і Л. С. Сурнін [153] запропонували розглядати верхній кінець пружньо закріпленим (рис. 44, в): 2 2 2 2 (0 ) (0 ) (0 ) (0 ) u , t u , t u , t m EF ku ,t tt x , (32) де m — маса рухомих частин талевої системи [кг], E — модуль (Юн- Рис. 44. Способи закріплення верху бурильної колони [123, 128, 150 153]. Fig. 44. Types of fixation of the top of the drill string [123, 128, 150 153]. 108 К. Г. ЛЕВЧУК ґа) пружности матеріялу труб [Па], , k — коефіцієнти демпфуван- ня [кг/с] та цупкости талевої системи [Н/м]. В. І. Тарасевич [154] описав крайову умову верхнього кінця БК з урахуванням роботи лебідки і талевої системи (рис. 45, а): 2 2 2 34 4 2 32 [ ( 2) ] ( 2) ( ), d u m nk u nu n u n F t dt 2 3 3 34 4 2 3 30 32 [ ( 2) ] 0, d u m k u nu n u k u dt (33) 2 4 4 34 4 2 32 [ ( 2) ] ( 2) ( ), d u m nk u nu n u n P t dt де m2, m3, m4 — сумарні зведені маси колони, основи і вежі та маса лебідки [кг], u2, u3, u4 — динамічні переміщення відповідних мас [м], k34 — цупкість ходового кінця линви [Н/м], k30 — цупкість вежі та основи [Н/м], n — число робочих линв талевої системи, P(t), F(t) — закони зміни зусиль на приводі лебідки і гаку [Н]. Аналогічні спроби здійснили також А. Х. Мірзаджанзаде, З. Г. Керимов, М. Г. Копейкіс [130] (рис. 45, б): 2 2 3 1 1 1 1 2 2 1 4 34 2 1 ( / ) ( ) ( ) [( ) sin k m d u dt N t k u k u u u u u n 4 34 2 2 ( ) sin ],u u u Рис. 45. Способи закріплення верху бурильної колони [130, 154]. Fig. 45. Types of fixation of the top of the drill string [130, 154]. ЗАСОБИ ТА ТЕХНОЛОГІЇ ВИВІЛЬНЕННЯ ПРИХОПЛЕНОЇ БУРИЛЬНОЇ КОЛОНИ 109 2 2 2 2 2 1 3 4 34 22 1 2 ( ) ( )[1 (sin sin ) ], d u m k u u k u u u dt n (34) 2 4 4 3 4 34 22 ( ) ( ), d u m k u u u F t dt де m1, m2, m3 — маси основи, кронблока та рухомих частин талевої системи [м], 1, 2 — кути нахилу до основи ходового і мертвого кі- нців линви [рад], k1, k2, k3 — цупкості ґрунту, вежі, линв талевої си- стеми [Н/м], N(t), F(t) — сили, що діють на лебідку і рухому масу талевої системи [Н], а також Ю. Г. Юрташев [155] (рис. 46): 2 1 1 1 2 12 1 ( ) ( ), d u n m k u u n R t ndt 2 0 0 1 2 1 0 02 ( 2)( ) 0, d u m k n u u n k u dt (35) 22 31 2 3 1 2 1 2 3 22 2 ( 1)( ) ( ) 0, d ud u m m k n u u n k u u dt dt де m0 — сумарна зведена маса кронблока і вежі [кг], m1 — маса ба- рабана і рухомих частин талевої системи [кг], m2 — зведена маса колони [кг], k1, k2 — відповідно цупкості однієї гілки линви і коло- Рис. 46. Способи закріплення верху бурильної колони [155]. Fig. 46. Types of fixation of the top of the drill string [155]. 110 К. Г. ЛЕВЧУК ни [Н/м], u0 — пружнє зміщення кронблока [м], u1, u2, u3 — змі- щення відповідних мас [м]. У роботі [156] проведено аналізу моделів (рис. 44 46), що запро- поновані різними авторами для верхнього закріплення БК. Усі ці моделі не відображають реальну механічну систему, оскільки буро- ва вежа — це фермова конструкція, дослідження динаміки роботи якої відносять до задач дослідження стрижневих систем. Такі зада- чі розв’язують методою скінченних елементів, де кожний елемент конструкції подають елементом типу «стрижень», що описаний те- хнічною теорією або теорією Тимошенка з урахуванням внутріш- нього тертя та сил демпфування [157, 158]. Переважно числові розв’язки цих інтеґральних та диференційних рівнянь у частинних похідних знаходять у програмних середовищах скінченно- елементного моделювання, таких як Ansys і Abaqus. Хоча наведені системи і уможливлюють достатньо точно моделювати динаміку роботи і параметри бурових веж, проте комплексне дослідження всієї бурової системи методом скінчених елементів через обчислю- вальну складність, ще потребує розвитку. Повніше динаміку механічної системи «бурова вежа–бурильна колона» розглянуто в роботах Б. В. Малька і М. М. Ляха [159], В. І. Векерика [156], С. Г. Калініна [160, 161], Є. В. Харченка [162, 163]. У більшості випадків математичні моделі не доведено до визна- чення числових параметрів коливного руху БК і неможливо оціни- ти та дослідити динамічні характеристики, що спостерігаються при експлуатації бурильної колони. У випадку дослідження крутильних коливань, бурильну колону також розглядають як сукупність зосереджених мас, напівнескін- ченний або нескінченний одновимірний стрижень за різних умов закріплення його кінців. Такі коливання описують диференційни- ми рівняннями [128 130, 134, 136, 163, 164] вигляду: 2 2 2 2 2 ( ) ( ) ( ) 2 ( ), x, t x, t x, t h a g x, t tt x (36) де h — коефіцієнт сил опору [с 1], a G , G, — модуль зсуву [Па] і густина матеріялу труби [кг/м3], g(x, t) M(x, t)/J0, M(x, t) — розподілений по довжині момент зовнішнього навантаження [Н м], J0 — момент інерції поперечного перерізу одиниці довжини колони [кг м2]. За відсутности зовнішніх навантажень одержимо рівняння вільних коливань БК без урахування опору середовища: 2 2 2 2 2 ( )/ ( ( )/ ),x,t t a x, t x (37) Рівняння типу (37) використовували автори робіт [165 167]. Де- тальніші розрахункові схеми, що уможливлюють описати динамі- https://uk.wikipedia.org/wiki/%D0%86%D0%BD%D1%82%D0%B5%D0%B3%D1%80%D0%B0%D0%BB ЗАСОБИ ТА ТЕХНОЛОГІЇ ВИВІЛЬНЕННЯ ПРИХОПЛЕНОЇ БУРИЛЬНОЇ КОЛОНИ 111 чний стан механічної системи з розгалуженим кінематичним лан- цюгом, розробили В. І. Векерик [156] і Є. В. Харченко [163]. Аналі- за крайових умов, що описують взаємодію верху бурильної колони з привідною системою, уможливлює дослідити вплив параметрів механізмів, що застосовуються для вивільнення БК, на ефектив- ність їхньої роботи. Спроби записати крайові умови, що описують закріплення верху бурильної колони при крутильних коливаннях, реалізовано цілою низкою авторів. На рисунку 47, а зображено цупко защемлений кінець бурильної колони, крайову умову для якого описано А. Е. Сарояном [167]: (0, t) 0, (38) де (0, t) — кут повороту поперечного перерізу бурильної колони [рад] в поточний момент часу t [с]. На рисунку 47, б зображено вільний кінець БК, описаний А. Х. Мірзаджанзаде, З. Г. Керимовим, М. Г. Копейкісом [130], В. В. Си- моновим, Є. К. Юніним [134]: 0 (0 ) ,, t x (39) де — кутова швидкість обертання ротора [рад/с]. З. Г. Керимов [146] запропонував розглядати верхній кінець пружньо закріпленим (рис. 47, в): 2 1 0 2 (0 ) (0 ) (0 ) , , t , t , t J M J G t x t (40) де J1 — зведений момент інерції рухомих частин БК [кг м2], M — момент приводу ротора [Н м], J0 — полярний момент інерції труби [м4], G — модуль зсуву [Па], — коефіцієнт в’язкого опору [Н м с]. Найменш вивченими, порівняно з поздовжніми та крутильними, Рис. 47. Способи закріплення верху бурильної колони [130, 134, 146, 167]. Fig. 47. Types of fixation of the top of the drill string [130, 134, 146, 167]. 112 К. Г. ЛЕВЧУК залишаються поперечні коливання БК, описані у роботах [123, 130, 166, 167, 169, 170]. Розглядаючи кожну секцію бурильної колони як пружній стрижень, на який діють розподілена по довжині сила інерції та прикладена до одного з його кінців розтягувальна або стискувальна осьова сила, диференційне рівняння його поперечних коливань w(x, t) з урахуванням в’язкого тертя подають у вигляді: 4 2 1 4 2 ( ) ( ) ( ) ( ) w x,t w x,t u x,t EJ P T x,t x xx x 2 2 ( ) ( ) 0, q w x, t w x, t c g tt (41) де J1 – осьовий момент інерції поперечного перерізу труби [м 4], P — осьове зусилля ( P, якщо труба стиснута, P, якщо розтягнута) [Н], T(x, t) — осьове зусилля, що діє в перерізі бурильної труби [Н], q — вага погонного метра труби [Н], g – прискорення вільного падіння [м/с2], с — коефіцієнт в’язкого тертя [кг/с]. Якщо кінці бурильної колони защемлені, то крайові умови для такої розрахункової схеми [166, 167]: (0 ) ( ) (0 ) 0, 0; ( ) 0, 0. w ,t w l,t w ,t w l,t x x (42) Якщо верхній кінець закріплений шарнірно, а нижній защемле- ний, то крайові умови для такої розрахункової схеми [171]: 2 2 (0 ) ( ) (0 ) 0, 0; ( ) 0, 0. w ,t w l, t w , t w l, t xx (43) Для нижньої крайової умови С. А. Ширінзаде [172] запропонував застосовувати варіяційний підхід, за яким сили, що діють на при- хоплену ділянку бурильної труби, вважати заданими. Оскільки поперечні коливання відбуваються у радіяльній пло- щині між двох координатних осей, для вивчення загального попе- речного переміщення (41) В. С. Тіхонов, А. І. Сафронов, М. Я. Гель- фгат [173, 174] перейшли в комплексну площину, враховуючи на- ступну умову: r(x, t) w(x, t) iv(x, t), (44) де r(x, t) — поточне поперечне переміщення перерізу x у радіяльній площині, w(x, t) — поточне поперечне переміщення перерізу x вздовж осі y, v(x, t) — поточне поперечне переміщення перерізу x вздовж осі z. В результаті математичних перетворень рівнянь (29), (32) і (37) ЗАСОБИ ТА ТЕХНОЛОГІЇ ВИВІЛЬНЕННЯ ПРИХОПЛЕНОЇ БУРИЛЬНОЇ КОЛОНИ 113 за допомогою залежности (44) дослідники одержували комплексне диференційне рівняння поздовжньо-осьових і поздовжньо-попе- речних коливань бурильної колони. У сучасній технічній літературі з буріння теоретичні питання ві- льних і вимушених коливань БК мало вивчено [175]. Більшість ав- торів за розрахункову схему вибирають невагомий пружній стри- жень або важкий однорідний стрижень. Вони розглядають рівнян- ня (41) у сукупності з крайовими умовами (42) або (43), які не вра- ховують неоднорідність розподілу сили притискання бурильної труби гірською породою, багатовимірність компоновки БК, а також неоднорідність крайових умов. Тому подальші дослідження поздо- вжніх, поперечних і крутильних коливань є актуальною задачею. 6.2. Промивальна рідина Внутрішні та зовнішні тиски й інерційні складові, спричинені ру- хом промивальної рідини всередині труби і у затрубному просторі, зумовлюють зміну пружньої лінії бурильної колони. А. Лубінський [148] один з перших спробував з’ясувати вплив промивальної ріди- ни на поздовжній згин бурильної колони. Він запропонував набли- жено враховувати вплив промивальної рідини при визначенні ваги одиниці довжини труб: q* q(1 рід/ ), (45) де q* — вага одиниці довжини труб [Н/м], рід, — питома вага бу- рового розчину та матеріялу бурильних труб [Н/м3]. Виходячи із поставленої задачі досліджень, різними авторами розвивалися базові моделі шляхом уточнення певних параметрів. Так, В. М. Мойсишин [176] при побудові моделю колони для ви- вчення повздовжніх коливань враховував ефект гістерезисного де- мпфування матеріялу бурильних труб. В результаті розглядався наступний модель бурильної колони: 2 2 рід2 г2 2 ( ) ( ) ( ) 2 (1 ) 1 ( ), u x,t u x,t u x,t h a i g x,t tt x (46) де г — коефіцієнт внутрішнього гістерезисного демпфування. G. Rashed, R. Ghajar і S. J. Hashemi [177] врахували втрату енер- гії БК, в результаті чого одержали наступний модель: 2 2 2 2 2 ( ) ( ) ( ) 2 ( ) ( ),r w u x, t u x, t u x, t с c a g x, t tt x (47) де D, d — зовнішній і внутрішній діяметри бурильної труби [м], cr, cw 114 К. Г. ЛЕВЧУК — коефіцієнти, які враховують втрати внаслідок випромінювання в навколишнє середовище, згасання за рахунок внутрішніх гістерези- сних втрат матеріялу труб і тертя об стінки свердловини [178, 179]. Дослідженням динаміки вертикальної труби, що обертається у в’язкому середовищі і перебуває під дією скручувальних моментів, займалися Т. Хуань і Д. Дерінґ [168]. Рівняння коливань пружньої лінії колони у двох взаємно перпендикулярних площинах автори записали у вигляді: 4 3 1 4 3 2 2 ( ) ( ) ( ) [ ( ) ] ( ) ( ) 0, w x,t v x, t w x, t EJ M q l x x xx x q w x,t w x, t c g tt 4 3 1 4 3 ( ) ( ) ( ) [ ( ) ] v x, t w x, t v x, t EJ M q l x x xx x 2 2 ( ) ( ) 0, q v x, t v x, t c g tt (48) де v(x, t) — вигинальні зміщення поперечного перерізу бурильної колони [м], M — скручувальний момент [Н м], l — довжина труби [м], с — коефіцієнт тертя [кг/(м с)]. Є. Ф. Епштейн [180] вперше запропонував розв’язок диференцій- них рівнянь руху бурильної колони під дією сил власної ваги й осьо- вої сили P, зумовленої рухом промивальної рідини в бурильній трубі: 24 3 рід в в 1 4 3 v( ) ( ) ( ) 0, Fw x,t v x,t w x,t EJ M P qx x g xx x 24 3 рід в в 1 4 3 v( ) ( ) ( ) 0, Fv x,t w x,t v x,t EJ M P qx x g tx x (49) де в Fв — площа внутрішнього перерізу труби [м 2], vв — швидкість руху рідини в трубі [м/с], рід — втрати тиску [Па/м] у трубі з про- мивальною рідиною. Оцінку впливу швидкости руху промивальної рідини, внутрішньо- го та зовнішнього тиску на динаміку бурильної колони у вертикаль- ній свердловині провів О. Е. Сароян [125, 167] згідно з рівнянням: 4 рід рід2 2 1 0 0 0 в в з з4 ( ) ( ) v v w x,t EJ p F q l x F F g gx ЗАСОБИ ТА ТЕХНОЛОГІЇ ВИВІЛЬНЕННЯ ПРИХОПЛЕНОЇ БУРИЛЬНОЇ КОЛОНИ 115 2 2 0 2 2 ( ) ( ) 0, qw x, t w x, t gx t (50) де q0 q ( рід в/l)Fв ( рід з/l)Fз — вага одиниці довжини коло- ни у рухомій рідині [Н/м], F0, p0 — площа вихідного отвору [м 2] і перепад тиску [Па], Fв, в, vв, Fз, з, vз — площі поперечного перерізу [м2], втрати тиску [Па] та швидкости руху рідини [м/с] відповідно в трубі та затрубному просторі. 6.3. Моделювання утримувальної сили бурильної труби, прихопленої гірською породою Сили тертя за своєю природою мають складну фізичну природу, що залежить від властивостей як матеріялу труб, так і породи. Є моде- лі, в яких використовують виключно Кулонів модель [142]. Х. Д. Оутманс [181] розробив теорію, що описує механізм виник- нення утримувальної сили Fтр, яка прихоплює бурильний інстру- мент: Fтр fFp, (51) де f — коефіцієнт тертя між трубою і гірською породою, F — площа контакту БК і породи [м 2], p — контактний тиск гірської породи і прихопленої бурильної труби [Па]. Під час прихоплення з часом t збільшується тиск притискання до величини Pпр [182 184]. Конта- ктний тиск пропонується визначати згідно рівняння: p Pпр. (52) Тут параметер [3kt/(2 h2)]1/2 на інтервалі часу t h2/6k та 0,5 exp[0,5 3kt/(2 h2)], якщо t h2/6k, де k — проникність гірської породи [м 2], — в’язкість породи [Па с], — стисливість гірської породи [Па 1], h — товщина породи [м]. Рівняння (52) були одержані на основі припущення, що співвідношення k/ не зале- жить від тиску породи на БК. У статті [185] М. Р. Анніс і П. Х. Монаган експериментально під- твердили теорію Х. Д. Оутманса. Вони також показали, що утриму- вальна сила накопичується з часом до деякого значення. На ранніх стадіях стискання гірської породи зменшується швидше, ніж її проникність, а коефіцієнт прихоплення збільшується зі зростанням швидкости замість того, щоб знижуватись, як передбачає теорія. Якщо порода глиняна, то утримувальна сила менш чутлива до її стискання, співвідношення k/ є майже сталою величиною і коефі- цієнт прихоплення зростає [186 189]. 116 К. Г. ЛЕВЧУК У статті [190] автори пропонують визначати контактний тиск по- роди на стінку БК за формулою: 1 2 sin , 12 Q p dC C (53) де Q — інтенсивність сили стискання породи і прихопленої БК [Н/м], — кут нахилу свердловини [рад], C1 та C2 — довжина кон- такту та периметер перерізу прихопленої бурильної труби у відсот- ках, d — діяметер прихопленої труби [м]. У сучасних умовах для побудови математичного моделю прихоп- леної БК вибирають Стрібекову теорію, яка достатньо точно моде- лює тертя ущільнення по змащувальних поверхнях із малою шерс- ткістю [191 194]: \|v\| v v ( )sign(v),Strf frS C Str F f F F e (54) де fv — коефіцієнт в’язкого тертя, v — швидкість переміщення од- ного тіла відносно іншого, FC — сила Кулонового тертя, FStr — сила Стрібекового тертя, fStr — коефіцієнт згасання Стрібекового тертя. 6.4. Матеріяли для бурильних труб При бурінні нафтових і газових свердловин використовують бури- льні труби різних стандартів. Переважну більшість з них сертифі- кують згідно API і DNV. Зокрема, найбільше поширення отримали бурильні труби діяметрів 5, 5⅞, 6⅝ дюйма. Бурильні труби діямет- ром 6⅝ дюйма використовують при бурінні надглибоких свердло- вин [195 198]. Традиційно бурильні труби виготовляють зі сталі S-135 специфі- кацій API-5d, V-150, UD-165, а також алюмінію, титану та їх ком- позитів. Основні характеристики матеріялів бурильних труб пода- но в табл. 4. Бурильні труби, виготовлені із алюмінію, композиту і титану мають переваги в порівнянні зі стальними: меншу густину, краще відношення міцности до густини, володіють природньою гнучкіс- тю, кращою втомною довговічністю, корозійною й ерозійною стій- костями, нижчою зношуваністю та більшою стійкістю [197, 199 204]. Перераховані властивості уможливлюють використання відповідних труб при бурінні свердловин зі значним відхилом ви- бою від вертикалі у місцях, де експлуатація стальних бурильних труб є проблематичною. Також бурильні труби з титану й алюмінію володіють меншими показниками втрати тиску промивальної ріди- ни. У праці [197] проведено порівняння бурильних труб, виготов- лених зі сталі та титану, та одержано залежності втрати тиску. ЗАСОБИ ТА ТЕХНОЛОГІЇ ВИВІЛЬНЕННЯ ПРИХОПЛЕНОЇ БУРИЛЬНОЇ КОЛОНИ 117 При бурінні свердловин із застосуванням алюмінійових буриль- них труб було досягнуто наступних результатів: при загальному збільшенні операційних витрат на буріння на 10 20% швидкість горизонтального відхилення свердловини збільшилась на 10 30% за рахунок кращої гнучкости, менших сил тертя і втрати крутного моменту, меншої втрати тиску промивальної рідини і кращої стій- кости. Також виявлено кращий втомний опір і опір температурі, менше зношення обсадних колон і менші енергетичні витрати при бурінні [205 210]. 7. ВИСНОВКИ Нафтогазова промисловість має сучасні технічні засоби для попере- дження виникнення аварій з буровою колоною та проведення робіт у свердловині з ліквідації аварій з бурильним інструментом. При цьому широко використовують математичне моделювання при проєктуванні, розробці та бурінні нафтових і газових свердло- вин, створенні бурового обладнання та виборі оптимальних конс- трукцій бурильних колон [211]. Створені математичні моделі та- кож застосовують при вивченні аварійних ситуацій, поломках окремих елементів, а також визначенні ресурсу роботи системи. Основною перепоною в розробці математичних моделів метод лі- квідації прихоплень бурильної колони в свердловині є складний математичний апарат опису просторового руху пружніх металевих стрижнів і наявність у системі неголономних реономних в’язей [211, 213]. Автори робіт [214–216] побудували математичний модель БК на основі рівнянь Кірхгофа–Клебша. Даний підхід уможливив враху- вати зусилля, прикладені до колони, її параметри та враховувати ТАБЛИЦЯ 4. Загальні характеристики бурильних труб [199], виготовле- них з різних матеріялів. TABLE 4. General characteristics of drill pipes [199] made from different ma- terials. Параметри бурильних труб S-135 V-150 UD-165 Al Ti Зовнішній діяметер, дюйм Внутрішній діяметер, мм Товщина стінки, мм Границя плинности, МПа Границя міцности на розрив, МН Вага 1 м труби, кН Вага 1 м труби в промивальній рідині густиною у 950 кг/м3 5⅞ 130,9 9,2 930,8 3,755 3,719 3180 5⅞ 130,9 9,2 1034,2 4,173 3,719 3180 5⅞ 130,9 9,2 1137,6 4,590 3,719 3180 5⅞ 121,0 14,1 482,6 2,891 2,396 1673 5⅞ 130,9 9,2 827,4 3,338 2,469 1931 118 К. Г. ЛЕВЧУК фактори, що діють на БК. Однак, щоб замкнути модель необхідно описати сили взаємодії бурильних труб зі стінкою свердловини, особливо у разі їх прихоплення. Отже, проблема визначення взає- модії гірської породи і БК залишається невирішеною [217–219]. Теорію просторового руху бурильної колони у свердловині роз- винуто у роботах [174, 220, 221], де за допомогою варіяційного ме- тоду мінімуму потенціяльної енергії чисельними методами одер- жано рівняння рівноваги скручених, стиснених і розтягнутих діля- нок бурильної колони за різних кутів нахилу свердловини. Н. А. Сесюнін також дослідив поведінку точок відриву від стінки сверд- ловини стисненої ділянки бурильної труби, вивчив умови взаємодії бурильної колони із стінками похило-скерованої свердловини за умов змінного діяметра свердловини. Однак досліджувані моделі БК потребують подальшого розвитку. Кількість вхідних параметрів системи та точність їх математич- ного опису визначають значною мірою ефективність складеного ма- тематичного моделю [221]. Враховуючи велику кількість парамет- рів механічної системи, що аналітично описуються нелінійностя- ми, наявність недостатньо вивчених утримувальних зусиль, що пе- решкоджають руху БК, можна заключити, що розв’язок системи неоднорідних диференційних рівнянь у частинних похідних є ма- тематично складною задачею і в більшості робіт її не розглянуто [222–224]. Виходячи з тенденції збільшення вартости буріння но- вих свердловин, гостро постало питання попереднього моделюван- ня буріння свердловини для оптимізації використання бурового об- ладнання. З розвитком комп’ютерного моделювання в останні роки прово- дяться дослідження динаміки роботи бурильної колони методою скінченних елементів [220, 225, 226]. Цей перспективний напрям дає змогу розв’язувати як статичні, так і динамічні задачі стосовно роботи бурильної колони у вертикальних, горизонтальних і похи- лих свердловинах чисельними методами. Постановка і вирішення таких практичних задач потребує значних обчислювальних ресур- сів. Експериментальні випробовування є дороговартісними [227– 230], а обчислювальні можливості комп’ютерної техніки постійно зростають. Теоретичні дослідження за допомогою побудови матема- тичних моделів мають великий потенціял для розвитку, що сприя- тиме підвищенню технологічного рівня ліквідації аварій при бу- рінні свердловин. Створення комплексного моделю, який врахує всі основні елеме- нти бурової механічної системи, є актуальним для розв’язання ва- жливих практичних задач. Це уможливить ліпше розуміти проце- си, що відбуваються в буровій механічній системі, та цілеспрямо- вано підбирати для неї металеві матеріяли з потрібними для роботи ЗАСОБИ ТА ТЕХНОЛОГІЇ ВИВІЛЬНЕННЯ ПРИХОПЛЕНОЇ БУРИЛЬНОЇ КОЛОНИ 119 у складних умовах фізичними властивостями. ЦИТОВАНА ЛІТЕРАТУРА 1. Справочник инженера по бурению (Ред. В. И. Мищевич, К. А. Сидоров) (Москва: Недра: 1984), т. 1. 2. Бурение нефтяных и газовых скважин: Справочник (Ред. В. Г. Ясов, Г. Н. Семенцов) (Ужгород: Карпаты: 1983). 3. J. Mitchell, Rig Math (Drilbert Engineering Inc.: Technical Training for the Drilling Industry: 2003). 4. Newbuild Report: A Flurry of New Rig Orders Worldwide Shows Faith in a Strong Market for Several Years to Com, World Oil, December 2006. 5. Н. В. Степанов. Моделирование и прогноз осложнений при бурении скважин (Москва: Недра: 1989). 6. А. К. Самотой, И. А. Серенко. Исследование причин возникновения при- хватов, совершенствование способов их предупреждения и ликвидации. Тематические научно-технические обзоры (Москва: ВНИИОЭНГ: 1979). 7. P. Jogi, J. D. MacPherson, M. Neubertet, H. Reckmann, and G. Heisig, IADC/SPE Drilling Conference (Febr. 21-23, 2006, Miami, Florida, USA). 8. В. Г. Абатуров, Бурение в сложных геологических условиях. Часть 1. Ава- рии, их предупреждение и ликвидация: курс лекций (Тюмень: ТюмГНГУ: 1995). 9. Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности (Москва: Госгортехнадзор России: 1993). 10. В. Г. Ясов, А. В. Аниськовцев, Е. П. Жуйков, А. Г. Казаков, Применение жидкостных ванн при ликвидации прихватов бурильной колонны (Москва: ВНИИОЭНГ: 1989). 11. В. Г. Ясов, Осложнения и аварии при бурении нефтяных и газовых сква- жин: Учебн. пособие (Ивано-Франковск: ИФДТУНГ: 1999). 12. Э. Алликвандер, Современное глубокое бурение (Москва: Недра: 1969). 13. В. А. Бражников, А. А. Фурнэ, Информационное обеспечение оптимального управления бурением скважин (Москва: Недра: 1989). 14. Є. І. Крижанівський, В. М. Мойсишин, М. М. Яворський, Розвідка та роз- робка нафтових і газових родовищ, 14, № 1: 5 (2005). 15. Б. М. Мардонов, А. Б. Бараев, Н. М. Ахметов, Прикладные задачи механи- ки бурения нефтегазовых скважин (Шымкент: 2013). 16. O. Vincké and C. Mabile, Oil & Gas Science and Technology, 59, No. 4: 343 (2004). 17. D. A. Smalling and R. L. Myers II, SPE Drilling Engineering, 3, Iss. 2: 141 (1988). 18. M. E. Cobern and M. E. Wassell, Drilling Vibration Monitoring & Control Sys- tem (APS Technology: Inc. 800 Corporate Row Cromwell: CT 06416: USA). 19. Ш. М. Айталиев, Б. М. Мардонов, И. И. Джанзаков, Изв. Министерства науки Академии наук РК. Сер. физ.-мат. науки, № 5: 81 (1998). 20. Г. К. Аладинская, Изв. вузов. Геология и разведка, № 10: 147 (1975). 21. К. В. Иогансен, Спутник буровика: Справочник (Москва: Недра: 1990). 22. Б. М. Курочкин, Техника и технология ликвидации осложнений при буре- нии и капитальном ремонте скважин (Москва: ОАО «ВНИИОЭНГ»: 2008). https://www.google.com.ua/search?hl=uk&tbo=p&tbm=bks&q=inauthor:%22John+Mitchell%22&source=gbs_metadata_r&cad=3 https://www.onepetro.org/search?q=dc_creator%3A%28%22Neubert%2C+Michael%22%29 https://www.onepetro.org/search?q=dc_creator%3A%28%22Reckmann%2C+Hanno%22%29 https://www.onepetro.org/search?q=dc_creator%3A%28%22Heisig%2C+Gerald%22%29 120 К. Г. ЛЕВЧУК 23. С. А. Молдавцев, В. І. Векерик, Динаміка шарошкового долота і бурильного інструменту в процесі буріння (Івано-Франківськ: Факел: 2006). 24. С. А. Москвин, Научные проблемы Волго-Уральского региона. Технические и естественные аспекты: Сб. науч. тр. (Уфа: УГНТУ: 2000), т. 2, с. 102. 25. Р. Мэнли, Анализ и обработка записей колебаний (Москва: 1972). 26. П. И. Огородников, Управление углублением забоя скважины на базе изу- чения динамических процессов в бурильной колонне (Дис. … д-ра техн. наук) (Москва: ГАНГ им. Губкина: 1991). 27. А. К. Самотой, Прихваты колонн при бурении скважин (Москва: Недра: 1984). 28. R. K. Hodgson and P. Hassard, IADC/SPE Drilling Conference (21–23 Febru- ary, 2006) (Miami: Florida: USA). 29. G. W. Massie, J. Castle-Smith, J. W. Lee, and M. S. Ramsey, Pet. Eng. Int., 67, Iss. 1: 48 (1995). 30. E. M. Navarro-López and D. Cortés, J. Sound Vib., 307, Iss. 1 2: 152 (2007). 31. Н. Р. Рабинович, Инженерные задачи механики сплошной среды в бурении (Москва: Недра: 1989). 32. Б. А. Андресон, Р. Г. Абдрахманов, А. У. Шарипов, Г. П. Бочкарёв, Эколо- гически чистые смазочные добавки для приготовления буровых растворов (Москва: ВНИИОЭНГ: 1991). 33. И. П. Пустовойтенко, Предупреждение и ликвидация аварий в бурении (Москва: Недра: 1988). 34. А. К. Самотой, Предупреждение и ликвидация прихватов труб при бурении скважин (Москва: Недра: 1979). 35. Инструкция по борьбе с прихватами колонн труб при бурении скважин (Москва: Недра: 1976). 36. М. К. Сеид-Рза, Н. М. Шерстнев, А. О. Бабаев, А. А. Григорян, А. А. Хача- туров, Причины прихватов бурильного инструмента, способы их преду- преждения и ликвидации (Баку: Азернешр: 1975). 37. А. И. Булатов, А. Г. Аветисов, Справочник инженера по буре нию, т. 1, т. 2 (Москва: Недра: 1985). 38. В. М. Мойсишин, Б. Д. Борисевич, Р. Б. Щербій, А. І. Бандура, І. Р. Михай- люк, Розвідка та розробка нафтових і газових родовищ, 46, № 1: 66 (2013). 39. А. И. Булатов, Ю. М. Проселков, В. И. Рябченко, Технология промывки скважин (Москва: Недра: 1981). 40. В. М. Мойсишин, Е. М. Барановський, С. В. Гошовський, Закономірність зміни напруженого стану масиву гірських порід, що знаходиться у гранич- но напруженому стані, при бурінні глибоких свердловин: Наукове відк- риття (Диплом №395: 27.04.2010). 41. М. В. Шавранський, Наук. вісн. Івано-Франківського нац. техн. ун-ту на- фти і газу, 1, № 1: 87 (2001). 42. А. В. Лягов, Нефт. хоз-во, № 6: 68 (2004). 43. И. М. Бабаков, Теория колебаний (Москва: Наука: 1968). 44. Т. Хуань, Д. В. Деринг, Тр. АОИМ: Конструирование и технология маши- ностроения, №2: 62 (1966). 45. John Mitchell. Trouble-Free Drilling: Stuck Pipe Prevention (Drillbert Engi- neering Inc.: Technical Training for the Drilling Industry: 2001). 46. W. B. Bradley, D. Jarman, R. A. Auflick, R.S. Plott, R. D. Wood, T. R. Schofield, and D. Cocking, Oil Gas J., 101: 84 (1991). https://www.google.com.ua/search?hl=uk&tbo=p&tbm=bks&q=inauthor:%22John+Mitchell%22&source=gbs_metadata_r&cad=2 ЗАСОБИ ТА ТЕХНОЛОГІЇ ВИВІЛЬНЕННЯ ПРИХОПЛЕНОЇ БУРИЛЬНОЇ КОЛОНИ 121 47. В. И. Крылов, В. В. Крецул, C. B. Меденцев, В. А. Куксов, Нефт. хоз-во, № 11: 56 (2004). 48. М. І. Оринчак, О. С. Бейзик, А. Р. Юрич, В. В. Гриців, Ускладнення та ава- рії в бурінні. Практикум (Івано-Франківськ: ІФНТУНГ: 2015). 49. О. О. Слабий, Прикарпат. вісн. НТШ. Число, 21, № 1: 256 (2013). 50. И. И. Барабашкин, Я. В. Кунцяк, Г. Ф. Перлов, Науч. тр. ВНИИБТ: Ма- шины и нефтяное оборудование, вып. 8: 5 (1980). 51. Е. М. Барановський, В. М. Мойсишин, Нафтогазова енергетика, 4, № 3: 21 (2007). 52. Е. М. Барановський, В. М. Мойсишин, Розвідка та розробка нафтових і газових родовищ, 19, № 2: 37 (2006). 53. Л. И. Барон, Характеристики трения горных пород (Москва: Наука: 1967). 54. И. И. Джанзаков, Ш. И. Умедов, Нефть и газ, № 4: 23 (1998). 55. Е. М. Барановський, В. М. Мойсишин, Розвідка та розробка нафтових і газових родовищ, 22, № 1: 103 (2007). 56. В. К Белан, В. Я. Симкин, РНТС: Машины и нефтяное оборудование, № 2: 17 (1973). 57. Н. А. Колесников, Н. Я. Мелентьев, Искривление скважин (Москва: Недра: 1981). 58. И. К. Майоров, Нефт. хоз-во, № 4: 28 (1966). 59. В. М. Мойсишин, Розвідка та розробка нафтових і газових родовищ, 35, Вип. 2: 15 (1998). 60. В. М. Мойсишин, В. І. Векерик, Прикарпат. вісн. НТШ. Число, 13, № 1: 56 (2011). 61. А. И. Галинов, А. К. Самотой, Гидродинамические способы ликвидации прихватов бурильных колонн (Москва: ВНИИОЭНГ: 1981). 62. А. К. Самотой, Анализ эффективности способов ликвидации прихватов. Обзор, информ. (Москва: ВНИИОЭНГ: 1983). 63. З. А. Сахаров, Ликвидация прихватов при бурении скважин (Москва: Недра: 1976). 64. В. Г. Борецкий, В. И. Векерик, С. В. Ненашев, Б. Д. Борисевич, Б. М. Ро- манчук, Нефтяная промышленность, Вып. 2: 31 (1985). 65. Б. Д. Борисевич, В. М. Мойсишин, Р. Б. Щербій, Б. В. Долішній, Розвідка та розробка нафтових і газових родовищ, 32, № 3: 23 (2009). 66. Б. Д. Борисевич, В. М. Мойсишин, Р. Б. Щербій, Б. В. Долішній, Розвідка та розробка нафтових і газових родовищ, 33, № 4: 18 (2009). 67. В. Г. Ясoв, М. А. Мыслюк, Осложнения в бурении: Справочное пособие (Москва: Недра: 1991). 68. М. Н. Гулизаде, К. Б. Шахбазбеков, Д. С. Йорданов, Изв. вузов. Нефть и газ, № 8: 13 (1965). 69. Руководство по технологиям буровых растворов компании «Baroid». 70. Я. С. Коцкулич, О. В. Тищенко, Закінчування свердловин (Київ: Інтерпрес ЛТД: 2004). 71. В. И. Симонов, Б. А. Творогов, Тр. ЗапСибНИГНИ, вып. 14: 44 (1979). 72. Security Introduces the ‘Very Good’ Drilling Absorber, World Oil, January: 116 (1977). 73. N. Woodall-Mason and J. R. Tilbe, J. Petr. Techn., 28, Iss. 8 (1976). 74. Инструкция по освобождению прихваченного бурильного инструмента торпедированием (Ленинград: Недра: 1970). 122 К. Г. ЛЕВЧУК 75. Ф. А. Ангоба, Тр. АОИМ: Конструирование и технология машинострое- ния, № 2: 8 (1965). 76. Ф. Г. Бевзюк, Тр. УкрГИПРОНИИнефть, Вып. 97: 57 (1976). 77. Ю. С. Васильев, Э. П. Кайданов, В. А. Кильдебеков, Тр. ВНИИБТ, № 41: 156 (1978). 78. И. И. Джанзаков, М. Н. Абишев, Вест. МАНЭБ, 13, № 5: 90 (2008). 79. Вибрации в технике (Ред. Ф. М. Диментберг, К. С. Колесников) (Москва: Машиностроение: 1980), т. 3. 80. Инструкция по освобождению прихваченных труб в скважинах взрывом (Москва: Недра: Всесоюзный НИИ геоф. методов разв.: 1982). 81. З. Г. Керимов, М. А. Садыхов, Изв. вузов. Нефть и газ, № 5: 29 (1975). 82. В. Е. Копылов, Проблемы нефти и газа Тюмени, № 42: 35 (1979). 83. В. Е. Копылов, В. Г. Бойко, ИНТС: Бурение, Вып. 24: 6 (1967). 84. Вибрации в технике (Ред. Э. Э. Лавенделла) (Москва: Машиностроение: 1981), т. 4. 85. Р. М. Мирсалимов, Т. А. Гасанов, Р. Э. Атаев, К. И. Фатуллаев, Изв. вузов. Нефть и газ, № 4: 72 (1978). 86. П. І. Огородніков, В. М. Світлицький, Інтегровані технології та енергозбе- реження, № 3: 23 (2009). 87. П. І. Огородніков, В. М. Світлицький, Б. М. Малярчук, Нафтова та газова промисловість, № 5: 19 (2010). 88. Н. С. Тимофеев, М. И. Ворожбитов, В. П. Шумилов, РНТС: Машины и нефтяное оборудование, № 2: 13 (1975). 89. I. Finnie and J. J. Bailey, J. Eng. Ind., 82, Iss. 2: 129 (1960). 90. J. R. Bailey, E. Biediger, V. Gupta, D. Ertas, W. C. Elks, and F. E. Dupriest, IADC/SPE Drilling Conference (March 4 6, 2008, Orlando, Florida, USA). 91. A. K. Booer and R. J. Meehan, SPE Drilling Completion, 8, Iss. 2: 93 (1993). 92. K. K. Botros, J. O’Blenes, and E. Yajure, J. Petr. Gas Eng., 5, Iss. 5: 70 (2014). 93. V. Moisyshyn, V. Yacyshyn, and O. Vytyaz, Archives Min. Sci., 57, Iss. 3: 601 (2012). 94. А. А. Каракозов, Разработка и исследование ударных механизмов для лик- видации прихватов в скважине (Автореф. дисс. … канд. техн. наук) (До- нецк: Донец. полит. ин-т: 1993). 95. З. Г. Керимов, С. А. Багиров, Автоматизированное проектирование кон- струкций (Москва: Машиностроение: 1985). 96. В. М. Мойсишин, З. В. Кулинин, Розвідка і розробка нафтових і газових родовищ, 33: 207 (1996). 97. В. М. Мойсишин, З. В. Кулинин, Розвідка та розробка нафтових і газових родовищ, 9, № 4: 10 (2003). 98. В. М. Мойсишин, З. В. Кулинин, Розвідка та розробка нафтових і газових родовищ, 10, № 1: 12 (2004). 99. В. М. Мойсишин, З. В. Кулинин, Нафтогазова енергетика, 1, № 1: 28 (2006). 100. Вибрации в технике (Ред. К. В.Фролова) (Москва: Машиностроение: 1981), т. 6. 101. D. W. Dareing and E. I. Radzimovsky, SPE J., 5, Iss. 4 (1965). 102. V. Moisyshyn and K. Levchuk, Oil Gas Sci. Technol., 72, No. 5: 27(8) (2017). 103. В. А. Марутов, С. А. Павловский, Гидроцилиндри (Москва: Машинострое- ние: 1966). https://www.onepetro.org/search?q=dc_creator%3A%28%22Biediger%2C+Erika%22%29 https://www.onepetro.org/search?q=dc_creator%3A%28%22Ertas%2C+Deniz%22%29 https://www.onepetro.org/search?q=dc_creator%3A%28%22Elks%2C+William+Curtis%22%29 https://www.onepetro.org/search?q=dc_creator%3A%28%22Dupriest%2C+Fred+E.%22%29 ЗАСОБИ ТА ТЕХНОЛОГІЇ ВИВІЛЬНЕННЯ ПРИХОПЛЕНОЇ БУРИЛЬНОЇ КОЛОНИ 123 104. Б. И. Миттельман, Справочник по гидравлическим расчетам в бурении (Москва: Гостоптехиздат: 1963). 105. Е. Ф. Эпштейн, В. Г. Ясов, Бурение скважин гидроударниками (Москва: Недра: 1967). 106. Bodine Albert. Torsional Sonic Oscillator Employing Universal Joints and Tandem Arranged Oscillator Rotors: Patent 4096762 USA, F26 H33/00, 74/61 (Published June 27, 1978). 107. L. Grinis and V. Haslavsky, Int. J. Mechan., Aerospace, Industrial, Mechatronic and Manufacturing, 7, No. 7: 1592 (2013). 108. Modelling of Hydraulic Systems. Hydraulics Library Manual and Tutorial (Modelon AB, Sweden: Maplesoft, Canada: 2013). 109. В. П. Балицкий, РНТС: Машины и нефтяное оборудование, № 11: 9 (1979). 110. Д. Бейли, Д. Фини, Тр. АОИМ: Конструирование и технология машино- строения, № 2: 8 (1963). 111. М. И. Ворожбитов, РНТС: Нефт. хоз-во, № 4: 29 (1972). 112. Р. Ф. Митчел, М. Б. Аллен, Нефть, газ и нефтехимия за рубежом, № 4: 30 (1985). 113. G. Akinniranye, A. Megat, H. Elsweisy, J. Palacio, B. Poedjono, and R. B. Goobie, SPE Drilling & Completion, 24, Iss. 2 (2009). 114. D. W. Dareing, J. Energy Res. Technol., 107, Iss. 1: 138 (1985). 115. D. Ertaş, J. R. Bailey, Lei Wang, and P. E. Pastusek, SPE Drilling & Comple- tion, 29, Iss. 4: 405 (2014). 116. A. Ghasemloonia, D. G. Rideout, S. D. Butt, J. Mech. Eng. Sci., 227, Iss. 5: 946 (2013). 117. Б. Н. Васюк, С. В. Гошовский, Породоразрушающий и металлообрабаты- вающий инструмент — техника и технология его изготовления и приме- нения, вып. 14: 93 (2011). 118. M. A. Childers, J. Petr. Tech., 20, Iss. 7: 751 (1968). 119. Г. Кемп, Ловильные работы в нефтяных скважинах. Техника и техноло- гия (Москва: Недра: 1990). 120. И. К. Масленников, Буровой инструмент (Москва: Недра: 1989). 121. В. В. Романенко, Повышение эффективности процесса бурения скважин на основе исследования динамического режима работы низа бурильного ин- струмента для условий Западной Сибири (Дисс. … канд. техн. наук) (Ива- но-Франковск: ИФГТУНГ: 1985). 122. А. С. Галеев, С. А. Москвин, Научные проблемы Волго-Уральского региона. Технические и естественные аспекты: Сб. науч. тр., т. 1, с. 4 (2000). 123. В. Г. Григулецкий, Изв. вузов. Нефть и газ, № 3: 27 (1978). 124. Б. З. Султанов, Е. И. Ишемгужин, И. Х. Шаммасов, В. Н. Сорокин, Работа бурильной колонны в скважине (Уфа: УНИ: 1973). 125. А. Е. Сароян, Бурильные колонны в глубоком бурении (Москва: Недра: 1979). 126. В. В. Симонов, Е. К. Юнин, Волновые процессы в бурильной колонне (Москва: МИНХ: 1979). 127. R. E. Bradbury, J. C. Wilhoit, J. Eng. Ind., 85, Iss. 2: 156 (1963). 128. Д. В. Деринг, Б. Дж. Ливсей, Тр. АОИМ: Конструирование и технология машиностроения, № 4: 163 (1968). 129. З. Г. Керимов, Динамические расчеты бурильной колонны (Москва: Недра: 1970). https://www.onepetro.org/search?q=dc_creator%3A%28%22Megat%2C+Amanda%22%29 https://www.onepetro.org/search?q=dc_creator%3A%28%22Elsweisy%2C+Hesham%22%29 https://www.onepetro.org/search?q=dc_creator%3A%28%22Palacio%2C+Julio%22%29 https://www.onepetro.org/search?q=dc_creator%3A%28%22Poedjono%2C+Benny%22%29 https://www.onepetro.org/search?q=dc_creator%3A%28%22Goobie%2C+Roger+B.%22%29 https://www.onepetro.org/search?q=dc_creator%3A%28%22Goobie%2C+Roger+B.%22%29 http://journals.sagepub.com/author/Ghasemloonia%2C+Ahmad http://journals.sagepub.com/author/Rideout%2C+D+Geoff http://journals.sagepub.com/author/Butt%2C+Stephen+D http://catalog.sfu-kras.ru/cgi-bin/irbis64r_14/cgiirbis_64.exe?LNG=&Z21ID=&I21DBN=BOOK1&P21DBN=BOOK1&S21STN=1&S21REF=&S21FMT=fullwebr&C21COM=S&S21CNR=&S21P01=0&S21P02=1&S21P03=A=&S21STR=%D0%9A%D0%B5%D1%80%D0%B8%D0%BC%D0%BE%D0%B2%20%D0%97%D0%B0%D0%B8%D0%B4%20%D0%93%D0%B0%D0%B4%D0%B6%D0%B8 124 К. Г. ЛЕВЧУК 130. А. Х. Мирзаджанзаде, З. Г. Керимов, М. Г. Копейкис, Теория колебаний в нефтепромысловом деле (Москва-Ижевск: Ин-т комп. исслед.: 2005). 131. А. Е. Сароян, Теория и практика работы бурильной колонны (Москва: Недра: 1990). 132. Е. В. Харченко, Динамические процессы буровых установок (Львов: Свит: 1991). 133. J. Tian, Wu. Chunming, L. Yang, Z. Yang, G. Liu, and C. Yuan, Soc. Petr. Eng. J., 19, Iss. 4 (2016). 134. В. В. Симонов, Е. К. Юнин, Влияние колебательных процессов на работу бурильного инструмента (Москва: Недра: 1977). 135. В. П. Балицкий, РНТС: Машины и нефтяное оборудование, № 12: 15 (1976). 136. В. Г. Григулецкий, Оптимальное управление при бурении скважин (Москва: Недра: 1988). 137. Е. К. Юнин, Введение в динамику глубокого бурения (Москва: Либроком: 2009). 138. F. H. Deily, W. H. Dareing, and G. H. Paf, Oil Gas J., 66, Iss. 2: 55 (1968). 139. Л. Е. Симонянц, Разрушение горных пород и рациональная характеристи- ка двигателей для бурения (Москва: Недра: 1966). 140. В. Н. Алексеев, Разведка и охрана недр, № 10: 31 (1973). 141. Н. А. Алфутов, Основы расчета на устойчивость упругих систем (Москва: Машиностроение: 1978). 142. И. Бажин, Ю. Беренгард, М. Гайцгори, С. Ермаков, Т. Клапцова, А. Куди- нов, В. Чкалов, Автоматизированное проектирование машиностроитель- ного гидропривода (Ред. С. А. Ермаков) (Москва: Машиностроение: 1988). 143. В. П. Балицкий, Автоматизация и телемеханизация нефтяной промыш- ленности, № 1: 3 (1977). 144. Вибрации в технике (Ред. И. И. Блехман) (Москва: Машиностроение: 1979), т. 2. 145. Вибрации в технике (Ред. В. В. Болотин) (Москва: Машиностроение: 1978), т. 1. 146. З. Г. Керимов, М. А. Садыхов, Ф. К. Алиев, Т. К. Кулиев, Изв. вузов. Нефть и газ, № 3: 26 (1992). 147. З. Г. Керимов, Матер. I Всесоюз. конф. по динамике и прочности нефте- промыслового оборудования (1974), с. 3. 148. A. Lubinski, Drilling and Production Practice (New York: 1950). 149. В. І. Векерик, Нафтова і газова промисловість, № 2: 31 (1992). 150. О. В. Воинов, Тр. ВНИИБТ, вып. 58: 3 (1983). 151. Р. М. Эйгелес, Р. В. Стрекалова, Расчет и оптимизация процессов бурения скважин (Москва: Недра: 1977). 152. М. Г. Эскин, Л. Е. Исаченко, РНТС: Нефт. хоз-во, № 6: 15 (1971). 153. Л. С. Сурнин, Повышение эффективности применения амортизаторов на базе исследования волновых процессов в бурильной колонне (Дис. … канд. техн. наук) (Ивано-Франковск: ИФГТУНГ: 1986). 154. В. И. Тарасевич, Бурение нефтяных и газовых скважин: Тр. Куйбышевского политехн. ин-та (1969), с. 16. 155. Ю. Г. Юрташев, Динамика буровых установок (Москва: Недра: 1987). 156. В. И. Векерик, Совершенствование технологий углубления скважин изме- нением динамики работы бурильного инструмента (Дис. … д-ра техн. http://catalog.sfu-kras.ru/cgi-bin/irbis64r_14/cgiirbis_64.exe?LNG=&Z21ID=&I21DBN=BOOK1&P21DBN=BOOK1&S21STN=1&S21REF=&S21FMT=fullwebr&C21COM=S&S21CNR=&S21P01=0&S21P02=1&S21P03=A=&S21STR=%D0%9A%D0%B5%D1%80%D0%B8%D0%BC%D0%BE%D0%B2%20%D0%97%D0%B0%D0%B8%D0%B4%20%D0%93%D0%B0%D0%B4%D0%B6%D0%B8 ЗАСОБИ ТА ТЕХНОЛОГІЇ ВИВІЛЬНЕННЯ ПРИХОПЛЕНОЇ БУРИЛЬНОЇ КОЛОНИ 125 наук) (Ивано-Франковск: ИФГТУНГ: 1991). 157. H. Dongying, S. Peiming, Z. Guoqiang, L. Zifeng, L. Xujia, and W. Lianjin, Procedia Engineering, 26: 1891 (2011). 158. A. M. Ljuština, J. Parunov, and I. Senjanović, SORTA 2004: 16th Symposium on Theory and Practice of Shipbuilding (Oct. 21 23, 2004) (Plitvice, Croatia, University of Zagreb). 159. Б. Д. Малько, М. М. Лях, Изв. вузов. Нефть и газ, № 2: 19 (1988). 160. С. Г. Калинин, Динамика подъемной системы буровых установок (Львів: Вища шк.: 1975). 161. А. Г. Калинин, Искривление скважин (Москва: Недра: 1974). 162. С. Г. Калинин, Е. В. Харченко, Динамика несущих конструкций буровых установок (Львов: Вища школа: 1988). 163. Є. Харченко, І. Гілета, О. Квашенко, Технічні вісті, № 1 2 (35): 105 (2006). 164. Б. З. Султанов, Управление устойчивостью и динамикой бурильной колон- ны (Москва: Недра: 1991). 165. П. І. Огородніков, Нафтова і газова промисловість, № 2: 25 (1982). 166. А. Е. Сароян, Проектирование бурильных колонн (Москва: Недра: 1971). 167. А. Е. Сароян, Теория и практика работы бурильной колонны (Москва: Недра: 1990). 168. В. М. Мойсишин, Б. Д. Борисевич, Ю. Л. Гаврилів, С. А. Зінченко, Стій- кість і коливання бурильної колони (Івано-Франківськ: Лілея-НВ: 2013). 169. В. Г. Григулецкий, В. Т. Лукьянов, Проектирование компоновок нижней части бурильной колонны (Москва: Недра: 1990). 170. Т. Хуань, Д. В. Дэринг, ASME по нефтяному машиностроению, сосудам давления и трубопроводам (Далас, Техас: Мир: 1968), № 4: 99. 171. Р. Х. Санников, М. Р. Мавлютов, Изв. вузов. Нефть и газ, № 10: 36 (1971). 172. А. Х. Мирзаджанзаде, С. А. Ширинзаде, Повышение эффективности и ка- чества глубоких скважин (Москва: Недра: 1986). 173. V. S. Tikhonov, A. I. Safronov, and M. Ya. Gelfgat, ASME 8th Biennial Confer- ence on Engineering Systems Design and Analysis (July 4–7, January 2006) (Torino: Italy), p. 25. 174. Н. А. Сесюнин, Некоторые задачи стеснённого пространственного изгиба упругих стержней (Москва: Московский госуд. открытый ун-т.: 1997). 175. В. И. Богданов, Г. А. Кулябин, Проблемы нефти и газа Тюмени, вып. 19: 20 (1973). 176. В. М. Мойсишин, Основи механіки бурильної колони при поглибленні сверд- ловин роторним способом (Дис. … д-ра техн. наук) (Івано-Франківськ: ІФДТУНГ: 1996). 177. G. Rashed, R. Ghajar, and S. J. Hashemi, 14th International Congress of Sound and Vibration (Cairns: Australia), 1: 361 (2007). 178. В. А. Светлицкий, Механика трубопроводов и шлангов (Москва: Машино- строение: 1982). 179. B. Schmalhorst, E. Brommundt, A. Baumgart, and U. Richter, IADC/SPE Drilling Conference (New Orleans, Louisiana, USA: 2000). 180. Е. Ф. Эпштейн, В. И. Мацейчик, И. И. Ивахнин, А. Ш. Асатурян, Расчёт бурильных труб в геологоразведочном бурении (Москва: Недра: 1979). 181. H. D. Outmans, Soc. Pet. Eng., 213: 265 (1958). 182. М. М. Александров, Силы сопротивления при движении труб в скважине (Москва: Недра: 1978). https://www.onepetro.org/search?q=dc_publisher%3A%28%22Society+of+Petroleum+Engineers%22%29 126 К. Г. ЛЕВЧУК 183. А. А. Головин, В. Ф. Оловянишников, С. М. Рябихина, РНТС: Машины и нефтяное оборудование, № 3: 22 (1978). 184. Г. В. Конесев, А. И. Спивак, М. Р. Мавлютов, Тр. Уфимского нефт. ин-та, вып. VII: 42 (1969). 185. M. R. Annis and P. H. Monaghan, J. Pet. Technol., 14, Iss. 5: 537 (1962). 186. В. Н. Алексеев, П. Е. Товстик, Прикладная механика, № 9: 31 (1975). 187. П. В. Балицкий, Взаимодействие бурильной колонны с забоем скважины (Москва: Недра: 1975). 188. Ф. Дейли, У. Дэринг, Г. Пафф, Труды АОИМ: Конструирование и техноло- гия машиностроения, № 2: 112 (1968). 189. И. М. Аметов, С. А. Ширинзаде, Азерб. нефт. хоз-во, № 8: 18 (1978). 190. Eric E. Maidla and Andrew K. Wojtanowicz, SPE Drilling Eng., 5, Iss. 3: 247 (1990). 191. А. С. Галеев, Б. З. Султанов, М. С. Габдрахимов, Изв. вузов. Нефть и газ, № 1: 22 (1986). 192. L. A. Sosnovskiy, Tribo-Fatigue: Wear-Fatigue Damage and Its Prediction (Springer: 2005). 193. И. В. Крагельский, Трение и износ (Москва: Машиностроение: 1968). 194. М. В. Лисканич, Б. Д. Борисевич, Розвідка і розробка нафтових і газових родовищ, вип. 34: 58 (1997). 195. M. J. Jellison, G. Plessis, A. Glowacz, and J. M. Pasnak, IADC World Drilling 2005, Conference and Exhibition Heldin Rome (June 9 10, 2005, Rome, Italy). 196. В. Я. Симкин, РНТС: Машины и нефтяное оборудование, № 5: 14 (1971). 197. J. E. Smith, R. B. Chandler, and P. L. Boster, SPE/IADC Drilling Conference (27 February–1 March, 2001, Amsterdam, Netherlands). 198. А. И. Спивак, А. Н. Попов, Разрушение горных пород при бурении скважин (Москва: Недра: 1979). 199. Yousif E. A. Bagadi, Abdelwahab M. Fadol, and Gao Deli, Int. J. Res. Reviews in Appl. Sci., 11, Iss. 1: 121 (2012). 200. J.-M. Leroy and P. Estrier, Oil Gas Sci. Technol., 56, 6: 545 (2001). 201. Б. З. Султанов, А. Ш. Янтурин, Нефт. хоз-во, № 8: 27 (1974). 202. M. J. Jellison, R. B. Chandler, M. Payne, and J. S. Shepard, SPE Middle East Oil and Gas Show and Conference (March, 11–14, 2007, Manama, Bahrain). 203. В. Ф. Штамбург, Г. М. Файн, С. М. Данелянц, А. А. Шеина, Бурильные тру- бы из алюминиевых сплавов (Москва: Недра: 1980). 204. W. Scaruffi, E. Cristofanelli, S. Yu, A. Trocchia, C. Molaschi, and A. Merlo, Intern. Petroleum Technology Conference (March 26 28, 2013, Beijing, Chi- na). 205. I. P. Shatskii and V. V. Perepichka, J. Appl. Mech. Technol. Phys., 54, Iss. 6: 1016 (2013). 206. Б. Я. Веремейкин, РНТС: Машины и нефтяное оборудование, № 7: 19 (1975). 207. J. E. Smith, R. W. Schutz, and E. I. Bailey, IADC/SPE Drilling Conference (Febr. 23–25, 2000, New Orleans, Louisiana, USA). 208. В. Е. Копылов, В. Г. Бойко, Изв. вузов. Нефть и газ, № 7: 60 (1967). 209. Ю. А. Песляк, Расчёт напряжений в колоннах труб нефтяных скважин (Москва: Недра: 1973). 210. А. Н. Попов, А. И. Спивак, Изв. вузов. Нефть и газ, № 3: 14 (1967). 211. Бурение нефтяных и газовых скважин: Справочник (Ред. В. Г. Ясов, https://www.onepetro.org/search?q=dc_creator%3A%28%22Scaruffi%2C+W.%22%29 https://www.onepetro.org/search?q=dc_creator%3A%28%22Cristofanelli%2C+E.%22%29 https://www.onepetro.org/search?q=dc_creator%3A%28%22Yu%2C+S.%22%29 https://www.onepetro.org/search?q=dc_creator%3A%28%22Trocchia%2C+A.%22%29 https://www.onepetro.org/search?q=dc_creator%3A%28%22Molaschi%2C+C.%22%29 https://www.onepetro.org/search?q=dc_creator%3A%28%22Molaschi%2C+C.%22%29 ЗАСОБИ ТА ТЕХНОЛОГІЇ ВИВІЛЬНЕННЯ ПРИХОПЛЕНОЇ БУРИЛЬНОЇ КОЛОНИ 127 Г. Н. Семенцов) (Ужгород: Карпаты: 1983). 212. И. И. Джанзаков, Механика бурильных колонн в условиях прихвата (Аты- рау: 2006). 213. Б. М. Мардонов, А. Б. Бараев, Н. М. Ахметов, Прикладные задачи механи- ки бурения нефтегазовых скважин (Шымкент: 2013). 214. V. Moisyshyn and Z. Kulynyn, The International Conference of the Carpathian Euro-Region Specialists in Industrial Systems (May 19–20, 2006) (Scientific Bulletin North University of Baia Mare, XX, Sec. C: 249, 2006). 215. В. И. Векерик, В. М. Мойсишин. Уравнения равновесия участков бурильной колонны в скважине произвольно ориентированной в пространстве (Ива- но-Франковск: Факел: 2007). 216. В. М. Мойсишин, Прикарпат. вісн. НТШ. Число, 1, № 1: 43 (2008). 217. Г. Н. Семенцов, М. И. Горбийчук, А. Г. Бестелесный, Изв. вузов. Нефть и газ, № 11: 23 (1975). 218. М. А. Мислюк, Ю. О. Зарубін, Моделювання явищ та процесів у нафтопро- мисловій справі (Івано-Франківськ: Екор: 1999). 219. В. М. Мойсишин, Р. С. Яремійчук, І. М. Гураль, Я. С. Яремійчук, Розвідка та розробка нафтових і газових родовищ, 6, № 1: 30 (2003). 220. S. Menand, H. Sellami, M. Tijani, O. Stab, D. Dupuis, and C. Simon, IADC/SPE Drilling Conference (Febr. 21–23, 2006, Miami, Florida, USA). 221. V. Moisyshyn, B. Borysevych, and R. Shcherbiy, Multifactorial Mathematical Model of Mechanical Drilling Speed. Mining of Mineral Deposits (Eds. G. Pivnyak, V. Bondarenko, I. Kovalevs’ka, and M. Illiashov) (London: Taylor & Francis Group: 2013), p. 359. 222. А. Д. Сепиашвили, Г. М. Диланов, Изв. вузов. Нефть и газ, № 6: 41 (1967). 223. В. Е. Копылов, Изв. вузов. Нефть и газ, № 6: 63 (1997). 224. J. Wolfram, Proc. R. Soc. London, Sec. A, 455, Iss. 1988: 2957 (1999). 225. Y. A. Khulief and H. Al-Naser, Finite Elements in Analysis and Design, 41, Iss. 13: 1270 (2005). 226. C. O. Housseine, C. Monroy, and. F. Bigot, 30th International Workshop on Water Waves and Floating Bodies (April 12–15, 2015, Bristol, UK). 227. А. Х. Мирзаджанзаде, Г. С. Степанова, Математическая теория экспери- мента в добыче нефти и газа (Москва: Недра: 1977). 228. В. Г. Борецкий, В. И. Векерик, С. В. Ненашев, Б. Д. Борисевич, Б. М. Ро- манчук, Нефтяная промышленность. Серия: Нефтегазовая геология, гео- физика и бурение, вып. 2: 31 (1985). 229. Трубы нефтяного сортамента: Справочник (Ред. А. Е. Сароян) (Москва: Недра: 1987). 230. Б. Д. Борисевич, М. В. Лисканич, Розвідка і розробка нафтових і газових родовищ, 4, вип. 36: 103 (1999). REFERENCES 1. Spravochnik Inzhenera po Bureniyu (Eds. V. I. Mishchevich and K. A. Sidorov) (Moscow: Nedra: 1984), vol. 1 (in Russian). 2. Burenie Neftyanykh i Gazovykh Skvazhin: Spravochnik (Eds. V. G. Yasov and G. N. Sementsov) (Uzhhorod: Karpaty: 1983) (in Russian). 3. J. Mitchell, Rig Math (Drilbert Engineering Inc.: Technical Training for the https://www.google.com.ua/search?hl=uk&tbo=p&tbm=bks&q=inauthor:%22John+Mitchell%22&source=gbs_metadata_r&cad=3 128 К. Г. ЛЕВЧУК Drilling Industry: 2003). 4. Newbuild Report: A Flurry of New Rig Orders Worldwide Shows Faith in a Strong Market for Several Years to Com, World Oil, December 2006. 5. N. V. Stepanov. Modelirovanie i Prognoz Oslozhneniy pri Burenii Skvazhin (Moscow: Nedra: 1989) (in Russian). 6. A. K. Samotoy and I. A. Serenko. Issledovanie Prichin Vozniknoveniya Prikhvatov, Sovershenstvovanie Sposobov Ih Preduprezhdeniya i Likvidatsii. Tematicheskie Nauchno-Tekhnicheskie Obzory (Moscow: VNIIOENG: 1979) (in Russian). 7. P. Jogi, J. D. MacPherson, M. Neubertet, H. Reckmann, and G. Heisig, IADC/SPE Drilling Conference (Febr. 21-23, 2006, Miami, Florida, USA). 8. V. G. Abaturov, Burenie v Slozhnykh Geologicheskikh Usloviyakh. Chast 1. Avarii, Ih Preduprezhdenie i Likvidatsiya: Kurs Lektsiy (Tyumen: TyumGNGU: 1995) (in Russian). 9. Pravila Bezopasnosti v Neftyanoy i Gazovoy Promyshlennosti (Moscow: Gosgortekhnadzor Rossii: 1993) (in Russian). 10. V. G. Yasov, A. V. Aniskovtsev, E. P. Zhuykov, and A. G. Kazakov, Primenenie Zhidkostnykh Vann pri Likvidatsii Prikhvatov Burilnoy Kolonny (Moscow: VNIIOEG: 1989) (in Russian). 11. V. G. Yasov, Oslozhneniya i Avarii pri Burenii Neftyanykh i Gazovykh Skvazhin: Uchebn. Posobie (Ivano-Frankovsk: IFDTUNH: 1999) (in Russian). 12. E. Allikvander, Sovremennoe Glubokoe Burenie (Moscow: Nedra: 1969) (in Russian). 13. V. A. Brazhnikov and A. A. Furne, Informatsionnoe Obespechenie Optimalnogo Upravleniya Bureniem Skvazhin (Moscow: Nedra: 1989) (in Russian). 14. Ye. I. Kryzhanivsky, V. M. Moisyshyn, and M. M. Yavorsky, Rozvidka ta Rozrobka Naftovykh i Gazovykh Rodovyshch, 14, № 1: 5 (2005) (in Ukrainian). 15. B. M. Mardonov, A. B. Baraev, and N. M. Akhmetov, Prikladnye Zadachi Mekhaniki Bureniya Neftegazovykh Skvazhin (Shymkent: 2013) (in Russian). 16. O. Vincké and C. Mabile, Oil & Gas Science and Technology, 59, No. 4: 343 (2004). 17. D. A. Smalling and R. L. Myers II, SPE Drilling Engineering, 3, Iss. 2: 141 (1988). 18. M. E. Cobern and M. E. Wassell. Drilling Vibration Monitoring & Control System (APS Technology: Inc. 800 Corporate Row Cromwell: CT 06416: USA). 19. Sh. M. Aytaliev, B. M. Mardonov, and I. I. Dzhanzakov, Izv. Ministerstva Nauki Akademii Nauk RK. Ser. Fiz.-Mat. Nauki, No. 5: 81 (1998) (in Russian). 20. G. K. Aladinskaya, Izv. Vuzov. Geologiya i Razvedka, No. 10: 147 (1975) (in Russian). 21. K. V. Iogansen, Sputnik Burovika: Spravochnik (Moscow: Nedra: 1990) (in Russian). 22. B. M. Kurochkin, Tekhnika i Tekhnologiya Likvidatsii Oslozhneniy pri Burenii i Kapitalnom Remonte Skvazhin (Moscow: OAO ‘VNIIOENG’: 2008) (in Russian). 23. S. A. Moldavtsev and V. I. Vekeryk, Dynamika Sharoshkovogo Dolota i Burylnogo Instrumentu v Protsesi Burinnya (Ivano-Frankivsk: Fakel: 2006) (in Ukrainian). 24. S. A. Moskvin, Nauchnye Problemy Volgo-Uralskogo Regiona. Tekhnicheskie i Estestvennye Aspekty: Sb. Nauch. Tr. (Ufa: UGNTU: 2000), Vol. 2, p. 102 (in https://www.onepetro.org/search?q=dc_creator%3A%28%22Neubert%2C+Michael%22%29 https://www.onepetro.org/search?q=dc_creator%3A%28%22Reckmann%2C+Hanno%22%29 https://www.onepetro.org/search?q=dc_creator%3A%28%22Heisig%2C+Gerald%22%29 https://doi.org/10.2118/99181-MS https://doi.org/10.2516/ogst:2004025 https://doi.org/10.2516/ogst:2004025 https://doi.org/10.2118/14785-PA https://doi.org/10.2118/14785-PA ЗАСОБИ ТА ТЕХНОЛОГІЇ ВИВІЛЬНЕННЯ ПРИХОПЛЕНОЇ БУРИЛЬНОЇ КОЛОНИ 129 Russian). 25. R. Menli, Analiz i Obrabotka Zapisey Kolebaniy (Moscow: 1972) (in Russian). 26. P. I. Ogorodnikov, Upravlenie Uglubleniem Zaboya Skvazhiny na Baze Izucheniya Dinamicheskikh Protsessov v Burilnoy Kolonne (Disser. ... for Dr. Tech. Sci.) (Moscow: Gubkin Russian State Univ. Oil Gas: 1991) (in Russian). 27. A. K. Samotoy, Prikhvaty Kolonn pri Burenii Skvazhin (Moscow: Nedra: 1984) (in Russian). 28. R. K. Hodgson and P. Hassard, IADC/SPE Drilling Conference (21–23 Febru- ary, 2006) (Miami: Florida: USA). 29. G. W. Massie, J. Castle-Smith, J. W. Lee, and M. S. Ramsey, Pet. Eng. Int., 67, Iss. 1: 48 (1995). 30. E. M. Navarro-López and D. Cortés, J. Sound Vib., 307, Iss. 1 2: 152 (2007). 31. N. R. Rabinovich, Inzhenernye Zadachi Mekhaniki Sploshnoy Sredy v Burenii (Moscow: Nedra: 1989) (in Russian). 32. B. A. Andreson, R. G. Abdrakhmanov, A. U. Sharipov, and G. P. Bochkaryov, Ekologicheski Chistye Smazochnye Dobavki dlya Prigotovleniya Burovykh Rastvorov (Moscow: VNIIOENG: 1991) (in Russian). 33. I. P. Pustovoytenko, Preduprezhdenie i Likvidatsiya Avariy v Burenii (Moscow: Nedra: 1988) (in Russian). 34. A. K. Samotoy, Preduprezhdenie i Likvidatsiya Prikhvatov Trub pri Burenii Skvazhin (Moscow: Nedra: 1979) (in Russian). 35. Instruktsiya po Borbe s Prikhvatami Kolonn Trub pri Burenii Skvazhin (Moscow: Nedra: 1976) (in Russian). 36. M. K. Seid-Rza, N. M. Sherstnyov, A. O. Babaev, A. A. Grigoryan, and A. A. Khachaturov, Prichiny Prikhvatov Burilnogo Instrumenta, Sposoby Ih Preduprezhdeniya i Likvidatsii (Baku: Azerneshr: 1975) (in Russian). 37. A. I. Bulatov and A. G. Avetisov, Spravochnik Inzhenera po Bureniyu (Moscow: Nedra: 1985), vol. 1 and 2 (in Russian). 38. V. M. Moisyshyn, B. D. Borysevych, R. B. Shcherbiy, A. I. Bandura, and I. R. Mykhaylyuk, Rozvidka ta Rozrobka Naftovykh i Gazovykh Rodovyshch, 46, No. 1: 66 (2013) (in Ukrainian). 39. A. I. Bulatov, Yu. M. Proselkov, and V. I. Ryabchenko, Tekhnologiya Promyvki Skvazhin (Moscow: Nedra: 1981) (in Russian). 40. V. M. Moisyshyn, E. M. Baranovskyi, and S. V. Hoshovskyi, Zakonomirnist Zminy Napruzhenogo Stanu Masyvu Girskykh Porid, shcho Znakhodytsya u Granychno Napruzhenomu Stani, pry Burinni Glybokykh Sverdlovyn: Naukove Vidkryttya (Diploma No. 395: 27.04.2010) (in Ukrainian). 41. M. V. Shavransky, Nauk. Visn. Ivano-Frankivsk Nat. Tech. Univ. Oil Gas, 1, No. 1: 87 (2001) (in Ukrainian). 42. A. V. Lyagov, Neft. Khoz-vo, No. 6: 68 (2004) (in Russian). 43. I. M. Babakov, Teoriya Kolebaniy (Moscow: Nauka: 1968) (in Russian). 44. T. Huan, D. V. Dering, Tr. AOIM: Konstruirovanie i Tekhnologiya Mashinostroeniya, No. 2: 62 (1966) (in Russian). 45. John Mitchell. Trouble-Free Drilling: Stuck Pipe Prevention (Drillbert Engi- neering Inc.: Technical Training for the Drilling Industry: 2001). 46. W. B. Bradley, D. Jarman, R. A. Auflick, R.S. Plott, R. D. Wood, T. R. Schofield, and D. Cocking, Oil Gas J., 101: 84 (1991). 47. V. I. Krylov, V. V. Kretsul, S. V. Medentsev, and V. A. Kuksov, Neft. Khoz-vo, No. 11: 56 (2004) (in Russian). https://doi.org/10.2118/98107-MS https://doi.org/10.2118/98107-MS http://www.osti.gov/scitech/biblio/39900 http://www.osti.gov/scitech/biblio/39900 https://doi.org/10.1016/j.jsv.2007.06.037 https://www.google.com.ua/search?hl=uk&tbo=p&tbm=bks&q=inauthor:%22John+Mitchell%22&source=gbs_metadata_r&cad=2 130 К. Г. ЛЕВЧУК 48. M. I. Orynchak, O. S. Beyzyk, A. R. Yurych, and V. V. Hrytsiv, Uskladnennya ta Avariyi v Burinni. Praktykum (Ivano-Frankivsk: IFNTUNH: 2015) (in Ukrainian). 49. O. O. Slaby, Prykarpat. Visn. NTSh. Chyslo, 21, No. 1: 256 (2013) (in Ukraini- an). 50. I. I. Barabashkin, Ya. V. Kuntsyak, and G. F. Perlov, Nauch. Tr. VNIIBT: Mashiny i Neftyanoe Oborudovanie, Iss. 8: 5 (1980) (in Russian). 51. E. M. Baranovsky and V. M. Moisyshyn, Naftogazova Energetyka, 4, No. 3: 21 (2007) (in Ukrainian). 52. E. M. Baranovsky and V. M. Moisyshyn, Rozvidka ta Rozrobka Naftovykh i Gazovykh Rodovyshch, 19, № 2: 37 (2006) (in Ukrainian). 53. L. I. Baron, Kharakteristiki Treniya Gornykh Porod (Moscow: Nauka: 1967) (in Russian). 54. I. I. Dzhanzakov and Sh. I. Umedov, Neft i Gaz, No. 4: 23 (1998) (in Russian). 55. E. M. Baranovsky and V. M. Moisyshyn, Rozvidka ta Rozrobka Naftovykh i Gazovykh Rodovyshch, 22, No. 1: 103 (2007) (in Ukrainian). 56. V. K Belan and V. Ya. Simkin, RNTS: Mashiny i Neftyanoe Oborudovanie, No. 2: 17 (1973) (in Russian). 57. N. A. Kolesnikov and N. Ya. Melentev, Iskrivlenie Skvazhin (Moscow: Nedra: 1981) (in Russian). 58. I. K. Mayorov, Neft. Khoz-vo, No. 4: 28 (1966) (in Russian). 59. V. M. Moisyshyn, Rozvidka ta Rozrobka Naftovykh i Gazovykh Rodovyshch, 35, No. 2: 15 (1998) (in Ukrainian). 60. V. M. Moisyshyn and V. I. Vekeryk, Prykarpat. Visn. NTSh. Chyslo, 13, No. 1: 56 (2011) (in Ukrainian). 61. A. I. Galinov and A. K. Samotoy, Gidrodinamicheskie Sposoby Likvidatsii Prikhvatov Burilnykh Kolonn (Moscow: VNIIOEHG: 1981) (in Russian). 62. A. K. Samotoy, Analiz Effektivnosti Sposobov Likvidatsii Prikhvatov. Obzor, Inform. (Moscow: VNIIOEHG: 1983) (in Russian). 63. Z. A. Sakharov, Likvidatsiya Prikhvatov pri Burenii Skvazhin (Moscow: Nedra: 1976) (in Russian). 64. V. G. Boretskiy, V. I. Vekerik, S. V. Nenashev, B. D. Borisevich, and B. M. Romanchuk, Neftyanaya Promyshlennost, Iss. 2: 31 (1985) (in Russian). 65. B. D. Borysevych, V. M. Moisyshyn, R. B. Shcherbiy, and B. V. Dolishniy, Rozvidka ta Rozrobka Naftovykh i Gazovykh Rodovyshch, 32, No. 3: 23 (2009) (in Ukrainian). 66. B. D. Borysevych, V. M. Moisyshyn, R. B. Shcherbiy, and B. V. Dolishniy, Rozvidka ta Rozrobka Naftovykh i Gazovykh Rodovyshch, 33, No. 4: 18 (2009) (in Ukrainian). 67. V. G. Yasov and M. A. Myslyuk, Oslozhneniya v Burenii: Spravochnoe Posobie (Moscow: Nedra: 1991) (in Russian). 68. M. N. Gulizade, K. B. Shakhbazbekov, and D. S. Yordanov, Izv. Vuzov. Neft i Gaz, No. 8: 13 (1965) (in Russian). 69. Rukovodstvo po Tekhnologiyam Burovykh Rastvorov Kompanii ‘Baroid’ (in Russian). 70. Ya. S. Kotskulych and O. V. Tyshchenko, Zakinchuvannya Sverdlovyn (Kyiv: Interpres LTD: 2004) (in Ukrainian). 71. V. I. Simonov and B. A. Tvorogov, Tr. ZapSibNIGNI, Iss. 14: 44 (1979) (in Russian). ЗАСОБИ ТА ТЕХНОЛОГІЇ ВИВІЛЬНЕННЯ ПРИХОПЛЕНОЇ БУРИЛЬНОЇ КОЛОНИ 131 72. Security Introduces the ‘Very Good’ Drilling Absorber, World Oil, January: 116 (1977). 73. N. Woodall-Mason and J. R. Tilbe, J. Petr. Techn., 28, Iss. 8 (1976). 74. Instruktsiya po Osvobozhdeniyu Prikhvachennogo Burilnogo Instrumenta Torpedirovaniem (Leningrad: Nedra: 1970) (in Russian). 75. F. A. Angoba, Tr. AOIM: Konstruirovanie i Tekhnologiya Mashinostroeniya, No. 2: 8 (1965) (in Russian). 76. F. G. Bevzyuk, Tr. UkrGIPRONIIneft, Iss. 97: 57 (1976) (in Russian). 77. Ya. S. Vasilev, E. P. Kaidanov, and V. A. Kildebekov, Tr. VNIIBT, No. 41: 156 (1978) (in Russian). 78. I. I. Dzhanzakov and M. N. Abishev, Vest. MANEB, 13, No. 5: 90 (2008) (in Russian). 79. Vibratsii v Tekhnike (Eds. F. M. Dimentberg and K. S. Kolesnikov) (Moscow: Mashinostroenie: 1980), vol. 3 (in Russian). 80. Instruktsiya po Osvobozhdeniyu Prikhvachennykh Trub v Skvazhinakh Vzryvom (Moscow: Nedra: Vsesoyuzny NII Geof. Metodov Razv.: 1982) (in Russian). 81. Z. G. Kerimov and M. A. Sadykhov, Izv. Vuzov. Neft i Gaz, No. 5: 29 (1975) (in Russian). 82. V. E. Kopylov, Problemy Nefti i Gaza Tyumeni, No. 42: 35 (1979) (in Russian). 83. V. E. Kopylov and V. G. Boiko, INTS: Burenie, Iss. 24: 6 (1967) (in Russian). 84. Vibratsii v Tekhnike (Ed. E. E. Lavendella) (Moscow: Mashinostroenie: 1981), vol. 4 (in Russian). 85. R. M. Mirsalimov, T. A. Gasanov, R. E. Ataev, and K. I. Fatullaev, Izv. Vuzov. Neft i Gaz, No. 4: 72 (1978) (in Russian). 86. P. I. Ohorodnikov and V. M. Svitlytsky, Integrovani Tekhnologiyi ta Energozberezhennya, No. 3: 23 (2009) (in Ukrainian). 87. P. I. Ohorodnikov, V. M. Svitlytsky, and B. M. Malyarchuk, Naftova ta Gazova Promyslovist, No. 5: 19 (2010) (in Ukrainian). 88. N. S. Tymofeev, M. I. Vorozhbitov, and V. P. Shumilov, RNTS: Mashiny i Neftyanoe Oborudovanie, No. 2: 13 (1975) (in Russian). 89. I. Finnie and J. J. Bailey, J. Eng. Ind., 82, Iss. 2: 129 (1960). 90. J. R. Bailey, E. Biediger, V. Gupta, D. Ertas, W. C. Elks, and F. E. Dupriest, IADC/SPE Drilling Conference (March 4 6, 2008, Orlando, Florida, USA). 91. A. K. Booer and R. J. Meehan, SPE Drilling Completion, 8, Iss. 2: 93 (1993). 92. K. K. Botros, J. O’Blenes, and E. Yajure, J. Petr. Gas Eng., 5, Iss. 5: 70 (2014). 93. V. Moisyshyn, V. Yacyshyn, and O. Vytyaz, Archives Min. Sci., 57, Iss. 3: 601 (2012). 94. A. A. Karakozov, Razrabotka i Issledovanie Udarnykh Mekhanizmov dlya Likvidatsii Prikhvatov v Skvazhine (Thesis of Disser. … for Dr. Tech. Sci.) (Donetsk: Donetsk. Polytech. Inst.: 1993) (in Russian). 95. Z. G. Kerimov and S. A. Bagirov, Avtomatizirovannoe Proektirovanie Konstruktsiy (Moscow: Mashinostroenie: 1985) (in Russian). 96. V. M. Moisyshyn and Z. V. Kulinin, Rozvidka ta Rozrobka Naftovykh i Gazovykh Rodovyshch, 33: 207 (1996) (in Ukrainian). 97. V. M. Moisyshyn and Z. V. Kulinin, Rozvidka ta Rozrobka Naftovykh i Gazovykh Rodovyshch, 9, No. 4: 10 (2003) (in Ukrainian). 98. V. M. Moisyshyn and Z. V. Kulinin, Rozvidka ta Rozrobka Naftovykh i Gazovykh Rodovyshch, 10, No. 1: 12 (2004) (in Ukrainian). https://doi.org/10.2118/5267-PA https://doi.org/10.1115/1.3663020 https://www.onepetro.org/search?q=dc_creator%3A%28%22Biediger%2C+Erika%22%29 https://www.onepetro.org/search?q=dc_creator%3A%28%22Ertas%2C+Deniz%22%29 https://www.onepetro.org/search?q=dc_creator%3A%28%22Elks%2C+William+Curtis%22%29 https://www.onepetro.org/search?q=dc_creator%3A%28%22Dupriest%2C+Fred+E.%22%29 https://doi.org/10.2118/112650-MS https://doi.org/10.2118/23889-PA https://doi.org/10.2478/v10267-012-0038-x https://doi.org/10.2478/v10267-012-0038-x 132 К. Г. ЛЕВЧУК 99. V. M. Moisyshyn and Z. V. Kulinin, Naftogazova Energetyka, 1, No. 1: 28 (2006) (in Ukrainian). 100. Vibratsii v Tekhnike (Ed. K. V.Frolova) (Moscow: Mashinostroenie: 1981), vol. 6 (in Russian). 101. D. W. Dareing and E. I. Radzimovsky, SPE J., 5, Iss. 4 (1965). 102. V. Moisyshyn and K. Levchuk, Oil Gas Sci. Technol., 72, No. 5: 27(8) (2017). 103. V. A. Marutov and S. A. Pavlovskiy, Gidrotsilindry (Moscow: Mashinostroenie: 1966) (in Russian). 104. B. I. Mittelman, Spravochnik po Gidravlicheskim Raschetam v Burenii (Moscow: Gostoptekhizdat: 1963) (in Russian). 105. E. F. Epshtein and V. G. Yasov, Burenie Skvazhin Gidroudarnikami (Moscow: Nedra: 1967) (in Russian). 106. Bodine Albert. Torsional Sonic Oscillator Employing Universal Joints and Tandem Arranged Oscillator Rotors: Patent 4096762 USA, F26 H33/00, 74/61 (Published June 27, 1978). 107. L. Grinis and V. Haslavsky, Int. J. Mechan., Aerospace, Industrial, Mechatronic and Manufacturing, 7, No. 7: 1592 (2013). 108. Modelling of Hydraulic Systems. Hydraulics Library Manual and Tutorial (Modelon AB, Sweden: Maplesoft, Canada: 2013). 109. V. P. Balitskiy, RNTS: Mashiny i Neftyanoe Oborudovanie, No. 11: 9 (1979) (in Russian). 110. D. Beili and D. Fini, Tr. AOIM: Konstruirovanie i Tekhnologiya Mashinostroeniya, No. 2: 8 (1963) (in Russian). 111. M. I. Vorozhbitov, RNTS: Neft. Khoz-vo, No. 4: 29 (1972) (in Russian). 112. R. F. Mitchel and M. B. Allen, Neft, Gaz i Neftekhimiya za Rubezhom, No. 4: 30 (1985) (in Russian). 113. G. Akinniranye, A. Megat, H. Elsweisy, J. Palacio, B. Poedjono, and R. B. Goobie, SPE Drilling & Completion, 24, Iss. 2 (2009). 114. D. W. Dareing, J. Energy Res. Technol., 107, Iss. 1: 138 (1985). 115. D. Ertaş, J. R. Bailey, Lei Wang, and P. E. Pastusek, SPE Drilling & Completion, 29, Iss. 4: 405 (2014). 116. A. Ghasemloonia, D. G. Rideout, S. D. Butt, J. Mech. Eng. Sci., 227, Iss. 5: 946 (2013). 117. B. N. Vasyuk and S. V. Goshovskiy, Porodorazrushayushchiy i Metalloobrabatyvayushchiy Instrument — Tekhnika i Tekhnologiya Ego Izgotovleniya i Primeneniya, Iss. 14: 93 (2011) (in Russian). 118. M. A. Childers, J. Petr. Tech., 20, Iss. 7: 751 (1968). 119. G. Kemp, Lovilnye Raboty v Neftyanykh Skvazhinakh. Tekhnika i Tekhnologiya (Moscow: Nedra: 1990) (in Russian). 120. I. K. Maslennikov, Burovoy Instrument (Moscow: Nedra: 1989) (in Russian). 121. V. V. Romanenko, Povyshenie Effektivnosti Protsessa Bureniya Skvazhin na Osnove Issledovaniya Dinamicheskogo Rezhima Raboty Niza Burilnogo Instrumenta dlya Usloviy Zapadnoy Sibiri (Thesis of Disser. … for Dr. Tech. Sci.) (Ivano-Frankovsk: IFGTUNG: 1985) (in Russian). 122. A. S. Galeev and S. A. Moskvin, Nauchnye Problemy Volgo-Uralskogo Regiona. Tekhnicheskie i Estestvennye Aspekty: Sb. Nauch. Tr., vol. 1, p. 4 (2000) (in Russian). 123. V. G. Griguletskiy, Izv. Vuzov. Neft i Gaz, No. 3: 27 (1978) (in Russian). 124. B. Z. Sultanov, E. I. Ishemguzhin, I. Kh. Shammasov and V. N. Sorokin, Rabota https://doi.org/10.2118/1261-PA https://doi.org/10.2516/ogst/2017024 https://www.onepetro.org/search?q=dc_creator%3A%28%22Megat%2C+Amanda%22%29 https://www.onepetro.org/search?q=dc_creator%3A%28%22Elsweisy%2C+Hesham%22%29 https://www.onepetro.org/search?q=dc_creator%3A%28%22Palacio%2C+Julio%22%29 https://www.onepetro.org/search?q=dc_creator%3A%28%22Poedjono%2C+Benny%22%29 https://www.onepetro.org/search?q=dc_creator%3A%28%22Goobie%2C+Roger+B.%22%29 https://doi.org/10.2118/107903-PA https://doi.org/10.1115/1.3231153 https://doi.org/10.2118/163420-PA https://doi.org/10.2118/163420-PA http://journals.sagepub.com/author/Ghasemloonia%2C+Ahmad http://journals.sagepub.com/author/Rideout%2C+D+Geoff http://journals.sagepub.com/author/Butt%2C+Stephen+D https://doi.org/10.1177/0954406212455126 https://doi.org/10.1177/0954406212455126 https://doi.org/10.2118/1919-PA ЗАСОБИ ТА ТЕХНОЛОГІЇ ВИВІЛЬНЕННЯ ПРИХОПЛЕНОЇ БУРИЛЬНОЇ КОЛОНИ 133 Burilnoy Kolonny v Skvazhine (Ufa: UNI: 1973) (in Russian). 125. A. E. Saroyan, Burilnye Kolonny v Glubokom Burenii (Moscow: Nedra: 1979) (in Russian). 126. V. V. Simonov and E. K. Yunin, Volnovye Protsessy v Burilnoy Kolonne (Moscow: MINH: 1979) (in Russian). 127. R. E. Bradbury and J. C. Wilhoit, J. Eng. Ind., 85, Iss. 2: 156 (1963). 128. D. V. Dering and B. Dzh. Livsey, Tr. AOIM: Konstruirovanie i Tekhnologiya Mashinostroeniya, No. 4: 163 (1968) (in Russian). 129. Z. G. Kerimov, Dinamicheskie Raschety Burilnoy Kolonny (Moscow: Nedra: 1970) (in Russian). 130. A. Kh. Mirzadzhanzade, Z. G. Kerimov, and M. G. Kopeykis, Teoriya Kolebaniy v Neftepromyslovom Dele (Moscow-Izhevsk: Inst. Komp. Issled.: 2005) (in Russian). 131. A. E. Saroyan, Teoriya i Praktika Raboty Burilnoy Kolonny (Moscow: Nedra: 1990) (in Russian). 132. E. V. Harchenko, Dinamicheskie Protsessy Burovykh Ustanovok (Lvov: Svit: 1991) (in Russian). 133. J. Tian, Wu. Chunming, L. Yang, Z. Yang, G. Liu, and C. Yuan, Soc. Petr. Eng. J., 19, Iss. 4 (2016). 134. V. V. Simonov and E. K. Yunin, Vliyanie Kolebatelnykh Protsessov na Rabotu Burilnogo Instrumenta (Moscow: Nedra: 1977) (in Russian). 135. V. P. Balitskiy, RNTS: Mashiny i Neftyanoe Oborudovanie, No. 12: 15 (1976) (in Russian). 136. V. G. Griguletskiy, Optimalnoe Upravlenie pri Burenii Skvazhin (Moscow: Nedra: 1988) (in Russian). 137. E. K. Yunin, Vvedenie v Dinamiku Glubokogo Bureniya (Moscow: Librokom: 2009) (in Russian). 138. F. H. Deily, W. H. Dareing, and G. H. Paf, Oil Gas J., 66, Iss. 2: 55 (1968). 139. L. E. Simonyants, Razrushenie Gornykh Porod i Ratsionalnaya Harakteristika Dvigateley dlya Bureniya (Moscow: Nedra: 1966) (in Russian). 140. V. N. Alekseev, Razvedka i Okhrana Nedr, No. 10: 31 (1973) (in Russian). 141. N. A. Alfutov, Osnovy Rascheta na Ustoychivost Uprugikh Sistem (Moscow: Mashinostroenie: 1978) (in Russian). 142. I. Bazhin, Yu. Berengard, M. Gaytsgori, S. Ermakov, T. Klaptsova, A. Kudinov, and V. Chkalov, Avtomatizirovannoe Proektirovanie Mashinostroitelnogo Gidroprivoda (Ed. S. A. Ermakov) (Moscow: Mashinostroenie: 1988) (in Russian). 143. V. P. Balitskiy, Avtomatizatsiya i Telemekhanizatsiya Neftyanoy Promyshlennosti, No. 1: 3 (1977) (in Russian). 144. Vibratsii v Tekhnike (Ed. I. I. Blekhman) (Moscow: Mashinostroenie: 1979), vol. 2 (in Russian). 145. Vibratsii v Tekhnike (Ed. V. V. Bolotin) (Moscow: Mashinostroenie: 1978), vol. 1 (in Russian). 146. Z. G. Kerimov, M. A. Sadykhov, F. K. Aliev, and T. K. Kuliev, Izv. Vuzov. Neft i Gaz, No. 3: 26 (1992) (in Russian). 147. Z. G. Kerimov, Mater. I Vsesoyuz. Konf. po Dinamike i Prochnosti Neftepromyslovogo Oborudovaniya (1974), p. 3 (in Russian). 148. A. Lubinski, Drilling and Production Practice (New York: 1950). 149. V. I. Vekeryk, Naftova i Gazova Promyslovist, No. 2: 31 (1992) (in Ukrainian). https://doi.org/10.1115/1.3667618 http://catalog.sfu-kras.ru/cgi-bin/irbis64r_14/cgiirbis_64.exe?LNG=&Z21ID=&I21DBN=BOOK1&P21DBN=BOOK1&S21STN=1&S21REF=&S21FMT=fullwebr&C21COM=S&S21CNR=&S21P01=0&S21P02=1&S21P03=A=&S21STR=%D0%9A%D0%B5%D1%80%D0%B8%D0%BC%D0%BE%D0%B2%20%D0%97%D0%B0%D0%B8%D0%B4%20%D0%93%D0%B0%D0%B4%D0%B6%D0%B8 http://catalog.sfu-kras.ru/cgi-bin/irbis64r_14/cgiirbis_64.exe?LNG=&Z21ID=&I21DBN=BOOK1&P21DBN=BOOK1&S21STN=1&S21REF=&S21FMT=fullwebr&C21COM=S&S21CNR=&S21P01=0&S21P02=1&S21P03=A=&S21STR=%D0%9A%D0%B5%D1%80%D0%B8%D0%BC%D0%BE%D0%B2%20%D0%97%D0%B0%D0%B8%D0%B4%20%D0%93%D0%B0%D0%B4%D0%B6%D0%B8 https://doi.org/10.1155/2016/6281264 https://doi.org/10.1155/2016/6281264 134 К. Г. ЛЕВЧУК 150. O. V. Voinov, Tr. VNIIBT, Iss. 58: 3 (1983) (in Russian). 151. R. M. Eygeles and R. V. Strekalova, Raschet i Optimizatsiya Protsessov Bureniya Skvazhin (Moscow: Nedra: 1977) (in Russian). 152. M. G. Eskin and L. E. Isachenko, RNTS: Neft. Khoz-vo, No. 6: 15 (1971) (in Russian). 153. L. S. Surnin, Povyshenie Effektivnosti Primeneniya Amortizatorov na Baze Issledovaniya Volnovykh Protsessov v Burilnoy Kolonne (Disser. … for Dr. Tech. Sci.) (Ivano-Frankivsk: IFGTUNG: 1986) (in Russian). 154. V. I. Tarasevich, Burenie Neftyanykh i Gazovykh Skvazhin: Tr. Kuybyshevskogo Politekhn. Inst. (1969), p. 16 (in Russian). 155. Yu. G. Yurtashev, Dinamika Burovykh Ustanovok (Moscow: Nedra: 1987) (in Russian). 156. V. I. Vekerik, Sovershenstvovanie Tekhnologiy Uglubleniya Skvazhin Izmeneniem Dinamiki Raboty Burilnogo Instrumenta (Disser. … for Dr. Tech. Sci.) (Ivano-Frankovsk: IFGNTUNG: 1991) (in Russian). 157. H. Dongying, S. Peiming, Z. Guoqiang, L. Zifeng, L. Xujia, and W. Lianjin, Procedia Engineering, 26: 1891 (2011). 158. A. M. Ljuština, J. Parunov, and I. Senjanović, SORTA 2004: 16th Symposium on Theory and Practice of Shipbuilding (Oct. 21 23, 2004) (Plitvice, Croatia, University of Zagreb). 159. B. D. Malko and M. M. Lyakh, Izv. Vuzov. Neft i Gaz, No. 2: 19 (1988) (in Russian). 160. S. G. Kalinin, Dinamika Pod’emnoy Sistemy Burovykh Ustanovok (Lvov: Vyshcha shk.: 1975) (in Russian). 161. A. G. Kalinin, Iskrivlenie Skvazhin (Moscow: Nedra: 1974) (in Russian). 162. S. G. Kalinin and E. V. Kharchenko, Dinamika Nesushchikh Konstruktsiy Burovykh Ustanovok (Lvov: Vyshcha Shkola: 1988) (in Russian). 163. Ye. Kharchenko, I. Hileta, and O. Kvashenko, Tekhnichni Visti, Nos. 1 2 (35): 105 (2006) (in Ukrainian). 164. B. Z. Sultanov, Upravlenie Ustoychivostyu i Dinamikoy Burilnoy Kolonny (Moscow: Nedra: 1991) (in Russian). 165. P. I. Ohorodnikov, Naftova i Gazova Promyslovist, No. 2: 25 (1982) (in Ukrain- ian). 166. A. E. Saroyan, Proektirovanie Burilnykh Kolonn (Moscow: Nedra: 1971) (in Russian). 167. A. E. Saroyan, Teoriya i Praktika Raboty Burilnoy Kolonny (Moscow: Nedra: 1990) (in Russian). 168. V. M. Moisyshyn, B. D. Borysevych, Yu. L. Havryliv and S. A. Zinchenko, Stiykist i Kolyvannya Burylnoyi Kolony (Ivano-Frankivsk: Lileya-NV: 2013) (in Ukrainian). 169. V. G. Griguletskiy and V. T. Lukyanov, Proektirovanie Komponovok Nizhney Chasti Burilnoy Kolonny (Moscow: Nedra: 1990) (in Russian). 170. T. Huan and D. V. Dering, ASME po Neftyanomu Mashinostroeniyu, Sosudam Davleniya i Truboprovodam (Dallas, Texas: Mir: 1968), No. 4: 99 (in Russian). 171. R. H. Sannikov and M. R. Mavlyutov, Izv. Vuzov. Neft i Gaz, No. 10: 36 (1971) (in Russian). 172. A. Kh. Mirzadzhanzade and S. A. Shyrinzade, Povyshenie Effektivnosti i Kachestva Glubokikh Skvazhin (Moscow: Nedra: 1986) (in Russian). 173. V. S. Tikhonov, A. I. Safronov, and M. Ya. Gelfgat, ASME 8th Biennial https://doi.org/10.1016/j.proeng.2011.11.2381 https://doi.org/10.1115/ESDA2006-95059 ЗАСОБИ ТА ТЕХНОЛОГІЇ ВИВІЛЬНЕННЯ ПРИХОПЛЕНОЇ БУРИЛЬНОЇ КОЛОНИ 135 Conference on Engineering Systems Design and Analysis (July 4–7, January 2006) (Torino: Italy), p. 25. 174. N. A. Sesyunin, Nekotorye Zadachi Stesnennogo Prostranstvennogo Izgiba Uprugikh Sterzhney (Moscow: Moskovskiy Gosud. Otkrytyy Univ.: 1997) (in Russian). 175. V. I. Bogdanov and G. A. Kulyabin, Problemy Nefti i Gaza Tyumeni, Iss. 19: 20 (1973) (in Russian). 176. V. M. Moisyshyn, Osnovy Mekhaniky Burylnoyi Kolony pry Poglyblenni Sverdlovyn Rotornym Sposobom (Disser. … for Dr. Tech. Sci.) (Ivano-Frankivsk: IFDTUNH: 1996) (in Ukrainian). 177. G. Rashed, R. Ghajar, and S. J. Hashemi, 14th International Congress of Sound and Vibration (Cairns: Australia), vol. 1, p. 361 (2007). 178. V. A. Svetlitskiy, Mekhanika Truboprovodov i Shlangov (Moscow: Mashi- nostroenie: 1982) (in Russian). 179. B. Schmalhorst, E. Brommundt, A. Baumgart, and U. Richter, IADC/SPE Drilling Conference (New Orleans, Louisiana, USA: 2000). 180. E. F. Epshtein, V. I. Matseychik, I. I. Ivakhnin and A. Sh. Asaturyan, Raschet Burilnykh Trub v Geologorazvedochnom Burenii (Moscow: Nedra: 1979) (in Russian). 181. H. D. Outmans, Soc. Pet. Eng., 213: 265 (1958). 182. M. M. Aleksandrov, Sily Soprotivleniya pri Dvizhenii Trub v Skvazhine (Moscow: Nedra: 1978) (in Russian). 183. A. A. Golovin, V. F. Olovyanishnikov and S. M. Ryabikhina, RNTS: Mashiny i Neftyanoe Oborudovanie, No. 3: 22 (1978) (in Russian). 184. G. V. Konesev, A. I. Spivak, M. R. Mavlyutov, Tr. Ufimskogo Neft. Inst., Iss. VII: 42 (1969) (in Russian). 185. M. R. Annis and P. H. Monaghan, J. Pet. Technol., 14, Iss. 5: 537 (1962). 186. V. N. Alekseev and P. E. Tovstik, Prikladnaya Mekhanika, No. 9: 31 (1975) (in Russian). 187. P. V. Balitskiy, Vzaimodeystvie Burilnoy Kolonny s Zaboem Skvazhiny (Moscow: Nedra: 1975) (in Russian). 188. F. Deyli, U. Dering and G. Paff, Trudy AOIM: Konsruirovanie i Tekhnologiya Mashinostroeniya, No. 2: 112 (1968) (in Russian). 189. I. M. Ametov and S. A. Shyrinzade, Azerb. Neft. Khoz-vo, No. 8: 18 (1978) (in Russian). 190. Eric E. Maidla and Andrew K. Wojtanowicz, SPE Drilling Eng., 5, Iss. 3: 247 (1990). 191. A. S. Galeev, B. Z. Sultanov and M. S. Gabdrakhimov, Izv. Vuzov. Neft i Gaz, No. 1: 22 (1986) (in Russian). 192. L. A. Sosnovskiy, Tribo-Fatigue: Wear-Fatigue Damage and Its Prediction (Springer: 2005). 193. I. V. Kragelskiy, Trenie i Iznos (Moscow: Mashinostroenie: 1968) (in Russian). 194. M. V. Lyskanych, B. D. Borysevych, Rozvidka i Rozrobka Naftovykh i Gazovykh Rodovyshch, Iss. 34: 58 (1997) (in Ukrainian). 195. M. J. Jellison, G. Plessis, A. Glowacz, and J. M. Pasnak, IADC World Drilling 2005, Conference and Exhibition Heldin Rome (June 9 10, 2005, Rome, Italy). 196. V. Ya. Simkin, RNTS: Mashiny i Neftyanoe Oborudovanie, No. 5: 14 (1971) (in Russian). 197. J. E. Smith, R. B. Chandler, and P. L. Boster, SPE/IADC Drilling Conference https://doi.org/10.1115/ESDA2006-95059 https://doi.org/10.1115/ESDA2006-95059 https://www.onepetro.org/search?q=dc_publisher%3A%28%22Society+of+Petroleum+Engineers%22%29 https://doi.org/10.2118/151-PA https://doi.org/10.2118/18558-PA https://doi.org/10.2118/18558-PA https://doi.org/10.1007/978-3-540-27027-0 https://doi.org/10.1007/978-3-540-27027-0 https://doi.org/10.2118/67722-MS 136 К. Г. ЛЕВЧУК (27 February–1 March, 2001, Amsterdam, Netherlands). 198. A. I. Spivak and A. N. Popov, Razrushenie Gornykh Porod pri Burenii Skvazhin (Moscow: Nedra: 1979) (in Russian). 199. Yousif E. A. Bagadi, Abdelwahab M. Fadol, and Gao Deli, Int. J. Res. Reviews in Appl. Sci., 11, Iss. 1: 121 (2012). 200. J.-M. Leroy and P. Estrier, Oil Gas Sci. Technol., 56, 6: 545 (2001). 201. B. Z. Sultanov and A. Sh. Yanturin, Neft. Khoz-vo, No. 8: 27 (1974) (in Russian). 202. M. J. Jellison, R. B. Chandler, M. Payne, and J. S. Shepard, SPE Middle East Oil and Gas Show and Conference (March, 11–14, 2007, Manama, Bahrain). 203. V. F. Shtamburg, G. M. Fayn, S. M. Danelyants, and A. A. Sheina, Burilnye Truby iz Aluminievykh Splavov (Moscow: Nedra: 1980) (in Russian). 204. W. Scaruffi, E. Cristofanelli, S. Yu, A. Trocchia, C. Molaschi, and A. Merlo, Intern. Petroleum Technology Conference (March 26 28, 2013, Beijing, China). 205. I. P. Shatskii and V. V. Perepichka, J. Appl. Mech. Technol. Phys., 54, Iss. 6: 1016 (2013). 206. B. Ya. Veremeykin, RNTS: Mashiny i Neftyanoe Oborudovanie, No. 7: 19 (1975) (in Russian). 207. J. E. Smith, R. W. Schutz, and E. I. Bailey, IADC/SPE Drilling Conference (Febr. 23–25, 2000, New Orleans, Louisiana, USA). 208. V. E. Kopylov and V. G. Boyko, Izv. Vuzov. Neft i Gaz, No. 7: 60 (1967) (in Russian). 209. Yu. A. Peslyak, Raschet Napryazheniy v Kolonnakh Trub Neftyanykh Skvazhin (Moscow: Nedra: 1973) (in Russian). 210. A. N. Popov and A. I. Spivak, Izv. Vuzov. Neft i Gaz, No. 3: 14 (1967) (in Russian). 211. Burenie Neftyanykh i Gazovykh Skvazhin: Spravochnik (Eds. V. G. Yasov and G. N. Sementsov) (Uzhgorod: Karpaty: 1983) (in Russian). 212. I. I. Dzhanzakov, Mekhanika Burilnykh Kolonn v Usloviyakh Prikhvata (Atyrau: 2006) (in Russian). 213. B. M. Mardonov, A. B. Baraev and N. M. Akhmetov, Prikladnye Zadachi Mekhaniki Bureniya Neftegazovykh Skvazhin (Shymkent: 2013) (in Russian). 214. V. Moisyshyn and Z. Kulynyn, The International Conference of the Carpathian Euro-Region Specialists in Industrial Systems (May 19–20, 2006) (Scientific Bulletin North University of Baia Mare, XX, Sec. C: 249, 2006). 215. V. I. Vekerik and V. M. Moisishyn. Uravneniya Ravnovesiya Uchastkov Burilnoy Kolonny v Skvazhine Proizvolno Orientirovannoy v Prostranstve (Ivano-Frankovsk: Fakel: 2007) (in Russian). 216. V. M. Moisyshyn, Prykarp. Visn. NTSh. Chyslo, 1, No. 1: 43 (2008) (in Ukrainian). 217. G. N. Sementsov, M. I. Gorbiychuk, and A. G. Bestelesny, Izv. Vuzov. Neft i Gaz, No. 11: 23 (1975) (in Russian). 218. M. A. Myslyuk, and Yu. O. Zarubin, Modelyuvannya Yavyshch ta Protsesiv u Naftopromysloviy Spravi (Ivano-Frankivsk: Ekor: 1999) (in Ukrainian). 219. V. M. Moisyshyn, R. S. Yaremiychuk, I. M. Hural, and Ya. S. Yaremiychuk, Rozvidka ta Rozrobka Naftovykh i Gazovykh Rodovyshch, 6, No. 1: 30 (2003) (in Ukrainian). 220. S. Menand, H. Sellami, M. Tijani, O. Stab, D. Dupuis, and C. Simon, IADC/SPE https://doi.org/10.2118/67722-MS https://doi.org/10.2516/ogst:2001044 https://doi.org/10.2118/104827-MS https://doi.org/10.2118/104827-MS https://www.onepetro.org/search?q=dc_creator%3A%28%22Scaruffi%2C+W.%22%29 https://www.onepetro.org/search?q=dc_creator%3A%28%22Cristofanelli%2C+E.%22%29 https://www.onepetro.org/search?q=dc_creator%3A%28%22Yu%2C+S.%22%29 https://www.onepetro.org/search?q=dc_creator%3A%28%22Trocchia%2C+A.%22%29 https://www.onepetro.org/search?q=dc_creator%3A%28%22Molaschi%2C+C.%22%29 https://www.onepetro.org/search?q=dc_creator%3A%28%22Molaschi%2C+C.%22%29 https://doi.org/10.2523/IPTC-16798-MS https://doi.org/10.2523/IPTC-16798-MS https://doi.org/10.1134/S0021894413060163 https://doi.org/10.1134/S0021894413060163 https://doi.org/10.2118/59140-MS https://doi.org/10.2118/59140-MS https://doi.org/10.2118/98965-MS ЗАСОБИ ТА ТЕХНОЛОГІЇ ВИВІЛЬНЕННЯ ПРИХОПЛЕНОЇ БУРИЛЬНОЇ КОЛОНИ 137 Drilling Conference (Febr. 21–23, 2006, Miami, Florida, USA). 221. V. Moisyshyn, B. Borysevych, and R. Shcherbiy, Multifactorial Mathematical Model of Mechanical Drilling Speed. Mining of Mineral Deposits (Eds. G. Pivnyak, V. Bondarenko, I. Kovalevs’ka, and M. Illiashov) (London: Taylor & Francis Group: 2013), p. 359. 222. A. D. Sepiashvili, and G. M. Dilanov, Izv. Vuzov. Neft i Gaz, No. 6: 41 (1967) (in Russian). 223. V. E. Kopylov, Izv. Vuzov. Neft i Gaz, No. 6: 63 (1997) (in Russian). 224. J. Wolfram, Proc. R. Soc. London, Sec. A, 455, Iss. 1988: 2957 (1999). 225. Y. A. Khulief and H. Al-Naser, Finite Elements in Analysis and Design, 41, Iss. 13: 1270 (2005). 226. C. O. Housseine, C. Monroy, and. F. Bigot, 30th International Workshop on Water Waves and Floating Bodies (April 12–15, 2015, Bristol, UK). 227. A. Kh. Mirzadzhanzade and G. S. Stepanova, Matematicheskaya Teoriya Eksperimenta v Dobyche Nefti i Gaza (Moscow: Nedra: 1977) (in Russian). 228. V. G. Boretskiy, V. I. Vekerik, S. V. Nenashev, B. D. Borisevich, and B. M. Romanchuk, Neftyanaya Promyshlennost. Seriya: Neftegazovaya Geologiya, Geofizika i Burenie, Iss. 2: 31 (1985) (in Russian). 229. Truby Neftyanogo Sortamenta: Spravochnik (Ed. A. E. Saroyan) (Moscow: Nedra: 1987) (in Russian). 230. B. D. Borysevych and M. V. Lyskanych, Rozvidka i Rozrobka Naftovykh i Gazovykh Rodovyshch, 4, Iss. 36: 103 (1999) (in Ukrainian). https://doi.org/10.2118/98965-MS https://doi.org/10.1201/b16354-66 https://doi.org/10.1201/b16354-66 https://doi.org/10.1201/b16354-66 https://doi.org/10.1201/b16354-66 https://doi.org/10.1098/rspa.1999.0434 https://doi.org/10.1016/j.finel.2005.02.003 https://doi.org/10.1016/j.finel.2005.02.003

Технічні засоби та технології вивільнення прихопленої металевої бурильної колони

Репозитарії

Схожі ресурси