Применение долот с саморегулирующейся калибрующей площадкой – TRACKER™ и датчиком записи режимов бурения – CEREBRO™ сокращает сроки строительства скважин в Республике Беларусь(русская и английская версии)

Implementation of Drill Bits with Articulating Gauge pad - Tracker™ and Electronic Data Capture System - Cerebro™ Reduces Well Construction Time in the Republic of Belarus

A.A. REBRIKOV1, M.Yu. TREFILOV1, M.A. SOIN1, A.A. KOSCHENKOV1, I.D. KORTUNOV1,
D.V. VOROBYEV2, S.I. VASKO2, D.A. ZAKRYZNIY2, A.A. KRAVCHENKO2
1 Halliburton, Moscow, 127018, Russian Federation
2 RUE «Production Association» Belorusneft», Gomel, 246003, Republic of Belarus

Основной целью, которая ставится перед буровым долотом в процессе бурения, является выполнение максимально высоких показателей скорости и проходки при соблюдении плановой траектории скважины и безаварийной проводки ствола. В этой статье представлена уникальная технология саморегулирующейся площадки – Tracker™, а также рассмотрены некоторые новые идеи о методах идентификации различных типов вибраций при бурении с долотами типа PDC за счет применения системы сенсоров, устанавливаемых непосредственно в само долото.(русская и английская версии)

The main goal that is set for the drill bit during drilling is to achieve the highest possible ROP while observing the planned well trajectory and trouble-free well drilling. This article presents a new unique technology of articulating gauge – Tracker™ and introduced some new ideas on methods for identifying different types of vibrations when drilling with PDC bits using a system of sensors installed directly into the bit itself.

С середины 60-х годов в Белоруссии началось активное разбуривание и освоение подземных недр Гомельской области с применением передовых технологий под сложные геологические условия Припятского прогиба [1]. С 2016 г. в связи с поэтапным перевооружением парка буровых установок под новые условия работы с «агрессивными» гидравлическими режимами начинается активное внедрение PDC долот и их повсеместное применение для бурения на всех месторождениях РБ. Одновременно с этим происходит постепенный переход от применения турбобуров и роторных компоновок низа буровой колонны (КНБК) к использованию КНБК, включающей гидравлический забойный двигатель (ВЗД), а также роторно-управляемые системы. В итоге с 2016 г. по 2021г. объем бурения с КНБК, включающей ВЗД и PDC долото, вырос с 14 % до 82 %, по состоянию на конец 2021 г. (табл. 1).
Увеличение доли использования PDC долот являлось одним из нескольких факторов, позволивших поднять на новый уровень показатели рейсовой проходки на долото и механической скорости бурения. Как следует из табл. 2, за счет внедрения комплекса современных технологий бурения средняя механическая скорость проходки (МСП) выросла с 2016г. более чем в 3 раза и составила 11,3 м/час на конец 2021 г. За счет увеличения МСП удалось увеличить общий объем бурения в 2019–2021 гг. более чем в 1,5 раза по сравнению с 2016г. без увеличения общего количества буровых бригад Светлогорского УБР РУП «Производственное объединение «Белоруснефть».

Исходные данные
Согласно работе Бескопыльного В.Н. и др. [2], наиболее крупными по запасам являются Осташковичское и Речицкое месторождения. При этом на текущий момент открыто более 80 месторождений, из которых преобладающее большинство состоит из нескольких залежей.
Согласно [3, 4] усредненно на Осташковичском и Речицком месторождениях бурение начинается долотами диаметром 15,5” (393,7 мм) под кондуктор от 0 до 250 м по вертикали, под промежуточную колонну долотами диаметром 11,625” (295,3 мм) от 250 до 1100 м, под эксплуатационную колонну долотами диаметром 8,5” (215,9 мм) от 1100 до 2500 м и под хвостовик долотами диаметром 6” (152,4 мм) от 2500 до 2800 м по вертикали. Как показано на рис. 1, наиболее затратным по времени бурения является бурение секции под эксплуатационную колонну, что в целом составляет около 45 %. Именно поэтому данная секция является основным интервалом для увеличения механической скорости бурения и сокращения времени строительства скважины за счет оптимизации конструкции буровых долот.

Постановка задачи
Оптимизации конструкции буровых долот диаметром 215,9 мм для бурения под эксплуатационную колонну вносят наибольший вклад в сокращение времени строительства скважины. Интервал бурения данной секции сложен девонскими отложениями, представленными в основном переслаиванием каменных солей и глин с включением мергелей, а также известняков, доломитов с редко встречающимися пропластками алевролитов различной твердости.
Основными проблемами являются обеспечение эффективности разрушения горных пород и контроль траектории скважины в интервале набора и стабилизации.
На управляемость долот влияет несколько факторов: режущая структура, профиль долота, наличие антивибрационных вставок, геометрия калибрующей части долота, боковая агрессивность долота, глубина внедрения резцов долота (DOC) в породу и другие [5, 6].
Основной целью, которая ставится перед буровым долотом в процессе бурения, является выполнение максимально высоких показателей скорости и проходки при соблюдении плановой траектории скважины и безаварийной проводки ствола. Для достижения данной цели необходимо, чтобы расход бурового раствора, нагрузка на долото, колебания и скорость вращения бурового инструмента находились в пределах оптимальных значений, способных обеспечить максимальную скорость проходки (МСП) при минимально допустимом уровне вибраций.
В данной работе рассматривается оптимизация параметров бурения с целью снижения вибраций, которые были измерены с помощью пакета датчиков CerebroTM, установленных в центре бурового долота (рис. 2).
Применяемый измерительный комплекс датчиков CerebroTM состоит из независимых датчиков, дискредитированных с частотой 1000 Гц:
• 3-х осевых акселерометров.
• 3-х осевых инклинометров.
• 3-х осевых магнитометров.
• 3-х осевых гироскопов.
• Датчика температуры.

Основными проблемами являются обеспечение эффективности разрушения горных пород и контроль траектории скважины в интервале набора и стабилизации.


Как указано в работах [7, 8], cенсоры обеспечивают непрерывную запись в течение 150 часов, не имеют ограничений по максимально допустимому расходу бурового раствора или перепаду давления, а также продолжают регистрировать данные даже при выключенных насосах. Активация датчиков происходит при определенной частоте оборотов, обусловленной во время их загрузки и инсталляции. Установка сенсоров измерения параметров бурения доступна для долот диаметром от 149,2мм и выше.
Данный комплекс позволяет произвести расчеты следующих дисфункций (рис. 3):
• Осевая вибрация.
• Боковая вибрация.
• Крутильная вибрация.
• Вибрации типа прилипание/скольжение.
• Радиус завихрения долота.
• Колебание долота – величина отклонения долота от осевой линии скважины.

Эволюция породоразрушающего инструмента для бурения секции эксплуатационной колонны

Начиная с 2018 г. при бурении под эксплуатационную колонну использовались 5-ти и 6-ти лопастные матричные долота PDC с ВЗД, однако последующие отработки показали, что стальные долота являются более эффективными для бурения данного интервала.
Первое стальное долото 215,9 мм GT56S имело 5 лопастей и 19 мм размер резцов. Достигнутые МСП были выше плановых на 25 %. Несмотря на то, что долото было поднято практически без износа, во время бурения в переслаивающемся разрезе в режиме ориентирования компоновки (без вращения инструмента с поверхности) с данным долотом возникал переменный реактивный момент, который приводил к нежелательному изменению положения отклонителя (плоскости угла на ВЗД). Во время бурения отмечались проблемы с поддержанием постоянной нагрузки на долото из-за частого переслаивания пород, что в итоге негативно сказывалось на МСП. По итогам рейса была поставлена задача уменьшения реактивного момента на долоте. Установлено, что улучшить управляемость долота PDC для обеспечения стабильного положения отклонителя можно за счет снижения агрессивности режущей структуры долота [9, 10]. При разработке дизайна важно соблюдать баланс между улучшением управляемости и агрессивностью долота, так как чрезмерное снижение агрессивности может привести к существенному снижению механической скорости проходки [11, 12].

Начиная с 2018 г. при бурении под эксплуатационную колонну использовались 5–ти и 6–ти лопастные матричные долота PDC с ВЗД, однако последующие отработки показали, что стальные долота являются более эффективными для бурения данного интервала.


Следующим шагом по оптимизации конструкции PDC долота стала разработка дизайна, обеспечивающего стабильное бурение в режиме слайдирования в перемежающихся породах различной твердости за счет снижения крутящего момента, генерируемого непосредственно самим долотом. С этой целью было разработано новое стальное 5-ти лопастное долото 215,9 мм GTD55KS, оснащенное резцами 16 мм со сложной трехмерной рельефной рабочей поверхностью (рис. 4). Согласно работам [3, 4], применение резцов с гребневидной алмазной поверхностью вместо цилиндрической формы позволяет снизить торцевую агрессивность PDC долота и улучшить управляемость долота при направленном бурении.
Применение долота 215,9 мм GTD55KS с обновленной режущей структурой из резцов сложной геометрической формы позволило увеличить МСП более чем на 50 % по сравнению со средним показателем по ранее пробуренным скважинам. Важно отметить, что долото новой конструкции 215,9 мм GTD55KS после бурения секции эксплуатационной колонны не имело сильного износа (рис. 5).

В РУП «Производственное объединение «Белоруснефть» ведется постоянная работа с целью сокращения сроков строительства скважин, в том числе совместно с компаниями–производителями бурового оборудования и долот, путем применения самых последних достижений в области проектирования и производства породоразрушающего инструмента.

Долото с саморегулирующейся калибрующей площадкой и датчиком записи режимов бурения

В РУП «Производственное объединение «Белорус-нефть» ведется постоянная работа с целью сокращения сроков строительства скважин, в том числе совместно с компаниями-производителями бурового оборудования и долот, путем применения самых последних достижений в области проектирования и производства породоразрушающего инструмента. Поэтому, несмотря на позитивную динамику и улучшение достигнутых механических скоростей с имеющимися конструкциями долот PDC производства Халлибуртон (табл. 3), было принято решение испытать инновационный продукт.
Основываясь на успешном опыте бурения твердых переслаивающихся пород сложного геологического разреза Припятской впадины, было предложено решение– применение долота 215,9 мм ESD55MKO, оснащенного саморегулирующейся калибрующей площадкой Tracker™ и резцами сложной формы ChopperTM (рис. 7). РУП «Производственное объединение «Белоруснефть» стала первой компанией в восточном полушарии, где была опробована данная технология при бурении материковых месторождений. Основными преимуществами долота данной конструкции по сравнению с долотами типа PDC являются:
• Увеличение стабильности долота за счет применения саморегулирующейся калибрующей площаки Tracker™.
• Более стабильное и предсказуемое положение отклонителя при наклонно-направленном бурении.
• Применение Geometrix™ 4D профилированных резцов сложной формы Chopper™ на основной режущей структуре.
• Применение в центральной части долота нового 4D профилированного резца Geometrix™ сложной формы Hatchet™ (особенности данной конфигурации резца подробно рассмотрены в работе [13]).
• Установка датчика Cerebro™.

Основываясь на успешном опыте бурения твердых переслаивающихся пород сложного геологического разреза Припятской впадины, было предложено решение – применение долота 215,9ESD55MKO, оснащенного саморегулирующейся калибрующей площадкой Tracker™ и резцами сложной формы ChopperTM.

Саморегулирующаяся калибрующая площадка Tracker™ (рис. 7) – это подвижные элементы калибрующей площадки, позволяющие ограничивать боковую глубину внедрения (DOC) и тем самым регулирует эффективность бокового резания (SCE) в процессе бурения. Основная цель применения данного технического решения – сбалансировать высокую управляемость, обеспечиваемую укороченной конструкцией калибрующей площадки, с преимуществами более длинных калибрующих площадок, стабилизирующих долото. Такой подход способствует уменьшению износа долота и улучшению качества ствола скважины (менее извилистый ствол).

Результаты полевых испытаний долота с технологией Tracker™ и датчика Cerebro™
Для первых полевых испытаний была выбрана наклонно-направленная секция эксплуатационной колонны скважины № 425 Речицкого месторождения. Данный интервал 572–2380 метров был отбурен долотом 215,9мм ESD55MKO за один рейс, долото успешно отработало и было поднято с минимальным износом 0-0-CT-C,S-X-I-NO-TD (рис. 8).
По итогам бурения экспериментальным долотом 215,9мм ESD55MKO на скважине № 425 Речицкого месторождения, для последующего анализа был построен сводный планшет, в котором представлены данные геофизических исследований скважин, а также их интерпретация в виде литологической колонки, прочность пород на одноосное сжатие, рассчитанная на основе:
• акустического каротажа,
• литологической модели, построенной по данным ГИС и имеющейся геологической информации.
Анализ планшета показал, что интервал бурения под эксплуатационную колонну состоит из солевых отложений с переслаиванием глин, аргиллитов и песчаника с твердостью на сжатие, достигающей 25000 psi. В процессе бурения экспериментальным долотом в переслаивающемся разрезе в режиме ориентирования компоновки не возникало высоких значений переменного реактивного момента, при этом бурение велось с поддержанием постоянной нагрузки на всем интервале. Данный факт позволил достичь высоких показателей по механической скорости проходки как при бурении в режиме слайдирования, так и в режиме постоянного вращения бурильной колонны, что свидетельствует о лучшей управляемости долота за счет применения технологии Tracker™ по сравнению с применявшимися до этого на проекте PDC долотами.
В итоге на Речицком месторождении экспериментальным долотом 215,9 мм ESD55MKO успешно отбурен интервал 572–2380 м секции эксплуатационной колонны скважины № 425 и достигнуты следующие показатели:
• Долотом пробурен весь планируемый интервал, проходка составила 1808 м.
• Достигнутая средняя механическая скорость 41,4 м/час при плановой 22,1 м/час.
• Долото поднято с минимальным износом.
• Превышение в 1,9 раза плановых показателей по МСП.
• Сокращение сроков строительства составило 38,4 часов (1,6 суток).
Итогом применения долота 215,9мм ESD55MKO на Речицком месторождении стал лучший результат по средней МСП по данной группе скважин по состоянию на октябрь 2021 г. (рис. 9), что позволило сократить сроки бурения на 1,6 суток за счет превышения плановых показателей в 1,9 раза.

Анализ планшета показал, что интервал бурения под эксплуатационную колонну состоит из солевых отложений с переслаиванием глин, аргиллитов и песчаника с твердостью на сжатие, достигающей 25000 psi.

Считывание данных по вибрациям с датчика, установленного в долото 215,9 мм ESD55MKO, по итогам рейса производилось после подъема КНБК, результаты показаны на рис. 10.
Таким образом, за все время работы долота в скважине 93 % рейса прошло без вибраций, либо уровень вибраций не поднимался выше безопасного зеленого уровня, и 7 % всего времени работы долота наблюдались различные виды вибраций среднего и критического уровня вибраций (рис. 11).
Для более детального разбора причин возникающих вибраций был построен планшет, включающий в себя режимы бурения и уровни вибраций, с дальнейшим разделением всего рейса на интервалы со схожими условиями бурения (рис. 12).
В связи с бурением слагаемых крепких пород на протяжении 7 % от времени всего рейса наблюдались крутильные вибрации среднего и критического уровней. В большинстве ранее исследуемых рейсов [7] установлено, что крутильные (торсионные) вибрации не столько приводят к износу долота, сколько опасны для внутрискважинного оборудования (телеметрии, роторно-управляемых систем и прочей электроники). В рамках данного рейса в связи с незначительным износом долота эти вибрации являются преимущественно не столько информативными относительно установления первостепенных причин износа долота, сколько индикацией крепости пород.
Возникновение боковых вибраций долота и КНБК связаны с режимами бурения. Анализ поведения КНБК в специализированном программном комплексе МАХВНАTM также показал высокую вероятность их возникновения при данном угле кривизны скважины, нагрузке на долото 8–6/10–12 т и 40–50 оборотах ВСП (рис. 13–14).
Также на основе извлеченных данных из датчика Cerebro™ построена карта оптимальных режимов бурения, при которых достигались максимальные показатели по скорости бурения (рис. 15).
Максимальные значения МСП достигаются при 50–57 об/мин ВСП, в данном интервале наблюдается снижение МСП при 60 об/мин ВСП и выше. Также при расчетах в MaxBHATM в данном интервале при 50 об/мин ВСП КНБК находится в зоне вибраций, в данных условиях 57 об/мин ВСП является наиболее эффективным вариантом. По нагрузке лучшая МСП достигается при моменте 12–20 кНм, что в данном интервале эквивалентно 8–12т. В данном интервале рекомендуем соблюдать следующие режимы: ННД = 8–12т, обороты ВСП = 57 об/мин. Для уменьшения вибраций удерживать нагрузку на долото не менее 8 т, а также обороты ВСП не менее 55 об/мин, при этом для достижения максимальной МСП, обороты ВСП не должны быть более 58 об/мин.
На основе проделанной работы была сформирована дорожная карта с рекомендациями по режимам бурения для последующих отработок долот с целью достижения максимальных показателей бурения и снижения уровня вибраций в переходных зонах смены солей на более твердые пропластки песчаника и алевролита (рис. 16).

Заключение
В статье продемонстрирована методология выявления и классификации вибраций, возникающих при бурении, что, в свою очередь, при корректировке режимов бурения позволяет снизить общий уровень дисфункций и, тем самым, повысить эффективность бурения. Данная методология была успешно опробована в ходе полевых испытаний на месторождениях РУП «Производственное объединение «Белоруснефть».
Инновационная технология – саморегулирующаяся калибрующая площадка позволяет бурить скважины сложных профилей с высокими механическими скоростями проходки и снижает общее время и затраты на строительство скважины.
Внедрение данной конструктивной особенности долот позволило достичь нового уровня эффективности в процессе бурения и строительства скважин на Речицком месторождении.

Благодарность
Авторы выражают благодарность представителям руководства и специалистам компаний РУП «Производственное объединение «Белоруснефть» и Halliburton за поддержку и предоставленную возможность использования информации и данных, опубликованных в этой статье.

Gratitude
The authors express their gratitude to the representatives of the management and specialists of RUE «Production Association» Belorusneft» and Halliburton for their support and the opportunity to use the information and data published in this article.


Литература

1. Соснок А. Буровая Школа Беларуси // Нефтяник Полесья. 2016. № 2. С. 40–53.
2. Бескопыльный В.Н., Рыбалко И.П., Ракутько А.Г., Захаров Н.П., Михалевский Ю.В. Атлас природных резервуаров и углеводородов нефтяных месторождений Беларуси. Гомель: Сож, 2009, 216 с.
3. Ребриков А.А., Кощенков А.А. и др. Применение гибридных долот Crush and ShearTM позволило сократить сроки строительства скважин в Республике Беларусь // Вестник Ассоциации Буровых Подрядчиков. 2020. № 3. С. 8–12.
4. Rebrikov A.A., Koschenkov A.A., Soin M.A., Vorobyev D.V., Vasko S.I., Zakruzhni D.A., & Kravchenko A.A. (2020, October, 26). Using of the Drill Bit with Combined Action Significantly Reduce Well Construction Time in Belarus Republic. Society of Petroleum Engineers: https://doi.org/10.2118/201850-MS.
5. Barton S.P., May H.S. and Johnson, S. 2007. Gauge, Cutting structure, Torque Control Components – What really Countsfor Optimal Tool Face Control with FC drill bits? Presented at the Rocky Mountain Oil & Gas Technology Symposium,Denver, Colorado 16–18 April. SPE-107289-MS. https://doi.org/10.2118/107289-MS.
6. Chen S., Arfele R., and Glass K. 2007. Modeling of the Effects of Cutting Structure, Impact Arrestor, and Gage Geometry on PDC Bit Steerability. Presented at the AADE National Technical Conference and Exhibition, Houston, Texas, USA, 10-12 April. AADE-07-NTCE-10.
7. Ребриков А.А. Кощенков А.А. и др. Применение системы модулей датчиков измерения параметров бурения в долоте, значительно сокращающее сроки строительства скважин в Восточной Сибири / доклад на Российской нефтегазовой технической конференция SPE в октябре 2021. doi: https://doi.org/10.2118/206437-MS.
8. Ребриков А.А. Оптимизация процессов бурения при помощи датчиков измерения параметров бурения в долоте / сборник статей Международной научно-практической конференции «Интегрированное научное сопровождение нефтегазовых активов: опыт, инновации, перспективы». 2019.
9. Beuershausen C.J., Schwefe T., Weinheimer C. et al. 2010. Improving Horizontal-Well Drilling Performance With PDCBits Designed To Increase Aggressiveness Through the Run. Presented at the IADC/SPE Drilling Conference andExhibition, New Orleans, Louisiana, 2–4 February. SPE-128911-MS: https://doi.org/10.2118/128911-MS.
10. Dunayevsky V.A. and Abbassian F. 1998. Application of Stability Approach to Bit Dynamics. SPE Drill & Compl 13(2): SPE-30478-PA: https://doi.org/10.2118/30478-PA.
11. Norris J.A., Dykstra M.W., Beuershausen C.C. et al. 1998. Development and Successful Application of Unique SteerablePDC Bits. Presented at the IADC/SPE Drilling Conference, Dallas, Texas, 3–6 March. SPE-39308-MS: https://doi.org/10.2118/39308-MS.
12. Rebrikov A., Koschenkov A., Nelaev A., & Trefilov M. (2019, October 22). Reduce Well Construction Time by Using PDC with Rolling Depth of Cut Control Element in Carbonates Formations. Society of Petroleum Engineers: https://doi.org/10.2118/196804-MS.
13. Garipov Andrey Vyacheslavovich, Rebrikov Andrey Aleksandrovich, Galimkhanov Aydar Ramilevich, Mikhaylov Andrey Valerievich, Khalilov Almaz Sadrikhanovich, Kochetkov Denis Sergeevich, Tur Dmitry Yurievich, Yavorsky Aleksandr Aleksandrovich, Maltsev Vladimir Aleksandrovich, Rybalkin Alexey Aleksandrovich, Pogurets Valery Viktorovich, Zolotenkov Viktor Vyacheslavovich and Daniil Nikolaevich Levitskiy. "Efficient PDC Bit Designs Reduced Vibrational Impact While Drilling with Rotary Steerable Systems in the Geological Conditions of the Yamalo-Nenets Autonomous District." Paper presented at the SPE Russian Petroleum Technology Conference, Virtual, October 2021. doi: https://doi.org/10.2118/206460-MS.

References

1. Sosnok A. Burovaya Shkola Belarusi [Drilling School of Belarus]. Neftyanik Poles'ya [Oilman of Polesie], 2016, no. 2,
pp. 40–53. (In Russian).
2. Beskopyl'niy V.N., Rybalko I.P., Rakut'ko A.G., Zakharov N.P., Mikhalevskiy Yu.V. Atlas prirodnykh rezervuarov i uglevodorodov neftyanykh mestorozhdeniy Belarusi [Atlas of natural reservoirs and hydrocarbons of oil fields in Belarus]. Gomel', Sozh Publ., 2009, 216 p. (In Russian).
3. Rebrikov A.A., Koshchenkov A.A. Primeneniye gibridnykh dolot Crush and Shear TM pozvolilo sokratit' sroki stroitel'stva skvazhin v Respublike Belarus' [The use of hybrid Crush and ShearTM bits allowed to reduce the construction time of wells in the Republic of Belarus]. Vestnik Assotsiatsii Burovykh Podryadchikov [Bulletin of the Association of Drilling Contractors], 2020,
no. 3, pp. 8-12. (In Russian).
4. Rebrikov A.A., Koschenkov A.A., Soin M.A., Vorobyev D.V., Vasko S.I., Zakruzhni D.A., & Kravchenko A.A. (2020, October, 26). Using of the Drill Bit with Combined Action Significantly Reduce Well Construction Time in Belarus Republic. Society of Petroleum Engineers. (In English). Available at: https://doi.org/10.2118/201850-MS. (accessed 26.10.2020)
5. Barton S.P., May H.S. and Johnson, S. 2007. Gauge, Cutting structure, Torque Control Components – What really Countsfor Optimal Tool Face Control with FC drill bits? Presented at the Rocky Mountain Oil & Gas Technology Symposium,Denver, Colorado 16–18 April. SPE-107289-MS. https://doi.org/10.2118/107289-MS. (In English).
6. Chen S., Arfele R., and Glass K. 2007. Modeling of the Effects of Cutting Structure, Impact Arrestor, and Gage Geometry on PDC Bit Steerability. Presented at the AADE National Technical Conference and Exhibition, Houston, Texas, USA, 10–12 April. AADE-07-NTCE-10. (In English).
7. Rebrikov A.A. Koshchenkov A.A. Primeneniye sistemy moduley datchikov izmereniya parametrov bureniya v dolote, znachitel'no sokrashchayushcheye sroki stroitel'stva skvazhin v Vostochnoy Sibiri [The use of a sensor modules system for measuring drilling parameters in a bit, significantly reduces the construction time of wells in Eastern Siberia]. Doklad na Rossiyskoy neftegazovoy tekhnicheskoy konferentsiya SPE v oktyabre 2021 [Report at the Russian Oil and Gas Technical Conference SPE in October 2021] doi: https://doi.org/10.2118/206437-MS. (In Russian).
8. Rebrikov A.A. Optimizatsiya protsessov bureniya pri pomoshchi datchikov izmereniya parametrov bureniya v dolote [Optimization of drilling processes using sensors for measuring the parameters of drilling in a bit]. Sbornik statey Mezhdunarodnoy nauchno-prakticheskoy konferentsii «Integrirovannoye nauchnoye soprovozhdeniye neftegazovykh aktivov. Opyt, innovatsii, perspektivy» [Collection of articles of the International Scientific and Practical Conference "Integrated Scientific Support of Oil and Gas Assets Experience, Innovation, Prospects."] 2019. (In Russian).
9. Beuershausen C.J., Schwefe T., Weinheimer C. et al. 2010. Improving Horizontal-Well Drilling Performance With PDCBits Designed To Increase Aggressiveness Through the Run. Presented at the IADC/SPE Drilling Conference and Exhibition, New Orleans, Louisiana, 2–4 February. SPE-128911-MS. https://doi.org/10.2118/128911-MS. (In English).
10. Dunayevsky V.A. and Abbassian F. 1998. Application of Stability Approach to Bit Dynamics. SPE Drill & Compl 13(2). SPE-30478-PA: https://doi.org/10.2118/30478-PA. (In English).
11. Norris J.A., Dykstra M.W., Beuershausen C.C. et al. 1998. Development and Successful Application of Unique SteerablePDC Bits. Presented at the IADC/SPE Drilling Conference, Dallas, Texas, 3–6 March. SPE-39308-MS. https://doi.org/10.2118/39308-MS.
(In English).
12. Rebrikov A., Koschenkov A., Nelaev A., & Trefilov M. (2019, October 22). Reduce Well Construction Time by Using PDC with Rolling Depth of Cut Control Element in Carbonates Formations. Society of Petroleum Engineers. https://doi.org/10.2118/196804-MS. (In English).
13. Garipov Andrey Vyacheslavovich, Rebrikov Andrey Aleksandrovich, Galimkhanov Aydar Ramilevich, Mikhaylov Andrey Valerievich, Khalilov Almaz Sadrikhanovich, Kochetkov Denis Sergeevich, Tur Dmitry Yurievich, Yavorsky Aleksandr Aleksandrovich, Maltsev Vladimir Aleksandrovich, Rybalkin Alexey Aleksandrovich, Pogurets Valery Viktorovich, Zolotenkov Viktor Vyacheslavovich and Daniil Nikolaevich Levitskiy. "Efficient PDC Bit Designs Reduced Vibrational Impact While Drilling with Rotary Steerable Systems in the Geological Conditions of the Yamalo-Nenets Autonomous District." Paper presented at the SPE Russian Petroleum Technology Conference, Virtual, October 2021. doi: https://doi.org/10.2118/206460-MS. (In English).

Комментарии посетителей сайта

    Функция комментирования доступна только для зарегистрированных пользователей


    Авторизация


    регистрация

    Ребриков А.А.

    Ребриков А.А.

    Технический руководитель по продажам, К.Т.Н.

    Халлибуртон

    Трефилов М.Ю.

    Трефилов М.Ю.

    инженер по бурению

    Халлибуртон

    Соин М.А.

    Соин М.А.

    инженер-конструктор буровых долот

    Халлибуртон

    Кощенков А.А.

    Кощенков А.А.

    заместитель директора по развитию производства

    Халлибуртон

    Кортунов И.Д.

    Кортунов И.Д.

    руководитель отдела долотного и керноотборного сервиса

    Халлибуртон

    Воробьев Д.В.

    Воробьев Д.В.

    заместитель генерального директора по прооизводству

    РУП ПО «Белоруснефть»

    Васько С.А.

    Васько С.А.

    ведущий инженер отдела строительства скважин и бурения боковых стволов Управления скважинных технологий и сервиса

    РУП «Производственное объединение «Белоруснефть»

    Закружный Д.А.

    Закружный Д.А.

    начальник Управления скважинных технологий и сервиса

    РУП «Производственное объединение «Белоруснефть»

    Кравченко А.А.

    Кравченко А.А.

    начальник отдела строительства скважин и бурения боковых стволов Управления скважинных технологий и сервиса

    Халлибуртон г. Москва, 127018, РФ 2 РУП «Производственное объединение «Белоруснефть» г. Гомель, 246003, Республика Беларусь

    Просмотров статьи: 688

    Рейтинг@Mail.ru

    admin@burneft.ru