CC BY
25БУРЕНИЕ
УДК 622.24+621.694.2
Д.Ю. Сериков1, e-mail: serrico@rambler.ru; А.В. Васильев1; К.А. Мягков2
1 Федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего образования «Российский государственный университет нефти и газа (Национальный исследовательский университет) имени И.М. Губкина» (Москва, Россия).
2 ООО «ТехПромАрма» (Москва, Россия).
Новая конструкция наддолотного прямолопастного калибратора-эжектора
Проблемы совершенствования породоразрушающего инструмента приобретают все большую актуальность, что обусловлено необходимостью бурения глубоких и сверхглубоких скважин. В особенности это касается проводки многозабойных наклонно и горизонтально направленных скважин. Одним из элементов повышения показателей работы породоразрушающего инструмента является оптимизация гидродинамических процессов систем промывки долотной забойной и наддолотной зон. Научно-исследовательские и опытно-конструкторские работы в этом направлении подразумевают учет влияния максимально возможного количества параметров, присущих различным режимам бурения и компоновкам бурового навеса. С учетом этих особенностей была разработана новая конструкция наддолотного калибратора-эжектора, не только позволяющая повысить эффективность очистки инструмента и всей призабойной зоны, но и способствующая интенсификации разрушения породы.
В статье приводится описание конструктивных особенностей и принципа работы нового калибратора-эжектора. Отмечено, что технический результат при использовании предложенной конструкции достигается за счет того, что верхняя часть корпуса наддолотного калибратора-эжектора выполнена с эжекционными камерами, сообщающимися с центральным каналом посредством радиальных и продольных каналов определенного диаметра. На конце каждого выходного канала установлена эжекционная насадка, расстояние от среза которой до поверхности забоя находится в пределах, рассчитанных авторами статьи. С позиции достижения технического результата обоснованы также размеры площади поперечного сечения напорной насадки, установленной в нижней части центрального промывочного канала, а также высота эжекционных камер.
Ключевые слова: буровое долото, наддолотный калибратор-эжектор, эжекционная насадка, промывочная жидкость.
D.Yu. Serikov1, e-mail: serrico@rambler.ru; A.V. Vasiliev1; K.A. Myagkov2
1 Federal State Autonomous Educational Institution for Higher Education "Gubkin Russian State University of Oil and Gas (National Research University)" (Moscow, Russia).
2 TechPromArma LLC (Moscow, Russia).
A New Design for Straight Blade Above-Bit Calibrator and Ejector
The improvement of rock destruction tools is an increasingly relevant issue, because of the need for deep and ultradeep well-drilling. This applies in particular to the horizontally and deviated branched wells. One of the things that improve performance of rock destruction tools is the optimization of hydrodynamic processes occurring in flushing systems of bottom-hole and above-bit zones. Research and development in this area imply taking into account the maximum possible number of parameters of the various drilling modes and mud house configurations. Given those peculiarities, a new type of above-bit calibrator and ejector was designed that would not only enhance the efficiency of cleaning the tools and the entire bottom-hole zone, but also intensify the rock destruction.
The article describes design features and working principle of the new calibrator and ejector. It is noted that technical result when using the proposed design is achieved in that the top of above-bit calibrator and ejector is provided with ejection chambers connected to the central watercourse by radial and longitudinal channels of specific diameters. At the end of each outlet, there is an ejection nozzle. The distance from that nozzle's cutoff to the bottom-hole face is within the range calculated by the authors. The article also justifies the cross-section area size of jet nozzle at the bottom of central watercourse, as well as the height of ejection chambers in terms of achieving technical results.
Keywords: drilling bit, above-bit calibrator and ejector, ejection nozzle, mud.
14
№ 7-8 август 2019 ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ
К числу основных задач современных техники и технологии бурения нефтяных и газовых скважин относится увеличение скорости бурения и проходки на инструмент. Многочисленными исследователями как в лабораторных, так и в промысловых условиях установлено, что одним из перспективных путей повышения эффективности работы буровых долот является улучшение очистки их вооружения и всей призабойной зоны скважины от выбуренной породы [1, 2]. Вместе с тем существует еще одна возможность повышения основных показателей бурения - использование энергии разбуриваемой горной породы или пластового давления. Пластовое давление определяется как давление флюидов, содержащихся в пласте-коллекторе. Если пласт непроницаем, он не является коллектором, но, как правило, в осадочных породах всегда имеются поры, заполненные каким-либо флюидом. В этом случае говорят о поровом давлении. Вскрытие массива при бурении нарушает сложившийся баланс напряжений, и около ствола скважины формируется силовое поле с их максимальной концентрацией. Когда несущая способность пород оказывается недостаточной, около скважины образуется некоторая предельная область, или область минимальных напряжений. Породы в этой области претерпевают весь спектр деформаций - от упругих до упругопластических и пластических с последующим разрушением [3]. В результате образования трещин породы увеличиваются в объеме и перемещаются в ствол скважины, т. е. или обрушаются, или выпучиваются. При этом напряжения в предельной области уменьшаются, происходит разрядка упругой энергии пласта.
Разрушение пород в пристволовой зоне зависит от интенсивности действующих напряжений, реологических свойств породы и скорости вскрытия массива. При определенных условиях разрядка упругой энергии может сопровождаться «стрелянием» (к примеру, «стреляющие» аргиллиты Норильского рудного поля), осыпями и обвалами пород. Аномально низкое поровое давление может довести механическую скорость проходки до очень низких значений. Так, на площадях Полтавского управления буровых работ (Украина) есть пласты, где механическая скорость проходки не превышает 10-15 см в сутки, это связывают с аномально низким поровым давлением. Вероятность таких явлений повышается с глубиной скважины и ростом поровых давлений [4, 5]. Известно, что при наклонно-направленном бурении, особенно многоствольном и кустовом, когда скважины имеют сложный пространственный профиль, чаще всего над долотом для выравнивания ствола до номинального диаметра, снижения поперечных колебаний долота и вала забойного двигателя устанавливается калибратор-центратор - опорно-центрирующий элемент компоновки низа буровой колонны для стабилизации параметров кривизны ствола скважины [6, 7]. Это способствует увеличению гидравлического со-
противления в наддолотной зоне, что увеличивает дифференциальное давление на забое. Для повышения скорости потоков с выбуренным шламом можно либо увеличить скорость истечения промывочной жидкости из насадок, либо разогнать их с помощью эжекционного устройства в этой зоне [8, 9]. Такое устройство можно расположить в теле лопастного калибратора, модифицировав его конструкцию и перераспределив потоки промывочной жидкости. Используя эффект струйного насоса, можно интенсифицировать промывку в наддолотной зоне, в зоне работы калибратора и во всем затрубном пространстве низа бурильной колонны. Кроме того, в зоне забоя за счет эжекции можно добиться уменьшения дифференциального давления, т. е. создать местную депрессию пласта, что может способствовать увеличению скорости проходки долота. Создание за счет использования различных эжекционных систем зон «разряжения» над забоем позволяет снизить дифференциальное давление над забоем и увеличить механическую скорость проходки путем разрядки пласта или пор и улучшения очистки забоя [10, 11].
КОНСТРУКЦИЯ НАДДОЛОТНОГО ПРЯМОЛОПАСТНОГО КАЛИБРАТОРА-ЭЖЕКТОРА С ЭЖЕКЦИОННОЙ СИСТЕМОЙ ОЧИСТКИ
В целях увеличения скорости бурения и проходки на инструмент на основе перечисленных факторов была разработана новая конструкция наддолотного прямолопастного калибра-
Ссылка для цитирования (for citation):
Сериков Д.Ю., Васильев А.В., Мягков К.А. Новая конструкция наддолотного прямолопастного калибратора-эжектора // Территория «НЕФТЕГАЗ». 2019. № 7-8. С. 14-19.
Serikov D.Yu., Vasiliev A.V., Myagkov K.A. A New Design for Straight Blade Above-Bit Calibrator and Ejector. Territorija "NEFTEGAS" [Oil and Gas Territory]. 2019;(7-8):14-19. (In Russ.)
TERRITORIJA NEFTEGAS - OIL AND GAS TERRITORY No. 7-8 August 2019
15
БУРЕНИЕ
Рис. 1. Общий вид наддолотного калибратора-эжектора в продольном разрезе:
1 - полый корпус; 2 - породоразрушающие элементы; 3 - эжекционные насадки; 4 - выходные эжекционные каналы; 5 - заглушка; 6 - входные эжекционные каналы; 7 - чередующиеся длинные и укороченные лопасти; 8 - внутренний промывочный канал; 9 - подпорная насадка; 10 - инструмент; 11 - буровое долото; 12 - лапы; 13 - цапфы; 14 - шарошки; 15 - зубчатое вооружение; L - расстояние от среза эжекционной насадки до поверхности забоя, м; L , L3 - длина укороченных лопастей, м; L4 - длина длинной лопасти, м; I - продольное сечение эжекционных каналов
Fig. 1. General appearance of the above-bit calibrator and ejector in longitudinal section: 1 - hollow body; 2 - rock destructing elements; 3 - ejection nozzles; 4 - ejection outlets; 5 - blind; 6 - ejection inlets; 7 - alternate long and shorted blades; 8 - inner watercourse; 9 - retainer; 10 - tool; 11 - drilling bit; 12 - arms; 13 - axles; 14 - cones; 15 - geared cutting structure; L - distance from the nozzle cutoff to the bottom-hole face m; L , L3 - shorted blades length, m; L4 - long blade length, m; I - longitudinal section of ejection channels
тора-эжектора, оснащенного эжекционной системой очистки скважины (рис. 1).
Наддолотный калибратор-эжектор включает полый корпус 1 с выполненными в нем выходными 4 и входными 6 эжекционными каналами. Для создания герметизации ка-
Рис. 2. Продольное сечение эжекционных каналов: 1 - чередующиеся длинные и укороченные лопасти; 2 - внутренний промывочный канал; 3 - выходные эжекционные каналы; 4 - входные эжекционные каналы; d1 и d2 - диаметры входящего и выходящего эжекционных каналов соответственно, м; L1 - длина укороченных лопастей, м
Fig. 2. Longitudinal section of ejection channels:
1 - alternate long and shorted blades; 2 - inner watercourse; 3 - ejection outlets; 4 - ejection inlets; d1 and d2 - ejection inlet and outlet diameters respectively, m; L1 - shorted blades length, m; I - longitudinal section of ejection channels
нала 6 используется специальная заглушка 5. На наружной поверхности корпуса 1 выполнены чередующимися через одну длинные и укороченные лопасти 7, армированные породоразрушающими элементами 2. В укороченных лопастях 7 размещены эжекционные каналы 4 и 6. На выходе вертикальных эжекционных каналов 4 установлены эжекционные насадки 3. Диаметры отверстий цилиндрических каналов 4 и 6 должны удовлетворять соотношению d1 = (1,1 -г- l,5)d2 (рис. 2), где d1 и d2 - диаметры входящего и выходящего эжекционных каналов соответственно, м. Данное соотношение обеспечивает предварительное поджатие и ускорение струи промывочной жидкости перед входом в эжекционную насадку и требуемую скорость потока, исходящего из эжекционнной насадки (рис. 3). Эжекционные насадки 3 на укороченных лопастях 7установлены таким образом, чтобы срезы их выходных отверстий располагались на расстоянии L = (1,7 г 2,5)DD, где L - расстояние от среза эжекционной насадки до поверхности забоя, м; Dd - диаметр бурового долота, м. Такое соотношение обеспечивает эффективный подхват струй промывочной жидкости, обогащенных шламом, поднимающихся от поверхности забоя эжекционными насадками 3, значительно ускоряя их и эвакуируя со значительно большей скоростью в межтрубное пространство. При L > 2,5DD происходит частичное падение скорости поднимающихся с забоя потоков промывочной жидкости, обогащенных выбуренной породой, а эжекционные потоки, истекающие из эжекционных насадок, не подхватывают, а вновь разгоняют и ускоряют их. При этом не удается создать достаточное разряжение на поверхности забоя, позволяющее существенно улучшить производительность работы бурового инструмента. При L < 1,7DD эжекционные насадки наддолотного калибратора-эжектора создают из-
16
№ 7-8 август 2019 ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ
быточное разрежение в зоне забоя, что негативно влияет на движение потоков промывочной жидкости, проходящих через гидромониторные насадки долота 11, и дезорганизует работу промывочной системы бурового инструмента в целом. В нижней части внутреннего промывочного канала 8 установлена подпорная насадка 9, обеспечивающая необходимое перераспределение гидравлических потоков промывочной жидкости, идущих на промывку инструмента 10 и работу эжекционных насадок 3. Площадь поперечного внутреннего сечения подпорной насадки 9 связана с суммой площадей поперечных внутренних сечений всех эжекционных насадок 3 соотношением = (0,3 4 0,37)(5И + + Зу3), где - площадь внутреннего поперечного сечения напорной насадки, м2; Зи, Зу2, Зу3 - площади внутренних поперечных сечений первой, второй и третьей эжекционных насадок соответственно, м2 (рис. 3-4). Указанное соотношение позволяет добиться требуемого перераспределения давлений и, соответственно, потоков промывочной жидкости, идущих на промывку инструмента и призабойной зоны, и работы эжекторной системы, обеспечивая их эффективное взаимодействие [12]. Кроме того, данное соотношение создает необходимое разряжение во всей призабойной зоне и зоне работы долота, позволяющее эффективно отсасывать разрушенную породу из зоны работы вооружения бурового инструмента сквозь межлопастные пространства (рис. 3). При > 0,37д(3н1 + ЗМ2 + Зу3) большее количество промывочной жидкости будет использоваться для работы эжекционной системы, увеличивая скорость ее истечения через эжекционные
насадки, при этом подача промывочной жидкости, идущей на промывку долота, сократится, как и качество его очистки. Кроме того, уменьшатся скорость и объем промывочной жидкости, обогащенной шламом, поднимающейся с забоя. При < 0,3д(3у1 + Зу2 + Зу3) большее количество промывочной жидкости будет использоваться для промывки долота и поверхности забоя. При этом подача промывочной жидкости, идущей на работу эжекционной системы, сократится, что неминуемо скажется на скорости истечения промывочной жидкости сквозь эжекционные насадки, вследствие чего эжекционный эффект в целом снизится. Длина укороченных лопастей L1, L3, L5 (рис. 4) рассчитана таким образом, чтобы высота каждой эжекционной камеры, образованной стенкой скважины, корпусом наддолотного калибратора-эжектора и его соседними длинными лопастями 1г, ¿4, 1-6, составляла:
где г1 - внешний радиус наддолотного калибратора-эжектора, м; г 2 - радиус корпуса наддолотного калибратора-эжектора, м; о^ - угол между крайними внешними точками, расположенными на внешнем диаметре наддолотного калибратора-эжектора со стороны внутренних поверхностей двух смежных длинных лопастей, а2 - угол между крайними внутренними точками, расположенными на внешнем диаметре корпуса наддолотного калибратора-эжектора со стороны внутренних поверхностей двух смежных длинных лопастей. Данное
XXVI специализированная выставка
!шшт
\ марка
АО «Тюменская ярмарка»
Адрес: Россия, 625013, г. Тюмень, ул. Севастопольская, 12, Выставочный зал телефакс: (3452) 48-55-56, 48-66-99, 48-53-33; e-mail: tyumfair@gmail.com. www.expo72.ru
JLr Топлив
БУРЕНИЕ
Рис. 3. Общий вид корпуса наддолотного калибратора-эжектора:
1 - чередующиеся длинные и укороченные лопасти; 2 - эжекционная
насадка; 3 - межлопастное пространство; 4 - заглушка;
5 - породоразрушающие элементы; 6 - шарошки; 7 - подпорная
насадка; LK - высота эжекционной камеры; L, L , L5 - длина укороченных
лопастей, м; L , L , L6 - длина длинных лопастей, м
Fig. 3. General appearance of the above-bit calibrator and ejector body:
1 - alternate long and shorted blades; 2 - ejection nozzle; 3 - interblade
space; 4 - blind; 5 - rock destructing elements; 6 - cones; 7 - retainer;
LK - ejection chamber height; L, L , L5 - shorted blades length, m;
L2, L4, L6 - long blade length, m
соотношение позволяет наиболее эффективно разгонять и эжектировать восходящие с забоя потоки промывочной жидкости, обогащенной шламом, направляя их в затрубное пространство со значительно большей скоростью, нежели при использовании обычного наддолотного калибратора.
ПРИНЦИП РАБОТЫ НАДДОЛОТНОГО КАЛИБ РАТО РА-ЭЖЕКТО РА
При осуществлении вращения колонны бурильных труб с закрепленным на них буровым долотом 11 его шарошки 14, вращаясь на цапфах 13 лап 12, перемещаются по забою и своим зубчатым вооружением 15 под действием крутящего
Рис. 4. Поперечное сечение эжекционной камеры: 1 - подпорная насадка; 2 - эжекционная насадка; 3 - шарошка; 4 - лопасти; 5 - полый корпус; L, L , L5 - длина укороченных лопастей, м; L2, L4, L6 - длина длинных лопастей, м; ABCD - поперечное сечение; r1 - внешний радиус наддолотного калибратора-эжектора, м; r2 - радиус корпуса наддолотного калибратора-эжектора, м; а - угол между крайними внешними точками, расположенными на внешнем диаметре наддолотного калибратора-эжектора со стороны внутренних поверхностей двух смежных длинных лопастей, а2 - угол между крайними внутренними точками, расположенными на внешнем диаметре корпуса наддолотного калибратора-эжектора со стороны внутренних поверхностей двух смежных длинных лопастей; dN, dm, dN2, dN3 - диаметр эжекционных насадок, м Fig. 4. Cross-section of ejection chamber:
1 - retainer; 2 - ejection nozzle; 3 - cone; 4 - blades; 5 - hollow body; L, L , L5 - shorted blades length, m; L2, L4, L6 - long blade length, m; ABCD - cross-section; rt - outer radius of the above-bit calibrator and ejector, m; r2 - body radius of the above-bit calibrator and ejector, m; dj - angle between the most exterior points located on the outer diameter of the above-bit calibrator and ejector on the inner surface side of two adjacent long blades, degrees; a2 - angle between the most interior points located on the outer diameter of the above-bit calibrator and ejector on the inner surface side of two adjacent long blades; dN, dNJ, dN2, dN3 -ejection nozzle diameter, m
момента и вертикальной нагрузки на инструмент разбуривают породу забоя, одновременно осуществляя калибрование стенки скважины (рис. 1) [13]. В свою очередь, промывочная жидкость, которая прокачивается через внутреннее пространство колонны бурильных труб и инструмента 10, эвакуирует шлам из зоны работы долота. Для интенсификации процесса очистки инструмента и всей призабойной зоны в целом непосредственно над долотом устанавливается наддолотный калибратор-эжектор. Промывочная жидкость, проходя сквозь внутренний промывочный канал 8 наддолотного калибратора-эжектора, достигает подпорной насадки 9, которая создает определенное гидравлическое сопротивление и, соответственно, давление во внутренней зоне наддолотного калибратора-эжектора,
18
№ 7-8 август 2019 ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ
заставляющего промывочную жидкость двигаться во входной 6 и далее выходной 4 эжекционные каналы. Далее промывочная жидкость через эжекционную насадку 3 попадает в эжекционную камеру, образованную стенками скважины, корпусом наддолотного калибратора-эжектора и его двумя смежными длинными лопастями 7. В этой зоне протоки промывочной жидкости, исходящие из эжекционных насадок 3, смешиваются с более медленными восходящими потоками промывочной жидкости, обогащенной разрушенной породой, поднимающейся с поверхности забоя скважины сквозь межлопастные пространства (3 на рис. 3). В результате взаимодействия потоков возникает общий эжектированный
поток, обладающий значительно большей скоростью и подъемной силой, нежели восходящий с забоя [14]. Помимо этого в призабойной зоне создается относительное разряжение, которое способствует не только улучшению очистки призабойной зоны, но и вскрытию массива разбуриваемой породы за счет уменьшения дифференциального давления на забой. Таким образом, использование наддолотного калибратора-эжектора новой конструкции при бурении нефтяных и газовых скважин позволит повысить механическую скорость и проходку на инструмент, обеспечив также требуемую ци-линдричность стволов, особенно в условиях наклонного и горизонтального бурения.
References:
1. Vyshegorodtseva G.I., VasiLiev A.A., Serikov D.Yu. Ways of Perfecting Efficiency of Bottom Hole Cleaning While Drilling by Rolling Cutter Drill Bit. StroiteL'stvo neftyanyh i gazovyh skvazhin na sushe i na more [Construction of OiL and Gas WeLLs on Land and Offshore]. 2015;(6):12-17. (In Russ.)
2. Serikov D.Yu. Drilling Bits for Reactive Turbine-Unit Drilling. Moscow: Neft' i gaz [OiL and Gas]; 2015. (In Russ.)
3. Verisokin A. E., Marevsky A. D., Grab A.N., et aL. Influence of Rock Deformations, that Occur when Conducting a Formation HydrauLic Fracturing, on a CoLLector Strength. StroiteL'stvo neftyanyh i gazovyh skvazhin na sushe i na more [Construction of OiL and Gas WeLLs on Land and Offshore]. 2018;(7):35-38. (In Russ.)
4. Novikov A.S., Serikov D.Yu., Gaffanov R.F. DriLLing of OiL And Gas WeLLs. Moscow: Neft' i gaz [OiL and Gas]; 2017. (In Russ.)
5. Verisokin A.E., Zinoveva L.M., Grab A.N., et aL. The Mechanism of Deformaion Processes that Occur when Conducting HydrauLic Fracturing of a Formation in HorisontaL WeLLs. StroiteL'stvo neftyanyh i gazovyh skvazhin na sushe i na more [Construction of OiL and Gas WeLLs on Land and Offshore]. 2018;(10):50-53. (In Russ.)
6. BogomoLov R.M., Serikov D.Yu., Grinev A.M., Dedov N.I. DriLLing of AdditionaL Sidetracks by PoLy-CrystaLLine Diamond Cutter (PDC) Bits. Oborudovanie i tekhnoLogii dLya neftegazovogo kompLeksa [Equipment and TechnoLogies for OiL and Gas Industry]. 2018;(2):17-20. (In Russ.)
7. BogomoLov R.M., Serikov D.Yu. Vibration Damper-CaLibrator. Oborudovanie i tekhnoLogii dLya neftegazovogo kompLeksa [Equipment and TechnoLogies for OiL and Gas Industry]. 2018;(3):39-43. (In Russ.)
8. Serikov D.Yu. Improvement of the Effectiveness of the RoLLer Cutter DriLLing TooL with the HeLicaL Cutting Structure. Thesis for a doctor's degree (Engineering Sciences). Moscow; 2018. (In Russ.)
9. VasiLiev A.A., Vyshegorodtseva G.I., Serikov D.Yu. The Research of Influence of Washing Scheme of RoLLing-Cutter DriLL Bit on Bottom HoLe CLeaning. StroiteL'stvo neftyanyh i gazovyh skvazhin na sushe i na more [Construction of OiL and Gas WeLLs on Land and Offshore]. 2015;(5):25-28. (In Russ.)
10. VasiLiev A.V., Serikov D.Yu. Improvement of the Washing Systems of RoLLing-Cutter DriLL Bits. Moscow; Neft' i gaz [OiL and Gas]; 2015. (In Russ.)
11. 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. Oborudovanie i tekhnoLogii dLya neftegazovogo kompLeksa [Equipment and TechnoLogies for OiL and Gas Industry]. 2015;(3):27-32. (In Russ.)
12. Serikov D.Yu., SmorkaLov D.V. Improvement of the CentraL Water Jet Unit of the Tricone DriLLing Bit. Territorija «NEFTEGAS» [OiL and Gas Territory]. 2014;(12):22-28. (In Russ.)
13. Spiridonov S.V., Serikov D.Yu. Wear-Out of DriLL-Bit Cutting Structures. StroiteL'stvo neftyanyh i gazovyh skvazhin na sushe i na more [Construction of OiL and Gas WeLLs on Land and Offshore]. 2014;(10):37-41. (In Russ.)
14. Serikov D.Yu., Serikova U.S. CLeaning Efficiency Enhancement of RoLLer-Cutter Bits. Territorija «NEFTEGAS» [OiL and Gas Territory]. 2018;(4):18-22. (In Russ).
Литература:
1. Вышегородцева Г.И., Васильев А.А., Сериков Д.Ю. Пути повышения эффективности очистки забоя при бурении шарошечными долотами // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. 2015. № 6. С. 12-17.
2. Сериков Д.Ю. Шарошечные долота для реактивно-турбинного бурения. М.: Нефть и газ, 2016. 240 с.
3. Верисокин А.Е., Марьевский А.Д., Граб А.Н. и др. Влияние деформаций породы, возникающих при проведении гидроразрыва пласта, на прочность коллектора // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. 2018. № 7. С. 35-38.
4. Новиков А.С., Сериков Д.Ю., Гаффанов Р.Ф. Бурение нефтяных и газовых скважин. М.: Нефть и газ, 2017. 307 с.
5. Верисокин А.Е., Зиновьева Л.М., Граб А.Н. и др. Механизм деформационных процессов, возникающих при проведении гидроразрыва пласта в горизонтальных скважинах // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. 2018. № 10. С. 50-53.
6. 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.
7. Богомолов Р.М., Сериков Д.Ю. Виброгаситель-калибратор // Оборудование и технологии для нефтегазового комплекса. 2018. № 3. С. 39-43.
8. Сериков Д.Ю. Повышение эффективности шарошечного бурового инструмента с косозубым вооружением: дисс. ... докт. техн. наук. М., 2018. 433 с.
9. Васильев А.А., Вышегородцева Г.И., Сериков Д.Ю. Исследование влияния схемы промывки шарошечного бурового долота на очистку забоя скважины // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. 2015. № 5. С. 25-28.
10. Васильев А.В., Сериков Д.Ю. Совершенствование схем промывки шарошечных буровых долот. М.: Нефть и газ, 2015. 159 с.
11. 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.
12. Сериков Д.Ю., Сморкалов Д.В. Совершенствование центрального промывочного узла трехшарошечного бурового долота // Территория «НЕФТЕГАЗ». 2014. № 12. С. 20-25.
13. Спиридонов С.В., Сериков Д.Ю. Математическое моделирование процесса износа вооружения бурильного инструмента // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. 2014. № 10. С. 37-41.
14. Сериков Д.Ю., Серикова У.С. Повышение эффективности очистки шарошечных буровых долот // Территория «НЕФТЕГАЗ». 2018. № 4. С. 18-22.
TERRITORIJA NEFTEGAS - OIL AND GAS TERRITORY No. 7-8 August 2019
19
