Разработка технологии бурения глубоких скважин гидравлическими забойными двигателями в условиях соленосных отложений тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 25.00.15, кандидат технических наук Асадчев, Анатолий Семенович

• Асадчев, Анатолий Семенович
• кандидат технических наук
• 2012

Оглавление диссертации кандидат технических наук Асадчев, Анатолий Семенович

ОГЛАВЛЕНИЕ

стр.

Введение

1. Анализ современного состояния технологии бурения глубоких скважин и боковых стволов в геолого-технических условиях нефтяных месторождений Припятского прогиба с соленосными отложениями горных пород

1.1. Обзор работ по вопросам совершенствования способа бурения гидравлическими забойными двигателями

1.2. Горно-геологические особенности разработки нефтяных месторождений Припятского прогиба

1.3. Технико-технологические особенности бурения глубоких скважин и боковых стволов на нефтяных месторождениях Припятского прогиба

Выводы к разделу 1

2. Исследование показателей работы долот и гидравлических забойных двигателей при бурении глубоких скважин

2.1. Обоснование методов исследований

2.2. Результаты аналитических исследований

2.3. Результаты стендовых исследований

2.4. Результаты промысловых исследований

Выводы к разделу 2

3. Разработка технологии турбинного бурения с алмазными долотами

3.1. Анализ работы турбобуров с алмазными долотами при бурении глубоких скважин в соленосных отложениях

3.2. Исследование технологических особенностей применения серийных трехсекционных турбобуров ЗА7Ш

3.3. Исследование конструктивных особенностей и энергетических характеристик турбобура ЗТВМ-195

3.4. Промысловые испытания турбобура ЗТВМ-195

3.5. Промысловые испытания шпинделей турбобуров

Выводы к разделу 3

4. Совершенствование технических средств и технологии бурения гидравлическими забойными двигателями с трехшарошечными долотами с герметизированной маслонаполненной опорой

4.1. Исследование конструктивных и технологических особенностей применения винтовых забойных двигателей

4.2. Исследование конструктивных и технологических особенностей применения турбовинтовых забойных двигателей

4.3. Разработка рациональной компоновочной схемы сборки турбовинтовых двигателей и исследование их энергетических характеристик

4.4. Разработка новых технологических приемов использования турбовинтовых забойных двигателей

4.5. Промысловые испытаний турбовинтовых двигателей с трехшарошечными долотами с герметизированной маслонаполненной опорой

Выводы к разделу 4

5. Исследование и разработка технических средств и технологий бурения боковых стволов и многозабойных скважин

5.1. Разработка технологий строительства многозабойных скважин

5.2. Разработка безклинового способа бурения

5.3. Исследование показателей надежности винтовых забойных двигателей малого диаметра

5.4. Разработка и промысловые испытания технических средств и технологий бурения боковых стволов

Выводы к разделу 5

ЗАКЛЮЧЕНИЕ Результаты технико-экономического анализа внедрения разработанных технологий бурения глубоких скважин на нефтяных месторождениях Припятского прогиба с соленосными отложениями горных пород

Основные выводы и рекомендации

Список литературы

Приложения

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Разработка технологии бурения глубоких скважин гидравлическими забойными двигателями в условиях соленосных отложений»

ВВЕДЕНИЕ

Актуальность работы. Важным ресурсом в топливно-энергетическом комплексе Республики Беларусь (РБ) являются нефтяные месторождения Припятского прогиба. Дня организации рациональной схемы их разработки необходимо построить большое количество скважин с проектной глубиной до 5000 м в сложных горно-геологических условиях. Сложность условий разработки нефтяных залежей в девонских отложениях Припятского прогиба обусловлена присутствием в разрезе автономных соленосных толщ, разделяющих терригенные, карбонатные и вулканогенные образования. Это требует разработки технологии бурения, которая была бы эффективна именно в этих горно-геологических условиях. Нефтяные месторождения с аналогичными условиями залегания соленосных пород имеются также в Российской Федерации (РФ) и Казахстане. Поэтому работа, посвященная созданию эффективных методов интенсификации буровых работ в соленосных отложениях, является актуальной.

Цель работы. Повышение эффективности процесса строительства глубоких скважин и боковых стволов на нефтяных месторождениях с соленосными отложениями горных пород путем разработки и внедрения технических средств и технологий бурения гидравлическими забойными двигателями (ГЗД).

Основные задачи исследований.

1. Экспериментальные и аналитические исследования показателей работы долот и энергетических характеристик гидравлических забойных двигателей, полученных в стендовых условиях.

2. Промысловые исследования различных технологий бурения глубоких скважин на нефтяных месторождениях с соленосными отложениями горных пород на примере Припятского прогиба РБ.

3. Определение области устойчивой работы гидравлических забойных двигателей и рациональных режимов бурения глубоких скважин и боковых стволов алмазными и трехшарошечными долотами в широком диапазоне геолого-технических условий.

4. Исследование особенностей технологии бурения боковых стволов малого диаметра и разветвленных скважин в рассматриваемых условиях.

5. Разработка, совершенствование и внедрение новых технических средств и технологий бурения и восстановления глубоких скважин на месторождениях с соленосными отложениями горных пород.

Достоверность и обоснованность научных положений, выводов и рекомендаций обеспечены современными методами и средствами экспериментальных исследований, выполненными с использованием статистических методов обработки информации, подтверждением теоретических положений данными экспериментальной и промышленной апробации, а также результатами внедрения новых технических средств и технологий при бурении и восстановлении скважин.

Научная новизна выполненной работы.

1. Определены и научно обоснованы рациональные энергетические параметры современных конструкций гидравлических забойных двигателей, применительно к условиям бурения глубоких скважин и боковых стволов в соленосных отложениях горных пород.

2. В результате выполненных исследований установлены области устойчивой работы турбобуров и винтовых забойных двигателей (ВЗД) с алмазными долотами и долотами ИСМ в соленосных отложениях горных пород.

3. На основании экспериментальных исследований определены эмпирические зависимости механической скорости проходки и перепада давления на ГЗД от величины реализуемой осевой нагрузки на долото,

позволяющие выбрать эффективный режим бурения в соленосных отложениях горных пород.

4. В результате теоретических и экспериментальных исследований разработаны усовершенствованные конструктивные схемы низкооборотных гидравлических забойных двигателей турбовинтового типа, предназначенных для бурения шарошечными долотами с герметизированными маслонаполненными опорами.

5. Разработан и запатентован в РБ и РФ новый способ бурения многозабойной скважины из расширенного участка основного ствола с использованием ВЗД.

Практическая ценность и реализация работы.

1. На основании результатов выполненных исследований разработана и внедрена эффективная технология турбинного бурения алмазными долотами глубоких скважин на нефтяных месторождениях Припятского прогиба.

2. В результате анализа и обобщения промысловых данных по бурению глубоких скважин и боковых стволов на нефтяных месторождениях Припятского прогиба определены рациональные типы долот и эффективные параметры их отработки, позволяющие увеличить технико-экономические показатели бурения в соленосных отложениях горных пород.

3. Разработана и внедрена технология бурения и корректировки траектории ствола наклонно направленных скважин с использованием турбовинтовых забойных двигателей и шарошечных долот с герметизированными маслонаполненными опорами.

4. В результате экспериментальных исследований определены рациональные эксплуатационные характеристики двухсекционных ВЗД малого диаметра в зависимости от износостойкого покрытия роторов, что позволило увеличить их наработку на отказ.

5. Разработана и внедрена технология бурения открытых окончаний боковых стволов восстанавливаемых скважин с использованием

секционированных по схеме неориентированной сборки ВЗД различных типоразмеров с алмазными долотами малого диаметра.

6. Исследованы сравнительные показатели надежности и долговечности шпинделей турбобуров, оснащенных шаровой осевой опорой и резинометаллической осевой опорой с «утопленной» резиной, а также шпинделей винтовых забойных двигателей с тороидальной рабочей поверхностью шаровой осевой опоры.

7. Разработаны и введены в действие Стандарты предприятия РУП «Производственное объединение «Белоруснефть», содержащие рекомендации по эффективному применению рациональных типоразмеров долот и ГЗД при бурении глубоких скважин и боковых стволов на месторождениях Припятского прогиба.

8. Общая рассчитанная экономическая эффективность от внедрения разработок, представленных в диссертационной работе, составляет сумму свыше 1 миллиона USD.

Диссертационная работа выполнена в Научно-исследовательском и проектном институте нефти «БелНИПИнефть» РУП «Производственное объединение «Белоруснефть».

Диссертация состоит из введения, 5 разделов с конкретными выводами, заключения, содержащего результаты расчетов экономического эффекта от внедрения, основных выводов и рекомендаций. Список использованных источников включает 181 наименование работ российских и зарубежных авторов. В Приложениях даны материалы, подтверждающие внедрение разработанных технико-технологических решений.

1. АНАЛИЗ СОВРЕМЕННОГО СОСТОЯНИЯ ТЕХНОЛОГИИ БУРЕНИЯ ГЛУБОКИХ СКВАЖИН И БОКОВЫХ СТВОЛОВ В ГЕОЛОГО-ТЕХНИЧЕСКИХ УСЛОВИЯХ НЕФТЯНЫХ

МЕСТОРОЖДЕНИЙ ПРИПЯТСКОГО ПРОГИБА С СОЛЕНОСНЫМИ ОТЛОЖЕНИЯМИ ГОРНЫХ ПОРОД

1.1. Обзор работ по вопросам совершенствования способа бурения гидравлическими забойными двигателями

1.1.1. Создание и развитие турбинного способа бурения Вращательное механическое бурение, как более совершенное и эффективное, в начале XX века почти полностью вытеснило ударное бурение, применяемое еще с XIX века и уже не отвечающее требованиям темпа роста строительства нефтяных скважин. При вращательном способе бурения передача мощности на долото, похожее на «рыбий хвост», осуществлялась с поверхности при помощи особого вращателя - ротора, через длинную колонну бурильных труб, с помощью которой создавала необходимая осевая нагрузка на долото. По названию привода долота -«ротора», такой способ вращательного бурения получил наименование «роторный». Его применение позволило сразу же значительно повысить скорости бурения. Однако он имел существенный недостаток, обусловленный частой поломкой бурильных труб, по своим прочностным характеристикам, не соответствующим условиям бурения.

Разработкой привода долота, приближенного к забою скважины, инженеры - нефтяники занимались еще с 80-х годов XIX века. Первый патент на турбину для бурения нефтяных скважин был получен в 1873 г. Гроссом. В 1890г. инженер Г.Г.Симченко (Баку) разработал проект первого забойного круговращательного гидравлического двигателя.

Фактически свое название «турбинный» и самое существование способ вращательного механического бурения с приводом от гидравлического забойного двигателя, приближенного к забою-скважины, получил после того, как в 1923г. в Советском Союзе М.А.Капелюшниковым, совместно с С.М.Волохом и Н.А.Корнеевым, был разработан и применен турбинный аппарат для бурения скважин, названный «турбобур Капелюшникова». Он развивал мощность до 12л.с. и представлял собой гидравлический двигатель, выполненный на базе одноступенчатой осевой турбины, вал которой через многоярусный планетарный, маслонаполненный зубчатый редуктор приводил во вращение долото. Частота вращения выходного вала этого турбобура составляла от 15 до 30 об/мин. Однако для создания достаточной для бурения величины крутящего момента приходилось срабатывать в единственной ступени турбины значительный перепад давления, что вызывало интенсивный эрозионный износ проточной части турбины и снижало эффективность турбобура. Низкой была также и долговечность маслонаполненного зубчатого редуктора. Наработка на отказ турбобура Капелюшникова в среднем не превышала 10 ч [127]. Тем не менее, этот турбобур в течение десяти лет успешно конкурировал с начинающим тогда развиваться роторным способом бурения [43, 51].

Приблизительно в то же время американскими инженерами также проводились работы по созданию турбобуров. В 1924 г. инженером компании «Standart Oil» С. Шарпенбергом был создан первый многоступенчатый безредукторный турбобур. Он имел 20-ступенчатую турбину осевого типа с частотой вращения от 1500 до 4500 об/мин. Однако результаты промышленных испытаний этого турбобура получились отрицательными. Его повторная попытка в 1938 г. также была безуспешной [126].

В 1927 г. американец Диль разработал и испытал турбобур, аналогичный турбобуру Капелюшникова. Однако и этот турбобур при

проведении испытаний проигрывал роторному способу бурения по стоимостным показателям. Других попыток создания новых конструкций турбобуров в США в те годы не предпринималось [126]. Все усилия по совершенствованию и повышению эффективности бурения нефтяных и газовых скважин сосредоточились на роторном способе вращательного бурения, достигнув в этом направлении исключительно важных по значимости успехов и приоритетов.

В Советском же Союзе продолжалось проведение работ по совершенствованию турбины и редуктора турбобура Капелюшникова. Однако до начала 30-х годов они не привели к созданию надежной и работоспособной конструкции и к 1933 г. турбинное бурение в СССР было полностью вытеснено роторным способом бурения [126].

Поворотным пунктом в развитии конструкций турбобуров и турбинного бурения в СССР стало изобретение и создание в 1934-1935 годах в Экспериментальной конторе турбинного бурения Азнефти (ЭКТБ) талантливыми советскими инженерами П.П. Шумиловым, P.A. Иоаннесяном, Э.И. Тагиевым и М.Т. Гусманом безредукторного турбобура с многоступенчатой турбиной. Принципы, заложенные в эту конструкцию, стали основой для дальнейшего развития турбобуростроения, а теоретические разработки и положения авторов безредукторного многоступенчатого турбобура позволили создать современную теорию турбинного бурения [1, 2, 3, 4, 10, 11, 36, 43, 51, 52, 53, 60, 61, 77, 78, 79, 81, 89, 135, 138, 144, 145].

Промышленный образец турбобура был создан в 1939-1940 гг., а с 1944 г. турбинный способ бурения с использованием таких безредукторных турбобуров начал применяться в ряде нефтяных районов Советского Союза.

Основной причиной начала внедрения и развития турбинного способа бурения в СССР послужило то, что в послевоенное время отечественная промышленность была не в состоянии выпускать комплекс оборудования,

удовлетворяющего требованиям эффективного роторного бурения. Прежде всего это касалось производства качественных, высокопрочных бурильных труб. Попытки бурить скважины роторным способом в районах Урало-Поволжья сопровождались большим количеством аварий, связанных с поломкой бурильного инструмента, что в значительной степени снижало темпы строительства скважин. Таким образом, с одной стороны, отсутствие надлежащего оборудования, а с другой сравнительно небольшие глубины бурения относительно твердых пород, - способствовали в начале 50-х годов полному переходу в нефтяных районах Урало-Поволжья на турбинный способ бурения [8], при котором поломки бурильного инструмента исключались.

Со второй половины 60-х годов началось интенсивное освоение нефтяных и газовых месторождений в Западной Сибири методом кустового строительства наклонно направленных скважин. Поэтому, изобретение в те же годы способа проводки наклонно направленных скважин с использованием турбобуров при строительстве скважин окончательно утвердило лидирующее положение турбинного способа бурения в СССР [127].

Широкое распространение турбинного способа бурения обеспечило ускоренное разбуривание нефтегазоносных площадей Урало-Поволжья и Западной Сибири и тем самым позволило добиться высоких темпов роста добычи нефти и газа в Советском Союзе [8]. Однако с увеличением средних глубин бурения и в связи с появлением на мировом рынке новых высокопроизводительных трехшарошечных долот с герметизированными маслонаполненными опорами, обладающими повышенной в 2-3 раза износостойкостью по сравнению с обычными шарошечными долотами,- с каждым годом росла тенденция отставания проходки за рейс долота - одного из основных показателей, определяющих эффективность бурения скважин.

Даже при бурении скважин в условиях Западной Сибири (относительно небольшие глубины и мягкие породы), средняя проходка за долбление в эксплуатационном бурении была в 3-4 раза меньше, чем аналогичный показатель бурения в США, что составляло в 1981-1982 г.г соответственно 90 м против 350 м [5,1, 8].

Для эффективной отработки этих долот были необходимы низкие частоты вращения: 40-80 об/мин-для бурения твердых горных пород и 120200 об/мин - для мягких пород. Однако серийно выпускаемые быстроходные турбобуры с рабочей частотой вращения 400-500 об/мин не могли обеспечивать такие режимы работы.

Для перехода на роторный способ и его развития, несмотря на уже имеющийся положительный опыт роторного бурения в Украине, на Северном Кавказе и в др. нефтегазодобывающих районах, нефтяная промышленность Советского Союза не была готова ни технически, ни экономически. Переход на роторное бурение в основных регионах страны снизил бы .темпы развития нефтегазодобывающей отрасли в стране, т.к. промышленность не располагала необходимыми средствами для строительства новых заводов или закупки за рубежом оборудования для роторного бурения. Таким образом, определилось общее направление в выборе доминирующего способа бурения в стране - это бурение скважин низкооборотными забойными двигателями.

Работы по этому направлению были сосредоточены в основном в одной головной организации - специально созданном в 1953 г. Всесоюзном научно-исследовательском институте буровой техники (ВНИИБТ) в Москве. Этот институт имел в своем составе научно-конструкторский филиал в г. Перми, два экспериментальных завода в Московской и Волгоградской областях, испытательный стендовый центр и отделы промышленных испытаний и внедрения, расположенные во всех основных нефтегазовых регионах страны.

Работы велись по пяти основным направлениям:

- многоступенчатые, многосекционные турбобуры [54];

- турбобуры с различными системами регулирования частоты вращения [53];

- редукторные турбобуры [23, 47];

- редукторные электробуры;

- объемные гидравлические машины.

Таким образом, в программе по разработке и совершенствованию забойных двигателей (не считая электробурения) были выделены два общих основных направления по совершенствованию гидравлических забойных двигателей: турбобуров и объемных гидравлических машин.

Гидравлический забойный двигатель (ГЗД) - это механизм, в котором энергия потока промывочной жидкости преобразуется в механическую энергию вращения вала [127]. Главное назначение ГЗД состоит в том, чтобы быть надежным приводом бурового долота, обеспечивая эффективное разрушение горной породы на забое и углубление скважины [67].

На первом этапе становления турбинного способа бурения к нему относился исключительно способ бурения, при котором в качестве привода долота использовался турбобур. Аналогично, изобретение и разработка объемного винтового забойного двигателя привели первоначально к выделению такого способа бурения с его использованием, как «объемное бурение». В настоящее время, с учетом того, что все эти технические средства, выполняя функции привода долота, используют энергию потока промывочной жидкости, преобразуемую в механическую энергию вращения вала и относятся к ГЗД, понятие «турбинный способ бурения» охватывает использование всех существующих типов ГЗД: турбобуров, винтовых и турбовинтовых погружных забойных гидравлических двигателей [127].

1.1.2. Совершенствование конструкций гидравлических забойных двигателей

1.1.2.1. Совершенствование конструкцийтурбобуров

Первые турбобуры имели 64-, а затем и 100-ступенчатую турбину и осевую опору качения, работающую в смазке. Герметизация картера подшипника осуществлялась резиновыми сальниками. Масло подкачивалось с помощью лубрикаторов. Однако такая конструкция опоры турбобура оказалась недолговечной.

Принципиально новой опорой явилась многоступенчатая резинометаллическая пята скольжения, работающая в среде бурового раствора. Наработка турбобура на отказ увеличилась до 50 ч и более. Важным достижением явилась также разработка технологии литья ступеней осевых турбин, вначале из ковкого чугуна, а затем из стали. Благодаря этому турбобур превратился в простую и надежную конструкцию, обладающую высокими эксплуатационными показателями, В дальнейшем был создан целый размерный ряд односекционных забойных машин, имеющих межремонтный период от 50 до 100 ч.

Первые турбобуры, разработанные во ВНИИБТ, имели повышенные частоты вращения - от 600 до 1200 об/мин. Это позволяло получать высокие значения механических и рейсовых скоростей проходки. При бурении относительно неглубоких скважин (до 2000 м) турбинный способ обеспечивал повышенный темп углубления по сравнению с роторным и даже выигрывал у него по проходке на долото [2, 3, 99], что объяснялось низкой стойкостью трехшарошечных долот старых конструкций.

В середине 50-х гг. в связи с ростом глубин бурения стали стремиться к увеличению числа ступеней турбины [54] для снижения частот вращения долот. Появились секционные турбобуры, состоящие из 2-3 секций, собираемых в одну машину непосредственно на буровой [59, 108]. . Секции свинчивались с помощью конической резьбы, а их валы соединялись

конусно-шлицевыми муфтами. Осевая опора секционного турбобура устанавливалась в нижней секции. В дальнейшем с целью упрощения эксплуатации турбобуров осевая опора была вынесена в отдельную секцию -шпиндель. Это усовершенствование позволило производить смену наиболее быстро изнашиваемого узла турбобура - его осевой опоры, непосредственно на буровой.

В конце 50-х гг. во ВНИИБТ были начаты интенсивные исследования по разработке опоры качения турбобура. Дело в том, что резинометаллическая пята, хорошо работающая при использовании в качестве бурового раствора технической воды или глинистых растворов с относительно низким содержанием твердой фазы, а также при невысоких значениях перепада давления на долоте, в случае применения утяжеленных или сильно загрязненных буровых растворов существенно искажала выходную характеристику турбобура, что в свою очередь, снижало эффективность турбинного способа бурения. Особенно сильно это проявлялось в районах глубокого бурения и в скважинах с высокими забойными температурами. Турбинное бурение здесь было почти полностью вытеснено роторным. В начале 60-х гг. P.A. Иоаннесяном, Ю.Р. Иоанесяном, Д.Г. Малышевым и Б.В. Кузиным была создана упорно-радиальная шаровая опора турбобура, представляющая собой многоступенчатый шарикоподшипник двустороннего действия [58]. В конце 60-х гг. М.Т. Гусманом, Г.М. Никитиным, А.И. Агеевым и др. была создана амортизированная осевая шаровая опора, которая также широко применялась в шпинделях серийных турбобуров [32, 43, 133].

Огромное значение для дальнейшего развития турбинного бурения имело открытие и начало массового разбуривания нефтегазовых месторождений в Западной Сибири. Геологический разрез здесь был представлен в основном мягкими и малоабразивными породами. Продуктивные пласты залегали па небольшой глубине - от 2000 до 3000 м.

В связи с внедрением кустового метода разработки месторождений все скважины проектировались наклонно-направленными. Поэтому специально для этих условий во ВНИИБТ М.Т. Гусманом, Г.М. Никитиным, В.П. Шумиловым, Б.Д. Малкиным и др. были разработаны турбобуры с высоколитражнымм турбинами «точного литья» ЗТСШ1-195ТЛ [32, 43], которые стали основным техническим средством, позволившим достичь наивысших скоростных показателей бурения скважин в Советском Союзе [124, 125, 126]. Их эксплуатация на буровых предприятиях позволила во многом усовершенствовать ремонтную базу турбинных цехов [48]. Были также разработаны различные типы турбобуров-отклонителей, центраторов, стабилизаторов, расширителей и другой техники для эффективной проводки наклонных скважин [69, 70, 113].

Дальнейшее совершенствование техники и технологии турбинного бурения в 70-х - 80-х гг. привело к появлению ряда новых направлений в конструировании, испытаниях и эксплуатации турбобуров и других технических средств [9, 10, 22, 43, 49, 53, 59, 60, 61, 95, 99, 104, 108, 112, 115, 126, 128, 129, 141, 142, 143]:

- турбобуры со ступенями гидродинамического торможения - эти турбобуры, имеющие пониженные в 1,5 - 2,5 раза частоты вращения по сравнению с обычными быстроходными машинами, потребовали увеличения секций турбобура, что позволила обеспечить унификация секций турбобуров [21,54, 59, 60, 108, 136];

- высокоциркулятивные турбины с клапаном-регулятором расхода бурового раствора - эффективный способ понизить частоту вращения вала турбобура на рабочем режиме, надежность которого ограничивалась низкой работоспособностью и износостойкостью клапана в буровом растворе [88, 140].

- пластмассовые турбины - эти турбины позволяли существенно удешевить эксплуатацию турбобуров и в свое время массово применялись в турбинном бурении в Западной Сибири [2, 3, 43, 124, 125];

- турбины пропеллерного типа - очень интересная турбина для целей создания телеконтроля и автоматизации процесса турбинного бурения [88, 140];

- системы демпфирования вибраций турбобура и долота - позволили существенно снизить уровень вибраций в турбинном бурении и увеличить показатели отработки долот с турбобурами [27, 37, 50, 79, 121, 122, 126,];

резинометаллические опоры скольжения - постоянное совершенствование конструкций и материалов этих опор привело к созданию ряда надежных типоразмеров, широко применяемых в турбинном бурении [43, 67, 68, 112, 135, 143, 144];

- шаровые опоры качения - это направление все еще не получило должного развития и не привело к созданию надежного и долговечного шарикоподшипника для турбобура [126, 135];

- турбобуры с разделенным потоком жидкости, полым валом и с вращающимся корпусом - одно из наиболее интересных и эффективных направлений, позволяющее создать турбобуры для условий глубокого бурения в осложненных горно-геологических условиях [55, 75, 76];

- турбобуры с плавающей системой статора и плавающей системой ротора, в конструкциях которых значительно упрощалась их сборка в турбинных цехах и меньше проявлялась зависимость распределения осевого люфта в ступенях турбин от износа осевой опоры турбобура или шпинделя. Турбобур с плавающим статором был успешно внедрен и широко применялся при бурении геологоразведочных скважин, особенно в условиях значительной отдаленности буровой от базы обслуживания [85,126];

-эксцентриковые соединения для турбобуров - позволяют существенно упростить сборку и регулировку многих узлов турбобура в турбинных цехах [85,126]; ......

- герметизированные маслонаполненные шпиндели. Очень хорошие результаты промысловых испытаний, но тем не менее не привели к созданию и внедрению промышленно приемлемой конструкции [126, 133];

- специальные турбобуры для бурения без подъема труб. Способ и технические средства так и не нашли широкого промышленного применения [33, 126];

- реактивно-турбинные буры и роторно-турбинные буры один из самых надежных и эффективных способов проходки интервалов скважин большого диаметра, к тому же обеспечивающий высокую степень вертикальности ствола [114, 126];

- системы телеметрии для турбобуров [3, 4, 69, 70, 88, 91, 149, 150], гидротурботахометр типа ИЧТ позволяет измерять частоту вращения вала турбобура при бурении и управлять процессом турбинного бурения;

-резьбовые соединения турбобуров, без их исследования и разработки [146] широкое развитие турбобуров и турбинного бурения было бы невозможно.

Другим важным направлением развития низкооборотных ГЗД является редукторный турбобур. История создания надежного редуктора для турбобура насчитывает много десятилетий. Как уже отмечалось, первый советский турбобур Капелюшникова имел зубчатый многоярусный редуктор. Большой вклад в развитие конструкций редукторов для турбобуров внесли Г.А. Любимов, М.Т. Гусман, P.A. Иоанесян, Ю.Р. Иоанесян, Н.Д. Деркач, В.П. Шумилов, Б.В. Кузин, Д.Г. Малышев и др. [25, 82, 127]. Было разработано немало конструкций, прошедших стендовые и промысловые испытания, но не нашедших широкого промышленного применения. Учитывая важность проблемы, исследования по созданию работоспособной и

эффективной конструкции редуктора для турбобура никогда не прекращались. В 90-е годы в Пермском филиале ВНИИБТ под руководством Н.Д. Деркача был разработан целый ряд редукторных турбобуров с наружными диаметрами от 105 до 240 мм, которые в настоящее время успешно применяются при бурении скважин как с шарошечными, так и с алмазными долотами разных типоразмеров.

Совершенствование конструкций турбобуров и их составных элементов, описанное выше, самым непосредственным образом стимулировало проведение исследований по выбору необходимых эксплуатационных характеристик турбобуров, исследованию, проектированию и применению рациональных режимов турбинного бурения применительно к конкретным геолого-техническим условиям [1, 2, 3, 4, 9, 10, 12, 13, 17, 27, 30, 33, 36, 43, 50, 56, 62, 64, 68, 77, 78, 83, 84, 88, 89, 90, 95, 99, 101, 102, 104, 105, 107, 108, 110, 111, 112, 115, 117, 118, 119, 120, 124, 125, 132, 137, 138, 139, 147, 153]. Большое значение имели работы по исследованию режимов устойчивой работы ГЗД и демпфирования их вибраций при бурении [4, 27, 30, 43, 46, 50, 72, 100, 115, 121, 122, 123]. Рассматривались вопросы надежности турбобуров и керноотборного инструмента с их использованием [66, 67, 103, 109]. Особое внимание уделялось перспективным вопросам развития турбинного бурения [23, 25, 52, 53, 54, 56, 61, 62, 63, 95, 126, 127, 128, 129, 130, 141, 142, 143].

В 80-е годы прошлого столетия в США и на мировом рынке начала и в настоящее время успешно продолжает реализовывать свои сервисные услуги по турбинному алмазному бурению наклонных нефтяных и газовых скважин американская компания «Neyrfor Turbodrilling Services» с использованием широкого модельного ряда секционных шпиндельных турбобуров торговой марки «Neyrfor» [174,179] собственных конструкций и различных типоразмеров, обладающих высокими эксплуатационными

характеристиками.

Этот факт подтверждает правильность направления модернизации и совершенствования турбобуров [126] и технологии бурения с их использованием с целью расширения технологических возможностей турбинного бурения в конкретных горно-геологических условиях, в том числе - в компоновке с алмазными долотами типа PDC, а также -импрегнированными алмазными долотами, требующими высокой частоты вращения [13, 14, 28, 29, 39, 43, 44, 52, 71, 116, 93, 94, 96, 97, 129, 130, 131, 141, 142, 143, 157, 158, 159, 160, 162, 166, 167, 169, 170, 172, 174, 175, 179].

1.1.2.2. Совершенствование объемных гидравлических машин

Как было указано выше, развитие гидравлических забойных двигателей в последние десятилетия прошлого века тесно связано с появлением новых высокопроизводительных трехшарошечных долот, оснащенных герметизированными маслонаполненными опорами, для эффективной отработки которых необходимы низкие (от 60 до 300 об/мин.) частоты вращения. Однако серийно выпускаемые быстроходные турбобуры не могли обеспечивать такие режимы работы. Потребовалось создание принципиально новых забойных двигателей с низкой частотой вращения выходного вала. Эффективное решение проблемы создания ГЗД с характеристиками, отвечающими требованиям новых конструкций долот, было найдено при переходе от динамических гидромашин, какими являются турбобуры, к объемным [5, 7, 8].

Первая конструкция ротационного объемного двигателя в СССР была предложена Г.Л. Любимовым еще в 1932 г., однако успеха она не имела. Не нашли промышленного применения и ряд других конструкций советских и зарубежных авторов. Наибольшее распространение из низкооборотных ГЗД объемного типа получил винтовой забойный двигатель (ВЗД). В 1962 г. американская фирма «Smith Tool's» выпустила винтовой забойный двигатель «Dyna - Drill», который представлял собой обращенный одновинтовой насос

французского инженера Муано, изобретенный в 1936 г. [173]. И хотя двигатель «Dyna-Drill», не являлся низкооборотным, - принцип обращенного винтового насоса был положен в основу создания первого винтового забойного двигателя нового типа - многозаходного героторного механизма. Такой двигатель был создан в 1966 г. в Пермском филиале ВНИИБТ М.Т. Гусманом, С.С. Никомаровым, Н.Д. Деркачом, Ю.В. Захаровым и В.Н. Менылениным. Большой вклад в развитие современных конструкций ВЗД внесли также Ю.В. Вадецкий, Д.Ф. Балденко, Ю.А. Коротаев, A.M. Кочнев, М.Г. Бобров, В.В. Голдобин и др, В настоящее время винтовые забойные двигатели серийно выпускаются машиностроительными заводами. Они широко и эффективно используются во многих нефтяных регионах нашей страны и за рубежом [5, 7, 8, 15, 16, 23, 24, 40, 46, 65, 73, 74, 98, 104, 148, 149, 151, 152, 154, 155, 156, 161, 163, 164, 165, 168, 171, 173, 175, 176, 177, 178, 180, 181].

В 1970 г. М.Т. Гусманом, Д.Ф. Балденко, A.M. Кочневым и С.С. Никомаровым был предложен турбовинтовой двигатель (ТВД), представляющий собой сочетание низкооборотного винтового механизма с быстроходной турбиной. Турбовинтовой двигатель, обеспечивая частоту вращения долота, ненамного превышающую частоту вращения винтового двигателя, обладает более стабильной во времени энергетической характеристикой и большей долговечностью [7, 8, 18, 19, 22, 40, 41, 42, 107, 111].

1.1.3. Обобщение материалов обзора работ по совершенствованию турбинного способа бурения.

Таким образом, установлено, что развитию технических средств, исследованиям и выбору энергетических характеристик ГЗД, исследованию, проектированию и применению рациональных режимов турбинного бурения применительно к конкретным геолого-техническим условиям, а также

разработке передовых технологий турбинного способа бурения, начиная с 30-х годов прошлого века и по настоящее время уделялось и уделяется внимание многих исследователей.

Расширяя технологические возможности высокооборотных ГЗД, рассматриваются и реализуются технологии их применения в компоновке с алмазным породоразрушающим инструментом, импрегнированным или оснащенным режущими элементами РБС.

Создание низкооборотных ГЗД оказало существенное влияние на общее развитие технологии бурения нефтегазовых скважин. У буровиков появились реальные возможности эффективного применения наиболее производительных типов долот, реализации оптимальных режимов бурения, проводки наклонно-направленных и горизонтальных скважин в строгом соответствии с проектным профилем.

Экономические реформы, проводимые в России в последние годы, определили новые подходы и требования к проблеме использования ГЗД для бурения скважин. Еще в конце прошлого века ставились вопросы об обоснованности применения турбинного способа в таких огромных масштабах. Предполагалось, что роторный способ бурения, получивший мощное развитие в США и других странах, быстро вытеснит отечественные ГЗД из строительства скважин. Этому способствовали как свободный доступ российских нефтяных компаний к приобретению передовых западных технологий и оборудования, так и интенсивное внедрение зарубежных буровых подрядчиков и сервисных компаний на российский рынок. Однако пока ничего подобного не произошло.

Гидравлические забойные двигатели были успешно приспособлены к работе в условиях новых технологий, и в настоящее время объем применения ГЗД составляет более 90 % от общего объема проходки нефтегазовых скважин в России. В 2005 году из этого объема на турбобуры приходилось 55 - 60 %, а на ВЗД - 30 - 35 %.

Объемы применения различных способов бурения в СССР и РФ представлены на рисунке 1.1 [126].

1910 1920 1930 1940 1950 1960 1970 1980 1990 2000

годы

Рисунок 1.1 — Соотношение проходки по способам бурения нефтегазовых скважин в СССР и РФ

1.2. Горно-геологические особенности разработки нефтяных месторождений Припятского прогиба

Специфическими геологическими особенностями Припятского прогиба [34, 35, 45, 86, 87] являются: большая глубина залегания кристаллического фундамента (от 1,5тыс.м на западе и до 5-6 тыс. м на востоке) и значительная мощность (до 4-6 тыс.м) расположенных на нем осадочных отложений, широкое распространение галогенных пород, образующих во многих районах мощные толщи, интенсивная вулканическая деятельность в девонское время, наложившая сильный отпечаток на процессы осадконакопления.

Блоковое строение кристаллического фундамента, неоднократные воздымания и опускания сравнительно крупных участков, мощные солевые

толщи и перемещения солевых масс обусловили сложную тектонику Припятского прогиба.

Породы кристаллического фундамента архейской группы и нижнепротерозойской подгруппы (АИ-РК^) представлены разнообразными метаморфическими и магматическими образованиями, гранитами, гранодиоритами, габбро, гранато-биотитовыми и окварцованными гнейсами, кварцевыми диоритами и порфиритами.

В составе осадочной толщи Припятского прогиба выделены отложения рифейского, вендского, девонского, каменноугольного, пермского, триасового, юрского мелового, палеогенного, неогенного и антропогенного возрастов.

Рифейские и вендские отложения верхнепротерозойской подгруппы (РЯг) распространены главным образом в западной и северо-западной частях Припятского прогиба, входят в состав подсолевой терригенной толщи и представлены в основном красноцветными разнозернистыми песчаниками и алевролитами с прослоями глин, глинистых алевролитов, конгломератов.

Подсолевой терригенный комплекс отложений среднего девона ф2), представленный в основном песчано-глинистыми, в меньшей степени карбонатными породами, - в западной и северо-западной частях Припятского прогиба залегает на размытой поверхности верхнего протерозоя (РК2), а на остальной территории - на породах кристаллического фундамента.

Из отложений франкского яруса верхнего девона (Т)3) к подсолевому терригенному комплексу относится ланский горизонт, с двумя характерными пачками в его разрезе: нижней, залегающей на размытой поверхности среднего девона и представленная песчаниками, песками, алевролитами с прослоями глин и мергелей, и верхней, сложенной глинами, мергелями, алевролитами и карбонатными породами.

Подсолевой карбонатный комплекс имеет франкский возраст и сложен преимущественно карбонатными образованиями: известняками, доломитами,

доломитизированнымии глинистыми известняками, часто трещиноватыми и кавернозными.

Соленосные породы евлановско-ливенского возраста нижней соленосной толщи залегают на нижней карбонатной части подсолевых евлановских и перекрывается межсолевыми отложениями. В пределах Припятского прогиба они широко развиты и представлены преимущественно каменной солью с прослоями глинистых, карбонатно-глинистых, сульфатных и песчано-алевритовых пород. В восточной части прогиба соленосные отложения сопряжены с вулканогенно-осадочными отложениями.

Межсолевые отложения залегают на нижнесоленосных породах и представлены преимущественно карбонатными породами - в северной зоне, глинисто-карбонатными, с подчиненными прослоями терригенных пород и ангидритов - в центральной и терригенными породами с прослоями известняков - в южной зоне.

Верхняя соленосная толща, разделяемая на две подтолщи: нижнюю — галитовую и верхнюю - глинисто-галитовую, представленная галитом с многочисленными пропластками глин и карбонатов подчиненного характера, несогласно залегает на подстилающих образованиях межсолевого девона. Мощность ее колеблется от 300 до 3500м. Верхняя соль тектонически активна, экстремальные значения ее мощностей обусловлены соляным тектогенезом.

Надсолевые отложения несогласно залегают на отложениях верхнесоленосной толщи и разделяются по своему составу на три основные группы разрезов: западной и северо-западной частей Припятского прогиба, представленными карбонатно-глинистыми породами; юго-восточной части, представленной глинисто-карбонатно-песчаными породами и северовосточной части, представленной глинисто-карбонатными породами и глинисто-карбонатно-терригенными породами с большим содержанием вулканогенного материала.

Обзорная геологическая карта Припятского прогиба республики Беларусь представлена на рисунке 1.2. Геологический разрез вкрест простирания Припятского прогиба по региональному сейсмическому профилю представлен на рисунке 1.3. Сводный геолого-гидрогеологический разрез Припятского прогиба представлен на рисунке 1.4.

1.3. Технико-технологические особенности бурения глубоких скважин и боковых стволов на нефтяных месторождениях

Припятского прогиба

Наличие в геологическом разрезе Припятского прогиба - как было отмечено в подразделе (1.2) - двух автономных соленосных толщ, определяющих необходимость одновременного вскрытия выше и

изонтов с несовместимыми условиями бурения, требует г скважин применения их тяжелых и многоколонных

нижележащих гор при строительств'

конструкций, а также - использования при бурении скважин различных типов бурового раствора. Процесс бурения в этих условиях часто осложняется нарушениями устойчивости стенок ствола скважины и поглощениями бур ового раствора.

Сложные горно-геологические условия этих месторождений определили комплексный подход к совершенствованию процесса строительства новых глубоких скважин и боковых стволов, учитывающий следующие технико-технологические особенности:

Украинский Южная зона

щит бортовых уступов Нзровлянско-Ельская ступень

Радомлянское

Хойникский Заречинско- Червонослободско- Речицко-Шатилковская Северная зона Северо-Припятское

погребенный выступ Великоборская ступень Малодушинская ступень ступень бортовых уступов плечо

Наровпякское

Хобнинское Северо-Хобнинское

Золотухина«»

Осгашковичское

Березинское

мезозойские и каинозоиские отложения надсолевые девонские, каменноугольные и нижнепермские отложения I-^ ] отложения глинисто-галитовой лодтолщи отложения галитовой лодтолщи межсолевые задонско-петриковские отложения нижнесоленосные евлановско-ливенские отложения лодсолевые девонские отложения

археиские и протерозойские отложения

Рисунок 1.З.- Геологический разрез вкрест простирания Припятского прогиба

по региональному сейсмическому профилю

«с СИ & ! СИСТЕМА ОТДЕЛ о >~ а. ос ГОРИЗОНТ ТОЛЩА (ПОДТОЛЩА) _£> о о =Е= Щ 1 & £ ё ЛИТОЛОГИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА НЕФТЕГАЗОНОСНОСТЬ ГИДРОГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА

ПРИТОКИ НЕФТИ ГАЗОПРОЯВЛЕНИЕ О ил & ^ ш ш ■е- Ез ш к ФЛЮИДО УППРИ з МИНЕРАЛ. ' ВОЛ г/п сг = 1-СС зоны А В0Д00БМ.

3 о* со СМ сЬ Пески, песчаники с прослоями глин о ч: ш О) о. О со го" сГ о ас АКТИВНОГО ВОДООБМЕН

МЕЗОЗОЙ СКАЯ Мел писчий, пески, глины

—э (— _> СО Известняки серые, глины известковистые Глины с прослоями песков

Заключение диссертации по теме «Технология бурения и освоения скважин», Асадчев, Анатолий Семенович

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

1. На основании выполненных исследований разработаны и внедрены новые технико-технологические решения, повышающие эффективность бурения и восстановления глубоких скважин в соленосных отложениях нефтяных месторождений, с использованием современных конструкций турбобуров, винтовых и турбовинтовых забойных двигателей.

2. Исследованы и научно обоснованы рациональные энергетические характеристики современных конструкций гидравлических забойных двигателей применительно к условиям бурения глубоких скважин и боковых стволов в соленосных отложениях горных пород.

3. В результате исследований работы буровых долот и гидравлических забойных двигателей различных типоразмеров при проводке скважин и боковых стволов на нефтяных месторождениях с соленосными отложениями горных пород, определены эффективные параметры режима бурения и разработаны технико-технологические рекомендации, утвержденные к применению стандартами предприятия РУП ПО «Белоруснефть».

4. Определены области устойчивой работы турбобуров с алмазными долотами в условиях соленосных пород нефтяных месторождений Припятского прогиба и установлены эмпирические зависимости механической скорости проходки и перепада давления на турбобуре от величины реализуемой осевой нагрузки на долото.

5. В результате промысловых исследований установлена высокая по сравнению с серийными шпинделями наработка на отказ и долговечность шпинделей турбобуров диаметром 195 мм, оснащенных резинометаллической осевой опорой с «утопленной» резиной, а также шпинделей винтовых забойных двигателей диаметром 127 мм, оснащенных шаровой осевой опорой с тороидальной рабочей поверхностью.

6. Разработана технология бурения и корректировки траектории стволов наклонно направленных скважин с использованием турбовинтовых забойных двигателей ТВД-240 и ТВД-195 в качестве привода трехшарошечных долот с герметизированными маслонаполненными опорами, позволившая повысить показатели строительства наклонно направленных скважин.

7. Разработан и запатентован безклиновый способ бурения отклоняющего ствола, на основе которого создана новая технология проводки разветвленных многозабойных скважин из расширенного участка основного ствола с использованием винтовых забойных двигателей с регулируемым углом перекоса осей.

8. Разработаны и защищены патентами новые конструкции струйных кольматирующих устройств эжекционного типа, использующих в качестве кольматанта выбуренную горную породу и позволяющих предупредить или снизить интенсивность возникающих поглощений бурового раствора.

9. Общая рассчитанная экономическая эффективность от внедрения результатов диссертационной работы превышает сумму 1 миллион USD.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Результаты технико-экономического анализа внедрения разработанных технологий бурения глубоких скважин на нефтяных месторояздениях Припятского прогиба с соленосными отложениями горных пород

Результаты внедрения технико-технологических решений, представленных в диссертации, позволили получить реальный экономический эффект при бурении глубоких скважин гидравлическими забойными двигателями на нефтяных месторождениях Припятского прогиба с соленосными отложениями горных пород. Общая экономическая эффективность от внедрения результатов диссертационной работы на буровых предприятиях РУП «ПО «Белоруснефть» за 2005 - 2011 гг. представлена в таблице А.1 и составляет 1270000 USD (Один миллион двести семьдесят тысяч долларов США).

Расчеты экономической эффективности выполнены с использованием РД 39-0148052-547-87 «Временная методика определения экономической эффективности использования при строительстве нефтяных и газовых скважин новой техники, изобретений и рационализаторских предложений, М., ВНИИОЭНГ, 1988». Алгоритм расчетов, приведенный ниже подразумевает использование нормативного времени СПО, подготовительно-заключительных и вспомогательных работ к рейсу бурового инструмента:

Величина экономического эффекта (Э) от использования новых типов породоразрушающего инструмента и забойных двигателей вычисляется по формуле:

Э = ( Сб - Сн ), где: Сб и Сн - эксплуатационные затраты в расчетном интервале с применением, соответственно, базовой и новой техники, руб.

Расчет эксплуатационных затрат (Сб и Сн ) производится по формуле: С(б, н) = [(Тр * Сч)+Сд+СВзд] / h где: Тр - рейсовое время на долото, ч.

Рейсовое время включает фактическое время механического бурения, а также нормативное время на спускоподъемные операции, подготовительно-заключительные и вспомогательные работы к рейсу, рассчитанные по указанной методике.

Сч - стоимость часа работы буровой установки, руб. Сд - стоимость износа долота в заданном интервале проходки, руб. Цена долота отнесена пропорционально на объем проходки в скважине: Сд = Сдп х И, где Сдп - полная стоимость долота по данным бух. учета; И - износ долота в заданном интервале проходки по данным бух. учета, %;

И = h / Ндол; где H - общая (нормативная) проходка на долото, м; h - проходка в заданном интервале, м;

Свзд = Свзд х h / Нвзд либо СВЗд = Свзд х t / Твзд; где Свзд - полная стоимость ВЗД, руб.;

Нвзд — нормативная (общая) проходка на ВЗД, м;

Твзд- нормативное (общее) время работы ВЗД, ч; t - время работы ВЗД в заданном интервале, ч.

Подробные результаты технико-экономического анализа и расчета экономической эффективности в соответствии с выше обозначенной «Методикой.» и принятым алгоритмом ведения расчета, - приведены в соответствующих таблицах (А 1.1 - А9.3) Приложения «А». В Приложении «Б» представлены материалы, подтверждающие внедрение технико-технологических решений, представленных в диссертации.

Список литературы диссертационного исследования кандидат технических наук Асадчев, Анатолий Семенович, 2012 год

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Агеев А.И. Влияние характеристики турбины турбобура на параметры режима бурения.// Нефтяное хозяйство, 1964, № 2.

2. Айриянц A.C. Вопросы отработки шарошечных долот и выноса шлама с забоя при турбинном бурении. Автореф. канд. дис.-Тюмень: ТИН, 1970.- 19с.

3. Астафьев П.И. Исследования оптимальных параметров режима турбинного буреня в твердых породах (на примере Ромашкинского месторождения). Автореф. канд.дис. -М.: ВНИИБТ, 1967.

4. Астафьев Т.К. Исследование и выбор рациональных режимов бурения и характеристик забойных двигателей применительно к бурению на Ромашкинском месторождении и некоторые пути повышения производительности шарошечных долот. Автореф. канд. дис. - М.: ВНИИБТ, 1976.

5. Балденко Д.Ф., Потапов Ю.Ф. Винтовые забойные двигатели для бурения и капитального ремонта скважин на суше и на море // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. Зарубежный опыт: Экспресс- информ. -1997.-№4.

6. Балденко Д.Ф., Потапов Ю.Ф., Чернова Т.Н. Секционные винтовые забойные двигатели-М.: ВНИИОЭНГ, 1989.

7. Балденко Д.Ф., Балденко Ф.Д., Гноевых А.Н. Винтовые забойные двигатели.- М.: Недра, 1999 - 375 с.

8. Балденко Д.Ф., Балденко Ф.Д., Гноевых А.Н. Одновинтовые гидравлические машины: В 2т- М.: ООО «ИРЦ Газпром».-2007.-Т.2. Винтовые забойные двигатели - 470 с.

9. Балицкий В.П. Разброс значений частоты вращения вала турбобура.//Машины и нефтяное оборудование, 1976, №9.

10. Баршай Г.С. Влияние механической скорости турбинного бурения на рейсовую скорость и стоимость 1 метра проходки // Тр.ВНИИБТ, вып.22, 1963.

11. Баршай Г.С. , Буяновский Н.И. Теория и практика турбинного бурения,- М.: Гостопиздат, 1961.

12. Бикчурин Т.Н. Исследование режимов бурения и установление оптимальных скоростей вращения шарошечных долот(на примере нефтяных месторождений Татарии). Автореф. канд. дис- М.: ВНИИБТ, 1972.- 29 с.

13. Бочковский A.M. Методика расчета оптимальной осевой нагрузки при турбинном бурении алмазными долотами //Сверхтвердые материалы, 1986, №5, С.61-64.

14. Бочковский A.M., Крангач В.Т. Предварительные показатели эксплуатационных свойств алмазно-твердосплавных пластинок.// Тезисы докл. Всесоюз. науч. техн. конф.- Уфа: 1986,- С. 125-128.

15. Бобров М.Г., Кочнев A.M. Теретические и экспериментальные исследования работы торсиона винтового забойного двигателя.// Тр.ВНИИБТ, вып.60, 1985.

16. Бобров М.Г., Муратова М.Г. О влиянии длины рабочих органов на энергетическую характеристику винтового забойного двигателя.// Тр.ВНИИБТ, вып.68, 1989.

17. Бревдо Г.Д. Проектирование режима бурения,- М.: Недра, 1988.200 с.

18. Будянский B.C., Брудный - Челядинов С.Ю., Энергетическая эффективность комбинаций турбинных и героторных рабочих органов в турбинно-винтовых ГЗД // Строительство нефтяных и газовых скважин на сушей наморе.-1992.-№1.

19. Будянский B.C., Чайковский Г.П. Новые турбинные и турбинно-винтовые забойные двигатели //Нефть и капитал; Спец. Приложение: Бурение - 2002 — 2.

20. Булах Г.И. Теория процесса турбинного бурения.- М.: Гостопиздат,

1958.

21. Бурение глубоких скважин в надсолевых отложениях/ С.Г.Кравец, А.А.Крицук, А.М.Матвеева и др. М.: Недра, 1979.-241 с.

22. Буровое оборудование. Справочник в 2-х томах. Том 2. Буровой инструмент./ Абубакиров В.Ф., Буримов Ю.Г., Гноевых А.Н. и др. М., Недра, 2003, 494 с.

23.Вадецкий Ю.В., Деркач Н.Д., Никомаров С.С. Низкооборотный забойный двигатель - его роль и перспективы в техническом прогрессе бурения скважин.// Нефтяное хозяйство, 1975, № 1.

24. Вадецкий Ю.В., Каплун В.А.,Князев И.К. Особенности технологии бурения винтовыми забойными двигателями // Нефтяное хозяйство, 1976, № 6.

25. Вакула А.Я., Поваляев А. А. Редукторные турбобуры возвращаются на месторождения Татарстана // Бурение и нефть.- 2004, № 6.- С. 16-17.

26. Вакула Я.В. Восстановление скважин строительством боковых стволов - Альметьевск, АГНИ, 2005.

27. Васильев Ю.С., Скобло В.З., Зможин Ю.С., Павлов Ю.В. Влияние продольных колебаний долота на работу турбобура //Нефть и газ: Известия вузов, 1984,-№12.

28. Влияние относительной абразивности горных пород на работу алмазных долот. /В.П. Дверий, Н.П. Трутко, А.П. Бойко и др.// Бурение, 1970, № 11.-С.7-11.

29. Вовчановский И.Ф. Породоразрушающий инструмент на основе славутича для бурения глубоких скважин,- Киев: Наукова думка, 1979.-147 с.

30. Ворожбитов М.И., Фетько Ю.А., Бергштейн О.Ю. Режим динамического усиления продольных колебаний шарошечного долота при турбинном бурении крепких пород.// Тр. ВНИИБТ, вып. 34, 1975.- С. 17-21.

31. Временная методика определения экономической эффективности использования при строительстве нефтяных и газовых скважин новой техники, изобретений и рационализаторских предложений. РД 390148052547-87,- М.: 1988, т.1 , 198 с. т.2,- 185 с.

32. Ганджумян P.A., Калинин А.Г., Никитин Б.А. Инженерные расчеты при бурении глубоких скважин. Справочное пособие. - М.: «Недра». - 2000. -489 с.

33. Гельфгат Я.А. Основы технологии турбинного бурения без подъема труб. Автореф. канд.дис.-М.: ВНИИБТ, 1968,- 50 с.

34. Геология нефтяных месторождений Белоруссии. Под редакцией С.П. Максимова. -М.: Недра, 1972.-230 с.

35. Горелик З.А.,Айзберг P.E.,Синичка A.M. и др. Современная структура и история развития Припятской впадины- Минск: Наука и техника, 1968 - 204 с.

36. Григорян H.A., Багиров P.E. Анализ процесса турбинного бурения,-М.: Недра, 1982.-207 с.

37. Гуреев И.Л., Черемных А.Г. К динамике работы турбобура в скважине.//Тр.ТИИ, вып.39, 1974,- С.5-7.

38. Гусман A.M. Управление очисткой забоя бурящейся скважины. Автореф. докт. дис.-М.: НПО «Буровая техника», 2000.

39. Гусман М.Т. О применении алмазных долот в турбинном бурении. Нефтяное хозяйство, 1959, № 1, с. 43-48.

40. Гусман М.Т., Балденко Д.Ф., Кочнев A.M., Никомаров С.С. Забойные винтовые двигатели для бурения скважин-М.: Недра, 1981,232 с.

41. Гусман М.Т., Агеев А.И., Потапов Ю.Ф., Ларченко Н.И. Результаты исследований турбовинтового двигателя.//Машины и нефтяное оборудование.-1974.-№4.

42. Гусман М.Т., Балденко Д.Ф., Кочнев A.M., Никомаров С.С. Компоновка бурового инструмента. A.c. № 346967, 27.05.1970.

43. Гусман М.Т., Любимов Б.Г., Никитин Г.М., Собкина И.В., Шумилов В.П. Расчет, конструирование и эксплуатация турбобуров-М.: Недра, 1976.368 с.

44. Даклет К.П., Бейтас Т.Р. Прогнозирование механической скорости бурения алмазными долотами.// Нефть, газ и нефтехимия за рубежом.

1981,№4, с.8-12.

45. Девонские соленосные формации Припятского прогиба/ Р.Г.Гарецкий, В.З. Кислик, Э.А.Высоцкий и др. Минск: Наука и тебхника,

1982.-208 с.

46. Деркач Н.Д. О критерии устойчивости работы забойных двигателей.// Тр. ТИИ, вып.66, 1970,- С.3-9.

47. Деркач Н.Д. Друтик Э.Н. Создание и развитие редукторных турбобуров.// Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море-2003 .-№9.

48. Добкин В.А., Никитин Г.М., Утробин A.A. Обслуживание и ремонт гидравлических забойных двигателей.-М.: Недра, 1983.

49. Жиленко Н.П., Краснощек A.A. Справочное пособие по реактивно-турбинному бурению,- М.: Недра, 1987.-284 с.

50. Задорожный С.И., Шумилов В.П. О влиянии продольных колебаний низа бурильной колонны на М-n характеристику турбобура // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море.-1993.-№6-7.

51. Иоаннесян P.A. Основы теории и техники турбинного бурения.- М.: Гостоптехиздат, 1953.- 284 с.

52. Иоаннесян P.A., Булах Г.И. Пути повышения технико -экономических показателей турбинного бурения сверхглубоких скважин.// Нефтяное хозяйство, 1958, № 6.

53. Иоаннесян P.A. Новые направления в развитии техники турбинного бурения //Тр.ВНИИБТ, вып.22, 1969.

54. Иоаннесян P.A., Королько Е.И. Повышение эффективности турбинного бурения // Нефтяное хозяйство, 1989, № 12.

55. Иоаннесян P.A., Иоаннесян Ю.Р., Кравец С.Г. Использование в бурении турбобуров с вращающимся корпусом // Нефтяное хозяйство, 1971, №6.

56. Иоаннесян P.A., Иоаннесян Ю.Р., Сильман Л.Ф. Новый метод оптимизации режимов турбинного бурения // Нефтяное хозяйство, 1971, № 1.

57. Иоаннесян Ю.Р. К вопросу увеличения эффективности турбинного бурения глубоких скважин. Автореферат канд.дис.-М.: ВНИИБТ, 1963.

58. Иоанесян Ю.Р., Кузин Б.В., Малышев Д.Г. Турбобуры с подшипниками качения. М., Недра, 1971, 155 с.

59. Иоанесян Ю.Р., Мациевский В.П., Симонянц C.JI., Петрук Н.В. Многосекционные турбобуры - Киев: Техника, 1984.-152 с.

60. Иоанесян Ю.Р., Попко В.В., Симонянц С.Л. Конструкции и характеристики современных турбобуров.- М.: ВНИИОЭНГ, 1986,- 52 с.

61. Иоанесян Ю.Р. Нерешенные проблемы турбинного бурения наклонно направленных скважин // Тр. ВНИИБТ, вып.64, 1988, С.28-36.

62. Иоанесян Ю.Р., Чайковский Г.П., Попко В.В., Мойсеенко В.В. Техника и технология турбинного бурения. Действительность и перспективы// Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море,- 1992.-Ш.

63. Иоанесян Ю.Р., Мойсеенко В.М. Перспективы турбоалмазного бурения сверхглубоких скважин// Нефтяное хозяйство, 1978, № 7.- С.7-9.

64. Исаченко Л.Е. Теоретические исследования динамики работы долота с турбобурами разных конструкций //Тр.ВНИИБТ, вып.42, 1977.-С.15.

65. Испытания винтовых забойных двигателей с различным покрытием роторов рабочих пар в УПНПиРС / А.С.Асадчев, М.Г.Бобров, Ю.А.Бутов, Л.П.Лашкин, В.П.Татаринов // Поиски и освоение нефтяных ресурсов Республики Беларусь: сб. науч. тр.: в 2 ч. / БелНИПИнефть, Гомель, 2004. -Вып. 5. - 4.2. - 305 с. - С. 158-168.

66.Исследование некоторых показателей надежности керноотборных инструментов / М.Г.Абрамсон, А.С.Асадчев, П.Е.Шевалдин // ВНИИОЭНГ, РНТС Бурение. - 1983. - № 7.

67. Исследование надежности шпинделей при турбинном бурении в ПО «Белоруснефть» / Л.С.Курумов, А.С.Асадчев, Ю.А.Бутов, Д.В.Порошин, В.В.Пологеенко / НТЖ «Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море» М.: «ОАО ВНИИОЭНГ» -2011. №3,- С. 6-9.

68. Исследование коэффициента трения в осевой опоре ПУМ-195 /Л.С.Курумов, Х.С.Лабазанов, А.С.Асадчев // НТЖ "Строительство нефтяных

и газовых скважин на суше и на море", М., ОАО "ВНИИОЭНГ". - 2008. - № 8.-С. 13 - 17.

69. Калинин А. Г. Искривление скважин. -М.: Недра, 1974.-456 с.

70. Калинин А. Г., Никитин .Б.А., Солодкий K.M., Султанов Б.З. Бурение наклонных и горизонтальных скважин: Справ - М.: Недра, 1997.

71. Кечекезян A.A. Техника и технология алмазного бурения за рубежом,- М.: ВНИИОЭНГ, 1974.- 80 с.

72. Кондратенко JI.A. Неустойчивые режимы работы винтовых забойных двигателей.// Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море.-2000.-№2.

73. Коротаев Ю.В., Бобров М.Г., Пустозеров В.А. Влияние увеличения длины рабочих органов на энергетические характеристики и долговечность винтовых забойных двигателей.// Вестник ассоциации буровых подрядчиков - 2001. -№2.

74.Коротаев Ю., Бобров М., Коротаев С., Трапезников С., Шулепов В. Гидравличекие забойные двигатели «ВНИИБТ- Буровой инструмент» //Бурение и нефть, 2005, июнь.

75. Кравец С.Г. Исследование конструктивных и технологических возможностей турбобуров с разделенным потоком. Автореф. канд.дис - М.: ВНИИБТ, 1972.-23с.

76. Кравец С.Г. Характеристики турбобура с вращающимся корпусом и разделяющимся потоком жидкости.// Тр.ВНИИБТ, вып.30, 1972.-С. 3-7.

77. Кузин Б.В., Таиров Г.М. Выбор оптимального диаметра турбобура.//Тр.ВНИИБТ, вып.64, 1988,- С. 10-14.

78. Кулябин Г. А. Оптимизация технологии бурения и совершенствование привода долота на основе исследований динамических процессов в скважине. Автореф. докт. дис.- Тюмень: ТюмГНГУ, 2002,- 51с.

79. Лебедев Н.Ф. Динамика гидравлических забойных двигателей.- М.: Недра, 1981.-251 с.

80. Любавин A.A. Зависимость срока службы опор долота от управляющих переменных при турбинном бурении.// Нефтяное хозяйство, 1985, № 12.- С.15-17.Любимов Г.А., Любимов Б.Г. Теория и расчет осевых многоступенчатых турбин турбобуров. Л., Гостоптехиздат, 1963, 180 с.

81. Любимов Г. А., Любимов Б.Г. Теория и расчет осевых многоступенчатых турбин турбобуров. Л., Гостоптехиздат, 1963, 180 с.

82. Любимов Г.А. Редукторный турбобур для глубокого бурения скважин. // Нефтяное хозяйство, 1960, № 1.

83. Мавлютов М.Р., Филимонов Н.М., Акбулатов Т.О. Изменение рабочих характеристик турбобуров при бурении гидромониторными долотами.//Нефтяное хозяйство, 1976, № 10,-С. 11-13.

84. Мавлютов М.Р. Разрушение горных пород при бурении скважин,-М.: Недра, 1978.-215 с.

85. Малышев Д.Г. Регулирование турбобуров.- М.: Недра, 1985.- 142 с.

86. Материалы по стратиграфии Белоруссии- Минск: Наука и техника, 1981- 151с.

87. Махнач A.C. Корзун В. П., Курочка В.П. и др. Литология и геохимия девонских отложений Припятского прогиба в связи с их нефтеносностью.—Минск: 1966.-316 с.

88. Мелия В. А. Исследование методов совершенствования характеристик турбобуров путем регулирования расхода жидкости по рабочим лопаткам турбин. Автореф. канд. дис.- М.: ВНИИБТ, 1973.- 22 с.

89. Методические указания по проектированию и выбору рациональных энергетических характеристик турбобуров. РД 3901480526.019-86.- М.: ВНИИБТ, 1986,- 30 с.

90. Миракян В.И., Симонянц С.Л., Василенко A.A., Бадовский E.H. Применение шарошечных долот типа ГНУ с низкооборотными турбобурами.// Нефтяное хозяйство, 1989, № 12, с. 17-20.

91. Миракян В.И., Иоанесян Ю.Р., Эскин М.Г. Система автоматизированного управления процесса турбинного бурения// Нефтяное хозяйство, 1991, № 7.

92. Многосекционные турбобуры. Ю.Р. Иоанесян, В.П. Мациевский, С.Л. Симонянц, Н.В. Петрук.- Киев: Техника, 1984.- 152 с.

93.ОАО «ВБМ-групп». Каталог продукции. - 2010. - 51 с.

94.ОАО ГК «Кунгур». Каталог продукции. - 2010. - 64 с.

95.0ганов Г.С., Чайковский Г.П., Попко В.В. и др. Турбобур -эффективное средство совершенствования современных технологий бурения глубоких скважин. Тр. ВНИИБТ/ОАО НПО «Буровая техника». Вып. 3 (71). -М.: Современные тетради, 2011. - с. 87-94.

96. ООО «ВНИИБТ-Буровой инструмент». Каталог продукции. - 2011. -68 с.

97. ООО НЛП «Буринтех». Каталог продукции: породоразрушающий инструмент РОС. -2010.-52 с.

98.ООО ТД «Радиус-Сервис». Каталог продукции. - 2009. - 32 с.

99. О роторном и турбинном способах бурения. /Ю.Р. Иоанесян, В.П. Мациевский, С. Л. Симонянц, Н.В. Петрук // Нефтяная и газовая промышленность, 1983, № 3,- С.21-24.

100. Об устойчивой зоне работы различных типов турбобуров размером 7 1/2" / Г.К. Астафьев, Р.Х. Ибатуллин, Ю.Н.Ермолаев и др.//Тр. ТатНИИ, вып. 15, 1971.

101. Опыт использования новых типов гидравлических забойных двигателей при строительстве и восстановлении скважин на месторождениях РУП «ПО «Белоруснефть» / А.С.Асадчев, Ю.А.Бутов, Д.В.Порошин, С.М.Смолян, В.П.Татаринов // Поиски и освоение нефтяных ресурсов Республики Беларусь: сб. науч. тр. вып. 6 / ЧУП "ЦНТУ "Развитие". -Гомель, 2007. - 412с. - С.279 - 287.

102. О влиянии характеристики турбобуров на режимы бурения. /Г.К. Астафьев, А.В.Перов, В.Х. Каримов и др.// Нефтяное хозяйство, 1976, №3.

103. Опыт бурения с отбором керна в Белорусской ССР/ А.С.Асадчев, И.С.Арнопольский, П.П.Крикало, Н.Я.Пьянков, П.Е.Шевалдин // Новое в технике и технологии бурения скважин: сб. науч. тр. ВНИИБТ, Вып.56, - М.: 1983.

104. Орлов A.B. Новый подход к оптимизации процесса углубления скважины при использовании низкооборотных забойных двигателей и современных долот,- М.: ВНИИЭГазпром, 1976,- 69 с.

105. Орлов A.B., Орлов С.А. Расчет оптимального режима бурения.// Нефтяное хозяйство, 1983, № 4,- С.13-17.

106. Особенности и результаты строительства боковых стволов на месторождениях РУП «Производственное объединение "Белоруснефть» / А.И.Призенцов, В.Д.Гошкис, Л.П.Лашкин, А.С.Асадчев, Ю.А.Бутов // Поиски и освоение нефтяных ресурсов Республики Беларусь: сб. науч. тр. вып. 6 / ЧУП «ЦНТУ «Развитие»,- Гомель, 2007. - 412 с. - С.254 - 269.

107. Перспективы использования низкооборотных забойных двигателей при бурении наклонно-направленных скважин Припятского прогиба/ А.С.Асадчев // НТЖ «Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море», М.: «ОАО ВНИИОЭНГ». - 2007. - № 4. - С. 15-18.

108. Попко В.В., Симонянц С. Л. Проблемы использования многосекционных турбинных сборок // Тр.ВНИИБТ, вып.60, 1985.- С.58-68.

109. Применение секционных керноприемных устройств при бурении с отбором керна турбинным способом /А.С.Асадчев // Разработка и совершенствование рациональной технологии строительства разведочных скважин на нефть и газ: сб. науч. тр. / БелНИГРИ, Минск. - Минск, 1991. - С. 30-36.

110. Проектирование режимов турбинного бурения. /Ю.Ф. Потапов, A.M. Матвеева, В.Д. Маханько, П.Е. Шевалдин./- М.: Недра, 1974,- 240 с.

111 .Прогнозные аспекты повышения базовых показателей строительства новых скважин путем использования низкооборотных систем забойных двигателей / А.С.Асадчев, Д.В.Порошин // Эффективные пути поисков, разведки и разработки залежей нефти Беларуси: Материалы научно-практической конференции (4-6 октября, 2006 г.) / РУП «Производственное объединение «Белоруснефть». - Гомель, 2007,- 770 с. - С. 649-655.

112. Промысловые испытания новой техники турбинного бурения в ПО «Белоруснефть» / Л.С.Курумов, С.Л.Симонянц, А.С.Асадчев, Ю.А.Бутов., Ю.А.Большаков // НТЖ «Нефтепромысловый инжиниринг». -2004. -№2. - С.2-3.

113. Райхерт Л.А.,Яремийчук Р.С.,Мельничук А.Н. Бурение стволов большого диаметра совмещенным турбинно-роторным способом.// Нефтяное хозяйство, 1973, № 11,- С.52-62.

114. Реактивно-турбинное бурение// Тр.ВНИИБТ, вып. 18, 1967,- 240 с.

115.Результаты промысловых испытаний нового турбобура ЗТВМ-195 на площадях Припятского прогиба в 2003- 2006 г.г. / А.С.Асадчев // НТЖ «Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море», М., «ОАО ВНИИОЭНГ». - 2007. - № 1. - С. 34-39.

116. Рыбаков Ю.Ф., Ковалева Г.А. Об эффективности применения долот с алмазно-твердосплавными пластинами при бурении скважин на площадях Тимано-Печерской провинции.// Тезисы докл. Всесоюз. науч. техн. конф,-Грозный: 1988.-С.9-10.

117. Симонянц Л.Е. Определение зависимости между числом оборотов турбобура и нагрузкой на долото.//Изв. МВО СССР, сер. Нефть и газ, №4, 1958.

118. Симонянц JI.E. Разрушение горных пород и рациональная характеристика двигателя для бурения,- М.: Недра, 1966.- 228 с.

119. Симонянц JI.E. Оптимизация процесса бурения скважин// Нефтяное хозяйство, 1972, № 9,- С.5-9.

120. Симонянц Л.Е., Симонянц C.J1. Определение оптимальных параметров режима бурения.// Тр.ВНИИБТ, вып.61, 1985.- С.9-13.

121. Симонянц C.JI. Исследование и разработка системы демпфирования вибраций турбобура для улучшения показателей бурения. Автореф. канд. дис,- М.: ВНИИБТ, 1977,- 21 с.

122. Симонянц С.Л. О влиянии динамической нагрузки на колебания частоты вращения вала турбобура.// Тр.ВНИИБТ, вып.50, 1980,- С.49-54.

123. Симонянц С.Л, Плисак В.Ф. Гашение вибраций в турбинном бурении.//Нефтяное хозяйство, 1982, № 11,-С. 13-14.

124. Симонянц С.Л, Василенко А. А., Орлов Л.А. Выбор рациональной энергетической характеристики турбобура для условий бурения в Западной Сибири.// Нефтяное хозяйство, 1986, № 5,- С. 12-14.

125. Симонянц С.Л, Василенко А. А., Орлов Л.А. Результаты оптимизированной технологии турбинного бурения в Западной Сибири.// Нефтяное хозяйство, 1989, № 4,- С. 10-11.

126. Симонянц С.Л. Проблемы модернизации турбинного бурения. -Тюмень: «Вектор- Бук», 2003.-136 с.

127. Симонянц С.JI. Технология Бурения скважин гидравлическими забойными двигателями. Учебное пособие- Н.Новгород, изд-во «Вектор ТиС», 2007.-160 с.

128. Симонянц С.Л. Успехи, проблемы и перспективы турбинного бурения. - Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море, 2009, № 4, с. 3-5.

129.Симонянц С.Л., Литвяк В.А. Проблемы создания турбобуров высокой мощности. - Вестник Ассоциации буровых подрядчиков, 2009, № 2, с. 37-39.

130. Соловьев Н.В., Чихоткин В.Ф., Богданов Р.К., Закора А.П. Ресурсосберегающая технология алмазного бурения в сложных геологических условиях. М., ОАО «ВНИИОЭНГ», 1997, 332 с.

131. СП ЗАО «УДОЛ». Каталог продукции. - 2010. - 56 с.

132. Справочник по механическим и абразивным свойствам горных

t

пород нефтяных и газовых месторождений./М.Г.Абрамсон, Б.В.Байдюк, В.С.Зарецкий и др. М.: Недра, 1984,-207 с.

133. Сравнительные испытания новых шпинделей турбобуров /Ю.Р. Иоанесян, С.Л. Симонянц, В.Д. Меркушев и др. // Нефтяное хозяйство, 1984, № 10.- с.20-22.

134. Султанов Б.З., Шаммасов Н.Х. Забойные буровые машины и инструмент.- М.: Недра, 1976.- 239 с.

135.Титков Н.И., Кузьменков П.Г. Повышение эффективности глубокого бурения турбобурами-М.: Недра, 1965 - 172 с.

136. Унификация секций шпиндельных турбобуров /Арнопольский И.С., Кравец С.Г., Чайковский Г.П. // РНТС Бурение, 1980, №5.

137. Федоров B.C. Проектирование режимов бурения. Гостопиздат,

1958.

138. Федоров B.C. Зависимость между числом оборотов долота и осевой нагрузкой при турбинном способе бурения, обеспечивающая эффективность разрушения горных пород //Изв.вузов: серия Нефть и газ.1959-№3.

139. Федоров B.C. Научные основы режима бурения. Гостопиздат,

1961.

140. Чайковский Г.П. Исследование методов телеконтроля режима работы и технологии применения турбобуров, оснащенных турбинами-датчиками. Автореф. канд. дис.-М.: ВНИИБТ, 1981.-24 с.

141. Чайковский Г.П., Попко В.В., Будянский B.C. Новые конструкции турбобуров и автоматизация их работы // Материалы 4-й Международной конференции «Строительство и ремонт скважин»,- М.-2006.

142. Шумилов В.П. К вопросу создания турбобура повышенной мощности. - Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море, 2011, №3, с. 2-6.

143.Шумилов В.П. О создании турбобура повышенной мощности для бурения высокооборотными долотами. Тр. ВНИИБТ/ОАО НПО «Буровая техника». Вып. 3 (71). - М.: Современные тетради, 2011. - с. 178-186.

144. Шумилов П.П. Турбинное бурение нефтяных скважин,- М.: Недра, 1968.-352 с.

145. Шумилов П.П. Турбинное бурение скважин: Изб. тр.- М.: Недра,

146. Щербюк Н.Д., Якубовский Н.В. Резьбовые соединения труб нефтяного сортамента и забойных двигателей - М.: Недра, 1975.

147. Эйгелес P.M., Стрекалова Р.В. Расчет и оптимизация процессов бурения скважин,- М.: Недра, 1977.- 200 с.

148. Эскин М.Г. Автоматическое управление забойными двигателями для бурения нефтяных и газовых скважин. Автореф. докт. дис.- М.: МИНГ, 1972,- 52 с.

149. Эскин М.Г. О возможности бурения скважин с помощью винтовых забойных двигателей и долот высокой моментоемкости // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море-1992—№9-10.

150. Эскин М.Г. Современное состояние и задачи управления турбинным бурением скважин // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море.-1992.-№2-3.

151. Эскин М.Г., Гусман М.Т. Гидродинамическое управление режимами бурения наклонных и горизонтальных скважин // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море.-1995.-№8.

152. Эффективность применения низкооборотных забойных двигателей

/А.С.Асадчев, Н.Н.Евтушенко, Б.Г.Евтушенко, М.М.Мухамедшин, Н.К.Новиков // Разработка и совершенствование рациональной технологии строительства разведочных скважин на нефть и газ: сб. науч. тр. / БелНИГРИ, Минск. - Минск, 1991. - С. 8-22.

153. Ясов В.Г. Погружные гидравлические буровые машины,- Львов: Вища школа, 1982,- 284 с.

154. Andersen J. Talisman tests new drilling system in Central North Sea. Oil& Gas Journal - Russia, 2006, July.

155. Baker Hughes Inteq. Navi-Drill Motor, Handbook, 2006.

156. Baker Hughes Inteq.Auto Trak System.

157. Ch. Booker. Get ready for the great polycrystalline bit war.// Drilling, 1982, v.43, N 10,- pp.146, 158, 160.

158. C.A.Cheathem, D.A.Loeb. Effects of field Wear on PDC Bit Perfomance.// Copyright, 1985, SPE/IADC, D.C.- 6 p.

159. C.P.Carlet, T.R.Bates. An Empirical Correlation to Predict Diamant Bit Drilling Ratos.// Copyright, 1980, SPE.- 7 p.

160. C.W. Gill, J.L. Martin, Т.Е. Mounder. Matrix body PDC Bit Prove Most Cost Effective in the Powder River Basin. Coppyright,1985, SPE/IADC, D.C., 13 p.

161. Drilex. Motor operations handbook, 1992.

162. D.A.Clark, B.H.Walker. Comparison of laboratory and Field Data for a PDC Bit.// Copyright, 1985, SPE/IADC, B.C.- 8 p.

163. D.Campbell, H.Lehr. Water well technology.- New York: USA, 1974.680 p.

164. Halliburton. Sperry Drill. Technical information. Handbook, 1995.

165. Hooper M., Growe R, Daigle C. Tandem motors reduce well costs, World Oil, October, 1995.

166. Hughes Christensen. Буровые долота. Каталог продукции фирмы,

2005.

167. Junge P. ADMA uses new technology for turbodrilling.// The Oil and Gas Journal.- 9, v.77, N 20.

168. Jurgens R. Down hole motors. Technological status and development trends // Preprint of a paper given at the 7th International Symposium.- Gelle, BRD.- 1978.

169. J.R.Tilbe. Sumary of Soviet turbodrill test conducted by the Canadian Drilling Research Association.// Journal of Canadian Petroleum.- 1979, v. 18, N I,-Pp.31-52.

170. J.Wood. Thermally stable cutters extend application of synthetic diamond bits to hard formations.// Oil and Gas J., 1984, v.82, N 14,- pp.70-71.

171. Krueger V. Extended-lenth downhole mud motor desighned for more power. Oil & Gas Journal, 1996, Mar.25.

172. Modern turbine drilling. Yu.R.loanesian, A.A.Vasilenko, V.P.Matsievsky, S.L.Simonyants.- Rockville, Maryland, USA: Terraspace Inc., 1981,- 355 p.

173 .Moineau R.L.J. Pomp. France Patent

174. Neyrfor. Каталог продукции, 1992.

175. PDC Bit performance for rotary mud motor and turbine drilling applications /Black A.D., Walter B.H., Tibbits G.A., Sanstrom J.L.//SPE Drill.Eng.//,- 1986.T.1. N6, p.p. 409-416.

176. R.P. Barmby, R.A.Haines. PDS bits in outback.// The APEA J. 1984, v.24, PI.- pp.146-152.

177. Schlumberger. Power Pak Sterable Motor. Handbook, 2004.

178. Tiraspolsky W. Hydraulic Downhole drilling motors. Editions Technip, Paris, 1985.

179.Turboforage: Neyrfor tous azimuts // Petrole Informations,-1984, 15/111. N 1597.-РХ/

180. W.Tiraspolsky. Les moteurs de foud hydrauliques.- Paris: Société des editions Technip, 1981.- 544 p.

181.Weatherford. Каталог продукции.