CC BY
8УДК 622.24.05
К.А. Мягков1; Д.Ю. Сериков2, e-mail: serrico@rambler.ru
1 ООО «Идеал ПЛМ СиАйЭс» (Москва, Россия).
2 Федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего образования «Российский государственный университет нефти и газа (Национальный исследовательский университет) имени И.М. Губкина» (Москва, Россия).
Исследование влияния соотношения внутренних диаметров напорной и эжекционных насадок на эффективность работы бурового калибрующего эжекционного агрегата
В статье представлены результаты исследования, направленного на оценку влияния соотношения внутренних диаметров напорной и эжекционных насадок на эффективность работы бурового калибрующего эжекционного агрегата. Проведены вычислительные эксперименты методом конечных объемов. Количественно оценено изменение абсолютного давления на поверхности забоя скважины и перепада абсолютного давления между сечением в пространстве после бурового калибрующего эжекционного агрегата, расположенного на расстоянии 350 мм от выхода из эжекционной камеры, и поверхностью забоя. Представлены графические материалы, характеризующие поведение потоков бурового раствора, а также графики изменения абсолютного давления и перепада абсолютного давления в зависимости от соотношения площадей поперечного сечения центральной напорной и суммы эжекционных насадок. Установлены наиболее интенсивные вихревые зоны и описано их негативное влияние на процесс очистки долота и наддолотного пространства. Определен диапазон величин отношения геометрических характеристик выходных внутренних поперечных сечений центральной напорной и боковых эжекционных насадок, обеспечивающий наиболее эффективную работу бурового калибрующего эжекционного агрегата. В частности, установлено, что для наиболее эффективной работы данного агрегата при создании эффекта относительного разрежения в призабойной зоне соотношение внутренних диаметров напорной и эжекционных насадок должно составлять 0,35+0,82. В рамках данного диапазона при увеличении исследуемого соотношения эффект относительного разрежения, создаваемый буровым калибрующим эжекционным агрегатом, усиливается, то есть величина абсолютного давления на поверхности забоя уменьшается.
Ключевые слова: буровой калибрующий эжекционный агрегат, эффект относительного разрежения, центральная напорная насадка, эжекционная насадка, буровое долото, эжекционная камера, математическое моделирование, Star CCM+.
K.A. Myagkov1; D.Yu. Serikov2, e-mail: serrico@rambler.ru
1 Ideal PLM CIS LLC (Moscow, Russia).
2 Federal State Autonomous Educational Institution for Higher Education "Gubkin Russian State University of Oil and Gas (National Research University)" (Moscow, Russia).
Study of the Effect of the Pressure Head and Ejection Nozzles Internal Diameters Ratio on the Efficiency of the Drilling Calibrating Ejection Unit
The article presents the results of a study aimed at assessing the effect of the ratio of the pressure head and ejection nozzles internal diameters on the efficiency of the drilling calibrating ejection unit. Computational experiments were carried out using the finite volume method. The change in the absolute pressure on the bottom surface of the borehole and the differential pressure between the cross section in space after the drilling calibrating ejection unit located at a distance of 350 mm from the ejection chamber output and the bottom surface are quantified. Graphic materials are presented that characterize the behavior of drilling fluid flows, as well as graphs of changes in the absolute pressure and absolute pressure drop depending on the ratio of the cross-sectional area of the central pressure head and the sum of ejection nozzles. The most intense vortex zones have been established and their negative influence on the process of cleaning the bit and the over-bit space has been described. The range of values of the ratio of the geometric characteristics of the output internal cross sections of the central pressure head and lateral ejection nozzles is determined, which
ensures the most efficient operation of the drilling calibrating ejection unit. In particular, it was found that for the most effective operation of this unit when creating the effect of relative rarefaction in the bottomhole zone, the ratio of the internal diameters of the pressure head and ej'ection nozzles should be 0.35+0.82. Within this range, with an increase in the studied ratio, the relative rarefaction effect created by the calibrating drilling ejection unit increases, that is, the absolute pressure on the face decreases.
Keywords: drilling calibrating ejection unit, relative discharging effect, central pressure head nozzle, ejection nozzle, drill bit, ejection chamber, mathematical modeling, Star CCM+.
Калибратор-эжектор Ejector calibrator
Центральная напорная насадка Central pressure nozzle
Долото Bit
Эжекционные насадки
Ejection nozzles
Эжекционная камера
Ejection chamber
Внутренние промывочные каналы долота Internal flushing channels
Рис. 1. Принципиальная схема бурового калибрующего эжекционного агрегата Fig. 1. Schematic diagram of a drilling calibrating ejection unit
ВВЕДЕНИЕ
Дальнейшее интенсивное развитие нефтегазовой отрасли во многом зависит от успешности реализации научно-технических работ, направленных на уменьшение стоимости и увеличение скорости и объемов бурения. Одним из важнейших элементов бурового оборудования, непосредственно разрушающих горную породу и формирующих ствол скважины, является буровой инструмент PDC (англ. PoLycrystaLLine Diamond Bits - долота, армированные алмазными поликристаллическими резцами). Повышение эффективности работы PDC, как правило, является комплексной задачей, которая может быть решена путем совершенствования как отдельных элементов конструкции, так и их совокупности [1, 2]. Успешная работа инструмента PDC на забое во многом зависит от эффективности разрушающего воздействия его вооружения на породу, долговечности вооружения и качественной работы системы очистки забоя [3, 4]. Для осуществления очистки забоя скважины в процессе бурения используют поток бурового раствора, который поступает в систему по центральному промывочному каналу и далее через промывочные узлы с установленными на них гидромониторными насадками [5, 6] подводится к забою. Во многих случаях конструкции промывочных узлов, а также их размещение в теле бурового инструмента и ориентация относительно вооружения и поверхности забоя не являются оптимальными для данного вида бурового инструмента и конкретных условий бурения [7, 8].
Поэтому работа PDC сопровождается образованием в различных участках забоя застойных зон и, как следствие, засаливанием режущей структуры инструмента. Это существенно снижает эффективность разрушения породы и удаления шлама из призабойной зоны
в затрубное пространство, что неминуемо приводит к снижению механической скорости бурения и ресурса работы инструмента [9, 10].
Создание новых конструкций и способов организации удаления шлама с поверхности забоя и дальнейшей
Ссылка для цитирования (for citation):
Мягков К.А., Сериков Д.Ю. Исследование влияния соотношения внутренних диаметров напорной и эжекционных насадок на эффективность работы бурового калибрующего эжекционного агрегата // Территория «НЕФТЕГАЗ». 2019. № 11. С. 12-19.
Myagkov K.A., Serikov D.Yu. Study of the Effect of the Pressure Head and Ejection Nozzles Internal Diameters Ratio on the Efficiency of the Drilling Calibrating Ejection Unit. Territorija "NEFTEGAS" [Oil and Gas Territory]. 2019;(11):12-19. (In Russ.)
БУРЕНИЕ
Рис. 2. Поперечный разрез калибратора-эжектора в месте установки эжекционных насадок: Dn - внутренний диаметр выходного поперечного сечения центральной напорной насадки, мм; Dm, DN2, DN3 - внутренние диаметры выходных поперечных сечений эжекционных насадок, мм Fig. 2. Cross section of the calibrator-ejector at the installation site of the ejection nozzles: Dn - the inner diameter of the output cross section of the central pressure nozzle, mm; Dm, DN2, DN3 - internal diameters of the output cross sections of ejection nozzles, mm
а) a) б) b)
Рис. 3. Общий вид расчетной области и поля распределения абсолютного давления на забое при различных величинах соотношения геометрических характеристик выходных внутренних поперечных сечений центральной напорной и боковых эжекционных насадок S: а) S = 0,28; б) S = 0,83
Fig. 3. General view of the calculation area and the absolute pressure bottom-hole distribution field for various values of the ratio of the geometric characteristics of the output internal cross sections of the central pressure head and side ejection nozzles S: a) S = 0.28; b) S = 0.83
беспрепятственной транспортировки его в затрубное пространство, а также гидромониторных узлов [11, 12], предназначенных для разных типоразмеров инструментов PDC, даст возможность повысить эффективность их работы за счет сокращения времени и уменьшения стоимости бурения нефтяных и газовых скважин. В частности, исследования [13, 14] показали, что создание эффекта относительного разрежения в процессе работы бурового калибрующего эжек-ционного агрегата является потенциально достижимым и может способствовать существенному увеличению основных показателей бурения, таких как механическая скорость и проходка на инструмент.
Условия, способствующие улучшению очистки и созданию области разрежения, получены при моделировании процесса работы бурового калибрующего эжекционного агрегата. В целях дальнейшего совершенствования конструкции данного агрегата необходимо провести дополнительные исследования по определению влияния различных геометрических параметров агрегата и его составляющих на эффективность всасывания, очистки и снижения давления в призабойной зоне [15]. В данной работе представлено исследование эффекта относительного разрежения в призабойной зоне и наддолот-ном пространстве, определены условия его количественного изменения (увеличение или уменьшение величины абсолютного давления на забое), установлен наиболее эффективный диапазон соотношения площади внутреннего выходного поперечного сечения центральной напорной насадки и суммы площадей внутренних выходных поперечных сечений всех эжекционных насадок.
ДИЗАЙН ИССЛЕДОВАНИЯ
Относительное разрежение в зоне работы бурового инструмента осуществляется за счет разворота и эжектиро-вания части потока бурового раствора в противоположную от забоя скважины сторону. Общий вид конструкции представлен на рис. 1.
Авторами статьи было проведено исследование работы гидравлической
14
№ 11 ноябрь 2019 ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ
Таблица 1. Площадь поперечного сечения и внутренних диаметров центральной напорной и эжекционных насадок, а также соотношение геометрических характеристик выходных внутренних поперечных сечений центральной напорной и боковых эжекционных насадок, рассчитанное по формуле (1), для каждого расчетного случая
Table 1. The area of the cross section and internal diameters of the central pressure head and ejection nozzles, as well as the ratio of the geometric characteristics of the output internal cross sections of the central pressure head and side ejection nozzles, calculated according to the formula (1), for each design case
Площадь внутреннего Внутренний диаметр Соотношение геометрических характеристик выходных внутренних поперечных сечений центральной напорной и боковых эжекционных насадокS The ratio of the geometric characteristics of the output internal cross sections of the central pressure head and side ejection nozzles S
выходного поперечного выходного поперечного
Расчетный случай Controlling case сечения центральной напорной насадки SN, мм2 The area of the internal output cross section of the сentra[ pressure nozzle SN, mm2 сечения центральной напорной насадки DN, мм Inner diameter of the output cross section of the central pressure nozzle DN, mm SN1 = SN2 = V мм2 (mm2) D = D = D мм (mm)
1 111,2 11,9 132,4 13,0 0,28
2 111,2 11,9 123,6 12,5 0,30
3 111,2 11,9 105,9 11,6 0,35
4 111,2 11,9 95,1 11,0 0,39
5 111,2 11,9 67,4 9,3 0,55
6 111,2 11,9 59,8 8,7 0,62
7 111,2 11,9 49,4 7,9 0,75
8 111,2 11,9 46,3 7,7 0,80
9 111,2 11,9 45,2 7,6 0,82
10 111,2 11,9 44,7 7,5 0,83
Примечание:
SN1, SN2, SN3 - площади внутренних выходных поперечных сечений эжекционных насадок, мм2; DN1, DN2, DN3 - внутренние диаметры выходных поперечных сечений эжекционных насадок, мм. Note:
SN1, SN2, SN3 - the area of the internal output cross sections of the ejection nozzles, mm2; DN1, DN2, DN3 - internal diameters of the output cross sections of ejection nozzles, mm.
системы очистки бурового долота и призабойной зоны с использованием эффекта относительного разрежения при различных значениях соотношения площади внутреннего выходного поперечного сечения напорной насадки и суммы внутренних выходных площадей поперечных сечений трех эжекционных насадок эжекционной камеры.
В ходе исследования площадь внутреннего выходного поперечного сечения напорной насадки оставалась неизменной, изменялась лишь сумма площадей внутренних выходных поперечных сечений всех трех эжекционных насадок. Для подробного описания указанного соотношения были использованы следующие величины,указанные на рис. 2 и 3:
• DN - внутренний диаметр выходного поперечного сечения центральной напорной насадки, мм;
Области с повышенным вихреобразованием Vortex-enhanced areas
Области с повышенным вихреобразованием Vortex-enhanced areas
Скорость, м/с
Velocity, m/s
Ш 127,18
113,05
98,923
84,795
70,667
56,539
42,411
28,284
14,156
m 0,028199
Скорость, м/с
Velocity, m/s
_ 255,19
226,83
198,48
170,13
141,78
113,43
85,078
56,727
28,376
■ 0,025836
а) a) б) b)
Рис. 4. Векторы скоростей потока бурового раствора в наддолотном пространстве и в эжекционной камере при различных соотношениях геометрических характеристик выходных внутренних поперечных сечений центральной напорной и боковых эжекционных насадок S: а) S = 0,28; б) S = 0,83
Fig. 4. The vectors of the flow rate of the drilling fluid in the overhead space and in the ejection chamber for various ratios of geometric characteristics of the output internal cross sections of the central pressure head and side ejection nozzles S: a) S = 0.28; b) S = 0.83
Таблица 2. Абсолютное давление на поверхности забоя и перепад давления при различных соотношениях геометрических характеристик выходных внутренних поперечных сечений центральной напорной и боковых эжекционных насадок
Table 2. Absolute pressure on the bottom-hole surface and differential pressure at various ratios of geometric characteristics of the output internal cross sections of the central pressure head and side ejection nozzles
Расчетный случай Controlling case Соотношение геометрических характеристик выходных внутренних поперечных сечений центральной напорной и боковых эжекционных насадок S The ratio of the geometric characteristics of the output internal cross sections of the central pressure head and side ejection nozzles S Давление на поверхности забоя P, МПа Pressure on the surface of the bottom-hole P, MPa Перепад давления AP, МПа Pressure drop AP, MPa
1 0,28 4,940683 1,050805
2 0,30 5,022043 1,025418
3 0,35 4,830731 1,219713
4 0,39 4,627547 1,3б9314
5 0,55 4,379418 1,б19137
б 0,62 4,198711 1,793339
7 0,75 4,076641 1,918103
8 0,80 4,044068 1,953811
9 0,82 4,024305 1,973б54
10 0,83 4,135468 1,87072б
• DN1, DN2, DN3 - внутренние диаметры выходных поперечных сечений эжекционных насадок, мм. Как видно из рис. 2, площади внутренних выходных поперечных сечений центральной напорной и эжекционных насадок могут быть описаны указанными геометрическими параметрами. При этом однозначно фиксируются не только величины площадей выходных поперечных сечений,но и геометрические характеристики этих сечений, такие как различные внутренние диаметры эжекционных насадок (например,
DN1 * DN2 * DJ.
Таким образом, задача сводится к определению диапазона величин соотношения геометрических характеристик выходных внутренних поперечных сечений центральной напорной и боковых эжекционных насадок для достижения наиболее эффективного процесса очистки и снижения давления в призабойной зоне.
В виде формулы соотношение выглядит следующим образом:
S =
5|V1 + + SjV3
(1)
где SN - площадь внутреннего выходного поперечного сечения центральной напорной насадки, равная т^2/4, мм2; 5т, 5№2, 5Ю - площади внутренних выходных поперечных сечений эжекци-
онных насадок, равные я£т2/4, мм2, где i - номер эжекционной насадки. Расчеты производились при помощи программного средства Star CCM+. Исходные данные соответствовали данным предшествующих исследований. К числу принятых условий и допущений относились, в частности, следующие:
• длина расчетной области составила 1500 мм от забоя до самой верхней точки;
• диаметр стенки забоя - 213 мм;
• в качестве материала рабочей среды была принята буровая жидкость плотностью 1000 кг/м3;
• процесс являлся изотермическим;
• расход на входе в расчетную область был принят равным 69 л/с;
• давление на выходе - 6 МПа;
• остальным областям было задано граничное условие «стенка». Сгенерированные конечно-объемные сетки для каждого расчетного случая имели размерность не менее 1150 тыс. ячеек.
В процессе решения отслеживалось выполнение условия неразрывности потока бурового раствора, а сходимость решения оценивалась по целевой функции - массовому расходу. Погрешность решений не превышала 0,12 %. Общие виды расчетных областей при различных соотношениях S представлены на рис. 4. Величины площа-
дей поперечного сечения SN, SN1, SN2, SN3 и внутренних диаметров DN, DN1, DN2, DN3, а также величина соотношения (1) для каждого расчетного случая сведены в табл. 1.
Главные параметры, которые определяют эффективность работы бурового калибрующего эжекционного агрегата, -это величина абсолютного давления P, Па, на поверхности забоя и перепад давления AP, Па, между величиной абсолютного давления в сечении пространства после бурового калибрующего эжекционного агрегата, расположенного на расстоянии 350 мм от выхода из эжекционной камеры, и величиной абсолютного давления на поверхности забоя.
Результаты расчета разрежения на поверхности забоя, давления в приза-бойной зоне и перепада давления между забоем скважины и пространством над буровым калибрующим эжекционным агрегатом отражены на рис. 3 и 4.
Согласно рис. 3 вычислены усредненные величины абсолютного давления на поверхности забоя. Данные величины, а также изменение величины перепада абсолютного давления между сечением в пространстве после бурового калибрующего эжекционного агрегата, расположенного на расстоянии 350 мм от выхода из эжекционной камеры,
022043
,024305
135468
0,28 0,30 0,35 0,39 0,55 0,62 0,75 0,80 0,82 0,83 Соотношение 5 5 ratio
Рис. 5. Изменение абсолютного давления на забое скважины при различных величинах соотношения геометрических характеристик выходных внутренних поперечных сечений центральной напорной и боковых эжекционных насадок S
Fig. 5. The change in absolute pressure at the bottom-hole at various values of the ratio of the geometric characteristics of the output internal cross sections of the central pressure head and side ejection nozzles S
5 <
X Q.
<D О
m -a
ГО (Л
с ai
a. a-ai
2,1
1,9
1,7
1,5
1,3
1,1
0,9
1,050805
02541
0726
0,28 0,30 0,35 0,39 0,55 0,62 0,75 0,80 0,82 0,83 Соотношение 5 5 ratio
Рис. 6. Изменение перепада давления при различных величинах соотношения геометрических характеристик выходных внутренних поперечных сечений центральной напорной и боковых эжекционных насадокS
Fig. 6. Change in pressure drop at various values of the ratio of the geometric characteristics of the output internal cross sections of the central pressure head and side ejection nozzles S
и поверхностью забоя, представлены в табл. 2 и на рис. 5 и 6.
РЕЗУЛЬТАТЫ ИССЛЕДОВАНИЯ ЭФФЕКТА ОТНОСИТЕЛЬНОГО РАЗРЕЖЕНИЯ В ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЕ И НАДДОЛОТНОМ ПРОСТРАНСТВЕ
Исследование показало, что при увеличении соотношения 5 эффект относительного разрежения,создаваемый буровым калибрующим эжекционным агрегатом, усиливается, то есть величина абсолютного давления уменьшается на поверхности забоя (рис. 3 и 5 и табл. 2). Аналогичную закономерность можно наблюдать на рис. 6: с увеличением соотношения 5 величина перепада абсолютного давления между сечением в пространстве после бурового калибрующего эжекционного агрегата, расположенного на расстоянии 350 мм от выхода из эжекционной камеры, и поверхностью забоя возрастает. Исключение составляет поведение потока буровой жидкости при соотношении 5, равном 0,83. При сравнении величин основных параметров, полученных при 5=0,83 и 5=0,82, очевидно, что при соотношении 5=0,83 эффект относительного разрежения слабее. Об этом свидетельствуют большее абсолютное давление на поверхности забоя скважины (5083 = 4,135468 МПа > 4,024305 МПа = = 50 82) и меньший перепад абсолютного давления между сечением в пространстве после бурового калибрующего эжекционного агрегата, расположенного на расстоянии 350 мм от выхода из эжекционной камеры, и поверхностью забоя скважины (5083 = 1,870726 МПа < 1,973654 МПа = = 50 82). Данное явление связано с тем, что уменьшение суммы площадей внутренних выходных поперечных сечений эжекционных насадок приводит к возникновению обширных вихревых зон (рис. 4), оказывающих значительное влияние на общее перераспределение потоков бурового раствора. Таким образом, величина абсолютного давления в призабойной зоне начинает расти за счет преобладающего эффекта нагнетания в зоне работы гидромониторных насадок. Уменьшить сумму площадей внутренних выходных поперечных сечений эжек-
ционных насадок при соотношении 5 > 0,83 не представляется возможным, поскольку многократно увеличивается вероятность закупоривания проточной части эжекционной камеры шламом
за счет возникновения критически больших вихревых зон, что может привести к полной дезорганизации работы промывочной системы и выводу из строя бурового инструмента. Следовательно,
Таблица 3. Уменьшение величины абсолютного давления на поверхности забоя скважины при различных вариантах соотношения геометрических характеристик выходных внутренних поперечных сечений центральной напорной и боковых эжекционных насадок и давления на поверхности забоя при созданном эффекте относительного разрежения
Table 3. The decrease in the absolute pressure on the bottom-hole surface with various options for the ratio of the geometric characteristics
of the output internal cross sections of the central pressure head and side ejection nozzles and pressure on the bottom-hole surface with the created
effect of relative rarefaction
Расчетный случай Controlling case Соотношение геометрических характеристик выходных внутренних поперечных сечений центральной напорной и боковых эжекционных насадок S The ratio of the geometric characteristics of the output internal cross sections of the central pressure head and side ejection nozzles S Давление на поверхности забоя при созданном эффекте относительного разрежения, МПа Pressure on the face surface with the created relative rarefaction effect, MPa Давление на поверхности забоя без использования эжекционных камер, МПа Pressure on the surface of the bottom-hole without the use of ejection chambers, MPa Снижение абсолютного давления, % The decrease in absolute pressure,%
1 0,28 4,940683 22,8
2 0,30 5,022043 21,5
3 0,35 4,830731 25,0
4 0,39 4,627547 27,7
5 0,55 4,379418 6,401538 31,6
6 0,62 4,198711 34,4
7 0,75 4,076641 36,3
8 0,80 4,044068 36,8
9 0,82 4,024305 37,1
10 0,83 4,135468 35,4
максимальное значение соотношения S для определяемого диапазона наиболее эффективной работы бурового калибрующего эжекционного агрегата равно 0,82.
При оценке минимальной величины соотношения S для определения диапазона наиболее эффективной работы бурового калибрующего эжекционного агрегата необходимо учитывать два фактора: величину абсолютного давления на поверхности забоя [16, 17] и минимально необходимый расход бурового раствора, требующийся для успешной работы гидромониторных насадок и очистки и охлаждения породоразрушающих элементов долота [18, 19].
На основе компьютерного моделирования эффекта относительного разрежения, создаваемого буровым калибрующим эжекционным агрегатом в процессе бурения скважины, для исходных данных, использованных в данном исследовании (расход на входе -69 л/с; давление на выходе - 6 МПа), была получена величина абсолютного давления на поверхности забоя скважины для конструкции без эжекционной камеры, составившая 6,401538 МПа.
Данная величина впоследствии была использована для оценки эффективности процесса создания относительного разрежения в призабойной зоне и в наддолотном пространстве. Было принято, что по отношению к величине абсолютного давления на поверхности забоя скважины для конструкции без эжекционных камер эффективность процесса создания относительного разрежения, то есть уменьшение величины абсолютного давления на поверхности забоя, должна быть не менее 25 %. Процентное уменьшение величины абсолютного давления на поверхности забоя скважины в зависимости от S по отношению к величине абсолютного давления на поверхности забоя скважины для конструкции без эжекционных камер показано в табл. 3. Согласно таблице условие, обеспечивающее уменьшение величины абсолютного давления на поверхности забоя не менее чем на 25 %, выполняется для всех расчетных случаев, за исключением вариантов 1-3.
Расчет минимального достаточного расхода бурового раствора, поступающего на долото через гидромониторные насадки для его охлаждения, показал,
что все исследуемые гидравлические системы удовлетворяют это му усл ов ию [20].
Таким образом, нижняя граница диапазона наиболее эффективной работы бурового калибрующего эжекционного агрегата при рассмотрении соотношения площадей внутренних выходных поперечных сечений центральной напорной и суммы эжекционных насадок соответствует величине соотношения S = 0,35.
Из сказанного следует, что диапазон наиболее эффективной работы бурового калибрующего эжекционного агрегата при создании эффекта относительного разрежения в призабойной зоне находится в пределах:
5=--^-—=(0,35*0,82). (2)
-'m + +
Использование установленного соотношения площадей внутреннего выходного поперечного сечения центральной напорной и суммы внутренних выходных поперечных сечений эжекционных насадок позволит повысить эффективность работы как самой системы промывки, так и бурового калибрующего эжекционнного агрегата в целом.
Литература:
1. Богомолов Р.М., Сериков Д.Ю., Гринев А.М., Дедов Н.И. Бурение дополнительных боковых стволов долотами PDC // Оборудование и технологии для нефтегазового комплекса. 2018. № 2. С. 17-20.
2. Кершенбаум В.Я., Торгашев А.В., Мессер А.Г. Буровой породоразрушающий инструмент. В 2-х тт. Т. 1. Шарошечные долота. Международный транслятор-справочник. М.: Наука и техника, 2003. 250 с.
3. Сериков Д.Ю., Богомолов Р.М., Панин Н.М. Совершенствование конструкций буровых долот истирающе-режущего типа // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. 2017. № 3. С. 32-34.
4. Новиков А.С., Сериков Д.Ю., Гаффанов Р.Ф. Бурение нефтяных и газовых скважин. М.: Нефть и газ, 2017. 307 с.
5. Сериков Д.Ю. Повышение эффективности шарошечного бурового инструмента с косозубым вооружением: дис. ... докт. техн. наук. М., 2018. 433 с.
6. Сериков Д.Ю. Шарошечные долота для реактивно-турбинного бурения. М.: Нефть и газ, 2016. 240 с.
7. Васильев А.В., Сериков Д.Ю. Совершенствование схем промывки шарошечных буровых долот. М.: Нефть и газ, 2015. 160 с.
8. Сериков Д.Ю., Васильев А.А. Анализ конструктивных особенностей систем промывки шарошечных буровых долот и их влияния на качество очистки забоя скважины // Оборудование и технологии для нефтегазового комплекса. 2015. № 3. С. 27-32.
9. Крылов К.А., Стрельцова О.А. Повышение долговечности и эффективности буровых долот. М.: Недра, 1983. 206 с.
10. Сериков Д.Ю., Серикова У.С. Повышение эффективности очистки шарошечных буровых долот // Территория «НЕФТЕГАЗ». 2018. № 4. С. 18-22.
11. Промывочный узел бурового долота: пат. RU 2505660 C1; МПК E21B 10/60 / Д.Ю. Сериков, В.А. Ясашин, Н.М. Панин, Р.М. Богомолов; патентообладатель - Панин Н.М.; № 2012141487/03; заявл. 28.09.2012; опубл. 27.01.2014; Бюлл. № 3. 5 с.
12. Сериков Д.Ю., Сморкалов Д.В. Совершенствование центрального промывочного узла трехшарошечного бурового долота // Территория «НЕФТЕГАЗ». 2014. № 12. С. 20-26.
13. Сазонов Ю.А. Расчет и конструирование струйных аппаратов. Учебное пособие. М.: РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина, 2016. 64 с.
14. Сериков Д.Ю., Пиканов К.А. Повышение качества проектирования вооружения бурового инструмента // Управление качеством в нефтегазовом комплексе. 2014. № 1. С. 21-23.
15. Сериков Д.Ю., Гинзбург Э.С. Повышение эффективности разрушения средних и твердых пород за счет использования косозубого вооружения шарошек // Оборудование и технологии для нефтегазового комплекса. 2015. № 4. С. 18-22.
16. Сериков Д.Ю. Совершенствование боковых гидромониторных насадок шарошечных буровых долот // Оборудование и технологии для нефтегазового комплекса. 2017. № 1. С. 9-14.
17. Сериков Д.Ю. Совершенствование геометрии вооружения шарошечных расширителей // Территория «НЕФТЕГАЗ». 2014. № 10. С. 26-30.
18. Долото для реактивно-турбинного бурения: пат. РФ № 2090733; МПК E21B 10/00 / В.А. Ясашин, Н.Г. Макаров, А.М. Назаров и др.; патентообладатель -Ясашин В.А.; № 94045582/03; заявл. 29.12.1994; опубл. 20.09.1997, Бюлл. № 26.
19. Палий П.А., Корнеев К.Е. Буровые долота: справочник. 3-е изд. М.: Недра, 1971. 445 с.
20. Масленников И.К., Матвеев Г.И. Инструмент для бурения скважин: справочное пособие. М.: Недра, 1981. 336 с.
References:
1. Bogomolov R.M., Serikov D.Yu., Grinev A.M., Dedov N.I. Drilling of Additional Sidetracks by Poly-Crystalline Diamond Cutter (PDC) Bits. Oborudovaniye i tekhnologii dlya neftegazovogo kompleksa = Equipment and Technologies for Oil and Gas Industry. 2018;(2):17-20. (In Russ.)
2. Kershenbaum V.Ya., Torgashev A.V., Messer A.G. Drilling Rock Cutting Tool. In 2 volumes. Vol. 1. Roller Bits. International translator-guide. Moscow: Nauka i tekhnika [Science and Technology]; 2003. (In Russ.)
3. Serikov D.Yu., Bogomolov R.M., Panin N.M. Updating of Construction of Scraping-Cutting Drill Bits. Stroitel'stvo neftyanykh i gazovykh skvazhin na sushe i na more = Construction of Oil and Gas Wells on Land and Offshore. 2017;(3):32-34. (In Russ.)
4. Novikov A.S., Serikov D.Yu., Gaffanov R.F. Drilling Oil and Gas Wells. Moscow: Neft' i gaz = Oil and Gas; 2017. (In Russ.)
5. Serikov D.Yu. Improving the Efficiency of Cone Drilling Tools with Helical Arms. Ph.D. thesis in Engineering Science. Moscow; 2018. (In Russ.)
6. Serikov D.Yu. Rolling Cutter Rock Bits for Reactive Turbo-Drilling. Moscow: Neft' i gaz [Oil and Gas]; 2016. (In Russ.)
7. Vasiliev A.V., Serikov D.Yu. Improving Flushing of Cone Drill Bits. Moscow: Neft' i gaz [Oil and Gas]; 2015. (In Russ.)
8. Serikov D.Yu., Vasiliev A.A. Analysis of Structural Specific Features of Washing Systems of Rolling-Cutter Drill Bits and Their Effect on the Quality of a Well Bottom Cleaning. Oborudovaniye i tekhnologii dlya neftegazovogo kompleksa = Equipment and Technologies for Oil and Gas Industry. 2015;(3):27-32. (In Russ.)
9. Krylov K.A., Streltsova O.A. Increased Durability and Efficiency of Drill Bits. Moscow: Nedra; 1983. (In Russ.)
10. Serikov D.Y., Serikova U.S. Cleaning Efficiency Enhancement of Roller-Cutter Bits. Territorija "NEFTEGAS" = Oil and Gas Territory. 2018;(4):18-22. (In Russ.)
11. Flushing Assembly of Drilling Bit: patent RU 2505660 C1; IPC E21B 10/60; authors - Serikov D.Yu., Yasashin V.A., Panin N.M., Bogomolov R.M.; patent holder - Panin N.M.; No. 2012141487/03; appl. 28.09.2012; publ. 27.01.2014; Bull. No. 3. 5 p. (In Russ.)
12. Serikov D.Yu., Smorkalov D.A. Improvement of the Central Water Jet Unit of the Tricone Drilling Bit. Territorija «NEFTEGAS» = Oil and Gas Territory. 2014;(12):20-26. (In Russ.)
13. Sazonov Yu.A. Calculation and Design of Inkjet Apparatus. Tutorial. Moscow: Gubkin Russian State University of Oil and Gas; 2016. (In Russ.)
14. Serikov D.Yu., Pikanov K.A. The Drilling Tool Roller Cutter Instantaneous Axis Position Determination Method. Stroitel'stvo neftjanyh i gazovyh skvazhin na sushe i na more = Construction of Oil and Gas Wells Onshore and Offshore. 2014;(5):20-23. (In Russ.)
15. Serikov D.Yu., Ginzburg E.S. Increase of Efficiency of Medium and Hard Rocks Destruction Due to Use of Helical Structures of Rolling-Cutter Drill Bits. Oborudovaniye i tekhnologii dlya neftegazovogo kompleksa = Equipment and Technologies for Oil and Gas Industry. 2015;(4):18-22. (In Russ.)
16. Serikov D.Yu. Updating of Lateral Jet Nozzles of Rolling Cutter Drill Bit. Oborudovaniye i tekhnologii dlya neftegazovogo kompleksa = Equipment and Technologies for Oil and Gas Industry. 2017;(1):9-14. (In Russ.)
17. Serikov D.Yu. Improvement the Geometry of Pin-and-Roller Reamer Cutting Structure. Territorija «NEFTEGAS» = Oil and Gas Territory. 2014;(10):26-30. (In Russ.)
18. Bit for Jet-Turbine Drilling: Patent of the Russian Federation No. 2090733; IPC E21B 10/00; authors - V.A. Yasashin, N.G. Makarov, A.M. Nazarov et al.; patent holder - Yasashin V.A.; No. 94045582/03; appl. 29.12.1994; publ. 20.09.1997, Bull. No. 26. (In Russ.)
19. Paliy P.A., Korneyev K.E. Drill Bits. A guide. 3rd ed. Moscow: Nedra; 1971. (In Russ.)
20. Maslennikov I.K., Matveyev G.I. Tool for Drilling Wells. A reference guide. Moscow: Nedra; 1981. (In Russ.)
