БІБЛІОТЕКА
Гидроударное бурение, способ проходки скважин, при котором разрушение породы на забое осуществляется погружными (работающими непосредственно в скважине) гидравлическими забойными машинами ударного действия. Первые патенты на гидроударные машины были выданы в конце 19 в., а работоспособные модели созданы в 1900—07 и применялись для бурения скважин на нефть на Кавказе. Гидроударная машина приводится в действие энергией потока жидкости, нагнетаемой насосом с поверхности по колонне бурильных труб. Эта жидкость очищает забой от продуктов разрушения породы и удаляет их на поверхность. При бурении с отбором керна применяются коронки буровые, армированные вставками из твёрдого сплава; при бурении сплошным забоем — лопастные и шарошечные долота. Гидроударные машины для бурения на твёрдые полезные ископаемые при расходе промывочной жидкости 100—300 л/мин имеют энергию единичного удара 70—80 дж (7—8 кгс (м) и частоту ударов 1200—1500 в мин; осевая нагрузка на забой создаётся в пределах 4000—8000 н (400—800 кгс), частота вращения снаряда 25—100 об/мин в зависимости от твёрдости и абразивности проходимых пород. Рациональная область применения Г. б. — породы средней и высокой твёрдости, которые наиболее эффективно разрушаются под действием ударных нагрузок. Гидроударные машины обеспечивают повышение производительности бурения в 1,5—1,8 раза при снижении стоимости на 20—30% по сравнению с твердосплавным и алмазным бурением вращательным способом. Лит.: Ударно-вращательное бурение скважин гидроударниками, М., 1963; Теория и практика ударно-вращательного бурения, М., 1967. Л. Э. Граф, А. Т. Киселев.
УДК 622.24
РАЗРАБОТКА ГИДРОУДАРНИКА ДИФФЕРЕНЦИАЛЬНОГО ДЕЙСТВИЯ С УСОВЕРШЕНСТВОВАННОЙ КЛАПАННОЙ ГРУППОЙ
Парфенюк С.Н., студент гр. ТТР-98, ДонНТУ
Научный руководитель – доцент Каракозов А.А.
|
При ликвидации прихватов в разведочных скважинах применение гидроударников дифференциального действия весьма эффективно. В новом гидроударном механизме предложена конструкция уравновешенной клапанной группы, которая позволяет снизить величину свободного хода бойка при движении его вверх. Перестановка клапанов при ходе бойка вверх происходит за счет давления на клапанную группу при ее смыкании. При движении бойка вниз клапанная группа возвращается в исходное состояние при ее размыкании за счет скоростного напора жидкости. Такое конструктивное исполнение клапанной группы позволяет уменьшить величину свободного хода бойка до 1 мм и увеличить энергию ударов гидроударника на 18-20% по сравнению с серийными конструкциями.
Особенностью данной конструкции является расположение выпускного клапана в канале впускного клапана, что позволяет увеличить КПД гидроударника и повысить стабильность работы клапанной группы. Благодаря особенностям конструкции, данный гидроударник может быть настроен на режимы работы, когда удары по верхней и нижней наковальням будут существенно отличаться по силе. Например, при ликвидации аварий связанных с прихватом, целесообразно иметь более сильный удар по верхней наковальне, тогда как при затягивании колоны в желоб надо сильнее бить по нижней наковальне.
|
|
Рисунок - схема гидроударника дифференциального действия: 1 - корпус; 2, 3 - наковальни; 4 - цилиндр; 5 - поршень; 6 - боек; 7 - выпускной клапан; 8 - впускной клапан.
|
|
ПОГРУЖНЫЕ ГИДРОУДАРНЫЕ
УСТАНОВКИ СЕРИИ УМБ-130 ДЛЯ МНОГОРЕЙСОВОГО БУРЕНИЯ ПОДВОДНЫХ СКВАЖИН
Установки серии УМБ-130 предназначены для бурения подводных скважин
глубиной до 35 м при геологоразведочных работах на шельфе, в частности, при
инженерно-геологических изысканиях с неспециализированных буровых судов. В
состав установки входит многофункциональный гидроударный буровой снаряд;
стабилизирующая опора с направляющей воронкой; направляющая система, состоящая
из каната, направляющих роликов и хомута для фиксации погружного бурового
снаряда на оси направляющей воронки.
Техническая характеристика установки УМБ-130
|
Параметры
|
Показатели
|
Способ бурения:
в т.ч.
- при отборе
керна
- при проходка по ранее пройденному интервалу ствола
Максимальная глубина акватории
Категории пород по
буримости (отбор керна)
Категории пород по
буримости (размыв керна)
Эффективная глубина
бурения (отбора керна)
Эффективная глубина размыва
осадков
Диаметр бурения / диаметр
керна, м
Выход керна, %
Приводная мощность, кВт
|
комбинированной с
поинтервальной проходкой скважины:
- гидроударный;
- гидромониторный (при
расходе жидкости не менее 450 л/мин)
60
I-V
I-IV
до 6 м за рейс
до 50 м
0,130 / 0,094
95±5
22
|
Привод гидроударного
бурового снаряда: от бурового насоса (типа НБ-32, АНБ-22, 9МГр, и др.), обеспечивающего
подачу жидкости не менее 450 л/мин и давление 3,5 – 4,5 МПа.
Грузоподъемное оборудование: планетарная лебедка
грузоподъемностью не менее 2,5 т; для спуска и подъема бурового снаряда;
грузовая стрела, грузоподъемностью не менее 2,5 т, обеспечивающая вынос бурового
снаряда за борт не менее чем на 1,5 м; вспомогательная лебедка грузоподъемностью
не менее 1,5 т для спуска и подъемы стабилизирующей опоры.
Гидроударный буровой снаряд (ГБС) (рис.1) состоит из гидроударного
механизма 1, функционально предназначенного для погружения колонкового набора
в породу; насосного блока 2 для обеспечения обратной циркуляции жидкости в
керноприемной трубе колонкового набора 3 с целью снижения свайного эффекта
и обеспечения повышенной сохранности керна; нижнего 5 и верхнего 6 пусковых
узлов, в комплексе обеспечивающих оперативное изменение режимов работы снаряда
за счет изменения канализации жидкости в каналах бурового снаряда (направление
движения потока показано на рисунке стрелками): гидромониторный размыв грунта
(рис.1,а); бурение с отбором керна (рис.1,б). В состав колонкового набора
входит башмак 6 с универсальным кернорвателем-насадкой 7.
Техническая характеристика гидроударного бурового снаряда
|
Наименование
|
Значение
параметра
|
Гидроударный механизм
Габариты:
- наружный диаметр
- длина
- масса
Рабочая характеристика:
- расход жидкости
- давление на привод
- частота ударов
- энергия удара
- мощность на привод
Колонковый набор
(комплекты)
Наружная труба:
- диаметр (наружный / внутренний), мм
- длина, мм
Внутренняя керноприемная труба:
- диаметр (наружный / внутренний), мм
- длина, мм
Башмак режущий
- диаметр (наружный / внутренний), мм
- угол приострения,
Кернорватель
Пусковой узел:
- верхний
- нижний
|
Гидроударник дифференциального действия
127 мм
2300 мм
160 кг
230 - 250 л/мин
2 - 4 МПа
20 - 25 Гц
80 - 110 Дж
8-15 кВт
Двойная колонковая труба
127/117
4250, 5250, 6250
108/98
4000, 5000, 6000
130/94
30о
Лепесткового типа
Поршневой, с фиксированным положением и
принудительным управлением давлением жидкости
Клапанно-золотникового типа с оперативным
управлением скоростным напором жидкости
|
а) б)
Рис. 1 – Состав и схема гидроударного бурового снаряда и
схема распределения жидкости: а) – в режиме гидроразмыва осадков; б) – в
режиме отбора керна; 1 – гидроударник; 2 – насосный блок; 3 – колонковый
набор; 4 – верхний пусковой узел; 5 – нижний пусковой узел; 6 – башмак; 7 -
кернорватель
Стабилизирующая
опора
предназначена для удержания гидроударного бурового снаряда в вертикальном положении
на морском дне. Одновременно опора направляет гидроударный буровой снаряд в
ствол при последующем рейсе, обеспечивая одноствольную многорейсовую проходку
скважины.
Опора (рис.2) состоит из основания 1 со стороной 2,5 м, выполненного
из бурильных труб диаметром 127 мм, на котором закреплены ролики 2 направляющих
канатов 3. В центре основания на болтах закреплен патрубок 4 с направляющей
воронкой 5. Внутри патрубка размещена короткая обсадная (направляющая) труба 6.
Общая высота патрубка с направляющей воронкой – 1,5 м.
Монтаж направляющих канатов опоры осуществляется на палубе
плавсредства. В качестве направляющих канатов используется трос вспомогательной
лебедки, который пропускается через систему роликов основания опоры и ролики
выносных Г-образных опор 7, установленных вдоль борта.
Рис.2 – Стабилизирующая опора установки УМБ-130
Рис.3 - Перевод стабилизирующей опоры за борт судна
Рис.4 - Положение направляющих канатов при постановке
опоры на дно.
Подготовка
установки к работе.
После выполнения монтажа направляющих канатов штатной судовой стрелой опора
выносится за борт плавсредства (рис.3) и опускается на 4-5 м ниже планшира фальшборта.
Вспомогательной лебедкой производится натяжение тросовой обвязки опоры, после
чего она освобождается от каната штатной грузовой стрелы.
Затем
осуществляется постановка опоры на дно с помощью вспомогательной лебедки. Эта
операция обеспечивается за счет «стравливания» троса вспомогательной лебедки
(рис.5,а). После касания основанием опоры дна начинает опускаться компенсирующий
груз 5 (рис. 5), предварительно закрепленный на конце направляющего каната 1 и
пропущенный через ролик 2 грузовой Г-образной опоры (рис.4). Благодаря
компенсирующему грузу направляющие канаты в процессе работы постоянно находятся
в натянутом положении. После постановки опоры на дно производится монтаж
направляющего хомута 3 и площадки с выдвижными рычагами 4 для фиксации хомута 3
на уровне борта (рис.4).
Порядок работы. Буровой снаряд при помощи
грузовой лебедки поднимается в вертикальное положение и при помощи штатной
грузовой стрелы выносится за борт судна. Производится проверка работы гидроударника.
Его стабильная работа должна наблюдаться при расходе жидкости на 30-40% ниже,
чем установленный для гидромониторного размыва пород.
Далее буровой
снаряд фиксируется в хомуте 3, расположенном на выдвижных рычагах 4 (рис. 4).
При перемещении выдвижных рычагов к борту буровой снаряд вместе с хомутом
получает возможность свободного спуска вниз (рис.5, а) с одновременным
центрированием относительно оси патрубка опоры (дополнительное направление
буровому снаряду обеспечивает воронка опоры). При контакте с воронкой хомут останавливается,
а снаряд продолжает перемещение вниз до встречи с дном.
Рис.5 - Схема работы установки
УМБ-130
а) спуск бурового снаряда; б) проходка
первого интервала скважины; в) – проходка последующих интервалов скважины; 1
– канифас-блок, устанавливаемый на грузовой стреле; 2 – шланг; 3 –блоки
направляющего каната; 4 – ролик компенсирующего груза; 5 – компенсирующий
груз; 6 -направляющие канаты; 7 – погружной буровой снаряд; 8 – хомут; 9 –
основание опоры; 10 – короткая обсадная (направляющая) труба; 11 – скобы для
соединения каната и шланга
При достижении дна открывается задвижка на линии слива и
включается буровой насос. Выбирается слабина грузового троса для последующего
контроля заглубления. С помощью задвижки устанавливаются номинальные параметры
привода гидроударника (табл. 2). В режиме эффективной работы гидроударника
производится отбор кернового материала с первого интервала скважины. При этом
отработанная в гидроударнике жидкость направляется по кольцевым зазорам
бурового снаряда и выходит через отверстия над башмаком (рис.1, б), обеспечивая
размыв стенок скважины, что облегчает процесс извлечения бурового снаряда.
Скорость бурения и величина заглубления колонкового набора в
грунт контролируется визуально по смотанной длине троса по меткам, предварительно
нанесенным на трос.
После окончания рейса буровой насос отключается, и снаряд
вместе с хомутом поднимается вверх. Хомут фиксируется на выдвижных рычагах.
Открытием полустворки хомута буровой снаряд освобождается и с помощью грузовой
стрелы и буровой лебедки перемещается на рабочую палубу. В дальнейшем буровой
снаряд укладывается горизонтально на палубе на деревянные подставки;
отвинчивается башмак и производится извлечение керна.
Для бурения
последующего интервала скважины производится перезарядка верхнего пускового
узла (положение верхнего пускового узла по рис.1, а) и выполняется спуск
бурового снаряда в вышеизложенной последовательности. Ранее пробуренный участок
скважины проходится в режиме размыва (очистки) ствола скважины от обрушенной
породы (рис.5, в). При этом изменением подачи бурового насоса производится
включение нижнего пускового узла с обеспечением прохода жидкости внутрь
керноприемной трубы (рис.1, а).
На глубине
отбора керна снижается подача насоса до нуля, нижний пусковой узел выключается,
его каналы устанавливают проход жидкости, соответствующий режиму бурения
(рис.1,б). Оперативно с помощью питателя в нагнетательный трубопровод
сбрасывается шарик, который при давлении в трубопроводе 2-2,5 МПа принудительно
изменяет положение каналов верхнего пускового узла (положение верхнего пускового
узла по рис.1, б) и производится запуск гидроударника.
Цикл дальнейших
операций по отбору проб донных отложений аналогичен вышеприведенному.
В нештатной
ситуации, при значительном смещении плавсредства от точки пробоотбора, стабилизирующая
опора с помощью вспомогательной лебедки смещается на новую точку. В этом случае
производится размыв осадков с нулевой отметки скважины до интервала опробования
(по рис.5,в).
При глубине
отбора проб, превышающей уровень входа верхнего переходника бурового снаряда в
воронку опоры, канат и грузовой шланг соединяются скобами 11, выполненными из
тонкого капронового каната.
Средняя рейсовая
скорость бурения скважины глубиной 35 м составляет не менее 2,2 м/ч (без учета
времени на постановку бурового судна на точку бурения).
|
Скважина №6
|
Скважина №2
|
Скважина №66
|
|
|
|
Фрагмент кернового
материала по скважине № 6
Рис.6 – Характерные разрезы по
скважинам и фрагмент кернового материала по результатам применения установки
УМБ-130
|
В процессе
перехода на новую точку бурения стабилизирующая опора с помощью вспомогательной
лебедки поднимается к борту на высоту, достаточную для выхода ее из воды. При
работах связанных с длительными переходами или выполнением профилактических ремонтов,
стабилизирующая опора поднимается на палубу без переоснастки направляющих
канатов.
В процессе
эксплуатации установки УМБ-130 при проведении морских инженерно-геологических
изысканий по трассе трубопровода Северо-Булганакского
месторождения природного газа на шельфе Азовского моря пробурено более 60
скважин глубиной 12-35 м с характерными разрезами, показанными на рис.6.
Установка
УМБ-130М.
Схема многорейсового бурения скважин при эксплуатации буровых судов, на которых
нет технической возможности для размещения вспомогательной лебедки, обеспечивается
установкой, которой присвоен индекс УМБ-130М (рис 7).
Принципиальное
конструктивное изменение по сравнению с установкой УМБ-130 касается стабилизирующей
опоры, которая выполняется в виде основания 3 с направляющими стойками 4, по
которым на втулках свободно перемещается поворотная каретка 5, оснащенная
направляющим раструбом.
Порядок работы. Буровой снаряд,
размещенный в поворотной каретке и удерживающийся в ней на упорном кольце 6,
лебедкой поднимается в вертикальное положение. Нижняя часть бурового снаряда
фиксируется в основании опоры. При дальнейшем подъеме опора за счет контакта
втулок каретки и приливов на верхних концах направляющих стоек поднимается на
высоту, достаточную для выноса её грузовой стрелой за борт судна. Установка
опускается на дно моря (рис.7, а). Далее отбирается керн на первом интервале
скважины (рис.7,б), а затем осуществляется последующая проходка скважин в
режиме чередования гидромониторного размыва осадков и гидроударного бурения с
отбором керна (рис.7, в), аналогичные процессам при использовании установки
УМБ-130.
Рис.7 - Схема установки УМБ-130М:
а) –
положение установки после спуска на дно; б) – положение установки при бурении
первого интервала скважины; в) – положение установки при бурении последующих
интервалов скважины; 1 – гидроударник; 2 – колонковый набор; 3 – основание
стабилизирующей опоры; 4 – направляющие стойки стабилизирующей опоры; 5 –
поворотная каретка с направляющим раструбом; 6 – упорное кольцо; 7 - блок
грузовой стрелы; 8 – нагнетательный шланг; 9 – корпус плавсредства; 10 –
грузовой трос; 11 – скобы.
|
По окончании
каждого процесса отбора керна на отдельных интервалах, буровой снаряд вместе с
опорой извлекается из скважины. В процессе подъема опорное кольцо 6 упирается
во внутреннюю поверхность направляющего раструба каретки 5, обеспечивая совместное
перемещение бурового снаряда и каретки до упора втулок каретки в приливы направляющих
стоек. После чего происходит совместный подъем элементов установки («буровой
снаряд–стабилизирующая опора») на высоту, достаточную для размещения ее с
помощью грузовой стрелы на рабочей площадке палубы. В дальнейшем нижняя часть
бурового снаряда освобождается из основания опоры. Благодаря поворотной каретке
буровой снаряд с помощью лебедки переводится в горизонтальное положение,
размещаясь на палубных подставках. Отсоединяя башмак, извлекают внутреннюю колонковую
трубу и переносят её к месту извлечения керна. Керн извлекается и укладывается
в керновые ящики или специальные желоба.
Установка УМБ-130М эффективно эксплуатировалась при бурении
скважин до 25 м в процессе проведения морских инженерно-геологических изысканий
на площадке постановки МСП и трассе трубопровода в Азовском море на
Восточно-Казантипском месторождении природного газа.
Новая технология
многорейсового бурения скважин с использованием установок серии УМБ-130 позволяет
исключить использование бурильных и обсадных труб, глинистых и специальных
растворов для промывки скважин. При проходке скважин допускается возможность частичного
дрейфа бурового судна относительно точки бурения. Технические характеристики
установок позволяют использовать их на судах и плавсредствах различного типа с
достаточным энергетическим обеспечением, оборудованных соответствующими
грузоподъемными механизмами и имеющими возможность постановки кормового якоря.
При Вашей заинтересованности кафедра ТТГР ДонНТУ
совместно с ЗАО «Компания «Юговостокгаз» предлагает:
- Выполнить работы по бурению скважин по данной
технологии своим оборудованием с плавсредства «Заказчика»;
- Поставить буровые установки, обучить буровой
персонал;
- Другие взаимовыгодные виды сотрудничества
связанные с внедрением установок и технологии проходки скважин.
E-mail просим направлять заведующему кафедрой ТТГР ДонНТУ Каракозову А.А. по
адресу: arthur@pop.donntu.ru
МОРСЬКЕ БУРІННЯ
06.03-08Л.57. Kubota Randy. Майбутнє технології буріння. What is purpose behind technology?. World Oil. 2005. 226, N 5, з. 39, 40. Англ..
US. ISSN 0043-8790 Стаття є дискусійною. Автор даної статті спростовує думку ряду фахівців, що вважають, що подальший розвиток
технології буріння неможливий. Проте технологія буріння може розвиватися і удосконалюватися різними способами, і одним
з перспективних напрямів є використовування "інтелектуальних вкв". або систем складаються з таких вкв., які можуть бути
застосований для буріння морських вкв. на глибину більше 3000 м, а також для буріння мультилатеральных (багатоствольних)
і направлених вкв
2006-03 GL08 ВИНИТИ [ISSN 1561-7122]
06.03-08Л.114. Нова бурова установка. Neue Bohranlage fur Mittelplate. Brennstoffspiegel und Mineralolrdsch.. 2005, N 10,
з. 4, 1 мул.. Німий.. DE Установка T-150 виготовлена фірмою Bentes GmbH, відноситься до наймогутніших і екологічно безпечним
і змонтована на єдиному в Німеччині острівному родовищі нафти. З її допомогою нафтовики розраховують пробурити свердловину
глибиною до 10 000 м, на якій знаходяться нефтесодержащие пісковики. Очікувана здобич нафти складе 1,2-1,6 млн. т в рік.
Запаси нафти оцінюються в 40 млн. т.
2006-03 GL08 ВИНИТИ [ISSN 1561-7122]
06.03-08Л.115. Хертсилл Д., Рат Е.. Динамічне позиціонування і проблеми буріння двостволки на глибоководному буровому судні.
Нафтогаз. технол.. 2005, N 5, з. 55-57, 3 мул.. Рус.. RU. ISSN 0202-4578 Технічні вимоги до бурових судів постійно
ростуть. У міру того, як оператори прагнуть збільшити ефективність буріння, виконуючи буріння двостволки, випробування
вкв., зберігання і розвантаження отриманої в ході випробувань, роботи і так достатньо складні на глибоководді ускладнюються
ще більше. Операторам процесу динамічного позиціонування належить підвищувати свою кваліфікацію, оскільки пульт управління
стає складнішим. В статті розглянуті деякі з проблем, з якими стикається персонал на борту Discoverer Enterprise, першої
бурової установки буріння двостволки компанії Transocean
2006-03 GL08 ВИНИТИ [ISSN 1561-7122]
06.03-08Л.116. Солья Дж., Гвінн М.. Монтаж підводного устаткування з використанням судів для установки якорів. Нафтогаз. технол.. 2005,
N 3, з. 43-46, 3 мул.. Рус.. RU. ISSN 0202-4578 Даються описи основної конструкції і застосування запатентованою компанією
Shell Oil Co. системи для монтажу підводного устаткування, яка не вимагає дорогого використовування бурової установки.
Розглядаються передумови для розробки системи монтажу устаткування на морському дні з компенсацією вертикальних переміщень
(heave compensated landing system - HCLS) і її компонентів, а також існуючий досвід робіт, накопичений з 1996 р. Відзначений
внесок компанії Delmar Systems, що співробітничає з Shell як користувач, що має ліцензію на нову технологію
2006-03 GL08 ВИНИТИ [ISSN 1561-7122]
06.03-08Л.117. Веставік О. М.. Розробка нових концепцій буріння і будівництва свердловин. Нафта, газ і енергетика. 2005, N 3, з. 43-44.
Рус.. RU Підводна експлуатація, промивка і горизонтальне подовження вкв. є достатньо поширеними проблемами, вирішити
які в даний час стало можливим завдяки розробці методу буріння за допомогою подвійної компоновки
2006-03 GL08 ВИНИТИ [ISSN 1561-7122]
06.03-08Л.118. Tang Hong-lin, Xu Xin-qiang, Li Zu-kui. Вивчення труднощів при бурінні на морському нафтовому м-нді і практичні методи
збільшення швидкості проходки. Xinan shiyou xueyuan xuebao=J. Southw. Petrol. Inst.. 2004. 26, N 5, з. IV, 51-53, табл.
1 мул.. Бібл. 3. Кіт.; рез. англ.. CN. ISSN 1000-2634
На підставі вивчення особливостей морської структури на нафтовому м-нді Шенглі, труднощів буріння і впливаючих чинників
дані практичні рекомендації по збільшенню швидкості проходки. Табл. 1. Бібл. 3
2006-03 GL08 ВИНИТИ [ISSN 1561-7122]
06.04-08Л.119Д. Обухів З. А.. Науково-технічні рішення по проектуванню будівництва морських горизонтальних і багатозабійних свердловин:
Автореф. дис. на соиск. уч. степ.. канд. техн. наук. Ріс. гос. ун-т нафти і газу, Москва, 2005, 25 з., мул.. Бібл. 15.
Рус.. RU Мета роботи: Розробка і упровадження в практику проектування і будівництва вкв. науково-методичних і технико-технологічних
рішень, направлених на підвищення ефективності застосування ГС і МЗС при розробці шельфових родовищ. Основні задачі досліджень:
Розробка методики розрахунку профілів ГС і МЗС з урахуванням вимог технології будівництва і подальшої експлуатації вкв.
Вдосконалення технико-технологічних способів по тому, що забурює бічного стовбура і відгалужень з метою підвищення ефективності
і якості будівництва МЗС. Аналіз впливу технико-технологічних чинників буріння на якість первинного розкриття продуктивного
пласта і розробка раціональної гідравлічної програми будівництва вкв. при проводці завершальної ділянки профілю ГС і МЗС.
Розробка науково-методичних рішень по вибору типу і параметрів профілю ГС і МЗС з великим відхиленням стовбура від вертикалі
при освоєнні шельфових родовищ з позиції виконання геологічної задачі, можливостей сучасної техніки і технології по безаварійній
і якісній проводці вкв., зниження капітальних витрат і забезпечення проектних експлуатаційних показників вкв. Розробка
і уточнення критеріїв оцінки якості виконання проектних рішень при будівництві ГС і МЗС
2006-04 GL08 ВИНИТИ [ISSN 1561-7122]
06.03-10Г.184. Сміт До., Хоутченз Би., Гивенз Р., Бейлі Р., Рівз Д.. Буріння з одночасною установкою хвостовика з малим зазором і вимоги
до застосування методу в глибоких водах. Нафтогаз. технол.. 2005, N 5, з. 11-16. Рус.. RU. ISSN 0202-4578 Компоненти
системи буріння з одночасною установкою хвостовика з малим зазором були спроектовані, виготовлені і випробувані в свердловині
на суші, відтворюючої в міру можливості умови морської свердловини
2006-03 GD05 ВИНИТИ [ISSN 1561-7130]
06.03-10Г.329. Сулейманов Би. А., Ісмайлов А. Д., Мамедов М. Р. (ГосНІПІ "Гипроморнефтегаз"). Діагностика стану пластової системи на основі
аналізу зміни розподілу дебітів по свердловинах. Азерб. нефт. х-во. 2005, N 5, з. 13-17, 69, 3 мул.. Бібл. 3. Рус.;
рез. азерб., англ.. AZ. ISSN 0365-8554
Аналіз зміни поверхні розподілу нормованих дебітів по свердловинах, несучого в собі багатоманітну інформацію, дозволяє
визначити ефективність процесу нафтовидобутку, періоди розробки покладу і чинники, домінуючі на кожному етапі розробки,
для своєчасної зміни стратегії розробки в умовах недостатньої інформації
2006-03 GD05 ВИНИТИ [ISSN 1561-7130]
06.03-10Г.330. Сафаєв І. До., Поладов А. Р., Ізмайлова А. Т.. До питання застосування пристрою однотрубної системи експлуатації морських
глубиннонасосных свердловин в НГДУ "Абшероннефть". Азерб. нефт. х-во. 2005, N 5, з. 25-27, 70, 1 мул., табл. 1 мул.. Рус.;
рез. азерб., англ.. AZ. ISSN 0365-8554
Морські глибинно-насосні свердловини НГДУ "Абшероннефть" характеризуються рясним пескопроявлением і високим затрубным тиском.
Ці свердловини через високі пескопроявлений часто ремонтуються, при цьому затрубный газ цих свердловин не відбирається.
Тому свердловини експлуатуються під тиском, що негативно впливає на техніко-економічні показники. Для раціональної експлуатації
цих свердловин розроблений пристрій, який застосований на групі свердловин НГДУ "Абшероннефть". Пристрій дозволяє застосовувати
однотрубну систему експлуатації, здійснювати відбір затрубного газу і обмежити надходження піску в забій свердловини. В
результаті збільшилися продуктивність свердловин і здобич газу
2006-03 GD05 ВИНИТИ [ISSN 1561-7130]
06.04-10Г.198. Бурові установки і устаткування для бурового майданчика. Ч. 1. Нафтогаз. технол.. 2005, N 5, з. 38-47, 1 мул.. Рус..
RU. ISSN 0202-4578 Компанія Pride International, Inc. розробила бурові установки класу Pride Rio de Janeiro і Pride Portland
для буріння свердловин з необхідною установкою ЗЛОДІЙ. Ці бурові установки сконструйовані для систем Petrobras з 16 3/4-дюймовою устьевой головкою і 18 5/8-дюймовой водовідділяючою колоною. Вони розраховані на спуск звичайних блоків ЗЛОДІЙ
в морські вкв. глибиною більше 1700 м. Контроль стану вкв. здійснюється з поверхні за допомогою системи управління ЗЛОДІЙ,
що складається з одного кольцеобразного ЗЛОДІЙ з трьома плашками, штуцером фонтану і блокуючими клапанами. Систему управління
ЗЛОДІЙ Amethyst розміщують у зв'язку з обмеженою площею підстави бурової установки під підставою. У зв'язку з цим компанією
Pride була розроблена схема, відповідно до якої систему управління ЗЛОДІЙ розміщують під каркасом бурової установки, в
місці, неприступному для бризок і хвиль. І що більш важливо для підвищення надійності, використовують звичайну розсувну
муфту, щоб забезпечити захист від зворотного удару водовідділяючої колони у разі її серйозного пошкодження. Цей метод виключає
необхідність використовування великої направляючої рами для захисту превентора
2006-04 GD05 ВИНИТИ [ISSN 1561-7130]
06.04-10Г.199. Нове устаткування. Нафтогаз. технол.. 2005, N 8, з. 40-41. Рус.. RU. ISSN 0202-4578 Компанії Transocean і Santos при
бурінні з полупогружной бурової установки на шельфі Індонезії у водах глибиною 690 м використовують технологію розташування
блоку превенторов на поверхні спільно з методами проводки стовбурів при регульованому тиску. На полупогружной буровій установці
Sedco 601 вперше була використана устьевая головка, розроблена компанією Weatherford, що обертається, для контролю тиску
в затрубном просторі під час буріння за допомогою плавучої бурової установки з поверхневим блоком превенторов. Таке поєднання
технологій забезпечує кращий контроль над вкв. під час розбурювання формацій, нерідко що викликають повну втрату циркуляції
при звичайному бурінні
2006-04 GD05 ВИНИТИ [ISSN 1561-7130]
06.04-10Г.201. Jaremko Deborah. Морська розвідка. Нова система телеизмерения допомагає в розробці бурового проекту White Rose. New telemetry
system helps drill White Rose. Oilweek Mag.. 2005. 56, N 8, з. 8, 1 мул.. Англ.. CA. ISSN 0835-1740
2006-04 GD05 ВИНИТИ [ISSN 1561-7130]
06.04-10Г.202. Симондін А., Мак-Ферсон Д., Тубеул Н., Рагнес Р.. Альтернативний підхід до будівництва глибоководних свердловин. Нафтогаз.
технол.. 2005, N 10, з. 42-47. Рус.. RU. ISSN 0202-4578 Проектування і застосування першої в промисловості системи
відключення свердловини на морському дні робить більш екологічно безпечним буріння з блоком противовыбросовых превенторов
на поверхні і райзером високого тиску
2006-04 GD05 ВИНИТИ [ISSN 1561-7130]
06.04-10Г.305. Племондон В.. Тенденції розвитку глибоководної активності в Мексиканській затоці. Нафтогаз. технол.. 2005, N 10, з. 17-24,
6 мул., табл. 8 мул.. Бібл. 4. Рус.. RU. ISSN 0202-4578 Після стійкого підвищення активності протягом декількох попередніх
років, чи не наступає поступове скорочення розробок родовищ?
2006-04 GD05 ВИНИТИ [ISSN 1561-7130]
06.02-08Л.8. Супруненко Олег, Віськунова Карина, Суслова Вікторія. Від дискусій - до конкретної роботи. Нафта Росії. 2005, N 4, з. 34-37,
3 мул., табл. 1 мул.. Рус.. RU Серед широкоизвестных успіхів вітчизняної геологічної науки і практики особливе місце
займає вивчення геологічної будови і нефтегазоносности арктичного шельфу країни. Основні об'єми геологорозвідувальних робіт
тут були виконані ще в далеких 60-80-е роки минулого сторіччя, і їх підсумком стало відкриття нової крупної нафтогазоносної
провінції на шельфі морів Західної арктики - Баренцева і Карського
2006-02 GL08 ВИНИТИ [ISSN 1561-7122]
06.02-08Л.32. Бурові установки і устаткування для бурового майданчика. Ч. 2. Конструкції бурових установок. Нафтогаз. технол.. 2005,
N 6, з. 31-41, 9 мул., табл. 4 мул.. Рус.. RU. ISSN 0202-4578 Інформація по устаткуванню і дані про бурові установки
була надана сервісними компаніями або компаніями-постачальниками, що пропонують нове устаткування для бурового майданчика,
а також буровими підрядчиками, що використовують нові різні конструкції бурових установок. Інформація про наявність парку
бурових установок, їх технічні дані, оператори і термін роботи для таблиць представлена з бази даних морських плавучих
бурових установок компанії RigLogix
2006-02 GL08 ВИНИТИ [ISSN 1561-7122]
06.02-08Л.76. Кульпін Л. Р., в Акопян Р. А., Кутичкин Би. До., Танигин І. А., Хубльдіков А. І.. Горизонтальні свердловини: проектування
і дослідження. Стр-во нефт. і газ. свердловин на суші і на морі. 2005, N 3, з. 4-9, 9 мул., табл. 1 мул.. Бібл. 8. Рус..
RU. ISSN 0130-3872
В даний час відсутня достатньо уніфікована методика проектування розробки нафтових покладів із застосуванням горизонтальних
свердловин (ГС). Проекти часто не враховують особливості геологічної будови пластів, їх багатошаровість, уривчастість,
неоднорідність по проникності, співвідношення загальної і ефективної нефтенасыщенности товщини ит.д. Помилки в прогнозуванні
крівлі і підошви нафтового пласта, нафтових шарів і водоносного пласта, що підстилає непроникний розділ, можуть привести
до зменшення коефіцієнта нефтеизвлечения на 5...10% і більш залежно від особливостей родовища. Ці помилки необхідно враховувати
при проектуванні розробки горизонтальними вкв. В статті наводяться приклади проектування розробки морських нафтових родовищ
і родовищ на суші ГС
2006-02 GL08 ВИНИТИ [ISSN 1561-7122]
06.02-08Л.110. Калініченко О. І., Каракозов А. А., Зибінській П. В. (ДНТУ, ЗАТ "Компанія Юговостокгаз"). Установка УМБ-130 для буріння
свердловин на шельфі. Стр-во нефт. і газ. свердловин на суші і на морі. 2005, N 3, з. 11-12, 3 мул.. Рус.. RU. ISSN
0130-3872 Установка УМБ-130 відноситься до класу легких технічних засобів, що експлуатуються з борту плавзасобу середньої
водотоннажності. Вперше в практиці морського бурового виробництва установка такого класу забезпечує буріння вкв. глибиною
до 50 м без спуску водовідділяючих колон і закріплення вкв. обсадними трубами. Завдяки гнучкому зв'язку агрегату і плавзасобу,
експлуатація УМБ допускає можливість обмеженого (до 50 м) дрейфу бурового судна, що виключає необхідність жорсткої стабілізації
бурового судна над гирлом вкв. і значно зменшує непродуктивний час, пов'язаний з постановкою судна на якорі
2006-02 GL08 ВИНИТИ [ISSN 1561-7122]
06.02-08Л.111. Конструкції бурових установок майбутнього. Нафтогаз. технол.. 2005, N 6, з. 42-44, 4 мул.. Рус.. RU. ISSN 0202-4578
Ідея створення бурових установок для буріння з морського дна стала справді піонерським проектом в області розробок промислових
технологій (Industry Technology Project - ITF). Вона підтримується шістьма компаніями, що займаються морським бурінням,
і отримала дозвіл на початок розробки від UK DTI. Ця ідея була представлена на ОТС2003 і детально описана в документі ОТС15328.
В даний час цей проект активно обговорюється в різних промислових кругах, але поки що ніхто не висловився про його реальність.
Навіть припустивши, що ця бурова установка буде швидко побудована, повністю автоматизована і оснащена системою безперервної
циркуляції, глибина води для розміщення такої установки буде все одно обмежена 3000 м.
2006-02 GL08 ВИНИТИ [ISSN 1561-7122]
06.02-08Л.113. Ryan Pat. Поверхневий блок превенторов забезпечує ефективний метод буріння. Surface BOP proves to be efficient drilling technique.
Drill. Contract.. 2003. 59, N 4, з. 20-22, 24. Англ.. US. ISSN 0046-0702 Препробиразование на морській полупогружной буровій установці Осean Baroness звичайного підводного блоку превенторов в поверхневий
блок для компанії Unocal Corporation стало четвертим випадком переходу до нової технології морського глибоководного буріння
з 1996 р. В статті пояснюються причини такого переходу, дається опис системи і приводиться приклад з практики буріння конкретної
свердловини
2006-02 GL08 ВИНИТИ [ISSN 1561-7122]
06.02-08Л.114. Симондін А., Мак-Ферсон Д., Тубеул Н., Рагнес Р.. Альтернативний підхід до будівництва глибоководних свердловин. Нафтогаз.
технол.. 2005, N 10, з. 42-47. Рус.. RU. ISSN 0202-4578 Проектування і застосування першої в промисловості системи
відключення свердловини на морському дні робить більш екологічно безпечним буріння з блоком противовыбросовых превенторов
на поверхні і райзером високого тиску
2006-02 GL08 ВИНИТИ [ISSN 1561-7122]
06.02-08Л.115. Simondin Armel, MacPherson Dougie, Touboul Nicolas, Ragnes Gerald. Альтернативний підхід до будівництва глибоководних свердловин
- поверхневий блок превенторов і відключаючий пристрій на морському дні. Surface BOP with mudline shut-off device: А deepwater
well construction alternative. World Oil. 2005. 226, N 1, з. 44-52, 54, 7 мул.. Англ.. US. ISSN 0043-8790 Проектування
і застосування системи відключення вкв. на морському дні робить більш безпечним буріння з блоком превенторов на поверхні
і райзером високого тиску
2006-02 GL08 ВИНИТИ [ISSN 1561-7122]
ГІДРОДИНАМІЧНІ МОДЕЛІ
06.04-08Л.15К. Чорних В. В.. Метод еквівалентних опорів в розрахунках розробки нафтових і газових родовищ. СПб. 2005, 46 з., мул.. Бібл.
9. Русявий.. RU Запропонований модифікований метод еквівалентних опорів, що дозволяє проводити гідродинамічні розрахунки
при нелінійному (двочленному або статечному) законі фільтрації
2006-04 GL08 ВИНИТИ [ISSN 1561-7122]
06.04-08Л.65. В Аветов Р. В.. Перспективи рівноважного буріння. Стр-во нефт. і газ. свердловин на суші і на морі. 2005, N 11, з. 2-5, Табл.
1 мул.. Бібл. 2. Рус.. RU. ISSN 0130-3872 Перспективним напрямом вдосконалення технології проводки свердловин і розкриття
продуктивних пластів є буріння з регулюванням диференціального тиску в системі свердловина-пласт. Суть цього методу полягає
в тому, що процес буріння здійснюється, при так званому збалансованому тиску, або рівновазі між пластовим і гідродинамічним
тиском в свердловині. Аналітичні і експериментальні дослідження, а тадожее протрабипротдоа технпролпрогии і комплексу технічних засобів оперативного контролю притоки вуглеводнів в свердловину лягли в основу розробки і вдосконалення
технико-технологічного забезпечення контролю процесу буріння при розкритті продуктивних горизонтів на рівновазі (мінімальної репресії) в системі свердловина-пласт. Проведені випробування дозволили відзначити, що розкриття продуктивних
пластів здійснювалося при постійній притоці флюїда в свердловину, і при ?t (різниці часу приходу імпульсів тиску на гирлі свердловини в звичайному буровому розчині і в буровому розчині у присутності
вуглеводнів) рівному 2,5...12,5 із забезпечувався нормальний процес розкриття продуктивних пластів на рівновазі (мінімальної репресії), не вимагаючої додаткових заходів щодо регулювання ?t для даних гірсько-геологічних умов
2006-04 GL08 ВИНИТИ [ISSN 1561-7122]
06.03-10Г.253. Попів Ю. П., Пергамент А. Х. (Ін-т прикладної математики им. М. В. Келдыша РАН). Про вдосконалення сучасних гідродинамічних
симуляторов для моделювання флюидодинамики. Вестн. Ріс. акад. єств. наук. 2005. 5, N 6, з. 60-65, 9 мул.. Бібл. 11. Рус..
RU. ISSN 1682-1696
Описаний комплекс робіт, проведених в Інституті прикладної математики им. М. В.
Келдиша РАН по розробці чисельних методів моделювання флюидодинамики з метою вибору оптимальних режимів нафто- і газодобування
для максимально повного витягання вуглеводнів
2006-03 GD05 ВИНИТИ [ISSN 1561-7130]
05.09-10Г.287П. Спосіб роботи струменевої установки свердловини при гідродинамічній дії на прискважинную зону пласта. Пат. 2221170 Росія,
МПК 7 F 04 F 5/54, E 21 B 43/25. Хомінец Зиновій Дмитрович. N 2002129158/06; Заявл. 31.10.2002; Опубл. 10.01.2004. Рус..
RU
Винахід відноситься до струменевих насосних установок свердловин для здобичі нафти. Спосіб роботи установки при гідродинамічній
дії на прискважинную зону (ПЗ) продуктивного пласта (ПП) полягає в тому, що спускають в свердловину встановлені на колоні
насосно-компресних труб хвостовик, пакер і струменевий насос (СН). Пакер і СН встановлюють над крівлею ПП і проводять распакеровку
пакера. За допомогою насосного агрегату періодично подають робочий агент в сопло СН, причому роботу СН здійснюють в наступному
режимі: різко подають робочий агент (РА) в сопло СН при заданому тиску насосного агрегату і протягом декількох секунд створюють
необхідну депресію на Пп. Підтримують дію цієї депресії на ПП в течію від 2 до 20 мін шляхом постійної подачі РА в сопло
СН при заданому тиску насосного агрегату, потім стрибкоподібно відновлюють гідростатичний тиск стовпа рідини в свердловині
за рахунок її перетікання в подпакерное простір і організовують гідроудар, направлений у бік ПП, і зірвавши з місця частинок
кольтамонта шляхом різкого припинення подачі РА в сопло СН. Встановлюють тиск стовпа рідини більше пластового тиску. Час
дії на ПЗ гідростатичного тиску стовпа рідини встановлюють не менше ніж в 2 рази менше часу депресії. Потім знову різко
в сопло СН подають РА і повторюють описаний вище цикл. Кількість циклів "депрессия+восстановление гідростатичного тиску"
визначають по ступеню відновлення проникності ПЗ пласта шляхом проведення контрольних вимірів дебіта свердловини до і в
процесі циклічної дії на ПЗ. Якщо за два останні контрольні виміри продуктивність свердловини не збільшилася, то роботу
припиняють. Винахід направлений на підвищення надійності роботи і продуктивності. 1 мул. Бібл. 5
2005-09 GD05 ВИНИТИ [ISSN 1561-7130]
05.09-10Г.287П. Спосіб роботи струменевої установки свердловини при гідродинамічній дії на прискважинную зону пласта. Пат. 2221170 Росія,
МПК 7 F 04 F 5/54, E 21 B 43/25. Хомінец Зиновій Дмитрович. N 2002129158/06; Заявл. 31.10.2002; Опубл. 10.01.2004. Рус..
RU
Винахід відноситься до струменевих насосних установок свердловин для здобичі нафти. Спосіб роботи установки при гідродинамічній
дії на прискважинную зону (ПЗ) продуктивного пласта (ПП) полягає в тому, що спускають в свердловину встановлені на колоні
насосно-компресних труб хвостовик, пакер і струменевий насос (СН). Пакер і СН встановлюють над крівлею ПП і проводять распакеровку
пакера. За допомогою насосного агрегату періодично подають робочий агент в сопло СН, причому роботу СН здійснюють в наступному
режимі: різко подають робочий агент (РА) в сопло СН при заданому тиску насосного агрегату і протягом декількох секунд створюють
необхідну депресію на Пп. Підтримують дію цієї депресії на ПП в течію від 2 до 20 мін шляхом постійної подачі РА в сопло
СН при заданому тиску насосного агрегату, потім стрибкоподібно відновлюють гідростатичний тиск стовпа рідини в свердловині
за рахунок її перетікання в подпакерное простір і організовують гідроудар, направлений у бік ПП, і зірвавши з місця частинок
кольтамонта шляхом різкого припинення подачі РА в сопло СН. Встановлюють тиск стовпа рідини більше пластового тиску. Час
дії на ПЗ гідростатичного тиску стовпа рідини встановлюють не менше ніж в 2 рази менше часу депресії. Потім знову різко
в сопло СН подають РА і повторюють описаний вище цикл. Кількість циклів "депрессия+восстановление гідростатичного тиску"
визначають по ступеню відновлення проникності ПЗ пласта шляхом проведення контрольних вимірів дебіта свердловини до і в
процесі циклічної дії на ПЗ. Якщо за два останні контрольні виміри продуктивність свердловини не збільшилася, то роботу
припиняють. Винахід направлений на підвищення надійності роботи і продуктивності. 1 мул. Бібл. 5
2005-09 GD05 ВИНИТИ [ISSN 1561-7130]
БУРІННЯ НА ШЕЛЬФІ
06.04-10Г.161. Бурові установки і устаткування для бурового майданчика. Ч. 1. Нафтогаз. технол.. 2005, N 5, з. 38-47, 1 мул.. Рус..
RU. ISSN 0202-4578 З тих пір, як почали проводити дослідження на континентальному шельфі, промисловість намагається розробити
для бурильників найефективніше і безпечне устаткування для бурового майданчика. Однією з таких розробок є система компенсації
вертикального переміщення гнучкої колони труб (coiled tubing - CT), яка безпечна, ефективна і надійна. Компанії Schlumberger
CT TComp і Shell спільно розробили останню модифікацію системи компенсації, спираючись на дані, отримані після 500 ч експериментальної
експлуатації пристрою на 128 родовищах в Мексиканській затоці. Вертикальне переміщення колони труб на морських бурових
установках пов'язано з певними труднощами, великими глибинами, штормами і др
2006-04 GD05 ВИНИТИ [ISSN 1561-7130]
06.04-10Г.199.Нове устаткування. Нафтогаз. технол.. 2005, N 8, з. 40-41. Русявий.. RU. ISSN 0202-4578 Компанії Transocean і Santos при
бурінні з полупогружной бурової установки на шельфі Індонезії у водах глибиною 690 м використовують технологію розташування
блоку превенторов на поверхні спільно з методами проводки стовбурів при регульованому тиску. На полупогружной буровій установці
Sedco 601 вперше була використана устьевая головка, розроблена компанією Weatherford, що обертається, для контролю тиску
в затрубном просторі під час буріння за допомогою плавучої бурової установки з поверхневим блоком превенторов. Таке поєднання
технологій забезпечує кращий контроль над вкв. під час розбурювання формацій, нерідко що викликають повну втрату циркуляції
при звичайному бурінні
2006-04 GD05 ВИНИТИ [ISSN 1561-7130]
06.02-08Л.7. Апарати дистанційного керування і автономні підводні мобільні засоби - життєво важливі інструменти для глибинної морської
геологорозвідки на нафту і газ. ROVs and AUVs - vital tools exploiting deepwater offshore oil and gas. Ship and Boat Int..
2002, N 9, з. 14-15, Мал. 2 мул.. Англ.. GB. ISSN 0037-3834
У міру проникнення морської геологічної розвідки на все великі глибини ростуть відповідно і потреби в альтернативних методах
її проведення. Ще в 1960-1970 рр. морські родовища нафти і газу розроблялися у відносному дрібних водах світових континентальних
шельфів. Основні роботи на морському дні і перевірка умов експлуатації на морських нафтових платформах виконувалися високооплачуваними
водолазами, гранична глибина сфери дії яких не перевищувала 250 м. Проте у пошуках нових родовищ нафтові компанії вимушені
виходити за межі континентальних шельфів, доходячи до глибин 3 тис. м. і вище, на яких робота вже перевищує людські фізіологічні
можливості. Тому для виконання тривалих (більше 20 годин) робіт на таких морських глибинах були розроблені багатофункціональні
апарати дистанційного керування (АДУ) і пізніше складніші із заздалегідь запрограмованими командами і завданнями автономні
підводні мобільні засоби (АПС), здійснюючі підводні спостереження і дослідження, перевірки і будівництво різних об'єктів,
риття канав, проведення кабелів і трубопроводів (для труб діаметром до 1,5 м.), що забезпечує зв'язок, контроль і ін. Досліджуються
деякі инженерно-техн. проблеми, пов'язані з розробкою такого устаткування, здатного ефективно функціонувати на глибинах
до 3 км. під тиском 290 бар і вище і працюючого на електричному живленні з періодичним заряджанням. Розглядаються конкретні
моделі деяких таких приладів і засобів, вживаних в різних регіонах миру. Так, останні моделі АПС у вільному плаваючому
режимі із швидкістю 4 вузлів можуть протягом 50 годину. на глибині 3 км. здійснювати розвідувально-дослідницькі і пошукові
роботи, збирати дані на придонній і піддонній території по наперед певному маршруту. Передбачається, що в найближчі 6 років
у всьому світі буде пробурений і облаштований близько 2500 глибоководних розвідувальних свердловин, що ще більш підвищить
попит на розробку, вдосконалення і виробництво описуваних приладів
2006-02 GL08 ВИНИТИ [ISSN 1561-7122]
06.02-08Л.8. Супруненко Олег, Віськунова Карина, Суслова Вікторія. Від дискусій - до конкретної роботи. Нафта Росії. 2005, N 4, з. 34-37,
3 мул., табл. 1 мул.. Рус.. RU Серед широкоизвестных успіхів вітчизняної геологічної науки і практики особливе місце
займає вивчення геологічної будови і нефтегазоносности арктичного шельфу країни. Основні об'єми геологорозвідувальних робіт
тут були виконані ще в далеких 60-80-е роки минулого сторіччя, і їх підсумком стало відкриття нової крупної нафтогазоносної
провінції на шельфі морів Західної арктики - Баренцева і Карського
2006-02 GL08 ВИНИТИ [ISSN 1561-7122]
06.02-08Л.110. Калініченко О. І., Каракозов А. А., Зибінській П. В. (ДНТУ, ЗАТ "Компанія Юговостокгаз"). Установка УМБ-130 для буріння
свердловин на шельфі. Стр-во нефт. і газ. свердловин на суші і на морі. 2005, N 3, з. 11-12, 3 мул.. Рус.. RU. ISSN
0130-3872 Установка УМБ-130 відноситься до класу легких технічних засобів, що експлуатуються з борту плавзасобу середньої
водотоннажності. Вперше в практиці морського бурового виробництва установка такого класу забезпечує буріння вкв. глибиною
до 50 м без спуску водовідділяючих колон і закріплення вкв. обсадними трубами. Завдяки гнучкому зв'язку агрегату і плавзасобу,
експлуатація УМБ допускає можливість обмеженого (до 50 м) дрейфу бурового судна, що виключає необхідність жорсткої стабілізації
бурового судна над гирлом вкв. і значно зменшує непродуктивний час, пов'язаний з постановкою судна на якорі
2006-02 GL08 ВИНИТИ [ISSN 1561-7122]
|
