автореферат диссертации по машиностроению и машиноведению, 05.02.13, диссертация на тему:Исследование устойчивости возвышающейся части ствола скважины при проведении подземного ремонта с использованием мобильной гидравлической установки

На правах рукописи

ЗАЦЕПИН ВЛАДИСЛАВ ВЯЧЕСЛАВОВИЧ

ИССЛЕДОВАНИЕ УСТОЙЧИВОСТИ ВОЗВЫШАЮЩЕЙСЯ ЧАСТИ СТВОЛА СКВАЖИНЫ ПРИ ПРОВЕДЕНИИ ПОДЗЕМНОГО РЕМОНТА С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ МОБИЛЬНОЙ ГИДРАВЛИЧЕСКОЙ УСТАНОВКИ

Специальность 05.02.13 - Машины, агрегаты и процессы (нефтегазовая промышленность)

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Москва -2005 г.

Работа выполнена на кафедре «Машины и оборудование нефтяной и газовой промышленности» Российского государственного университета нефти и газа им. И.М. Губкина.

Научный руководитель: доктор технических наук, профессор

Чубанов Отто Викторович Официальные оппоненты: доктор технических наук, профессор

Молчанов Александр Георгиевич; доктор технических наук Харченко Юрий Алексеевич Ведущее предприятие: ООО «ВНИИГАЗ»

- ff с

Защита состоится «29» ноября 2005 года в часов на заседании диссертационного совета Д 212.200.07 Российского государственного университета нефти и газа им. И.М. Губкина по адресу: 117917, г. Москва, ГСП-1, Ленинский проспект, 65.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Российского государственного университета нефти и газа им. И.М. Губкина

Отзывы на автореферат в двух экземплярах с заверенными гербовой печатью подписями просим направлять по адресу: 117917, г. Москва, ГСП-1, Ленинский проспект, 65. Российский государственный университет нефти и газа им. И.М. Губкина, Ученый совет.

Автореферат разослан «2S» октября 2005 г.

Ученый секретарь диссертационного совета, к.т.н.

Э.С. Гинзбург

2011Ь

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность темы. Продолжающееся освоение морских месторождений нефти и газа шельфа Российской Федерации приводит к появлению новых и корректировке уже существующих технических задач. Тем не менее, учитывая высокий потенциал российского шельфа, запасы которого, согласно официальной оценке, составляют 15,$ млрд. т нефти и 84,5 м1 природного газа, решение таких научно-технических задач является одной из наиболее актуальных проблем, существующих сегодня в нефтегазовой промышленности.

При реализации проектов освоения нефтяных и газовых ресурсов континентального шельфа выбор техники и технологии освоения морских месторождений в первую очередь определяется сочетанием прогнозируемых объемов добычи углеводородов и экономической эффективности, характеризующим максимально малый срок окупаемости. Это приводит к возникновению ситуаций, когда пришлые технические решения в дальнейшем требуют привлечения для удовлетворения возникающих технологических потребностей дорогих в обслуживании технических средств.

Задача снижения расходов, возникающих при эксплуатации, является актуальной и перспективной, направленной на дальнейшее совершенствование средств освоения, в том числе и маргинальных морских нефтегазовых месторождений.

Одним из способов снижения капитальных затрат на обустройство шельфовых месторождений является использование сателлитных платформ (блок-кондукторов). Последние, в отличие от полноценных морских стационарных платформ, оснащенных полным комплектом бурового оборудования, приспособлены для бурения и ремонта скважин только с использованием самоподъемных буровых устш

овШбНШГОНАЛЬНАЯ I БИБЛИОТЕКА I

В процессе разработки нефтяных и газовых залежей, расположенных на шельфе, независимо от выбора способов и средств эксплуатации, появляется необходимость проведения ремонтных работ в скважинах, поэтому возникает вопрос организации работ по подземному ремонту, в том числе на блок-кондукторах. Поскольку стоимость аренды и/или использования СПБУ весьма высока, поиск новых схем проведения ремонтных работ на скважинах является актуальной задачей.

Применение современных технических средств, а именно гидравлических ремонтных установок, может способствовать решению поставленной задачи. Однако при этом возникает комплекс проблем, связанных с оценкой несущей способности возвышающейся над дном моря части ствола скважины, на колонную головку которого при выполнении технологических операций передается вертикальная нагрузка со стороны гидравлической установки.

Целью работы является создание методики расчета для определения несущей способности возвышающейся над дном моря части ствола скважины.

Основные задачи исследования:

- изучение особенностей проведения подземного ремонта скважин, расположенных на морском нефтегазопромысловом сооружении, при использовании мобильной гидравлической установки по сравнению с традиционным оборудованием;

- изучение характера и особенностей приложения внешних и внутренних нагрузок к возвышающейся части ствола скважины при различных условиях эксплуатации;

- разработка метода расчета устойчивости возвышающейся части ствола скважины.

Научная новизна.

1. Предложена схема проведения работ по подземному ремонту скважин, расположенных на морских сателлитных платформах (блок-кондукторах), с использованием мобильной Гидравлической установки.

2. Показано, что использование принципов расчета потери устойчивости по Эйлеровым законам для возвышающейся части ствола скважины при спущенной колонне насосно-компрессорных труб приводит к существенным ошибкам. Для получения более точных результатов необходимо применение принципов расчета динамической устойчивости.

3. Установлены аналитические зависимости, позволяющие определять динамическую устойчивость возвышающейся части ствола скважины при различных условиях нагружения, в том числе при схеме действующих нагрузок, соответствующей проведению спуско-подъемных работ при подземном ремонте скважины с использованием мобильной гидравлической установки.

Практическая ценность.

Полученные в результате проведенных исследований результаты позволили расширить область возможного применения в условиях морских нефтегазовых месторождений мобильных гидравлических установок, а также диапазон допустимых параметров морской акватории для безопасной эксплуатации возвышающейся части ствола скважины в различных ее видах.

Методика была использована для выполнения расчетов устойчивости при проведении ремонтных работ на скважинах СП «Вьетсовпетро».

Апробация работы.

Основные положения диссертационной работы докладывались на:

- научно-практической конференции «Молодежная наука нефтегазовому комплексу» 30-31 марта 2004 г. (г. Москва);

- научно-практической конференции «Актуальные проблемы состояния и развития нефтегазового комплекса России» 26 - 27 января 2005 г. (г. Москва);

- научных семинарах на кафедре «Машины и оборудование нефтяной и газовой промышленности» Российского государственного университета нефти и газа им. И.М. Губкина.

Публикации.

По теме диссертационной работы опубликовано 8 научных работ, из них: 6 статей, научно-технический обзор, учебное пособие; а также 2 тезиса докладов.

Структура и объем диссертации.

Диссертационная работа включает в себя введение, четыре главы, выводы по работе и список использованных источников, охватывающий 102 наименования; изложена на 123 страницах машинописного текста, содержит 30 рисунков, 8 таблиц.

ОБЩЕЕ СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении показана актуальность работы, представлены цели и задачи исследования, а также краткая характеристика работы.

Первая глава содержит предлагаемую технологию проведения подземного ремонта скважин, расположенных на морских сателлитных платформах (блок-кондукторах), основанную на использовании мобильной гидравлической ремонтной установки с опорой на ствол скважины. Приводится анализ эффективности применения такой схемы при различных внешних условиях на примере морских нефтегазопромысловых сооружений месторождения «Белый тигр», разрабатываемого СП «Вьетсовпетро». Показаны преимущества использования мобильной гидравлической установки по сравнению с агрегатами для капитального ремонта скважин традиционных конструкций. Выявлены особенности процесса нагружения возвышающейся части ствола скважины при проведении работ по подземному ремонту, определены возможные значения действующих на ствол скважины внешних сил. Также приведен обзор развития и современного состояния конструкций гидравлических установок для ремонта скважин. Определена задача исследования.

Вторая глава представляет собой литературный обзор существующих на сегодняшний день инженерных методик расчета и возможных теоретических подходов к расчету возвышающейся части ствола скважины, а именно

водоотделяющей колонны, свободностоящего ствола скважины, морского бурового моноопорного основания и т.д.

В данном разделе показано, что существующие методики расчета не позволяют рассматривать устойчивость возвышающейся над дном моря части ствола скважины при таких нагрузках, которые возникают при проведении работ по подземному ремонту скважин с использованием мобильной гидравлической установки. Также рассмотрены методы расчета динамической устойчивости вертикальных цилиндрических конструкций. Проведенный анализ показал, что в рамках традиционных подходов к расчету возвышающейся части ствола скважины нельзя разработать метод расчета ствола скважины, находящегося под действием значительных по величине сжимающих нагрузок, передаваемых через колонну насосно-компрессорных труб, поэтому здесь также были рассмотрены способы определения динамической устойчивости стержней.

В третьей главе представлены теоретические положения методики расчета, состоящей из двух частей: расчета свободностоящего ствола скважины и возвышающейся части ствола скважины, закрепленной на морском нефтегазопромысловом сооружении, причем в расчете второго случая существования возвышающейся части ствола скважины расчет первого используется как основной элемент теории.

Внутренние силовые факторы свободностоящего ствола скважины зависят от его конструкции, которая определяется в первую очередь глубиной моря и гидрологическими и метеорологическими условиями региона и представляет собой интегральное объединение системы колонн труб разного диаметра, имеющих концентрическое расположение. От периферии к центру колонны располагаются в следующем порядке: водоотделяющая колонна, кондуктор и одна или более колонна обсадных труб, пространство между которыми в некоторых случаях может быть заполнено бетоном.

Водоотделяющая колонна, в свою очередь, также может быть образована объединением нескольких труб, концентрически расположенных одна в другой.

Завершающим этапом строительства ствола скважины является установка фонтанной арматуры и спуск колонны насосно-компрессорных труб, вес которых составляет большую часть нагрузки, приложенной к стволу скважины в продольном направлении.

На свободно стоящий ствол скважины действуют внешние нагрузки, в число которых входят как продольные, так и поперечные сосредоточенные и распределенные силы.

К первой группе сил относятся: вес фонтанной арматуры и устьевой обвязки 0У; вес насосно-компрессорных труб <3НГ1; а также распределенный вес ствола скважины я. В то же время необходимо отметить, что удельный вес одного метра ствола в воде меньше, чем в воздухе, поэтому справедливо говорить о двух разных распределенных весах: - на участке, находящемся под уровнем моря, и ^ - для участка ствола, расположенного над поверхностью воды. ''

К поперечным силам, в свою очередь, относятся неравномерно распределенные вдоль оси ствола скважины давления, оказываемые со стороны течения qт и волн я,. В силу своей природы волновая нагрузка носит динамический характер.

Расчетная длина балки Ь определяется как сумма глубины расположения морского дна Н, высоты расположения верхней точки ствола над уровнем моря Ь| и глубины залегания сечения последнего в грунт Ь2, где его можно считать защемленным. Последнее значение обычно принимается равным пяти значениям диаметров внешней трубы.

Для определения периода собственных колебаний такой системы воспользуемся моделью (рис. 1), представляющей собой вертикально ориентированный жестко защемленный стержень, нагруженный в верхней точке следящей тангенциальной силой (^щ, (весом колонны НКТ),

распределенной нагрузкой я, равной Яо, и имеющий на своем конце материальную точку массой М, которая определяется как сумма масс фонтанной арматуры и устьевой обвязки и приведенной массы Мпр> в свою очередь, определяемой как отношение разности весов ствола скважины на участке над уровнем моря к ускорению свободного падения.

Рисунок 1 - Схема расчетной модели свободностоящего ствола скважины

Расчет на устойчивость и определение периода собственных колебаний свободностоящего ствола скважины представляет собой одну из разновидностей задачи об устойчивости стержня, сжатого тангенциальной силой в присутствии сосредоточенной массы на конце стержня, - так называемая задача А. Пфлюгера.

В общем виде уравнение малых колебаний жестко защемленного стержня, находящегося под действием следящей тангенциальной силы Р, имеет вид:

где Р - тангенциальная следящая сила, Н; ф(0 - прогиб свободного конца, м; ср^) - угол поворота торцевого сечения; у(:м) - малый прогиб в любой точке, м; М] - изгибающий момент от действия инерционных сил, Нм. Теперь, принимая величины прогибов малыми, запишем уравнение (1) с учетом реально действующих на рассматриваемую модель свободностоящего ствола скважины сил (рис. 1):

где ц - удельный вес стержня, Н/м; М] - удельная масса стержня, кг/м; О - сила тяжести от действия сосредоточенной массы, Н. Путем приведения распределенной массы к концу консольного стержня и за счет использования уравнения А.П. Коробова выражение (2) может быть сведено к виду:

Е1Й = Р(Ф^)-Р<р(Ь-х)+М,

да2

(1)

X

Е^ = -у)+д1И1со8ф(уи-у)-

- зтф(Ь - х)-(м 4 т1.)(Ь - х)^

Частное решение такого уравнения имеет вид:

V = У(х)е,,н (4)

где 1 - мнимая единица; со - константа.

Из выражения (4) очевидно, что решения уравнения (3) будут определяться как функции вида:

у(х,0=у(х)е-' (5)

УЛ*)=У1А*М (6)

Ф^Фие"" (7)

Константа <о является частотой собственных колебаний свободностоящего ствола скважины. Таким образом, получим:

<12у(х) ЗМ§+3(3„„ + / ч ЗМ8+30.„+тЬе ах1 ЗЕ1 П} ЗЕ1 У"

(г ,Ь(ЬМ + ЗтЬХЬ-х)у^ (8)

Ы ' 8Ы

Уравнение (8) имеет следующее решение:

у = С, со:

Уи зм8+зд„„+ть8Т1^ ' фм8+зд„„+т1,8)

+

Здесь константы С1 и С2 являются неизвестными, и определяется наравне

с величинами и из уравнения (9) с учетом заданных граничных условий (х = О,

<1у йу

у = 0, ^ = 0; х = Ь, у = уи. ^ = Фи). которым должно удовлетворять это

выражение. Откуда получается система уравнений:

С , 3(8М+Зт1^уьаш'

1 У1Л 3м8+3<}.„+т1.8 фМв+ЗО^+тЬв)

с Гзме + 30.„ + тЬ8У' 30.^ 3(8М + ЗшЬ)уьдмг _

Л ЗЕ1 J ЗМ8+Зд„„+тЬ8 8(ЗМ8 + Зр,„ + тЬ8)

с^зме+зоя„+ть8у5 -.¡п^зм8+зд.„ , с^зме+зо„„+ть8у5 х

\1 ЗЕ; ) ) ^зм8+зд„„+ть8 ) фме+зд„„+шье)

Из условия равенства нулю определителя матрицы, составленной из коэффициентов при соответствующих неизвестных в системе уравнений (10), что, в свою очередь, является необходимым и достаточным признаком существования отличного от тривиального решения, находим частоту собственных колебаний рассматриваемой модели системы:

{

(ЗМв + З^+тЬеУУ 27И )

(8М + ЗтЬ)

(10

30.

змв+з«},.,

-{—за.--^Г^^-^ГЛ

1

Поскольку возвышающаяся часть ствола скважины по сути представляет собой многослойный стержень, для которого допустимо использовать гипотезу плоских сечений для всего пакета слоев, то изгибная жесткость Е1с такой системы будет отличаться от суммы жесткостей отдельных колонн из-за наличия бетона, выступающего в качестве заполнителя; однако, известно, что жесткостью слоя заполнителя можно пренебречь.

Для дальнейших расчетов можно принять в качестве действительной частоты собственных колебаний значение, получаемое в соответствии с выражением (11), тем более, что при достаточно малых значениях параметров сопротивления, колебания в течение многих тысяч циклов практически не отличаются от гармонических.

Таким образом, период собственных колебаний свободностоящего ствола скважины, в зависимости от частоты собственных колебаний системы, будет определяться как:

ш

(12)

Вычисление значения периода собственных колебаний системы является ключевым при определении ее податливости. Действительно, в качестве критерия податливости морских инженерных сооружений используется

Т

безразмерный коэффициент податливости —, где т - средний период видимых волн.

В зависимости от значения коэффициента податливости любое нефтегазопромысловое гидротехническое сооружение, включая возвышающуюся часть ствола скважины, подверженное воздействию волн и течений, в соответствии с классификационным делением, может быть отнесено к одной из четырех групп: «жесткие», «податливые», «гибкие» и «качающиеся» конструкции. При этом если возвышающаяся часть может быть отнесена к группе «жестких», «податливых» и даже в некоторых случаях «гибких», то при выполнении расчетов можно будет пренебречь собственными перемещениями конструкции. Свободностоящий же ствол скважины традиционно считается относящимся к группе «качающихся».

Группа определяется в зависимости от значения коэффициента податливости Т Т

—. Так, при величине — <, 0,1 сооружение можно отнести к жестким, при

Т Т Т

0,1 й — й 0,6 - к податливым, при 0,6 й — й 2,0 - гибким, а при 2,0 £ — 510,0 - к

Т XX

качающимся.

Поскольку известно, что для различных акваторий мирового океана т колеблется в диапазоне от 10 до 18 секунд, то расчетные зависимости (11) -(12) позволяют исследовать податливость свободностоящего ствола скважины в зависимости от геометрических и весовых характеристик последнего. На рис. 2 показано изменение коэффициента податливости свободностоящего ствола скважины в зависимости от глубины моря, определенной по аналитическим зависимостям (11) - (12) и в соответствии с традиционной методикой расчета на примере конструкции, состоящей из обсадных труб: 720x12; 508x12,7; 340x10,9; 245x10; 194x9,5 мм при весе насосно-компрессорных труб 14 т и устьевой арматуры 3 т.

расчета« длина, и

Рисунок 2 - График зависимости коэффициента податливости возвышающейся части ствола скважины от длины при нижней границе диапазона среднего периода видимых волн ((}„„ - 14 т; М - 3 т) 1 - в соответствии с полученными расчетными зависимостями;

2 - в соответствии с традиционным методом расчета Из представленного графика видно, что коэффициент податливости существенно зависит от расчетной длины ствола скважины. При этом, если в соответствии с полученными в работе расчетными зависимостями свободностоящий ствол скважины в диапазоне глубин, соответствующих условиям его применения, относится к группам жестких и податливых сооружений, то ранее, при тех же условиях, в соответствии с традиционной теорией расчета, он ошибочно классифицировался по большей части как гибкий либо качающийся.

Таким образом, на основании классификации морских инженерных сооружений по податливости можно сделать вывод, что в области основных глубин моря, нефтедобыча на которых освоена отечественной промышленностью, где возможно и экономически обосновано использование блок-кондукторов, возвышающаяся часть ствола скважины может быть

отнесена к категории «жестких» либо «податливых» сооружений, для которых допустимо пренебрегать собственными перемещениями конструкции при расчете нагрузок от волн.

Выше было показано, что действующие на возвышающуюся часть ствола скважины силы от волн и течений могут считаться при выполнении расчетов постоянными во времени, и их значения должны определяться в соответствии с существующими расчетными методиками как для жестких конструкций, являющихся при этом гидродинамически прозрачными. Последний термин означает, что при их обтекании волны незначительно меняют форму и направление движения, условием чего является значение отношения внешнего диаметра к длине колонны менее 0,2.

Рисунок 3 - Расчетная схема возвышающейся части ствола скважины Таким образом, система внешних и внутренних сил, действующих на ствол скважины, в общем виде может быть сведена к схеме, представленной на рис. 3. Где Яд, Яв и Я- силы реакции в местах закреплений

Здесь Ь| и Ь2 - соответственно расстояние от дна моря до плоскости действия равнодействующих волновых сил и сил течений.

Для удобства последующих расчетов, можно принять, что как верхний, так и нижний концы закреплены шарнирно. Такая постановка вопроса вполне

I

От

допустима, поскольку несмотря на то, что сверху водоотделяющая колонна проходит сквозь центратор, расположенный на меньшей высоте, чем нижняя палуба, и в некоторых случаях приваривается к металлоконструкциям, данное закрепление трудно считать защемленным, поскольку те части морской стационарной платформы, к которым крепится колонна, нельзя считать абсолютно жесткими. При этом, достаточно уже небольшой величины угла поворота, чтобы закрепление считалось близким к шарнирному.

Поскольку лишь тогда, когда имеет место очень надежное защемление концов, допускается их рассмотрение как жесткой заделки, то и защемленный в морском дне конец также можно считать шарнирно закрепленным, только непосредственно на уровне дна.

Очевидно, что система колонн, образующих возвышающуюся часть ствола скважины, теряет устойчивость и подвергается изгибу в случае наличия горизонтальных сил, даже без какой бы то ни было дополнительной сжимающей нагрузки.

В соответствии с положениями, изложенными в первой главе, при выполнении технологических операций с использованием мобильной гидравлической установки сжимающая сила будет подразделяться на две нагрузки, а именно вес оборудования, установленного на колонной головке ствола скважины, и технологическую нагрузку, передаваемую через колонну насосно-компрессорных труб, причем вторая нагрузка по своей величине доминирует над первой. При этом первая может рассматриваться как сосредоточенная масса, а вторая является направленной по касательной к кривой оси ствола скважины в верхней точке.

Также очевидно, что поскольку колонна насосно-компрессорных труб находится в растянутом состоянии, то при уже достаточно небольшом прогибе, когда сзрела последнего достигает величины, равной разности внутреннего диаметра эксплуатационной колонны и внешнего диаметра труб НКТ, колонна

последних будет контактировать на протяженном участке с внутренней стенкой ствола скважины.

Рисунок 4 - Схема взаимодействия между стволом скважины и колонной насосно-компрессорных труб 1- колонна НКТ; 2 - ствол скважины После появления участка контакта длиной 1,он между эксплуатационной колонной и колонной насосно-компрессорных труб, как это показано на рис. 4, расчетная схема ствола скважины может быть разбита на два участка (рис. 5), где

х

ь

У

относительно распределенной нагрузки можно принять те же допущения, что и для свободностоящего ствола скважины.

На рис. 5а показан верхний участок ствола скважины, а на рис. 56 -нижний. Точка С делит весь ствол скважины на два участка таким образом, что касательная к кривой оси последнего в этой точке является вертикально ориентированной прямой, поэтому в общем случае Ь, * Ьц, но выполняется условие:

Ц+ЬИ=Ь. (13)

Таким образом, задача сводится к определению параметров и условий работы двух свободностоящих стволов скважин одинаковых конструкций длинами Ь, и Ьп.

Рассмотрим первый из них.

В случае действия на систему только веса колонны НКТ имеет место изгибающий момент от силы (),,„, равный 0„„ , где ёэ« - внутренний

диаметр эксплуатационной колонны, а Ош - внешний диаметр колонны насосно-компрессорных труб. Под действием этого момента прогиб в точке А достигает величины ДА, и в этом положении конструкция оказывается уравновешенной.

Появление в системе сил ЯА и приводит к тому, что отклонение от вертикальной прямой в точке А превышает величину ДА, в результате чего 0ИГГ начинает создавать противоположный по направлению действия момент, равный (^„Ь,вша, где а - угол между касательной к кривой изогнутой оси колонны НКТ в точке А и вертикалью.

Приведя распределенную нагрузку к точке А в соответствии с уравнением А.П. Коробова, как это было сделано ранее, можно записать

уравнение равновесия действующих на систему относительно точки

X Ли /

Кв1к. 1

<Ь /у И '!/У/

г ' ' И/1 \ 'л ' Г/1 1 ' К/ к

ш ' м

X 7 / ' I / 1 ¡1

1 ; V

У

й»

б)

Рисунок 5 - Расчетная схема ствола скважины с разделением на два участка

+ -О^.зша+^чЛ, +о]д, -Мс =0 (14)

где Мс - момент сопротивления ствола скважины в точке С, Н-м. Неизвестные величины Л, и зта являются взаимосвязанными; действительно, если форма изогнутой линии колонны насосно-компрессорных труб описывается функцией р(х), то из геометрического смысла производной следует, что а = агсц^^х)). Принимаем изогнутую форму колонны НКТ в виде:

У ил = (А, - (15)

Тогда значение производной в точке А будет:

tga = y'm(L,)=~(A,-d,^IV] (16)

Полагая для всей возвышающейся части ствола скважины форму

изогнутой оси сходной с колонной НКТ, принимаем:

У = Л,(1"С08^~) <17>

Тогда момент сопротивления в точке С будет определяться как:

Мс=Шу"(0)=Е^

(18)

tga

Поскольку также известно, что sina=-T===r, то выражение (14) примет

Vl + tg2a

соответственно вид:

акт 2

(19)

Недостатком данного уравнения является то, что его решение возможно только в численном виде.

Аналогичным образом получаем аналитическую зависимость, эквивалентную выражению (19) для второго участка ствола скважины длинной

Поскольку очевидно, что Д, =Л„, то совместное численное решение уравнений (19) и (20) с учетом условия (13) позволяет определить значение переменных Ь,, Ь„ и Д, = Дм.

Таким образом, задача в каждом конкретном случае сводится к построению для определенной конструкции ствола скважины и схемы

+

(20)

действующих сил графиков зависимости А, от Ь, и Д„ от Ь„ = Ь-Ь, на основе выражений (19) и (20), из согласования которых и определяются переменные.

Описанная система будет устойчива в том случае, если будет устойчив фрагмент ствола скважины на участках О,А и 0„В. То есть необходимо определить длины Ь, и Ь„ тех фрагментов системы колонн, где отсутствует контакт между НКТ и трубами эксплуатационной колонны.

Поскольку очевидно, что на участках О,А и 0„В, исключая их концы, на колонну насосно-компрессорных труб не действуют силы, вызывающие ее изгиб, то форма последних на этих участках будет представлять собой прямую линию, описываемую уравнением у = ах+Ь.

Вновь сосредоточим внимание на верхнем участке.

Очевидно, что прямая, касающаяся внутренней поверхности эксплуатационной колонны, будет проходить через точки с координатами

и Ь,-1,;А,^1-со8*^ отсюда можно найти

значения коэффициентов а и Ь для этой функции, в результате чего уравнение будет иметь вид:

Здесь величина 1, - неизвестная. Однако очевидно, что в точке О, прямая ОА, описываемая уравнением (21), является касательной к кривой, аппроксимирующей внутреннюю поверхность ствола скважины, которая, в свою очередь, может быть определена уравнением, аналогичным (17):

Условием того, что в точке О, прямая, определяемая выражением (21), является касательной к кривой, описываемой уравнением (22), является равенство первых производных этих функций в данной точке:

—^вт-^—- = —соз-1-1—йе—ш. т)

2Ц 21, 1, 2Ь, 21, ( '

Значение 1,, определяемое из выражения (23), представляет собой расчетную длину участка ствола скважины, рассматриваемого по схеме, аналогичной свободностоящему стволу скважины (рис. 1). Тогда для данного случая формула (11) примет вид:

/(ю+зд^+ти)3

27ЕГ

Зв

(8М + Зт1,)

—(—^— +зд^+т1,8 (.зс+зд^+пи.в ) зш ) Ч)

(24)

Из (24) видно, что когда числитель выражения становится равным нулю, значение ш обращается в бесконечность, что является условием потери устойчивости стержня, нагруженного следящей тангенциальной силой. Тогда можно записать условие:

Откуда:

Решив уравнение (26), получаем:

I ЗШ

} 1,=4,

4934094 (27)

Тогда условием устойчивости системы будет выполнение неравенства:

Соответственно, для нижнего участка выражение (29) будет иметь вид:

(29)

1п л

Таким образом, работоспособность и способность выполнять функцию несущей конструкции возвышающейся части ствола скважины будет определяться расчетным значением из соотношений (28) и (29).

В заключение необходимо отметить тот факт, что поскольку величина стрелы прогиба достигает лишь незначительной величины (не более 5% от длины ствола скважины), определение прочности ствола при изгибе не играет определяющую роль при установлении несущей способности в противовес установлению факта устойчивости конструкции.

Четвертая глава включает в себя результаты и анализ опытно-промышленных работ по проведению подземного ремонта скважины на морской стационарной платформе.

Соотношение времен, затраченных на отдельные стадии проведения капитального ремонта по двум скважинам, показано в таблице 1.

Таблица 1 - Баланс времени ремонта скважин месторождения «Белый

Тигр»

Стадия проведения КРС 1-Я СКВ. 2-я скв.

час. % час. %

Общее время работы мобильной гидравлической

установки 1072 100 938 100

1. Продолжительность проведения КРС, включая

транспорт и монтаж установки 530 49,4 387 41,2

2. Дополнительные затраты времени 402 37,5 447 47,6

- на извлечение пакера 127 170

- работа аварийным инструментом 275

- очистка забоя 108,5

- опрессовка скважины 72,5

- три спуско-подъема печати 96

3. Простой 140 13,1 104 11.2

- по причине метеоусловий 62 45,5

- по другим причинам (неисправность уст-ки) 78 58,5

По результатам проведенных опытно-промышленных работ мобильная гидравлическая установка была принята к использованию, согласно

утвержденной СП «Вьетсовпетро» программе реконструкции и модернизации верхних строений морских стационарных платформ, при этом решающими при выборе показателями оказались:

• быстрота перевозки и монтажно-демонтажных работ, обусловленных модульным принципом построения;

• возможность использования для транспортировки и разгрузки штатных технических средств, имеющихся в распоряжении СП «Вьетсовпетро».

ОБЩИЕ ВЫВОДЫ

1. Установлено, что использование мобильной гидравлической установки для ремонта скважин, устья которых расположены на морских нефтегазопромысловых платформах, является предпочтительным по сравнению с использованием агрегатов КРС и ПРС традиционных конструкций.

2. Показано существенное положительное влияние колонны насосно-компрессорных труб на устойчивость участка ствола скважины между дном и уровнем моря.

3. Показано, что созданная инженерная методика расчета для определения несущей способности возвышающейся части ствола скважины позволяет проводить анализ конструкции при различных сочетаниях действующих на систему внешних и внутренних нагрузок.

4. Показано, что несущая способность ствола скважины позволяет использовать для проведения работ по подземному и капитальному ремонту скважин мобильную гидравлическую установку, опирающуюся на колонную головку. При этом, значения нагрузок, передающихся через колонну насосно-компрессорных труб, могут достигать 30 - 40 кН.

5. Проведенные опытно-промышленные испытания показали организационную возможность использования мобильных гидравлических установок для ремонта скважин на морских нефтедобывающих платформах.

Список публикаций по теме диссертации

1. Зацепин В.В. Уточнение математической модели свободностоящего ствола морской скважины путем увеличения числа учитываемых параметров колонны НКТ // Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности. - 2004. - №2. - с. 17 - 18.

2. Зацепин В.В. Влияние колонны НКТ на устойчивость свободно стоящего ствола скважины // Нефтепромысловое дело. - 2004. - №4. - с. 57 -

3. Зацепин В.В. Устойчивость свободностоящего ствола скважины с учетом влияния, оказываемого со стороны колонны НКТ // Научно-технический сборник. «Геология, бурение, разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений». - 2004 - №3. - с. 56 - 62.

4. Чубанов О.В., Зацепин В.В. Ремонт нефтяных и газовых скважин на морских гидротехнических сооружениях: Обзорная информация. Серия «Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных скважин». - М.: ИРЦ Газпром, 2004. - 63 с.

5. Зацепин В.В. Ремонт скважин, расположенных на морском нефтегазопромысловом сооружении // Технологии нефти и газа. - 2004. - №6 -с. 61 -64.

6. Зацепин В.В. Расчет свободностоящего ствола скважины при действии на него морских волн и течений // Научно-технический сборник. «Геология, бурение, разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений». - 2005 - №1

7. Зацепин В.В. Расчет возвышающейся части ствола скважины, расположенной на стационарном морском нефтегазопромысловом сооружении // Нефтепромысловое дело. - 2005. - №3. - с. 35 - 37.

8. Чубанов О.В. Зацепин В.В. Подземный ремонт нефтяных и газовых скважин на море: Учебное пособие. - М.: Изд-во «Нефть и газ», 2005. - 70 с.

59.

Подписано в печать Формат 60x90/16

Объем Тираж 100

Заказ 918

119991, Москва, Ленинский просп. ,65 Отдел оперативной полиграфии РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина

,г

) i

\

V

№20 0 8 6

РЫБ Русский фонд

2006-4 20773

Введение

1 ВЫБОР ТЕХНИЧЕСКОГО СРЕДСТВА ДЛЯ ВЫПОЛНЕНИЯ РАБОТ ПО ПОДЗЕМНОМУ РЕМОНТУ СКВАЖИН НА БЛОК-КОНДУКТОРЕ (БК)

1.1 Описание района проведения работ и морских нефтегазопромысловых сооружений месторождения «Белый Тигр»

1.2 Сравнение вариантов проведения ремонтных работ с привлечением технических средств различных типов

1.3 Особенности конструкции и использования гидравлической установки для подземного ремонта скважин

1.4 Выводы по главе 1 и постановка задачи исследования

2 МЕТОДЫ РАСЧЕТА ВОЗВЫШАЮЩЕЙСЯ. ЧАСТИ

-и- - • - — V* и

СТВОЛА МОРСКОЙ СКВАЖИНЫ

2.1 Расчет водоотделяющей колонны морской скважины

2.2 Расчет водоотделяющей колонны (райзера) при глубоководном бурении

2.3 Расчет возвышающейся части ствола скважины пробуренной при помощи СПБУ. Расчет свободностоящего ствола скважины

2.4 Расчет моноопорного бурового основания

2.5 Выводы по главе

3 РАСЧЕТ ВОЗВЫШАЮЩЕЙСЯ ЧАСТИ СТВОЛА СКВАЖИНЫ

3.1 Исследование устойчивости и податливости свободностоящего ствола скважины

3.2 Расчет возвышающейся части ствола скважины, при выполнении операций по подъему и спуску колонны НКТ, с передачей возникающих нагрузок на колонную головку

3.3 Выводы по главе

4 ОПЫТНО-ПРОМЫШЛЕННЫЕ РАБОТЫ ПО ПРОВЕДЕНИЮ ПОДЗЕМНОГО РЕМОНТА СКВАЖИН НА

МОРСКОЙ ПЛАТФОРМЕ

4.1 Подготовка к проведению работ

4.2 Результаты проведения работ

4.3 Выводы по главе 4 111 Выводы по работе 112 Список использованных источников

Прогрессирующее освоение морских месторождений нефти и газа шельфа Российской Федерации приводит к появлению новых и корректировки уже существующих технических задач. Тем не менее, учитывая высокий потенциал российского шельфа, запасы которого, согласно официальной оценке, составляют 15,5 млрд. т нефти и 84,5 м3 природного газа, решение таких научно-технических задач является одной из наиболее актуальных проблем, существующих сегодня в нефтегазовой промышленности.

При реализации проектов освоения нефтяных и газовых ресурсов континентального шельфа, выбор техники и технологии освоения морских месторождений, в первую очередь, определяется сочетанием прогнозируемых объемов добычи углеводородов и экономической эффективности, характеризующим максимально малый срок окупаемости. Это приводит к возникновению ситуаций, когда принятые технические решения в дальнейшем требуют привлечения, для удовлетворения возникающих технологических потребностей, дорогих в обслуживании технических средств.

Учитывая сказанное, задача снижения расходов, возникающих при эксплуатации, является актуальной и перспективной, направленной на дальнейшее совершенствование средств освоения, в том числе, и маргинальных морских нефтегазовых месторождений.

Одним из способов снижения капитальных затрат на обустройство шельфовых месторождений является использование сателитных платформ (блок-кондукторов). Последние, в отличие от полноценных морских стационарных платформ, оснащенных полным комплектом бурового оборудования, приспособлены для бурения и ремонта скважин только с использованием самоподъемных буровых установок (СПБУ) [1].

В процессе разработки нефтяных и газовых залежей, расположенных на шельфе, независимо от выбора способов и средств эксплуатации, возникает необходимость проведения ремонтных работ в скважинах, поэтому возникает вопрос организации работ по подземному ремонту, в том числе на блок-кондукторах [2]. Поскольку стоимость аренды и/или использования СПБУ весьма высока, поиск новых схем проведения ремонтных работ на скважинах является актуальной задачей.

Применение современных технических средств, а именно гидравлических ремонтных установок, может способствовать решению поставленной задачи. Однако при этом возникает комплекс проблем, связанных с оценкой несущей способности ствола скважины, на колонную головку которого при выполнении технологических операций передается вертикальная нагрузка со стороны гидравлической установки. Решению всех этих вопросов посвящено данное исследование.

Диссертационная работа включает в себя введение, четыре главы и выводы по работе.

Выводы по работе

1. Установлено, что использование мобильной гидравлической установки для ремонта скважин, устья которых расположены на морских нефтегазопромысловых платформах, является предпочтительным по сравнению с использованием агрегатов КРС и ПРС традиционных конструкций.

2. Показано существенное положительное влияние колонны насосно-компрессорных труб на устойчивость участка ствола скважины между дном и уровнем моря.

3. Показано, что созданная инженерная методика расчета для определения несущей способности возвышающейся части ствола скважины позволяет проводить анализ конструкции при различных сочетаниях действующих на систему внешних и внутренних нагрузок.

4. Показано, что несущая способность ствола скважины позволяет использовать для проведения работ по подземному и капитальному ремонту скважин мобильную гидравлическую установку, опирающуюся на колонную головку. При этом, значения нагрузок, передающихся через колонну насосно-компрессорных труб, могут достигать 30-40 кН.

5. Проведенные опытно-промышленные испытания показали организационную возможность использования мобильных гидравлических установок для ремонта скважин на морских нефтедобывающих платформах.

1. Чубанов О.В., Бадиков Ф.И., Горшенев B.C., Мокрищев Э.П., Каримов М.Ф., Фьет Ч.Ш., Туан Л.Б., Кань Н.В. Перспективы развития техники и технологии добычи нефти на месторождениях СП «Вьетсовпетро» // Нефтяное хозяйство. 1996. - №8. С. 73 - 76.

2. Арешев Е.Г., Чубанов О.В., Гарбер И.А., Горшенев B.C. Основные вопросы обустройства месторождений СП «Вьетсовпетро» // Нефтяное хозяйство. 1996. - №8. С. 69 - 72.

3. Сас-Яровски А. Установки для обслуживания скважин с использованием гибких колонн насосно-компрессорных труб. Часть 2 // Нефть, газ и нефтехимия за рубежем. 1992. - №5. - С. 14 - 18.

4. Бьюпр К.Дж. Подземный ремонт морских скважин // Инженер-нефтяник. 1970. - №4. - С. 30-36.

5. Эксплуатация морских нефтегазовых месторождений / Сулейманов А.Б., Кулиев Р.П., Саркисов Э.И., Карапетов К.А. М.: Недра, 1986. -285 с.

6. Установка капитального ремонта скважин с принудительным спуском колонн двухтрубниками // Нефть, газ и нефтехимия за рубежем. 1990.-№7.-С. 18-20.

7. Межотраслевые нормы времени на капитальный ремонт скважин. Часть I. М.: Роснефтегаз, ВНИИОЭНГ, 1992. - 227 с.

8. Межотраслевые нормы времени на капитальный ремонт скважин. Часть II. М.: Роснефтегаз, ВНИИОЭНГ, 1992. - 191 с.

9. Сехнал 3., Эстебё Б., Рёрхуус К. Расширение возможностей капитального ремонта скважин с использованием гидравлической установки // Нефтегазовые технологии. 1997. - № 5 - С. 20-26.

10. Pat. 1121718 США, Apparatus for handling casing in drilling wells / Derby Earle, Truett Henry B. № 773726; Заявл. 14.06.1913; Опубл. 22.12.1914. Англ.

11. Pat. 1454088 США, Pipe-pulling apparatus / Thrift Homer C. № 514743; Заявл. 12.11.1921; Опубл. 08.05.1921. Англ.

12. Pat. 1241430 США, Pipe-pulling device / Osborne William R. № 173970; Заявл. 11.06.1917; Опубл. 25.09.1917. Англ.

13. Pat. 2830788 США, Pushing and pulling apparatus / Bentley Donald J., Brown Richard A. № 455196; Заявл. 10.09.1954; Опубл. 15.04.1958; НПК 254-31. Англ.

14. Pat. 2126933 США, Well drilling equipment / Stone Frederick, Stone Albert L., Beach Redondo № 35696; Заявл. 12.08.1935; Опубл. 16.08.1938; НПК 255-1. Англ.

15. Пат. 866110 СССР, МПК Е 21 В 15/00, Установка для спуска колонны труб в скважину под давлением / Круткин А.В., Пряжников Ю.И., Тварадзе Т.В. № 2874786/22-3; Заявл. 25.01.1980; Опубл. 25.09.1981. Рус.

16. Пат. 1082928 СССР, МПК Е 21 В 19/00, Устройство для спуска-подъема труб в скважину, находящуюся под давлением / Круткин А.В. -№ 3495778/22-03; Заявл. 16.07.1982; Опубл. 30.03.1984. Рус.

17. Pat. 1895132 США, Snubbing device for oil well tubing / Minor Burt S. -№ 401282; Заявл. 21.10.1929; Опубл. 24.01.1933. Англ.

18. Pat. 3096075 США, Hydraulic pipe snubber for oil wells / Brown Cicero C. № 74977; Заявл. 09.12.1960; Опубл. 02.07.1963; НПК 254-29. Англ.

19. Майер У.Д., Ветцель Р.Дж. Ремонтные работы под давлением // Инженер-нефтяник. 1973. - №4. - С. 39-45.

20. New snubber concept cuts workover time and cost // World oil, 1972. -November. Vol. 175. - P. 52 - 54, 58.

21. Гульянц Г.М. Справочное пособие по противовыбросовому оборудованию скважин. — М.: Недра, 1983. — 384 с.

22. Гульянц Г.М. Гидравлические установки для принудительного спуска труб в скважины под давлением. Нефтяная промышленность.

23. Обзорная информация. Серия «Техника и технология бурения скважин». М.: ВНИИОЭНГ, 1988. - Вып. 4. - 60 с.

24. Гоинс У.К., Шеффилд Р. Предотвращение выбросов. М.: Недра, 1987.-288 с.

25. Пат. 1142616 СССР, МПК Е 21 В 19/00, Устройство для спуска-подъема труб под давлением / Круткин A.B. № 3659018/22-03; Заявл. 05.11.1983; Опубл. 28.02.1985. Рус.

26. Пат. 1174554 СССР, МПК Е 21 В 19/00, Устройство для спуска-подъема труб под давлением / Круткин A.B., Павлов В.И., Коноплин С.С. № 3686400/22-03; Заявл. 05.01.1984; Опубл. 23.08.1985. Рус.

27. Пат. 1686118 СССР, МПК Е 21 В 19/00, Гидроподъемник для колонны труб / Круткин A.B., Павлов В.А. № 4664190/03; Заявл. 20.03.1989; Опубл. 23.10.1991. Рус.

28. Пат. 1721212 СССР, МПК Е 21 В 19/00, Установка для подъема и спуска колонны труб в скважинах под давлением / Круткин A.B. № 4281347/03; Заявл. 09.07.1987; Опубл. 23.03.1992. Рус.

29. Освоение и ремонт нефтяных и газовых скважин под давлением / Зайцев Ю.В., Даниельянц A.A., Круткин A.B., Романов A.B. М.: Недра, 1982.-215 с.

30. Пат. 1684469 СССР, МПК Е 21 В 19/00, Устройство для спуска, подъема труб под давлением / Цыбулько C.B., Мельников Г.Г. № 4664327/03; Заявл. 22.03.1989; Опубл. 15.10.1991. Рус.

31. Пат. 1828906 СССР, МПК Е 21 В 19/00, Установка для спуска-подъема труб под давлением / Строгий А .Я., Андрианов C.B., Дитковский A.B. № 4800669/03; Заявл. 11.03.1990; Опубл. 23.07.1993. Рус.

32. Пат. 2098594 Россия, МПК Е 21 В 19/00, Установка для принудительного спуска труб в скважину под давлением / Бондарев В .А., Ленкевич Ю.Е., Мельников Г.Г., Рымчук Д.В. № 95114855/03; Заявл. 17.08.1995; Опубл. 10.12.1997. Рус.

33. Пат. 2215117 Россия, МПК Е 21 В 19/00, Установка для спуска-подъема труб под давлением / Вержбицкий A.C., Кузнецов В.Г., Муллаянов Р.Н. № 2001127072/03; Заявл. 04.10.2001; Опубл. 27.10.2003. Рус.

34. Пат. 2215118 Россия, МПК Е 21 В 19/00, Малогабаритная автоматическая непрерывная гидравлическая установка для спуска труб в скважину под давлением / Амиров Э.М., Кузнецов В.Г., Оминский A.C. № 2001127343/03; Заявл. 08.10.2001; Опубл. 27.10.2003. Рус.

35. Пат. 2091559 Россия, МПК Е 21 В 19/00, Установка для подъема и спуска колонны труб в скважине под давлением / Кадушин П.И. № 94036591/03; Заявл. 30.09.1994; Опубл. 27.09.1997. Рус.

36. Пат. 705100 СССР, МПК Е 21 В 19/06, В 66 F 3/24 Гидравлический трубоподъемник непрерывного действия / Натоцинский И.Е., Горбунов Г.Г. № 2541296/22-03; Заявл. 09.11.1977; Опубл. 25.12.1979. Рус.

37. Пат. 1231206 СССР, МПК Е 21 В 19/00, Гидравлический спуско-подъемный механизм / Ишмухаметов А.Т. № 3848203/22-03; Заявл. 27.11.1984; Опубл. 15.05.1986. Рус.

38. Пат. 2019676 Россия, МПК Е 21 В 19/00, Гидравлический трубоподъемник непрерывного действия / Степанов В.М., Казаков А.Г., Семенов A.A., Давыдов A.C., Кущак Ю.С., Жучкова Н.Г. № 4911963/03; Заявл. 02.01.1991; Опубл. 15.09.1994. Рус.

39. Сас-Яровски А. Установки для обслуживания скважин с использованием гибких колонн насосно-компрессорных труб. Часть 1 // Нефть, газ и нефтехимия за рубежем. 1992. - №4. - С. 8 - 15.

40. Pat. 3677345 США, МПК Е 21 В 43/00, Pipe handling apparatus and method / Sizer Phillip S. № 36875; Заявл. 13.05.1970; Опубл. 18.07.1972; НПК 166/315. Англ.

41. Пат. 2010943 Россия, МПК Е 21 В 19/22, 19/00, Подъемная установка для обслуживания нефтяных скважин / Колотий М.А.,

42. Домогатский В.В., Лепеха А.И., Таршин П.С., Чехунов А.Н., Солнцев В.Д., Сливнев В.Л., Ланчаков Г.А., Ахметов А.А. Шарипов А.М., Нейтур Х.З. № 5065101/03; Заявл. 05.08.1992; Опубл. 15.04.1994. Рус.

43. Пат. 2144126 Россия, МПК Е 21 В 19/00, Шаговый привод для колонны обсадных труб / Зотова В.В., Козловский В.И., Никитин С.И. -№ 97107105/03; Заявл. 29.04.1997; Опубл. 10.01.2000. Рус.

44. Юйлинь Л. Гидравлический экстрактор обсадных колонн TYJD/S-300-1 // Нефтяное хозяйство. 1998. - №6. - С. 53 - 54.

45. Pat. 6234253 США, МПК Е 21 В 19/16, Method and apparatus for well workover or servicing / Dallas Murray L. № 09/201619; Заявл. 30.10.1998; Опубл. 22.05.2001; НПК 166/377. Англ.

46. Установка с гидравлическим подъемником для бурения и подземного ремонта скважин // Нефтегазовые технологии. 1996. - №6. - С. 23-25.

47. Coats А.Е. Drilling system combines composite-coiled tubing? Hydraulic-workover unit // Oil & gas journal, 2002. April, 22. - Vol. 100.16.-P. 55-60.

48. Snyder R.E. What's happening in drilling. New techniques reduce operating cost, Britain recruits offshore help // World Oil, 2001. October. -Vol. 222.-P. 27-28.

49. Кабанов В.И. Техника безопасности при разработке морских нефтяных месторождений. М.: Недра, 1969. - 224 с.

50. Гулиев И.П., Ьачыев Ф.М. Дэниз гуюсу шахт борусунун Ьесабланмасына дайр // Азербайджанское нефтяное хозяйство. 1957. -№12.-С. 41-44.

51. Кулиев И.П. Основные вопросы строительства нефтяных скважин в море. Баку: Азернефтнеш, 1958.-376 с.

52. Бурение глубоких геологопоисковых скважин на суше и на море / Андрианов И.Н., Бакланов Ю.В., Буркин Л.Г., Егорьева А.В., Руденко

53. А.П., Станишевский А.С., Уткин И.А., Ширко Г.И. Л.: Недра, 1965. -416 с.

54. Тихонов B.C. Приклодная механика глубоководных колонн труб: Опыт моделирования. М.: ВНИИЭгазпром, 1988.-31 с.

55. Кулиев И.П., Саркисов В.Г. К вопросу расчета водоотделяющей колонны // Доклады АН АзССР. 1968. - Т. XXIV. - №11. - С. 8 - 13.

56. Кулиев И.П., Кашицина А.Н., Саркисов В.Г. Расчет на прочность водоотделяющей колонны полупогружной платформы // Обустройство морских нефтяных и газовых месторождений. Сборник научных трудов Гипроморнефть. Баку: АзНИПИнефть, 1977. - Вып. 14. - С. 3 - 9.

57. Кулиев И.П., Саркисов В.Г. Расчет водоотделяющей колонны // Нефтяное хозяйство. 1969. - №9. - С. 19-23.

58. Капустин К.Я. Плавучие буровые установки и буровые суда. М.: Недра, 1974.-240 с.

59. Мирзаджанзаде А.Х., Керимов З.Г., Копейкис М.Г. Теория колебаний в нефтепромысловом деле. — Москва Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2005. - 364 с.

60. Тагиев А.Г. Расчет колонн труб при бурении с ППБУ // Технология разработки морских месторождений нефти и газа. Сборник научных трудов. Рига: ВНИИморгео, 1985. - С. 12 - 15.

61. Штрассер В.В. Метод расчета допустимого смещения безопорной плавучей буровой установки от оси скважины // Тезисы 11-й научно-технической конференции МГТУ (Мурманск, 19-29 апреля 2000 г.). -Мурманск: МГТУ, 2000. С. 411 - 413.

62. Felippa С. A. Chung J.S. Nonlinear ststic analisis of deep ocean mining pipe // ASME journal of energy resources tecnolodgy, 1981. Vol. 103. - P. 11-15.

63. Safai V.H. Nonlinear dynamic analysis of deep water risers // Applied ocean researcher, 1983. April. - Vol. 6. P. 215 - 225.

64. Morgan G.W., Peret J.W. Applied mechanics of marine riser systems // Petroleum engineer, 1974. October. - Vol.46. - P. 36 - 48.

65. Morgan G.W., Peret J.W. Applied mechanics of marine riser systems // Petroleum engineer, 1974. December. - Vol.46. - P. 52 - 65.

66. Morgan G.W., Peret J.W. Applied mechanics of marine riser systems // Petroleum engineer, 1975. January. - Vol.47. - P. 52 - 60.

67. Морган Д.У., Пирет Д.У. Прикладная механика систем морских стояков. Часть 1. Общие аспекты конструирования и анализов работы стояка // Инженер-нефтяник. 1974. - №11. — С. 25-31.

68. Морган Д.У., Пирет Д.У. Прикладная механика систем морских стояков. Часть 2. Критерии конструирования и особые соображения // Инженер-нефтяник. 1974. - J№13. - С. 46-49.

69. Морган Д.У., Пирет Д.У. Прикладная механика систем морских стояков. Часть 3. Требования к плавучести и соображения об усталости // Инженер-нефтяник. 1974. - №13. - С. 75-80.

70. Морган Д.У., Пирет Д.У. Прикладная механика систем морских стояков. Часть 4. Математическое описание конструкционных реакций и реакций стояка // Инженер-нефтяник. 1974. - №11. - С. 33-37.

71. Burke B.G. An analysis of marine risers for deep water // Journal of petroleum technology, 1974. April. - Vol. 26. - P. 455 - 465.

72. Heuze L.R., Chaussumier D., Guesnon J., Simondon D. A 4,000-foot riser // Journal of petroleum technology, 1976. April. - Vol. 28. - P. 489 -496.

73. Dareing D.W., Huang T. Natural frequencies of marine drilling risers // Journal of petroleum technology, 1976. July. - Vol. 28. - P. 813 - 818.

74. Саркисов В.Г. Расчет прочности свободностоящего ствола скважины // Обустройство морских нефтяных промыслов Каспия. Сборник научных трудов Гипроморнефть. Баку: АзНИПИнефть, 1976. -Вып. 10.-С. 22-31.

75. Джафаров A.M., Лейбензон С.Р. Самоподъемные плавучие буровые установки для разведочного бурения // Азербайджанское нефтяное хозяйство. 1979. - №10. - С. 42 - 46.

76. Носков Б.Д. Сооружения континентального шельфа. — М.: МИСИ, 1985.-301 с.

77. Самоподъемные плавучие буровые установки / Ю.А. Агагусейнов, Э.Л. Вишневская, И.П. Кулиев и др. М.: Недра, 1979. - 215 с.

78. Носков Б.Д., Правдивец Ю.П. Гидросооружения водных путей, портов и континентального шельфа. Часть III. Сооружения континентального шельфа. М.: Издательство АСВ, 2004. - 280 с.

79. Саркисов В.Г. Расчет свободно стоящего ствола скважины, пробуренной с ПБУ // Бурение. 1976. - №5. - С. 41 - 46.

80. Пронкин А.П., Хворостовский С.С. Прогнозирование направлений развития разведочного бурения на шельфе. М.: Недра-Бизнесцентр, 1999.-300 с.

81. Владиславлев B.C., Хворостовский С.С. Допустимая длина обсадной колонны, перекрывающей толщу воды на акваториях //

82. Техника и технология бурения разведочных скважин. Свердловск: СГИ, 1984. - Вып. 7. - С. 52-59.

83. Хворостовский С.С. Методика расчета сил волнового давления, действующих на морской буровой кондуктор // Изв. вузов. Сер. «Геология и разведка», 1986, №5. С.111-115.

84. Хворостовский С.С. Расчет параметров подводного кондуктора // Изв. вузов. Сер. «Геология и разведка», 1987, №8. С. 20-25.

85. Асеев А.Г., Распопов В.М., Хворостовский С.С. Бурение разведочных скважин на шельфе. М.: Недра, 1988. - 198 с.

86. Пронкин А.П., Хворостовский И.С., Хворостовский С.С. Морские буровые моноопорные основания. Теоретические основы проектирования и эксплуатации. М.: Недра-Бизнесцентр, 2002. - 303 с.

87. Уибро П.Г. Заканчивание глубоководных скважин с фонтанной арматурой вблизи поверхности моря // Нефть, газ и нефтехимия за рубежем. 1992. - №10. - С. 48 - 53.

88. Попов Е.П. Теория и расчет гибких упругих стержней. М.: Наука. Гл. ред. физ.-мат. лит., 1986. -296 с.

89. Пановко Я.Г., Губанова И.И. Устойчивость и колебания упругих систем. М.: Наука. Гл. ред. физ.-мат. лит., 1987. - 352 с.

90. Вольмир А.С. Устойчивость упругих систем. М.: Физматгиз, -1963.-880 с.

91. Болотин В.В. Неконсервативные задачи теории упругой устойчивости. М.: Гос. изд. физ.-мат. лит., 1961. — 340 с.

92. Феодосьев В.И. Избранные задачи и вопросы по сопротивлению материалов. М.: Наука. Физматлит, 1996. 368 с.

93. Пат. 1792573 СССР, МПК Е 21 В 19/00, Устройство для спуска-подъема труб в подводной скважине / Кутепов А.И., Куртов В.Д., Шамша Ю.В., Мороз М.М., Грабовский М.П., Решетняк Е.М., Дроздов Н.П. № 4922824/03; Заявл. 29.03.1991; Опубл. 27.03.1995. Рус.

94. Барданов Ю.М., Вильга М.А., Какосимиди Н.Ф. Расчет сжатых стержней на устойчивость. — Одесса.: Одесский политехнический институт, 1979. 94 с.

95. Тимошенко С.П. Устойчивость упругих систем. М., Л.: Гос. изд. техник.-теоретич. лит., 1946. - 532 с.

96. Алфутов H.A. Основы расчета на устойчивость упругих систем. -М.: Машиностроение. (Б-ка расчетчика), 1991. 336 с.

97. Халфин И.Ш. Воздействие волн на морские нефтегазопромысловые сооружения. М.: Недра, 1990. - 310 с.

98. Лужин О.В., Каспарсон A.A., Халфин И.Ш., Фуртенко В.П., Плешаков A.B., Леонтьев А.И. Проблема расчета морских глубоководных оснований сквозной конструкции при воздействии ветра и волн // Азербайджанское нефтяное хозяйство. 1979. - №8 - 9. - С. 42 -46.

99. Гаджиев P.A., Самедов Ф.С., Саркисов В.Г., Таирли З.М., Трипольский М.Я. Проблемы совершенствования методов расчета морских стационарных платформ // Азербайджанское нефтяное хозяйство. 1982. -№12. - С. 51 - 54.

100. Саркисов В.Г. Внешние нагрузки, действующие на морские нефтегазопромысловые сооружения, и методы их определения // Азербайджанское нефтяное хозяйство. — 1980. №10. - С. 40 - 43.

101. Доусон Т. Проектирование сооружений морского шельфа. Л.: Судостроение, 1986. - 288 с.

102. Семенов Ю.Н., Портной A.C. Требования классификационных обществ к обеспечению безопасности морской техники. С.-Пб.: С.-Пб. гос. морск. тех. ун-т., 2000. - 112 с.

103. СНиП 2.06.04-82 Нагрузки и воздействия на гидротехнические сооружения (волновые, ледовые и от судов).

104. Урманчеев В.И., Каменщиков Н.К., Макутенко В. Д. Проведение капитального ремонта скважин с применением мобильнойустановки на морской стационарной платформе // Нефтяное хозяйство. -2005.-№6.-С. 18-21.