The development of oil fields at a late stage is characterized by a number of complications that determine the features of the operation of downhole equipment in pumping units. The use of electric-centered pumps in wells with intervals of increased curvature intensity requires a preliminary analysis of the possibility of lowering and operating the equipment at design depths. The aim of research is development of a new approach to evaluation the stress-strain state of pumping equipment, taking into account the features of the inclinometry of the intervals of its location. The analysis of the results of previous studies of the influence of the well profile on the operation of pumping equipment and recommendations for ensuring its performance is carried out. Given the possibility of operating equipment with limited levels of deformation, a mechanism is proposed for evaluation its stress-strain state using software products based on the finite element method. The reliability of the results is confirmed by comparison with those obtained in the course of analytical studies performed according to a previously tested methodology. Application of the proposed approach will allow to assess the level of deformation of individual elements of the equipment installations, taking into account their design features and the results of inclinometry.

This study analyses the stress-strain state of a drill string at the section of the borehole with a cavern/chute. The study was conducted to obtain analytical dependencies to determine normal bending stress in the cross section of the drill string and its downforces to the walls of the well. This will allow to compare these values with the critical ones, and draw conclusions about the possibility and duration of the drill string operation under these conditions. The study is based on modelling the drill string as a beam, which indicates longitudinal and transverse load and deforms in-plane. The formulas obtained to determine stresses and pressing forces apply to the following cases of the relative position of the drill string in a straight borehole and a curved borehole with a cavern/chute: a-the drill string touches only the bottom of the borehole; b-the drill string touches only the bottom of the borehole and the bottom of the cavern/chute; c-the drill string touches the top and the bottom of the borehole; d-the drill string touches the top and the bottom of the borehole and the cavern/chute. The calculations based on the dependencies obtained lead to the following conclusions: a-the cavern/chute in the inclined straight borehole causes bending stress value in the cross section of drill pipes proportional to the fatigue margin of the material; b-the cavern/chute in the curved borehole may increase normal bending stress in the cross section of the borehole up to five times.

Overview of equipment for management of a trajectory of directional and horizontal wells during drill process was done in the article. Both domestic and foreign equipment are described. Based on the critical analyses, most promising designs were chosen and were described their base disadvantage: restriction of range of changing of curvature angle of deflecting tool through some design features. Based on mentioned above, modern device for management of directional and horizontal wells trajectory was suggested. Advanced unit for curvature of deflecting tool’s axle is fundamentals of construction. Using of the elastic shells packet that loses stability by critical axial load and gets small longitudinal deformation is the main innovation. Further, it is a reason of unlocking the mutual movement of specific elements of the device and buckling of its axis on preset angle. That’s why angle of deflecting tool curvature does not depend of absolute longitudinal deformation of the elastic shells packet and, as result, is not restricted by them. Deflecting tool’s axis gets the rectilinear shape after a drill string is torn off from a downhole. So, there is possible to manage a well axis during drilling process using stretching and compression of the deflecting tool. The elastic shells packet that consists of variable quantity of shells is used for setting necessary compression force that switches device in regime of curvature. Stability of the packet was analyzed by 3D-modeling and finite element method. The magnitude of critical force is determined depending on the number of shells in the packet. Was mentioned, this dependence is rectilinear. There is a possibility, by selecting the number of shells in the elastic shells packet, to manage magnitude of axial compression force that causes bend of the deflecting tool’s axis considering needed bit load.

Об'єктом дослідження даної роботи є експлуатація бурильної колони в локальному перегині свердловини. Одним із найбільш проблемних аспектів у даному випадку вважається встановлення її напружено-деформованого стану. Це надзвичайно важлива інформація, яка, зокрема, використовується для прийняття рішень щодо тривалості та можливості експлуатації бурильної колони в заданих геолого-технічних умовах.Опираючись на критичний огляд літератури, для вирішення вказаної проблеми обрано фізичне моделювання об'єкту дослідження. Зокрема, було спроектовано, виготовлено та апробовано спеціальний лабораторний стенд, який забезпечує:-навантаження моделі бурильної колони осьовою силою розтягу й крутним моментом; -моделювання криволінійних осей свердловин із можливими локальними перегинами, опираючись на результати промислової інклінометрії та профілеметрії;-вимірювання напружень і деформацій моделі колони та їх інтерпретація до величин натурного об'єкту. В якості моделі бурильної колони використано мідну трубку із обважнювачем для забезпечення критеріальної подібності із натурним об'єктом. Для вимірювання нормальних напружень на моделі бурильної колони використано метод тензометрування. При цьому, аналогові значення напруг на тензодавачах оцифровуються та передаються на персональний комп'ютер для подальшого оброблення й інтерпретації.За допомогою запропонованого лабораторного стенду було проведено експериментальні дослідження напружено-деформованого стану моделі бурильної колони діаметром 127 мм в локальному перегині свердловини No. 10 Одеського родовища (Україна). Встановлено, що нормальні напруження від згину, які при цьому виникають, можуть більше ніж втричі перевищувати аналогічні величини, отримані без врахування наявності вказаного викривлення осі свердловини.Завдяки запропонованому експериментальному методу забезпечується можливість дослідження деформацій і напружень, які виникають у бурильних колонах підчас їх роботи у свердловинах із локальними перегинами осей. При цьому немає необхідності застосовувати складні аналітичні перетворення та алгоритми. Крім того, модель має таку саму фізичну природу, як і об'єкт дослідження. Це є надзвичайно вагомим аргументом, особливо при дослідженні складних випадків взаємодії бурильної колони зі стінками свердловини.Ключові слова: напружено-деформований стан, бурильна колона, локальний перегин, лабораторне дослідження.Rachkevych R., Ivasiv V., Bui V., Yurych L., Rachkevych I.

Об'єктом дослідження даної роботи є експлуатація бурильних труб в умовах складного напруженого стану. Одним із найбільш проблемних місць в даному випадку є процеси втоми, тобто поступове накопичення пошкодження матеріалу бурильних труб під впливом змінних у часі напружень. Це призводить до аварій, ліквідація яких супроводжується значними матеріальними та часовими втратами.На основі проведеного критичного аналізу наукових напрацювань за даною проблемою зазначено, що використання кінетичних діаграм втомного руйнування дозволяє експериментально встановлювати емпіричні параметри втоми матеріалу бурильних труб шляхом лабораторного дослідження невеликих зразків. А також враховувати вплив форми фронту напівеліптичних і кільцевих втомних тріщин на залишковий ресурс. Крім того, зроблено висновок про те, що потребують додаткової уваги методи, які враховують спільний вплив на кінетику втомного пошкодження нормальних і дотичних напружень.Відтак, в ході досліджень використано положення механіки руйнування. Зокрема, особливістю запропонованого підходу є застосування в формулі для визначення коефіцієнту інтенсивності напружень перед фронтом напівеліптичної втомної тріщини в поперечному перерізі трубної конструкції еквівалентного напруження, що враховує як нормальну, так і дотичну складову. Це ж напруження, визначене згідно із четвертою теорією міцності, використано і для розрахунку критичної глибини тріщини.З метою оцінки отриманих результатів, проведений порівняльний розрахунок кількості циклів зміни навантаження, необхідної для збільшення глибини вказаної тріщини від початкового до критичного значення, не враховуючи і з врахуванням величини дотичного напруження. Встановлено, що останнє, при інших незмінних умовах, може зменшувати ресурс бурильної труби до двох разів.Завдяки запропонованому методу забезпечується можливість побудови графічних залежностей втомної довговічності бурильних труб, враховуючи величини крутного моменту при інших незмінних факторах.Ключові слова: бурильна труба, дотичне напруження, залишковий ресурс, напівеліптична тріщина.Kopey B., Artym V., Rachkevych I., Rachkevych R.