Уфа, Республика Башкортостан, Россия
УДК 622.23.05 Инструменты и машины, применяемые в горном деле
ГРНТИ 55.00 МАШИНОСТРОЕНИЕ
ГРНТИ 55.13 Технология машиностроения
ОКСО 15.00.00 Машиностроение
ББК 3 ТЕХНИКА. ТЕХНИЧЕСКИЕ НАУКИ
ББК 344 Общее машиностроение. Машиноведение
ТБК 5 ПРИКЛАДНЫЕ НАУКИ. ТЕХНИКА. МЕДИЦИНА
ТБК 500 Общие вопросы
BISAC TEC TECHNOLOGY & ENGINEERING
BISAC TEC046000 Machinery
В статье установлено, что актуальным направлением для восстановления заброшенных скважин и повышения нефтеотдачи старых месторождений остается создание малых каналов из обсаженной скважины с заданным радиусом кривизны по предварительно спланированной траектории. Рассмотрена информация о скважинном фрезерном инструменте для фрезерования «окна» в эксплуатационной колонне и последующего бурения каналов с использованием специальных малогабаритных винтовых забойных двигателей. Проанализирована научно-техническая информация и установлено, что актуальными направлениями являются разработка новых и усовершенствование известных конструкций инструмента для фрезерования «окна» в обсадных колоннах различных групп прочности. Исследована перспектива мониторинга параметров глубинного оборудования на протяжении его использования через статистический анализ временных рядов, в том числе изменений технологических параметров фрезерования. Рассмотрена общая информация об использовании колебаний технологических параметров осевой нагрузки на фрезерный инструмент и давления промывочной жидкости во время процесса фрезерования, представленных в виде случайного процесса. Проанализированы общеизвестные критерии косвенной оценки технического состояния глубинного оборудования, определено, что при их использовании должно выполняться условие независимости. Установлено, что актуальным направлением является разработка нового критерия диагностирования работоспособного состояния для последующего создания автоматизированной системы мониторинга и оценки технического состояния оборудования, включая возможность прогнозирования подклинивания и заклинивания специального малогабаритного винтового забойного двигателя.
вторичное вскрытие пласта, фрезерование эксплуатационной колонны, винтовой забойный двигатель, фрезерный инструмент, критерий диагностирования, техническая диагностика
Введение. В настоящее время, по оценке Министерства энергетики Российской Федерации, доля трудноизвлекаемых запасов (ТРИЗ) в России составляет более 65 % от общего объема доказанных нефтяных запасов, при этом доля добычи ТРИЗ около 8 %, и увеличение динамики не существенно [1]. Установлено, что существует определенный порог по дебиту скважины, за которым добыча нефти становится либо технически невозможной, либо неокупаемой с экономической точки зрения. Известно, что на множестве скважин добыча остановлена из-за прекращения поступления пластового флюида или в связи с высоким содержанием воды в получаемой нефтяной продукции. Неэкономичность добычи нефти на скважинах с ТРИЗ зачастую приводит к их консервации или полному закрытию, их число составляет от 25 до 30 тысяч [2]. По этой причине важным этапом разработки скважины является вторичное вскрытие, осуществляемое перфорированием, с использованием различных перфораторов (пулевых, кумулятивных, гидропескоструйных, фрезерных и торпедных разновидностей) [3]:
1) при использовании пулевых и торпедных устройств происходит детонация зарядов в специальных камерах, что приводит к выбросу пуль или торпед с помощью взрывной энергии. Основные недостатки: имеют ограниченное применение, не всегда обеспечивают нужное пробитие из-за малой длины канала;
2) в методе кумулятивной перфорации эксплуатационная колонна подвергается действию направленной огненной струи, прожигающей отверстия в металле. Основные недостатки этого метода включают риск деформации колонны и повреждения цементного камня;
3) при гидропескоструйной перфорации используют направленную струю, но вместо газа в качестве разрушающего агента применяется вода с добавлением песка для усиления абразивных свойств. Основной недостаток: возможно возникновение блокирующей зоны продуктивного пласта, снижающей его продуктивность.
Подбор технологии перфорации скважины определяется различными характеристиками [4]:
– условиями проведения буровых работ;
– геологическими характеристиками месторождения;
– конструкцией скважины;
– техническими параметрами перфорационных устройств (тип, плотность прострела и т. д.);
– вероятными побочными эффектами и прочими факторами.
Кроме того, вторичное вскрытие может осуществляться путём бурения горизонтальных скважин и боковых стволов с горизонтальной частью, которое имеет схожие подходы [4]. Развитие технологий горизонтального бурения, активно внедряемых российскими нефтедобывающими компаниями, способствует оптимизации сети эксплуатационных скважин и, как следствие, росту доступных для разработки запасов нефти. Это приводит к снижению депрессии на пласт, повышению эффективности добычи нефти из сложных месторождений, ранее считавшихся не извлекаемыми, и увеличению результативности применения методов воздействия на нефтеносные пласты [5–7]. За последние пятнадцать лет в России наблюдается значительный рост строительства горизонтальных скважин. В настоящий момент времени происходит переход от индивидуального бурения горизонтальных скважин к систематическому применению этой технологии, что дает возможность полностью реализовать потенциал указанных выше преимуществ [6, 8].
Материалы и методы. Поиск патентной информации проводился за 2011–2023 гг. по базам данных:
- Федерального государственного бюджетного учреждения «Федеральный институт промышленной собственности» – «https://new.fips.ru»;
- «Яндекс. Патенты», созданные при содействии Федеральной службы по интеллектуальной собственности (Роспатента) – «https://yandex.ru/patents»;
- Европейского Патентного ведомства «European Patent Office» – «https://www.epo.org»;
- авторских свидетельств и патентов Союза Советских Социалистических Республик «База патентов СССР» – «https://patents.su».
Поиск научно-технической информации проводился по базам данных:
- научной электронной библиотеки «Elibrary» – «https://www.elibrary.ru»;
- научной электронной библиотеки «КиберЛенинка» – «https://cyberleninka.ru»;
- информационно-энциклопедического проекта «Рубрикон» – «https://www.rubricon.com».
Основная часть. Значительная часть разрабатываемых нефтяных и газовых месторождений находится в поздней стадии эксплуатации, таким образом, одним из наиболее перспективных подходов является метод восстановления неэксплуатируемых скважин или повышения их производительности за счет дополнительного бурения бокового наклонного или горизонтального ствола из отфрезерованного участка обсадной эксплуатационной колонны. Профессор
Н. Ф. Кагарманов в своем исследовании истории развития горизонтального и бокового бурения [9], пришел к выводу, что традиционные способы добычи нефти, которые включают в себя вертикальное и наклонное бурение скважин с применением метода заводнения, позволяют извлечь из пласта лишь 30–50 % нефти [9]. В то же время, технология горизонтального бурения соответствует самым строгим требованиям по эффективности и безопасности для окружающей среды. Этот метод дает возможность существенно увеличить добычу нефти в 3–7 раз и повысить коэффициент ее извлечения до 70–80 %.
В истории развития бурения наклонных скважин особое место занимает турбобур. Турбобур представляет собой инновационный продукт инженеров из России, который открыл новые горизонты в области бурения нефтяных и газовых скважин, позволив достичь невиданных темпов их создания. Этот прорыв существенно увеличил объемы добычи углеводородов, что стало фундаментом для устойчивого экономического роста Советского Союза. Позднее, на смену турбобуру пришел винтовой забойный двигатель (ВЗД), разработанный и выпускаемый такими предприятиями, как Кунгурский и Павловский машиностроительные заводы, а также заводом синтетического каучука в Чайковском. В СССР и современной России именно с использованием гидравлических забойных двигателей пробурено подавляющее большинство нефтяных и газовых скважин, включая те, которые имели сложный профиль и являлись ключевыми для добычи углеводородного сырья [10–12].
Для эффективной проводки сложных пространственных профилей необходимо применять специальные телеметрические системы, которые обеспечивают точное определение положения ствола скважины, изменения угла наклона и направления, а также позволяют оперативно корректировать траекторию [13, 14]. Изучение научно-технической информации показало, что эффективность бурения скважин, подверженных различным нарушениям, в значительной мере зависит от состояния и типа применяемых телеметрических и роторных систем управления [15–18]. Учитывая данные, полученные на месторождениях, до половины всех пробуренных скважин имели отклонения в технологии проводки. При проведении наклонно-направленного бурения были выявлены различные причины некорректного проводки скважин [19, 20]:
– отклонение зенитного угла, азимута;
– необоснованные корректировки направления проводки ствола скважины;
– ошибочное измерение показателей датчиками телеметрической системы;
– износ и отказ оборудования.
В связи с этим при строительстве скважин большое внимание уделяется вопросам своевременного определения технического состояния оборудования. Основными элементами компоновочной части для перфорации каналов являются ВЗД и фрезерный инструмент [21]. В процессе ликвидации аварийных ситуаций или при бурении новых боковых каналов в скважине применяются специальные фрезерные инструменты, предназначенные для обработки металла эксплуатационной колонны и цементного камня. Фрезерование стоит на первом месте среди методов для разрушения металла эксплуатационной колонны. Ключевыми различиями применения скважинного фрезерного оборудования и его режущих элементов по сравнению с инструментами для обработки металлов в машиностроении являются:
– невозможность регулярной заточки режущих элементов;
– сложность контроля состояния инструмента во время работы;
– неравномерное охлаждение режущей кромки;
– отсутствие фиксации объекта фрезерования.
От предназначения и условий работы зависят эксплуатационные и конструктивные характеристики скважинного инструмента [22], их многообразие приводит к существованию различных типоразмеров и конструкций. Определено, что условия работы скважинных фрезеров определяются в основном типом и технологией выполняемых работ, и при одинаковых условиях с увеличением глубины и уменьшением диаметра скважин качество работы инструмента значительно ухудшается [23]. На рис. 1 показана классификация фрезерного инструмента, используемого для проведения ремонтно-восстановительных работ в скважинах. Поскольку объекты фрезерования различаются по материалу, условиям залегания, расположению в скважине, геометрическим размерам и целям обработки, существующая классификация включает в себя несколько видов фрезеров.
Рис. 1. Классификация фрезерного инструмента
В ходе анализа выявлено, что из-за воздействия таких факторов как: ударные нагрузки, высокие температуры, абразивные жидкости, колебания различного вида рабочая кромка фрезерного инструмента подвергается абразивному воздействию, что приводит к отказу оборудования. Учитывая, что фреза взаимодействует с цементом, песком, горной породой, частицами стружки, металлическими фрагментами и прочими объектами, которые накапливаются на забое и не удаляются с помощью промывочной жидкости, необходимо своевременно производить мониторинг технического состояния инструмента [24]. Установлено, что наибольшее количество патентной информации приходится на совершенствование конструкции фрезеров торцевых и конусных типов, а также их вооружения (рис. 2), составляя более 60 % от всей информации.
Рис. 2. Распределение патентов по типам фрезеров за период 2011–2023 гг., %
Для повышения нефтеотдачи малодебитных скважин наиболее распространенными методами создания боковых стволов из обсаженной колонны в вертикальных, наклонных, и горизонтально-наклонных скважинах являются [19, 25]
– вырезание участка эксплуатационной колонны с последующим бурением бокового ствола;
– вырезание «окна» в эксплуатационной колонне с применением клина-отклонителя и дальнейшее бурение бокового ствола.
Технологию фрезерования «окна» в эксплуатационной колонне разрабатывали и рассматривали в своих трудах: Воевидко И. В., Гасанов А. П., Гилязов Р. М., Давлетбаев М.Р., Двойников М.В., Зарипов Д. Э., Кагарманов Н. Ф., Левинсон Л. М., Лягов А. В., Мухаметшин А. А., Самигуллин В. Х., Хасанов А. Ф., Хейрабади Г. С., Чудык И. И. и многие другие.
В своих трудах Воевидко И. В. и Чудык И. И. исследуют процесс фрезерования «окна» в эксплуатационной колонне скважины и обосновывают математические законы, которые помогают определять силу отклонения на фрезерном инструменте и уровень искривления бокового ствола скважины [26].
В статье [27] Левинсон Л. М. с Хасановым А. Ф. анализируют преимущества и недостатки различных методов забуривания боковых стволов. Авторами установлено, что наиболее эффективным является метод с вырезанием щелевидного «окна» в стенке обсадной колонны с помощью клина-отклонителя и дальнейшим забуриванием бокового ствола через «окно».
Ломов А. П. в своём докладе представил принцип снижения риска аварий при фрезеровании обсадной колонны с использованием раздвижных колонных фрезеров с системой аварийного возврата. Установлено, что применение этой системы предотвращает аварии и сокращает время, необходимое для устранения проблем, возникающих во время процесса фрезерования [28].
Гасанов А. П. в статье [29] описаны пути повышения эффективности работы фрезера-райбера для восстановления аварийных нефтяных и газовых скважин и приведены расчеты для различных материалов обсадных колонн с последующими рекомендация по процессу фрезерования.
В статье Абдуллина Н. М. [25] предложены практические рекомендации по безопасному фрезерованию участка обсадной колонны в наклонно-направленных скважинах с большими зенитными углами и в горизонтальных скважинах во время строительства или капитального ремонта.
В статье Шешуковой К. В. и Хайруллина А. А. рассматривается эффективность зарезки бокового ствола на примере бездействующей скважины Ямбургского месторождения. В ней авторы приходят к выводу, что эта технология позволяет вернуть в разработку скважины, которые не могли быть задействованы при обычных операциях из-за геолого-технических условий [30].
В статье [31] описывается процесс реконструкции скважины путём фрезерования «окна» в эксплуатационной колонне и последующего бурения бокового ствола на полупогружной плавучей буровой установке. Установлено, что проведённые работы позволили сохранить пробуренную часть ствола скважины и продлить срок эксплуатации месторождения.
В статье [32] сравниваются методы и технологии вырезания «окон» в обсадных колоннах и зарезки боковых стволов из существующих скважин российских и зарубежных сервисных компаний. Авторы отмечают, что для повышения режущей способности и наилучшего разрушения горных пород необходимо улучшать конструкции фрезерного инструмента.
В статье [33] Хасанова А. Ф. и Гаттаровой М. Р. рассмотрена система «Over Head» компании ООО НПП «Буринтех», предназначенная для фрезерования «окна» в эксплуатационной колонне. Установлено, что преимуществом данной системы является фрезерование «окна» за один рейс за счет спуска, последующего ориентирования и посадки клина-отклонителя.
В статье [34] описываются преимущества от использования старой скважины с помощью фрезерования «окна» в эксплуатационной колонне и последующей зарезки горизонтального ствола. Так на газовом месторождении Сулиге, северо-западе Китая этот способ значительно снизил затраты на разработку скважины, повысил продуктивность и увеличил добычу в 3-5 раз.
В статье [35] описана обобщённая классификация осложнений и наиболее частые причины их возникновения на примере Восточно-Сургутского месторождения. Установлено, что основные проблемы связаны со следующими причинами:
– с прихватом инструмента и обсадных труб;
– с нестабильной работой фрезерного инструмента;
– с износом оборудования технической системы.
Исходя из анализа научно-технической информации определена классификация инструментов для забуривания бокового ствола скважины. Установлено, что наибольшее количество патентной информации приходятся на изменение способов и поиск новых методов фрезерования, а также на совершенствование конструкций фрез-долот и фрезер-райберов (рис. 3), составляя более половины от всех проанализированных документов.
Рис. 3. Распределение патентов по типам фрезерующего инструмента за период 2011–2023 гг., %
Установлено, что количество зарегистрированных патентов и научных трудов увеличивается с каждым годом, а старые конструкции и методы постоянно совершенствуются и перерабатываются. Исходя из этого, можно сделать вывод, что разработка инновационных и усовершенствование существующих технологий и инструментов для создания «окна» в эксплуатационной колонне и последующее бурение боковых стволов, является динамично развивающимся и приоритетным направлением для восстановления заброшенных нефтедобывающих скважин, и увеличения добычи нефти на старых нефтеносных участках.
Разработками новых конструкций инструментов для фрезерования занимаются такие компании как: ООО НПП «Буринтех», ООО «ВНИИБТ – Буровой инструмент», ЗАО «Измерон», ООО «Фирма «Радиус-Сервис», ООО НПП «Бурсервис», ООО «Биттехника» ООО НПФ «Технология», ООО «Marlin Oil Tools», а также Halliburton Inc., Varel International Ind.
В статье [36] подробно рассмотрены проблемы, с которыми сталкиваются при использовании современных методик бурения боковых стволов и технологий для вторичного вскрытия продуктивных пластов. Исследование показало, что процессы бурения боковых стволов и гидравлического разрыва пласта осложняются из-за тесного расположения газовой шапки и подстилающей воды, что обусловлено геологическими и технологическими особенностями. Кроме того, применение существующих методов вторичного вскрытия не приносит желаемых результатов из-за обширной зоны проникновения фильтрата бурового раствора или возникающей заколонной циркуляции [4, 35].
Установлено, что эффективное фрезерование эксплуатационных колонн и бурение сети разветвленных каналов сверхмалого диаметра и радиуса кривизны стало возможно благодаря технической системе (ТС) «Перфобур». В состав системы входит универсальный малогабаритный секционный ВЗД [2, 12, 22, 37, 38]. Первые поколения ТС «Перфобур» проходили испытания на стенде, где проводилось фрезерование образцов эксплуатационной колонны, и дальнейшее бурение песчано-цементного блока. В результате испытаний установлена надежность и работоспособность основных компонентов ТС, а также протестированы различные типы породоразрушающих и фрезерных инструментов [39, 40].
В компании ООО «Перфобур» работают с разными конструкциями фрез, сотрудничество ведется с различными фирмами по проектированию и изготовлению фрез: ОOO «Petro Tool», ООО «Цитрин-Сервис», ООО «Marlin Oil Tools», ООО НПФ «Технология» и др. Стоит отметить, что серийно-выпускаемые фрезы для традиционных технологий «большого бурения» при зарезке боковых стволов не подходят для условий работы специальными малогабаритными двигателями [41, 42]. На практике, компания применяет конусные и торцевые фрезы, а также фрез-долота для малогабаритных ВЗД (до 55 мм) [41].
Отмечено, что впервые в мировой практике, в 2018 году, основателем и главным конструктором компании ООО «Перфобур» Ляговым И. А., с использованием разработанной компоновки для фрезерования, удалось вырезать фрезой диаметром 68 мм два «окна» длиной 70 мм каждое, в эксплуатационной колонне группы прочности К, с одной отметки, специальным малогабаритным ВЗД на скважине ООО «Башнефть-Добыча [2, 43]. К моменту написания статьи уже было профрезеровано более 200 «окон», с дальнейшим бурением разветвленных каналов на скважинах ведущих нефтегазовых компаний Российской Федерации и стран ближнего и дальнего зарубежья [44, 45].
В ходе работы установлено, что работоспособность ВЗД наряду с безотказностью породоразрушающего или фрезерного инструмента определяют эффективность ведения работ [10, 46]. В статье [47] отмечено, что дифференциальные прихваты и прихваты вследствие заклинивания в местах деформирования поперечного сечения перфорационного канала являются потенциальными осложнениями при эксплуатации технической системы «Перфобур». Компания ООО «Перфобур» применяет комплекс мер для предотвращения риска дифференциального прихвата [48]:
1) обеспечение необходимой реологии бурового раствора;
2) использование специальных осцилляторов в тех зонах, где возможны осложнения;
3) применение специальных компоновок нижней части бурильной колонны с трубами различной частотной характеристики и забойным автоматом подачи долота;
4) контроль процесса бурения при вскрытии продуктивных пластов.
В настоящий момент времени компания работает над тем, чтобы кроме фрезерования «окна», технологически можно было продолжать непосредственное бурение за одну спуско-подъемную операцию, и для этого совершенствуют не только сами фрезерные инструменты, но и узлы технической системы. В процессе эксплуатации возникает необходимость своевременного мониторинга и оценки технического состояния компоновки, в том числе возможность прогнозирования подклинивания и заклинивания специального малогабаритного ВЗД.
Последние исследования показывают, что работу глубинного бурового оборудования в процессе эксплуатации можно контролировать, используя математическую обработку длительных временных рядов случайных колебаний технических параметров процесса бурения, представленных как стационарный случайный процесс с применением различных методов анализа [45]. Для анализа данные временных рядов замеров технологических параметров в процессе бурения удобнее представить, как последовательность случайных величин, что позволит использовать вероятностные и спектральные методы анализа [49].
Установлено, что во время работы ВЗД возникают колебания давления технологической жидкости и осевой нагрузки, при этом анализ протекающих при бурении скважин физических процессов, специфика и условия работы глубинного оборудования показывают, что эти явления часто носят непредсказуемый, случайный характер [42, 45]. Колебаниям, возникающим при бурении скважин, определяют особую роль при оценке технического состояния глубинного оборудования в процессе его эксплуатации. Поэтому, с каждым годом возрастает интерес к данной теме и ведутся дальнейшие исследования [42, 50]. Разрабатываются различные способы и подходы к расшифровке получаемой информации. При этом интерес представляет исследования контроля забойных параметров по колебаниям, измеренных на устье скважины [51]. В этом случае, долото или фрез является естественным источником колебаний, а бурильная колонна представляет канал связи между забоем и устьем скважины [52, 53]. Колебания технологических параметров, сопровождающих процесс бурения, могут быть выражены в изменениях их спектральной характеристики и учтены в алгоритмах косвенной обработки измеряемых сигналов [54].
Исследование, проведенное с помощью визуализации колебаний, вызванных изменением осевой нагрузки на породоразрушающий или фрезерный инструмент, а также давления промывочной жидкости, выявило, что данные колебания не ограничиваются только гармоническими и непериодическими формами, но также проявляют себя в виде случайных событий. Эти наблюдения являются статистически значимыми [47, 55]. Возможность многократного измерения случайных колебаний технологических параметров процесса, при этом одновременно оценивая техническое состояние глубинного бурового оборудования, позволяет использовать методы теории вероятностей и математической статистики [56, 57]. Использование случайных процессов, при правильной расшифровке, позволяет оценивать техническое состояние глубинного оборудования [56, 58].
Вопросами изучения использования вероятностно-статистической оценки состояния оборудования в бурении и добыче как случайного процесса занимались: Ганджумян Р. А., Галеев А. С., Григулецкий В. Г., Гуреев И. Л., Ишемгужин Е. И., Ишемгужин И. Е., Керимов З. Г., Лягов А. В., Мирзаджанзаде А. Х., Науменко А. П., Симонов В. В., Симонянц С. Л., Санников Р. Х., Хасанов М. М., Шайдаков В. В., Юнин Е. К., Ямалиев В. У. и многие другие.
Различные критерии оценки технического состояния глубинного бурового оборудования, предложенные многими отечественными и зарубежными исследователями, в связи с постоянными изменениями условий бурения до сих пор не дали ответа на вопрос о наиболее рациональном времени работы [59, 60]. Определено несколько подходов при обработке забойной информации для контроля состояния оборудования в процессе бурения скважин, с помощью которых можно получить данные о нормальной эксплуатации без необходимости проведения активных экспериментов [55, 56].
Существует множество различных диагностических критериев для оценки технического состояния глубинного бурового оборудования в процессе эксплуатации, предложенных разными авторами, но не каждый из них, является основным и при их использовании должно выполняться условие независимости друг от друга [47]. Для косвенной оценки технического состояния породоразрушающего инструмента в процессе бурения скважин использованы следующие критерии, которые дополняют другие методы косвенной оценки:
1 Коэффициент Джини – это инструмент, который помогает выявить связь между изменениями случайных колебаний измеряемых технологических параметров и состоянием инструмента. Это позволяет быстро принимать решения по управлению процессом бурения [35, 61].
Недостатками коэффициента является то, что с помощью него сложно идентифицировать, в какой именно момент времени происходит максимальный износ оборудования [62].
2 Энтропийный анализ – это методика оценки уровня неопределенности, которая применяется к случайным процессам [63]. С учетом того, что в производственных условиях зачастую трудно точно определить момент, когда объект переходит из одного технического состояния в другое, предлагается сравнивать текущие значения энтропии с энтропией, зафиксированной в начальный момент бурения, например, при использовании нового инструмента, что позволяет выявить изменения и дать своевременные рекомендации по эксплуатации [49, 64].
Установленный недостаток данного анализа заключается в предположении, что переход из одного состояния в другое всегда связан с изменением технического состояния инструмента. Из-за этого точность вычислений может быть недостаточной для определения текущего состояния объекта.
3 Коэффициент вариации случайного процесса – это «критерий случайности» в теории вероятности. Коэффициент вариации используется для более полной характеристики динамичности процесса [59]. Интенсивность воздействия случайных факторов тоже может быть различной, в отдельных случаях рекомендуют использовать коэффициент вариации в качестве условной границы для разделения процессов на детерминированные и случайные [65].
Недостатками этого критерия оценки технического состояния являются низкая помехоустойчивость к внешним факторам и недостаточная точность оценки состояния породоразрушающего инструмента в процессе эксплуатации. Это приводит к низкой отработке инструмента и возможности аварийных ситуаций в технической системе.
4 Показатель Херста является количественным показателем, который отражает степень упорядоченности амплитуд изучаемого параметра во времени и определяется как функция временного интервала в рамках масштабированного диапазона во временном ряде [66, 67]. Многие исследования указывают на то, что изменение режима работы является признаком наличия дефекта в оборудовании, так как в этот момент времени происходит переход сложной технической системы к хаотическому виду.
Недостатками метода определения технического состояния системы с помощью показателя Херста являются сложность определения критерия работоспособности, поскольку переход системы в хаотический режим не всегда указывает на наличие дефектов оборудования, также на результаты сильно влияют случайные факторы [49].
5 Выбросы случайных колебаний за некоторый уровень. Процесс бурения скважин может сопровождаться колебаниями технологических показателей, которые иногда превышают определенный порог. Это явление, называемое выбросами случайных колебаний, имеет существенное значение в рамках изучения теории случайных процессов [61]. Количество таких выбросов может использоваться в качестве индикатора для диагностики процесса бурения [68]. Для эффективного применения этого критерия важно понимать вопросы аппроксимации статистических характеристик случайных процессов [61].
Выявленные недостатки данного способа: непредсказуемость значений самого высокого уровня, за который имеет место хотя бы один выброс, отличие значений параметров для корреляционной функции и спектральной плотности, невозможность поправок в расчете на сложные условия эксплуатации оборудования.
6 Корреляционная размерность – это мера упорядоченности процессов, который может выступать в роли диагностического показателя для оценки состояния изучаемых систем [69]. Износ механизмов может сказаться на корреляционной размерности, то есть появление детерминированного хаоса может быть связано с нелинейными колебаниями в системе. Своевременный контроль значений корреляционной размерности может помочь предотвратить аварии с использованием глубинного бурового оборудования [70].
Основные недостатки этого способа включают теоретическое обоснование только для бесконечных и не зашумлённых хаотических процессов, а также высокая трудоёмкость обработки большого объёма экспериментальных данных, что снижает точность оценки технического состояния оборудования во время его эксплуатации.
7 Спектральный анализ для определения работоспособного состояния оборудования включает в себя периодическое определение энергетического спектра в области сверхнизких частот вращающего момента на бурильном инструменте [64, 67]. При этом за критерий работоспособности инструмента принимают отношение площадей энергетических спектров [71]. Также можно применять анализ спектра частот колебаний для оценки состояния оборудования. Для этого требуется измерить колебания промывочной жидкости и преобразовать их в их в спектр. В данном случае, показателем износа инструмента является диапазон частот нормализованной плотности, а предельный уровень износа определяется отсутствием доминирующей частоты [64, 72].
Установлены следующие недостатки: трудности с выделением определённого сигнала из общего спектра, а также зашумление или затухание результирующего сигнала.
8 Фрактальный анализ используют для определения работоспособности породоразрушающего инструмента, он включает в себя измерение колебаний системы и определение эталонных значений, где, вычисляются фрактальные размерности по построенным фазовым кривым [73].
Недостатки этого анализа заключаются в сложности описания дефектов, требующей введения упрощённых моделей и допущений, а также в трудностях определения значений фрактальной размерности.
9 Фазовый анализ. Знание о том, что развитие динамической системы отображается в виде фазового портрета – пространства, где в качестве координат выступают элементы состояния [69], является ключевым для проведения анализа. При этом необходимо проводить аналитическую работу, сравнивая рекуррентные диаграммы и получая диаграммы различий на основе временных рядов. Этот анализ дает возможность определить несоответствия в функционировании системы и провести дальнейшую обработку выявленных данных с использованием математических методов [69].
Выявленные недостатки применяемого анализа: систематические погрешности из-за неточности учёта наложения дифракционных линий разных фаз и сложная процедура определения критерия работоспособности.
10 Вейвлет-анализ – это метод позволяющий обобщить данные спектрального анализа и являющийся интегральной функцией, однако он не сводим к какой-то одной формуле, потому что существует множество конкретных функций, которые укладываются в рамки такого анализа. По аналогии с преобразованием Фурье вейвлет-преобразование сигнала состоит в его разложении по некоторому базису [74]. Вейвлет-преобразование одномерных сигналов, измеренных в начале и в процессе бурения, производят с определением их масштабно-временной развертки и значений полной энергии [50, 65]. В качестве базисной выбирается хорошо локализованная и по времени, и по частоте функция, обладающая рядом характерных признаков [64, 75]. В процессе бурения полученные значения необходимо сравнивать с эталонными, чтобы своевременно давать рекомендации по повышению точности оценки технического состояния породоразрушающего инструмента [76].
Этот тип анализа имеет такие недостатки: возможные амплитудные искажения и высокие погрешности из-за различий в масштабах и частотах, что приводит к неточной обработке результатов.
11 Методы статистического анализа включают в себя такой простой и эффективный инструмент, как метод Байеса, который особенно ценен при соблюдении определенных условий его применимости [61, 77]. Матрица Байеса применяется для анализа статистических данных, полученных при определенных условиях бурения и характеристиках технических устройств. Матрица Байеса помогает выявить признаки с наибольшей диагностической значимостью [77]. Существует несколько способов оценки диагностической важности признаков, где используется понятие диагностического веса реализации признака, чтобы не применять большую математическую обработку.
Метод Байеса имеет свои недостатки, главный из которых: большой объём предварительной информации и «угнетение» редко встречающихся диагнозов. Однако, если имеется достаточное количество статистических данных, метод Байеса можно применять как надёжный и эффективный инструмент для принятия решений [77].
Выводы.
1. Выявлено, что для восстановления заброшенных скважин и увеличения нефтеотдачи месторождений наиболее эффективным методом является фрезерование «окна» в эксплуатационной колонне с последующим бурением наклонно-направленных каналов с использованием специальных малогабаритных ВЗД. На основе анализа научно-технической информации об использовании фрезерных инструментов установлено, что существует необходимость в разработке новых и усовершенствовании существующих конструкций и методов эксплуатации, а также в своевременной оценке технического состояния для предотвращения аварийных ситуаций.
2. Определено, что в процессе эксплуатации существует необходимость своевременного мониторинга и оценки технического состояния компоновки, в том числе возможность прогнозирования подклинивания и заклинивания специального малогабаритного ВЗД.
3. Рассмотрены известные критерии косвенной оценки технического состояния глубинного оборудования, определено, что их применение не дает универсальных рекомендаций о рациональном времени работы глубинного оборудования. Установлено, что актуальным направлением будет являться разработка нового критерия диагностирования работоспособного состояния для последующего создания автоматизированной системы оценки технического состояния оборудования.
1. Тихонов С. ТРИЗ и налоги. Стимулы и препятствия для разработки трудноизвлекаемых запасов // Нефтегазовая вертикаль. Национальный отраслевой журнал [Электронный ресурс]. URL: http://www.ngv.ru/maga-zines/article/triz-i-nalogi/ (дата обращения: 12.04.2022).
2. Лягов И.А., Лягов А.В., Сулейманов И.Н., Качемаева М.А. Создание Технической системы «Перфобур» и исследование её работы в сильно искривленном канале при вынужденных продольных колебаниях // Электронный научный журнал Нефтегазовое дело. 2015. № 5. С. 45–105.
3. Лягов И.А., Лягов А.В., Исангулов Д.Р., Лягова А.А. Выбор необходимого количества промывочных переводников в специальной компоновке и исследование их работы при бурении радиально-разветвленных каналов секционными винтовыми двигателями // Записки Горного института. 2024. Т. 265. С. 78–86.
4. Рязанов А.А., Ермаков А.С., Папиж В.А., Лягов И.А., Лягов А.В., Баширов А.И., Макаренко В.А., Султанов Э.Р. Технология повторного вскрытия пласта методом радиального бурения каналов с использованием технической системы «Перфобур» // Бурение и нефть. 2023. № 5. С. 12–17.
5. Bashirov A.I., Lyagov I.A., Galas I.R. Combination of radial drilling technology with acid jetting: New approach in carbonate reservoir stimulation // Society of Petroleum Engineers. Abu Dhabi International Petroleum Exhibition and Conference 2020. UAE, 2022. Pp. 1–11. DOI:https://doi.org/10.2118/202661-MS.
6. Акимов О.В., Кемпф К.В., Шкарин Д.В., Донской А.В., Баширов А.И., Макаренко В.А., Касимов Д.Л., Лягов А.В., Лягов И.А. Применение технологии радиального вскрытия пласта на Северо-Хоседаюском месторождении // Нефтяное хозяйство. 2024. № 4. С. 28–31. DOI:https://doi.org/10.24887/0028-2448-2024-4-28-31.
7. Двойников М. В., Леушева Е. Л. Современные тенденции освоения углеводородных ресурсов // Записки Горного института. 2022. Т. 258. С. 879–880.
8. Galas I.R., Bashirov A.I., Makarenko V.A., Miftakhov S.A., Lyagov I.A., Dolman L.F., Gulyaev D.N., Nikonorova A.N. The Method of Directional Radial Drilling of Channels for Stimulation of Oil Rim // Society of Petroleum Engineers. Abu Dhabi International Petroleum Exhibition and Conference 2022. UAE. 2022. Pp. 1–15. DOI:https://doi.org/10.2118/211482-MS.
9. Кагарманов Н.Ф., Давлетбаев М.Р., Самигуллин В.Х., Шайнуров Р.С., Юмашев Р.Х., Гилязов Р.М. Вскрытие продуктивных пластов горизонтальными скважинами. Межвузовский тематический сб. науч. тр. Уфа: УГНТУ. 1996. С. 159–174.
10. Шайдаков В.В., Шулепов В.А., Шестакова Е.В. Безотказность винтовых забойных двигателей // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. 2020. № 9 (333). С. 21–24. DOI:https://doi.org/10.33285/0130-3872-2020-9(333)-21-24.
11. Балденко Д.Ф., Балденко Ф.Д. Российские винтовые забойные двигатели: вчера, сегодня, завтра // Бурение и нефть. 2024. № 1. С. 46–53.
12. Гуринович А.В., Симонянц С.Л. Выбор винтового забойного двигателя на этапе проектирования строительства скважины // Вестник Ассоциации буровых подрядчиков. 2024. № 4. С. 6–9.
13. Системы телеметрии в горизонтальном бурении: опыт российских компаний // Нефтегазовая промышленность. 2022. С. 44–50. [Электронный ресурс]. URL: https://dprom.online/wpcontent/uploads/2022-/09/2_2022_NP.pdf (дата обращения: 26.10.2024).
14. Симонянц С.Л. Совершенствование вращательных способов бурения нефтегазовых скважин // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. 2024. № 11(383). С. 5–8.
15. Двойников М.В. Проектирование траектории скважин для эффективного бурения роторными управляемыми системами // Записки Горного института. 2018. Т. 231. С. 254–262. DOI:https://doi.org/10.25515/PMI.2018.3.254.
16. Двойников М.В., Cидоркин Д.И., Юртаев С.Л., Грохотов Е.И., Ульянов Д.С. Бурение глубоких и сверхглубоких скважин с целью поиска и разведки новых месторождений полезных ископаемых // Записки Горного института. 2022. Т. 258. С. 945–955. DOI:https://doi.org/10.31897/PMI.2022.55.
17. Кузнецов А.Б., Стефанов Р.Е., Рязапов М.В., Григулецкий В.Г. Новая методика оценки эффективности технологических решений вскрытия и освоения скважин в процессе бурения // Нефтепромысловое дело. 2022. № 5(641). С. 5–15. DOI:https://doi.org/10.33285/0207-2351-2022-5(641)-5-15.
18. Дерендяев В.В., Мелехин А.А., Чернышов С.Е. Разработка высокоскоростной системы передачи данных при управлении траекторией ствола скважины в процессе бурения // Бурение и нефть. 2023. № 1. С. 41–43.
19. Заболотный А.С., Муксинов Р.Р., Хасанов Р.А. Организация работ с целью снижения отклонений от плановой траектории при бурении наклонно-направленных и горизонтальных скважин с винтовыми забойными двигателями // Бурение и нефть. 2023. № 10. С. 20–24.
20. Двойников М.В., Сидоров Д.А., Камбулов Е.Ю., Лаврик А.Ю. Солеотложение и рапопроявление: анализ проблем возникающих при строительстве скважин // Деловой журнал Neftegaz.RU. 2022. № 10(130). С. 20–25.
21. Lyagov I.A., Liagov A.V., Liagova A.A. Optimization of the configuration of the power sections of special small-sized positive displacement motors for deep-penetrating perforation using the technical system «Perfobore» // Applied Sciences. Switzerland, 2021. 11(11). Pp. 49–77. DOI:https://doi.org/10.3390/app11114977.
22. Борейко Д.А., Сериков Д.Ю., Быков И.Ю. Анализ методов диагностики технического состояния шарошечных буровых долот корпусного типа // Оборудование и технологии для нефтегазового комплекса. 2021. № 2 (122). С. 11–14. DOI:https://doi.org/10.33285/1999-6934-2021-2(122)-11-14.
23. Лягов А.В., Лягов И.А., Сулейманов И.Н. Антивибрационные-стабилизирующие компоновки бурильной колонны для технической системы «Перфобур» // SOCAR Proccedings. Баку. 2020. № 4. С. 24–32. DOI:https://doi.org/10.5510/OGP20200400462.
24. Меджитов А.С. Перспективы развития технологии фрезерования «окна» в эксплуатационной колонне // Современные проблемы нефтегазового оборудования-2021. Уфа: Уфимский государственный нефтяной технический университет. 2021. С. 65–69.
25. Абдуллин Н.М. Технологические особенности методов фрезерования обсадной колонны в вертикальных и наклонно-направленных скважинах // Бурение и нефть. 2024. № 1. С. 24–27.
26. Воевидко И.В., Чудык И.И. Особенности зарезки дополнительного ствола в эксплуатационной колонне скважины // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. 2014. № 3. С. 15–18.
27. Хасанов А.Ф., Левинсон Л.М. Анализ преимуществ и недостатков методов забуривания боковых стволов // Инновационные научные исследования в современном мире. 2019. С. 111–116.
28. Ломов А.П. Снижение аварийности при фрезеровании обсадной колонны. Снижение затрат времени при освоении скважины // Бурение и нефть. 2011. № 7-8. С. 12–13.
29. Гасанов А.П. Повышение эффективности работы фрезера-райбера при прорезании «окна» второго ствола в обсадной колонне высокопрочных труб // Оборудование и технологии для нефтегазового комплекса. 2010. № 4. С. 31–33.
30. Шешукова К.В., Хайруллин А.А. Зарезка боковых стволов как метод увеличения нефтеотдачи // Научный форум. Сибирь. 2016. Т. 2. № 4. С. 73–74.
31. Нуриев М.Ф., Уваров О.В., Максимов М.В., Решитняк Р.В., Илюшников А.В., Шакирова А.С., Карелина Р.А. Формирование окна в обсадной колонне и дальнейшее бурение бокового ствола скважины на Киринском гКм // Газовая промышленность. 2018. № 10(775). С. 26–32.
32. Насыров А.Л., Мухаметшин А.А., Саитбаталов Р.Р., Гараева А.Ф. Анализ промыслового опыта по зарезке боковых стволов с применением оборудования различных сервисных компаний на объектах ПАО «Татнефть» // Нефтяная провинция. 2023. № 2(34). С. 150–164. DOI:https://doi.org/10.25689/NP.2023.2.150-164.
33. Хасанов А.Ф., Гаттарова М.Р. Анализ эффективности зарезки боковых стволов системой «Over Head» // Интеграция науки, общества, производства и промышленности. 2019. С. 144-147.
34. Zhang J., Wang G., He K., Ye C. Practice and understanding of sidetracking horizontal drilling in old wells in Sulige Gas Field, NW China // Petroleum Exploration and Development. 2019. Vol. 149. No.2. Pp. 384–392. DOI:https://doi.org/10.1016/S1876-3804(19)60018-2.
35. Шлеин Г.А., Егоров В.Ю., Корунов И.Д. Анализ причин осложнений при зарезке и креплении боковых стволов скважин // Молодой ученый. 2019. № 46 (284). С. 72–76.
36. Lyagov I.A., Baldenko F.D., Lyagov A.V., Yamaliev V.U., Lyagova A.А. Methodology for calculating technical efficiency of power sections in small-sized screw downhole motors for the «Perfobur» system // Journal of Mining Institute. 2019. Vol. 240. Pp. 694–700. DOI:https://doi.org/10.31897/PMI.2019.6.694.
37. Рязанов А.А., Ермаков А.С., Папиж В.А., Султанов Э.Р., Лягов А.В., Лягов И.А., Макаренко В.А., Баширов А.И. Технология повторного вскрытия пласта методом радиального бурения каналов с использованием технической системы «Перфобур» // Нефтепромысловое дело. 2023. № 5(653). С. 5–12. DOI:https://doi.org/10.33285/0207-2351-2023-5(653)-5-12.
38. Пат. 195139, Российская Федерация, МПК E21B 4/02, E21B 21/00, E21B 7/04. Бурильная компоновка с малогабаритным гидравлическим забойным двигателем / А.В. Лягов, И.А. Лягов; заявитель и патентообладатель Общество с ограниченной ответственностью «Перфобур». № 2019120556; заявл. 25.12.2017; опубл. 15.01.2020. Бюл. № 2. 17 с.
39. Лягов И.А., Соболев Д.Г., Лягов А.В., Балденко Ф.Д. Специальный винтовой забойный двигатель для технической системы «Перфобур» // Бурение и нефть. 2022. № 7-8. С. 22–27.
40. Рязанов А.А., Ермаков А.С., Лягов И.А., Баширов А.И., Лягов А.В., Макаренко В.А., Шубенок Р.Н. Технология радиального бурения каналов как метод восстановления аварийного фонда скважин // Инженер-нефтяник. 2024. № S5. С. 166–171.
41. Liagova A.A., Liagov I.A. The technology of completion reservoir by drilling a network of branched channels under controlled trajectory // Youth Technical Sessions Proceedings. Proceedings of the 6th Youth Forum of the World Petroleum Council- Future Leaders Forum. 2019. Pp. 345–351. DOI:https://doi.org/10.1201/9780429327070-47.
42. Шестакова Е.В., Лягов И.А., Ямалиев В.У., Лягов А.В. О работоспособном состоянии инструмента в процессе фрезерования обсадной колонны забойными двигателями // Известия Тульского государственного университета. Технические науки. 2024. № 5. С. 526–532. DOI:https://doi.org/10.24412/2071-6168-2024-5-526-527.
43. Лягов И.А., Лягов А.В., Исангулов Д.Р., Лягова А.А. Выбор необходимого количества промывочных переводников в специальной компоновке и исследование их работы при бурении радиально-разветвленных каналов секционными винтовыми двигателями // Записки Горного института. 2024. Т. 265. С. 78–86.
44. Лягов И.А., Лягов А.В., Шайдаков В.В., Грогуленко В.В., Зинатуллина Э.Я. Техническая система «Перфобур» для вторичного вскрытия продуктивного пласта // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. 2022. № 2(350). С. 47–52. DOI:https://doi.org/10.33285/0130-3872-2022-2(350)-47-52.
45. Шестакова Е.В., Лягов И.А., Ямалиев В.У., Лягов А.В. Использование критерия диагностирования для определения работоспособности фрезерного инструмента // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. 2024. № 10(382). С. 29–37.
46. Шайдаков В.В., Забиров Ф.Ш., Смольников Е.С. Безотказность нового и отремонтированного нефтяного оборудования, сооружений // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. 2024. № 8(380). С. 43–47.
47. Лягов И.А., Губайдуллин А.Г., Лягов А.В., Могучев А.И., Попов А.Н. Прогнозирование рисков заклинивания для исключения возможности прихватов технической системы «Перфобур» при бурении разветвленных каналов в терригенных коллекторах // Известия Томского политехнического университета. Инжиниринг георесурсов. 2019. Т. 330. № 10. С. 126–136. DOI:https://doi.org/10.18799/24131830/2019/10/2304.
48. Lyagov I.A., Vasilev N.I., Reich M., Mezzetti M. Analytical research and experimental tests on the technology for drilling small diameter channels with small radius of curvature // Oil Gas European Magazine. 2014. Vol. 40. No. 3. Pp. 124–129.
49. Пат. 2183266, Российская Федерация, МПК E21B 44/06, E21B 45/00. Способ определения работоспособности породоразрушающего инструмента / В.У. Ямалиев, А.Х. Мирзаджанзаде, М.М. Хасанов, Е.И. Ишемгужин, И.Е. Ишемгужин; заявитель и патентообладатель «Уфимский государственный нефтяной технический университет». № 2000124651/03; заявл. 27.09.2000; опубл. 10.06.2002. 5 с.
50. Михайлов А.Г., Шубин С.С., Алферов А.В., Имашев Р.Н., Ямалиев В.У. Повышение эффективности диагностирования эксплуатации скважинных штанговых насосов с помощью сверточных нейронных сетей // Нефтяное хозяйство. 2018. № 9. С. 122–126. DOI:https://doi.org/10.24887/0028-2448-2018-9-122-126.
51. Кутузов П.А., Двойников М.В., Мелехин А.А., Юртаев С.Л., Кузнецова Н.Ю., Ярмолинский Л.М. Оперативный контроль технологии бурения. Оптическое волокно как новый инструмент измерений и связи для условий бурения наклонно-направленных скважин // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. 2023. № 5(365). С. 11–19. DOI:https://doi.org/10.33285/0130-3872-2023-5(365)-11-19.
52. Ганджумян Р.А., Симонянц С.Л. К вопросу об изучении вибрации бурильной колонны как случайного процесса // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. 2018. № 3. С. 5–8. DOI:https://doi.org/10.30713/0130-3872-2018-3-5-8.
53. Ганджумян Р.А., Бронников И.Д., Тунгусов А.А., Нахангов Х.Н. Амплитуда продольных колебаний долота и нижнего торца бурильной амортизированной системы // Вестник Ассоциации буровых подрядчиков. 2020. № 2. С. 32–33.
54. Ганджумян Р.А., Сырчина А.С., Попов В.О. Изучение вибраций долот с твердосплавным вооружением при бурении с очисткой забоя воздухом // Инженер-нефтяник. 2021. № 1. С. 60–63.
55. Ленков С.Н., Ямалиев В.У., Зубаиров С.Г. Вибродиагностические исследования на стенде цепного привода штангового скважинного насоса // Известия Томского политехнического университета. Инжиниринг георесурсов. 2018. Т. 329. № 5. С. 76–82.
56. Mingazov R.R., Yamaliev V.Y. Development of vibration resistant PDC bit during drilling hard rock formation // IOP Conference Series: Earth and Environmental Science. Krasnoyarsk: IOP Publishing Ltd. 2022. 032055. DOI:https://doi.org/10.1088/1755-1315/981/3/032055.
57. Бронников, И.Д., Тошов Ж.Б., Нахангов Х.Н. Аналитическая модель взаимодействия зубков шарошечного долота с забоем скважины // Инженер-нефтяник. 2017. № 2. С. 16–19.
58. Yamaliev V., Imaeva E., Salakhov T. About the deep drilling equipment technical condition recognition method // Oil and Gas Business 2009. No 1. Pp. 1–27.
59. А. с. 1629455, Союз Советских Социалистических Республик, МПК Е21В 45/00. Способ определения степени износа опор турбобура / Е.И. Ишемгужин, Б.З. Султанов, В.У. Ямалиев, О.А. Заикина; заявитель Уфимский нефтяной институт. № 4391324; заявл. 10.03.1988; опубл. 23.02.1991. 3 с.
60. Burda E.A., Zusman G.V., Kudryavtseva I.S., Naumenko A.P. An Overview of Vibration Analysis Techniques for the Fault Diagnostics of Rolling Bearings in Machinery // Shock and Vibration. 2022. Vol. 2022. 6136231. DOI:https://doi.org/10.1155/2022/6136231.
61. Ишемгужин И.Е., Имаева Э.Ш. Оценка технического состояния глубинного бурового оборудования с использованием выбросов случайных колебаний осевой нагрузки // Электронный научный журнал. Нефтегазовое дело. 2003. № 1. С. 1–8.
62. Пат. 2819317, Российская Федерация, МПК E21B 47/007, E21B 45/00. Способ определения работоспособности фрезерного инструмента / Е.В. Шестакова, И.А. Лягов, В.У. Ямалиев, А.В. Лягов, И.Н. Сулейманов; заявитель и патентообладатель Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования «Уфимский государственный нефтяной технический университет». № 2023133380; заявл. 12.12.2023; опубл. 17.05.2024. Бюл. № 14. 14 с.
63. Бурда Е.А., Богомолов Д.Е., Науменко А.П. Энтропийный подход при фильтрации сигналов акустической эмиссии // Контроль. Диагностика. 2023. Т. 26, № 1(295). С. 34–44. DOI:https://doi.org/10.14489/td.2023.01.pp.034-044.
64. Пат. 2335629, Российская Федерация, МПК E21B 44/00. Устройство для оценки состояния породоразрушающего инструмента / В.У. Ямалиев, Т.Р. Салахов, Э.Ш. Имаева; заявитель и патентообладатель Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования «Уфимский государственный нефтяной технический университет». № 2006145009/03; заявл. 18.12.2006; опубл. 10.10.2008. 10 с.
65. Yamalyiev V., Imayeva E., Salakhov T. Evaluation Procedure of technical condition of deep drilling equipment with use of neural networks // Oil and Gas Business. 2007. No. 2. Pp. 42–49.
66. Ленков С.Н., Ямалиев В.У. Диагностирование состояния цепного привода на основе статистического анализа вибросигналов // Известия Самарского научного центра Российской академии наук. 2017. Т. 19. № 1-2. С. 251–255.
67. Пат. 2739875, Российская Федерация, МПК E21B 45/00. Способ определения работоспособности породоразрушающего инструмента / В.У. Ямалиев, И.Р. Мамалимова; заявитель и патентообладатель Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования «Уфимский государственный нефтяной технический университет». № 2020116660; заявл. 12.05.2020; опубл. 29.12.2020. 11 с.
68. Пат. 2124125, Российская Федерация, МПК E21B 44/00, E21B 45/00. Способ регулирования оптимальной осевой нагрузки на долото при бурении скважин / И.Е. Ишемгужин, В.У. Ямалиев, В.В. Пашинский, Е.И. Ишемгужин, М.Н. Козлов, С.В. Назаров, Э.М. Галеев; заявитель и патентообладатель Уфимский государственный нефтяной технический университет. № 97103910/03; заявл. 12.03.1997; опубл. 27.12.1998. 5 с.
69. Ямалиев В.У., Салахов Т.Р., Шубин С.С. Применение элементов теории детерминированного хаоса к решению задач технического диагностирования УЭЦН // Электронный научный журнал Нефтегазовое дело. 2014. № 4. С. 174–191.
70. А. с. 1800011, Союз Советских Социалистических Республик, МПК E21B 45/00. Способ определения работоспособности породоразрушающего инструмента / А.Х. Мирзаджанзаде, Е.И. Ишемгужин, М.М. Хасанов, В.У. Ямалиев, Б.В. Гейер, О.А. Заикина; заявитель Уфимский нефтяной институт. № 4910926; заявл. 12.02.1991; опубл. 07.03.1993. 3 с.
71. А. с. 1506094, Союз Советских Социалистических Республик, МПК E21B 45/00. Способ определения работоспособности породоразрушающего инструмента / Е.И. Ишемгужин, Б.З. Султанов, В.У. Ямалиев, В.П. Жулаев, А.В. Лягов, В.В. Шайдаков, А.С. Муртазин, А.Н. Зотов; заявитель Уфимский нефтяной институт. № 4301919; заявл. 03.09.1987; опубл. 07.09.1989. 2 c.
72. А. с. 1427059, Союз Советских Социалистических Республик, МПК E21B 45/00. Способ определения степени износа породоразрушающего инструмента / Е.И. Ишемгужин, В.У. Ямалиев, Б.З. Султанов, В.В. Шайдаков, А.В. Лягов, В.П. Жулаев, И.Е. Ишемгужин; заявитель Уфимский нефтяной институт. № 4142241; заявл. 08.09.1986; опубл. 30.09.1988. 3 c.
73. Пат. 2321737, Российская Федерация, МПК E21B 44/06. Способ определения работоспособности породоразрушающего инструмента / Е.И. Ишемгужин, Р.Ф. Надыршин, Э.Я. Зинатуллина, Э.Ш. Имаева, А.Н. Зотов, И.Е. Ишемгужин, А.Р. Атнагулов; заявитель Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования «Уфимский государственный нефтяной технический университет». № 2006124726/03; заявл. 10.07.2006; опубл. 10.04.2008. 5 с.
74. Пат. 2188939, Российская Федерация, МПК E21B 45/00. Способ определения работоспособности породоразрушающего инструмента / В.У. Ямалиев, М.М. Хасанов, Р.Н. Якупов, Е.И. Ишемгужин, И.Р. Кузеев, Д.С. Солодовников; заявитель и патентообладатель Общество с ограниченной ответственностью «ЮганскНИПИнефть». № 2001113974/03; заявл. 25.05.2001; опубл. 10.09.2002. 11 с.
75. Хасанов М.М., Якупов Р.Н., Ямалиев В.У. Вейвлет-анализ в задаче диагностирования нефтепромыслового оборудования // Вестник Инжинирингового центра ЮКОС. 2001. № 2. С. 22–25.
76. Валиахметов Р.И., Ямалиев В.У., Шубин С.С., Алферов А.В. Применение эвристических алгоритмов в анализе данных для решения задачи диагностирования электроцентробежных насосных установок // Известия Томского политехнического университета. Инжиниринг георесурсов. 2018. Т. 329. № 2. С. 159–167.
77. Ямалиев В.У., Гареев Р.Р. Определение технического состояния динамического оборудования по результатам диагностических измерений // Нефтегазовое дело. 2012. Т. 10. № 3. С. 78–82.
