Дипломы, курсовые, рефераты, контрольные...
Срочная помощь в учёбе

Разработка и исследование методов проектирования и работы неориентируемых компоновок низа бурильной колонны

Диссертация: Разработка и исследование методов проектирования и работы неориентируемых компоновок низа бурильной колонны
ДиссертацияПомощь в написанииУзнать стоимостьмоей работы

Сокращение времени бурения и уменьшение затрат при строительстве нефтяных и газовых скважин за счёт применения неориентируемых компоновок взамен дорогостоящих технологий. Время бурения сокращается вследствие уменьшения числа замеров параметров траектории скважины и отсутствия необходимости ориентирования отклонителязатраты — за счёт отказа от применения телеметрических комплексов на участках… Читать ещё >

Содержание

  • 1. СОСТОЯНИЕ ВОПРОСОВ РАСЧЕТА И ПРОЕКТИРОВАНИЯ НЕОРИЕНТИРУЕМЫХ КОМПОНОВОК НИЗА БУРИЛЬНОЙ КОЛОННЫ. СОВРЕМЕННЫЕ ТЕНДЕНЦИИ НАПРАВЛЕННОГО БУРЕНИЯ В ЗАПАДНОЙ СИБИРИ
    • 1. 1. Расчетные модели процесса искривления скважины и компоновки низа бурильной колонны
    • 1. 2. О проектировании компоновок, их усовершенствовании и конструкциях центраторов
    • 1. 3. Состояние направленного бурения в Западной Сибири
  • ВЫВОДЫ ПО РАЗДЕЛУ
  • 2. АНАЛИЗ МЕТОДОВ РАСЧЁТА И СИСТЕМА РАСЧЁТНЫХ ХАРАКТЕРИСТИК НЕОРИЕНТИРУЕМЫХ КОМПОНОВОК
    • 2. 1. Методика расчета компоновок с использованием дифференциального уравнения упругой линии
    • 2. 2. Пример расчета компоновки в программе «МаШСАЕ)»
    • 2. 3. Влияние осевой нагрузки на длину направляющего и отклоняющую силу на долоте
    • 2. 4. Влияние кривизны оси скважины на отклоняющую силу на долоте
    • 2. 5. Методика расчета компоновок с использованием уравнений трёх моментов
    • 2. 6. Метод начальных параметров
    • 2. 7. Метод конечных разностей
    • 2. 8. Метод конечных элементов
    • 2. 9. Эпюры поперечных сил и изгибающих моментов
    • 2. 10. Метод возможных перемещений долота
    • 2. 11. Расчетные характеристики неориентируемых компоновок
      • 2. 11. 1. Детерминированные математические модели расчёта НК
      • 2. 11. 2. О системе расчетных характеристик
      • 2. 11. 3. Устойчивость неориентируемых компоновок
      • 2. 11. 4. Направление и величина реакций на центраторах
      • 2. 11. 5. Возможное поперечное перемещение долота
      • 2. 11. 6. Сближение вала и корпуса верхней секции турбобура
      • 2. 11. 7. Сближение вала с корпусом турбобура, связанное с несогласованным расположением центраторов и радиальных опор
      • 2. 11. 8. Прогиб направляющего участка КНБК
      • 2. 11. 9. Прогиб компоновки между центраторами
  • ВЫВОДЫ ПО РАЗДЕЛУ
  • 3. ИССЛЕДОВАНИЕ РАБОТЫ КОМПОНОВОК С КАЛИБРАТОРОМ ДЛЯ УВЕЛИЧЕНИЯ ЗЕНИТНОГО УГЛА
    • 3. 1. Расчет компоновки с помощью уравнений трех моментов
    • 3. 2. Расчет методом начальных параметров в «Maple»
    • 3. 3. Реакции на долоте и калибраторе
    • 3. 4. Расчет компоновки с учетом кривизны оси скважины
    • 3. 5. Применение метода возможных перемещений долота
    • 3. 6. Компоновка с забойным двигателем уменьшенного диаметра
    • 3. 7. Применение метода возможных перемещений долота с учетом кривизны скважины
    • 3. 8. Показатели устойчивости компоновок с калибратором/
  • ВЫВОДЫ ПО РАЗДЕЛУ
  • 4. ИССЛЕДОВАНИЕ ОДНОЦЕНТРАТОРНЫХ КОМПОНОВОК
    • 4. 1. Критический диаметр калибратора
    • 4. 2. О форме калибратора
    • 4. 3. Прогибы и углы поворота оси КНБК
    • 4. 4. Стабилизирующие компоновки ОНКС
      • 4. 4. 1. Расчет геометрических параметров
      • 4. 4. 2. Устойчивость компоновок ОНКС
    • 4. 5. Анализ основных положений инструкции СИБНИИНП
    • 4. 6. Компоновки ОНКА и ОНКФ
      • 4. 6. 1. Расчеты ОНКА
      • 4. 6. 2. Компоновки ОНКА и ОНКФ с долотами PDC
      • 4. 6. 3. Компоновки ОНКА и ОНКФ с долотами диаметром 295,3 мм
      • 4. 6. 4. Компоновки ОНКА с долотами PDC и двигателем Д
      • 4. 6. 5. Устойчивость ОНКА
      • 4. 6. 6. Маятниковые компоновки
  • ВЫВОДЫ ПО РАЗДЕЛУ
  • 5. РАЗРАБОТКА ДВУХЦЕНТРАТОРНЫХ КОМПОНОВОК
    • 5. 1. Компоновки, спроектированные по критерию полной стабилизации зенитного угла
      • 5. 1. 1. Расчеты ДНКС
      • 5. 1. 2. Устойчивость компоновок ДНКС к изменению зенитного угла
      • 5. 1. 3. Реакции на долоте и центраторах
      • 5. 1. 4. О стабилизации азимута скважины с использованием ¦ компоновок ДНКС. Показатели устойчивости ДНКС
      • 5. 1. 5. Компоновка с винтовым забойным двигателем
      • 5. 1. 6. Компоновки ДНКС с долотами диаметром 295,3 мм и долотами PDC
    • 5. 2. Компоновки, спроектированные по критерию равенства нулю реакции на долоте
      • 5. 2. 1. Преимущества компоновок ДНКА
      • 5. 2. 2. Геометрические параметры ДНКА
      • 5. 2. 3. Устойчивость компоновок ДНКА к изменению зенитного угла
      • 5. 2. 4. Устойчивость ДНКА к изменению диаметров скважины и центраторов
      • 5. 2. 5. Реакции на долоте и центраторах
      • 5. 2. 6. Возможности стабилизации азимута скважины с помощью компоновок ДНКА
      • 5. 2. 7. Компоновки ДНКА и ДНКФ с забойным двигателем Д
      • 5. 2. 8. Геометрические параметры компоновок ДНКА с долотом диаметром 295,3 мм и передвижными центраторами
    • 5. 3. Проектирование компоновок ДНКА с долотами PDC, исходя из расположения центраторов
    • 5. 4. Проектирование компоновок ДНКФ с долотами PDC, исходя из расположения центраторов'
    • 5. 5. Проектирование ДНКФ с плавающим верхним центратором
  • ВЫВОДЫ ПО РАЗДЕЛУ
  • 6. ПРОМЫСЛОВЫЕ ИССЛЕДОВАНИЯ РАБОТЫ НЕОРИЕНТИРУЕМЫХ КОМПОНОВОК НИЗА БУРИЛЬНОЙ КОЛОННЫ
    • 6. 1. Работа компоновок для набора зенитного угла на скважинах Уренгойской группы месторождений
    • 6. 2. Анализ промысловых данных о работе стабилизирующих НК
    • 6. 3. Работа стабилизирующей компоновки с ниппельным СТК и калибратором уменьшенного диаметра
    • 6. 4. Исследование работы неориентируемых компоновок с «плавающими» центраторами
    • 6. 5. Аналитический подход к изучению производственного опыта применения неориентируемых компоновок с тремя центраторами
  • ВЫВОДЫ ПО РАЗДЕЛУ

Разработка и исследование методов проектирования и работы неориентируемых компоновок низа бурильной колонны (реферат, курсовая, диплом, контрольная)

Актуальность проблемы.

В современных сложных экономических условиях ещё более актуальными стали вопросы, связанные с сокращением затрат на строительство скважин. На нефтяных и газовых месторождениях Западной Сибири добывается две трети российской нефти и более 90% газаразрабатываются они с помощью наклонных и горизонтальных скважин. Профили тех и других содержат протяжённые по длине тангенциальные участки, бурение которых осуществляется по двум технологиям. Первая, традиционная, основана на применении неориенти-руемых компоновок (НК). Вторая технология предусматривает бурение комбинированным способом всей скважины компоновкой, содержащей винтовой забойный двигатель-отклонитель (ВЗДО), управляемый с помощью телесистемы. Из присущих ей недостатков, одним из главных является высокая стоимость телеметрических комплексов (более 1 млн. долларов), обычно, зарубежного производства.

Многие буровые предприятия идут на дополнительные затраты, связанные с эксплуатацией дорогостоящих систем, и применяют данную технологию при бурении всех скважин, включая простые, с трёх-четырёхинтервальным профилем, по причине отсутствия до настоящего времени НК, обеспечивающих выполнение проектных профилей скважин. Исследование и разработка таких компоновок является актуальной, нерешенной проблемой, необходимо закрепить за ними приоритет в части бурения тангенциальных, или близких к ним, участков наклонных и любых других скважин. При бурении горизонтальных участков в пласте также имеются перспективы использования НК, включающих, например, гидравлические центраторы, или самоориентирующиеся отклонители, в сочетании с простыми средствами контроля за параметрами скважины.

Цель работы.

Сокращение времени бурения и уменьшение затрат при строительстве нефтяных и газовых скважин за счёт применения неориентируемых компоновок взамен дорогостоящих технологий. Время бурения сокращается вследствие уменьшения числа замеров параметров траектории скважины и отсутствия необходимости ориентирования отклонителязатраты — за счёт отказа от применения телеметрических комплексов на участках работы НК и уменьшения износа долот и забойных двигателей.

Основные задачи исследований.

1. Обобщение и анализ исследований в области неориентируемых компоновок, обоснование расчетной схемы и аналитической модели НК, разработка методов их расчёта.

2. Расчет и проектирование компоновок на основе применения новых принципов выбора критерия оптимизации их геометрических параметров.

3. Разработка системы расчётных характеристик НК (СРХ), позволяющей производить оценку их качества на стадии проектирования, и прогнозировать ожидаемый уровень стабильности показателей работы компоновки.

4. Исследование работы типовой стабилизирующей компоновки, применяемой на месторождениях Западной Сибири, и её усовершенствование.

5. Разработка научно-обоснованных проектных решений, по всем типам НК, представляющим интерес применительно к условиям бурения в Западной Сибири.

6. Промысловые исследования и проверка разработанных принципов создания эффективных неориентируемых компоновок и разработка, рекомендаций к их промышленному внедрению.

Научная новизна диссертационной работы: выполнено научное обоснование возможности применения детерминированной расчетной модели НК на основе использования системы показателей устойчивости (СПУ), формируемой по входным параметрам модели;

— разработана система расчётных характеристик (СРХ), формируемая по входным и выходным параметрам модели НК, позволяющая прогнозировать качество компоновок на стадии их расчётана её основе предложена новая концепция проектирования компоновок низа бурильной колонны;

— разработан новый принцип выбора критерия оптимизации геометрических параметров НК, в соответствии с которым введена их классификация, включающая три группы компоновок: 1) НКС — стабилизирующие- 2) НКАдопускающие асимметричное разрушение забоя- 3) НКФ — рассчитанные из условия фрезерования стенки скважины;

— разработан метод начальных параметров применительно к расчётам НК (решена задача расчёта многопролётной неразрезной балки с опорами, расположенными в разных уровнях и неизвестной длиной крайнего пролёта);

— выполненный (впервые) расчёт системы вал-корпус турбобура в составе неориентируемой компоновки с применением программного комплекса «ANSYS» позволил уточнить получаемые результаты, исследовать влияние износа радиальных опор турбобура на работу компоновки, включить в рассмотрение новую расчётную характеристику качества НК — сближение вала с корпусом турбобура, связанную с разной формой изгиба их осей;

— разработан новый метод исследования НК, работающих с использованием механизма фрезерованиястенки скважины — метод возможных поперечных перемещений долота;

— введено понятие о критическом диаметре калибратора;

— получило дальнейшее развитие с широким приложением ко всем типам НК понятие о показателях устойчивости КНБК, введённое впервые специалистами ВНИИБТ A.C. Повалихиным и A.C. Огановым;

— статистическими методами установлена возможность существования однородных (в отношении показателей работы НК) месторождений, позволяюi щая их объединение в представительную выборку, что облегчает изучение работы и создание новых типов неориентируемых компоновок.

Практическая ценность и реализация.

Содержание и структура работы подчинены идее её максимального приближения к промысловой практике, которой она и была инициирована. Предложенный новый метод проектирования компоновок позволяет на расчетной стадии оценить их качество, включая ожидаемый уровень стабильности показателей работы. На базе этого метода разработаны рекомендации, полнота представления которых даёт возможность выбора наиболее эффективных НК на данном месторождении с учётом технических возможностей предприятия.

Выполнен анализ промысловых данных, разработаны компьютерные программы и проведены теоретические исследования, результатом которых явились рекомендации по созданию и применению следующих видов НК.

1. Компоновка — типовая: шарошечное долото диаметром 215,9 мм, калибратор, ниппельный центратор СТК, турбобур диаметром 195 ммможет содержать переводник. Даны рекомендации по диаметрам калибратора и центратора в зависимости от расстояния между ними и долотом.

2. НК с долотами PDC, турбобуром Т1−195 и ниппельным СТК. Размеры долот: 214,3- 215,9- 220,7- 222,3 мм. Рекомендованы оптимальные сочетания диаметров калибратора и центратора и расстояний между ними и долотом.

3. Стабилизирующая компоновка с центратором, расположенным между шпинделем и нижней секцией турбобура.

4. Компоновка с долотом диаметром 295,3 мм, турбобуром диаметром 240 мм и с одним, или двумя, передвижными центраторами 3-ЦДП.

5. Компоновка: долото шарошечное или PDC, турбобур диаметром 195 мм, два центратора, нижний — стандартного размера в верхней части шпинделя, верхний — плавающий, уменьшенного размера, расположен в конце средней секции.

6. Компоновки с ВЗД и передвижными центраторами.

При использовании разработанных компоновок сокращается время работы телеметрических комплексов, уменьшается износ долот, калибраторов, забойных двигателей. Рекомендации используются при бурении наклонных скважин в ОАО «Сургутнефтегаз» и буровых организациях ООО «Бургаз».

Принятые обозначения.

Исследования выполнены по сравнительно узкому кругу вопросов, поэтому неизбежны неудобства, связанные с многократным повторением одних и тех же названий. С целью краткости изложения введен ряд сокращений.

В работе часто встречаются термины: «компоновка», «КНБК». Полное их содержание включает перечень всех элементов, которыми с целью обеспечения нужной траектории скважины оснащена нижняя часть бурильной колонны, с указанием их размеров и расположения, начиная от долота, до точки контакта забойного двигателя со стенкой скважины, находящейся выше верхнего центратора. Обычно достаточно указать основные элементы КНБК.

По назначению, особенностям конструкции, критерию оптимизации приняты следующие обозначения ПК:

НКК — неориентируемая компоновка с калибратором, предназначенная для увеличения зенитного угла;

НК-СТК — типовая стабилизирующая компоновка с полноразмерным наддолотным калибратором и ниппельным центратором;

ОНКС, ДНКС — одно-двухцентраторная стабилизирующая компоновка, оптимизированная по критерию равенства нулю реакции на долоте и угла между осями долота и скважины;

ОНКА, ДНКА — одно-двухцентраторная компоновка, оптимизированная по критерию равенства нулю реакции на долоте, обеспечивающая возможность асимметричного разрушения забоя;

ОНКФ, ДНКФ — одно-двухцентраторная компоновка, не ограничивающая реакцию и угол на долоте, допускающая фрезерование стенок скважины.

Перечисленные НК рассматривались в сочетании с долотами диаметром 215,9- 295,3 мм (шарошечные) — 214,3- 215,9- 220,7- 222,3 мм (долота РБС) и забойными двигателями: турбобурами, диаметром 195,240-мм, и винтовым забойным двигателем (ВЗД) Д-172.

В связи с частым обращением к компьютерным программам приняты такие обозначения, как 11(3,11к, Ыс — реакции на долоте, калибраторе, центраторе, соответственноа также Dd, Dk, Dc, Dt — диаметры этих же элементов и забойного двигателя. Другие обозначения, примененные в работе:

СРХ — система расчётных характеристик;

СПУ — система показателей устойчивости;

П (Ф) — показатель устойчивости компоновки к изменению фактора Ф;

ЗД — забойный двигатель;

ВЗД — винтовой забойный двигатель;

ВЗДО — винтовой забойный двигатель-отклонитель;

ОЦЭ — опорно-центрирующий элемент;

ЗМ — метод раскрытия статической неопределимости многопролётных балок с использованием уравнений трёх моментов;

МНП — метод начальных параметров;

Rd+ — реакция на долоте со стороны верхней стенки скважины, соответствующая увеличению зенитного углаимеет знак минус;

Ugd — угол между осями долота и скважиныв принятой системе координат он определяется непосредственно при решении системы уравнений методами интегрирования дифференциального уравнения упругой линии и МНП, а при использовании метода ЗМ он состоит из угла Р — перекоса нижнего плеча компоновки и 0 — угла поворота относительно него оси долота, вызванного изгибом компоновки:

О компьютерных программах и принятой системе координат.

Поскольку расчеты компоновок проводятся в основном аналитическими методами, предпочтение отдано одной из самых мощных систем символьной математики — «Maple». Расчёты дублировались: в «Maple» применялся МНП, в «MathCAD» — ЗМ. Для расчёта сложной системы, вал — корпус турбобура, применён сертифицированный в России программный комплекс «ANSYS», базирующийся на методе конечных элементов.

Разработка учебного пособия [1] (см. также [2]) сделала целесообразным применение системы координат с традиционным направлением осей: ось «у» направлена вверх, «х» расположена горизонтально, как принято в учебных курсах. Это облегчает составление уравнений, применение правил знаков, граничных условий и т. д. Положительная реакция направлена со стороны нижней стенки скважины, а реакция Rd+ имеет знак минус.

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ.

1. Разработан метод проектирования неориентируемых компоновок, позволяющий на расчетной стадии произвести оценку качества создаваемой компоновки и прогнозировать надёжность результатов её применения.

2. Дано обоснование применения детерминированной расчетной модели посредством неоднократного её применения и использования при этом системы показателей устойчивости.

3. Для оценки качества компоновки предложена система расчётных характеристик, формируемая из входных и выходных параметров модели.

4. Разработаны новые методы расчёта компоновок, позволяющие оперативно решать задачи оптимизации параметров компоновок, а также выполнять углублённые исследования (с применением комплекса МКЭ «ANSYS»), не проводившиеся ранее по причине ограниченных возможностей аналитических методов.

5. Установлено, что общепринятый критерий оптимизации, содержащий условия полной стабилизации зенитного угла, ограничивает конструктивные возможности создания компоновокв большинстве случаев целесообразен переход к одному условию оптимизации — отсутствию отклоняющей силы, т. е. к соответствующей ему компоновке НКАв ряде случаев наиболее эффективные компоновки (НКФ) могут быть созданы только при полном отказе от условий полной стабилизации. При этом отклоняющая сила и угол на долоте могут быть близкими к нулю и соответствовать стабилизирующим компоновкам высокого качества, так как содержат механизм компенсации тенденции к падению зенитного угла, присущей всем компоновкам, включая те, которые спроектированы по критерию полной стабилизации зенитного угла.

6. Разработан метод возможных перемещений долота, позволяющий объяснить и описать работу компоновок, работающих с использованием механизма фрезерования стенки скважины боковой поверхностью долота.

7. Установлены и исследованы причины ненадёжной работы основной стабилизирующей компоновки (с СТК), применявшейся многие годы в Западной Сибирипредложен простой способ её модификации, позволивший улучшить стабильность работы компоновки.

8. Проведены исследования одно-двухцентраторных компоновок с выдачей рекомендаций по их геометрическим параметрампри этом применены критерии оптимизации, соответствующие компоновкам НКС, НКА, НКФрекомендации относятся ко всем типам и размерам компоновок, представляющим интерес для Западной Сибири: с долотами шарошечными и РБС всех размеров, турбобурами диаметром 195 и 240 мм, винтовыми забойными двигателями Д-172- выполнена проверка качества расчётных характеристик рекомендуемых компоновок.

9. Сопоставление теоретических исследований с промысловыми данными позволило сделать вывод о том, что прогнозировать надёжную работу компоновок по расчётным данным можно только при проектировании стабилизирующих компоновок, без активного использования механизма фрезерования.

10. Основные положения диссертационной работы подтверждены промысловыми исследованиями.

Показать весь текст

Список литературы

  1. Е.Г. Теория и практика работы неориентируемых компоновок низа бурильной колонны: Монография / Е. Г. Гречин, В. П. Овчинников, А. В. Будько. Тюмень: ООО ИПЦ «Экспресс», 2008. — 176 с.
  2. A.M. Вскрытие пластов многозабойными и горизонтальными скважинами. — М.: «Недра», 1969. 190 с.
  3. Р.А. Основы теории и техники турбинного бурения. — М.: «Гостоптехиздат», 1953.—281 с.
  4. Г. Искривление скважин при бурении / Г. Вудс, А. Лубинский. — М.: «Гостоптехиздат», I960. — 161 с.
  5. Callas N.P. Computer helps fine tune drilling assemblies for precise, low cost control at hole course // Drilling. 1984. — v. 45. — № 6. — P. 68−69.
  6. Callas N.P. Boundary value problem is solved / N.P. Callas, R.L. Callas // Oil and Gas J. -1980. v. 78. — № 50. — P. 62−66.
  7. В.В. Неориентируемые компоновки низа бурильной колонны для бурения скважин // Бурение и нефть. 2002. — № 7. — С. 28 — 29.
  8. Е.И. К расчету низа бурильной колонны при турбинном бурении / Е. И. Ишемгужин, Б. З. Султанов // Нефтяное хозяйство. — 1970. № 7. -С. 11−16.
  9. .З. Управление устойчивостью и динамикой бурильной колонны. -М.: «Недра», 1991. 208 с.
  10. .З. Работа бурильной колонны в скважине / Б. З. Султанов, Е. И. Ишемгужин, Н. Х. Шаммасов, В. Н. Сорокин. М.: «Недра», 1973. — 216 с.
  11. Walker В.Н. Three dimensional force and deflection analysis of a variable cross section drill string / B.H. Walker, M.B. Fridman // J. of Pressure Vessel Technology. 1977. — P. 367−375.
  12. Birades M. Static and dynamic three- dimensional bottomhole assembly computer models // SPE Drill. Eng. 1988. — № 2. — P. 160 — 166.
  13. Ю.Р. Оптимальные стабилизирующие компоновки с двумя опорно-центрирующими элементами / Ю. Р. Иоанесян, В. В. Прохоренко. -М.: ВНИИБТ, 1987. 14 е.: Деп. в ВНИИОЭНГ 15.09.87, № 1462 — нг 87.
  14. O.K. Влияние реактивного момента турбобура на изменение азимута наклонных скважин // Нефть и газ. 1981. — № 11. — С. 19−22.
  15. O.K. Теоретическое исследование наката долота в стволе наклонной скважины//Нефть и газ. — 1989. — № 11.-С. 21— 26.
  16. М.П. Регулирование азимутального искривления при бурении наклонно направленных скважин с применением неориентируемых КНБК / М. П. Гулизаде, O.K. Мамедбеков // Обзорная информ. Сер. Строительство скважин. 1989. — 55 с.
  17. O.K. Исследование характера искривления наклонных скважин при бурении неориентируемыми забойными компоновками // Азерб. нефтяное хозяйство. 1985. — № 11. — С. 27 — 31.
  18. H.A. Влияние диаметра калибратора на азимутальное искривление скважины / H.A. Сесюнин, A.C. Утробин, A.B. Банных // Бурение. -1982. № 2. — С. 8 — 9.
  19. H.A. Пространственный изгиб КНБК с центраторами и отклонение скважины по азимуту // Нефть и газ. — 1986. № 5. — С. 19 — 22.
  20. O.K. Регулирование азимута при бурении наклонных скважин // Азерб. нефтяное хозяйство. 1987. — № 5. — С. 58 — 61.
  21. А.Г. Бурение наклонных и горизонтальных скважин: Справочник / А. Г. Калинин, Б. А. Никитин, K.M. Солодкий, Б. З. Султанов. -М.: Недра, 1997.-648 с.
  22. K.M. Принцип выбора стабилизирующих компоновок с заданными оптимальными параметрами / K.M. Солодкий, А. Ф. Федоров, A.C. Повалихин и др. // Нефтяное хозяйство. 1984. — № 9. — С. 15 — 17.
  23. А.Ф. Метод оптимизации параметров компоновок для стабилизации зенитного угла наклонных скважин / А. Ф. Федоров, K.M. Солодкий, А. Г. Калинин, A.C. Повалихин // Нефтяное хозяйство. 1982. — № 11. — С. 11— 12.
  24. Mulheim К. Behavior of multiple stabilizer bottom hole assemblies // Oil and Gas J. 1979. — № 1. — P. 59−64.
  25. М.П. К расчёту компоновки низа бурильной колонны, применяемой для безориентированного управления зенитным углом / М. П. Гулизаде, Л. Я. Сушон, П. В. Емельянов, Л. Я. Кауфман, // Нефть и газ. 1974. — № 1. -С. 13−16.
  26. Е.И. Определение сил, действующих на компоновку долото — секционный турбобур с центратором при бурении наклонно-направленных скважин / Е. И. Ишемгужин, Б. З. Султанов // Бурение. 1974. — № 4.-С. 14−16.
  27. Л.Я. Разработка и испытание компоновок для стабилизации зенитного угла / Л. Я. Сушон, М. П. Гулизаде, Л. Я. Кауфман и др. // Нефтяное хозяйство. 1974. — № 10. — С. 14−16.
  28. А.Г. Профили направленных скважин и компоновки низа бурильных колонн / А. Г. Калинин, A.C. Повалихин, K.M. Солодкий, Б. А. Никитин. -М.: «Недра», 1995.
  29. Мамедбеков O.K. Разработка забойных компоновок с калибратором для стабилизации параметров искривления ствола наклонной скважины
  30. O.K. Мамедбеков, B.H. Самедов // Нефть и газ. 1988. — № 2. — С. 22 — 26.
  31. Е.Г. Проектирование двухцентраторных компоновок для малоинтенсивного увеличения зенитного угла при бурении наклонных и горизонтальных скважин / Е. Г. Гречин, В. П. Овчинников // Бурение и нефть. 2007. — № 4. — С. 13−16.
  32. А.Е. Бурильные колонны в глубоком бурении. М.: «Недра», 1979.-231 с.
  33. Л.А. Влияние прогиба колонны труб на динамику забойных гидромашин при стендовых испытаниях // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. 2003. — № 3. — С. 6 — 10.
  34. С.А. Исследование сил, действующих на центраторы, устанавливаемые на корпусе турбобура: / С. А. Оганов, С. М. Джалалов, И. З. Гасанов // Сб. науч. тр. Баку: АзИНЕФТЕХИМ, 1977. — Вып. 16. — С. 2327.
  35. И.З. Расчет неориентируемой компоновки низа бурильной колонны с большим количеством опорных элементов / И. З. Гасанов, Г. С. Оганов // Изв. вузов. Нефть и газ. 1988. — № 2. — С. 22 — 26.
  36. И.З. Разработка КНБК с тремя центраторами для стабилизации зенитного угла и азимута ствола наклонной скважины // Теория и практика бурения наклонных скважин: Сб. науч. тр. Баку: АзИНЕФТЕХИМ, 1985. — С. 22−29.
  37. М.П. Разработка забойных компоновок для стабилизации зенитного угла наклонных скважин / М. П. Гулизаде, O.K. Мамедбеков // Нефть и газ. 1985. -№ 6.-С. 17−22.
  38. М.П. Закономерности искривления наклонных скважини критерий стабилизации угла наклона / М. П. Гулизаде, Л. Я. Кауфман, Л. Я. Сушон // Нефтяное хозяйство. 1972. — № 3.
  39. Л.Я. Управление искривлением наклонных скважин в Западной Сибири / Л. Я. Сушон, П. В. Емельянов, Р. Т. Муллагалиев. М.: «Недра», 1998.- 124 с.
  40. Mulheim К.К. The effect of bottom-hole assembly dynamics on the trajectory of a bit / K.K. Mulheim, M.C. Apostol // IPT. v. 33. — № 12. — P. 66 — 72.
  41. A.C. Устойчивость стабилизирующих КНБК с оптимальными размерами на проектной траектории // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. 1995. — № 5. — С. 29 — 33.
  42. A.C. Новые решения в проектировании компоновок низа бурильной колонны / A.C. Оганов, A.C. Повалихин, З. Ш. Бадреев // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. 1995. — № 4/5. — С. 11, 12, 16.
  43. Методика расчёта интенсивности искривления ствола наклонной скважины. Тюмень: Гипротюменнефтегаз, АзИНЕФТЕХИМ, 1974. — 59 с.
  44. H.A. Бурение наклонных скважин уменьшенных и малых диаметров. М.: «Недра», 1974. — 240 с.
  45. В.О. Прогнозирование и расчет естественного искривления скважин / В. О. Белоруссов, Т. М. Боднарук. М.: «Недра», 1988. — 174 с.
  46. O.K. Исследование закономерностей изменения азимута наклонной скважины при бурении компоновкой с центратором // Нефть и газ. -1984.-№ 7.-С. 27−30.
  47. Р.И. Построение статистической модели процесса формирования траектории скважины / Р. И. Стефурак, A.C. Овсянников, М.Н.
  48. , В.Ю. Близнюков // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. -2001. № 7. — С. 10 — 13.
  49. С.С. Направленное бурение. — М.: «Недра», 1987. — 272 с.
  50. В.Б. Результаты промышленных испытаний КНБК с передвижным центратором / В. Б. Суханов, И. И. Барабашкин, A.C. Повалихин, А. Н. Сорокин // Нефтяное хозяйство. — 1990. — № 4. — С. 15−17.
  51. Инструкция по бурению наклонных скважин с кустовых площадок на месторождениях Западной Сибири / М. Н. Сафиуллин, П. В. Емельянов, С. Н. Бастриков. Тюмень: СибНИИНП, 1986. — 138 с.
  52. Е.Г. Анализ работы неориентируемых компоновок для набора зенитного угла на скважинах Уренгойской группы месторождений / Е. Г. Гречин, В. П. Овчинников, К. Е. Панов // Бурение и нефть. — 2005. № 4. — С. 40 -42.
  53. Е.Г. Исследование работы неориентируемых компоновок методом возможных перемещений долота / Е. Г. Гречин, В. П. Овчинников // Нефть и газ. 2007. — № 5. — С. 30 — 36.
  54. B.C. Математическое моделирование в технике: Учеб. пособие для вузов- Рец.: профессор A.B. Манжиров, профессор В. Ф. Формалев. — М.: МГТУ им. Н. Э. Баумана, 2003. 495 с.
  55. A.C. Выбор КНБК для проводки наклонных прямолинейных интервалов профиля скважины в сложных горно-геологических условиях //
  56. Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. 2005. — № 12. — С. 4−6.
  57. К.Б. К экспериментальному исследованию статики низа бурильной колонны в наклонной скважине / К. Б. Шахбазбеков, Л. Я. Сушон, A.A. Арутюнов // Нефть и газ. 1972. — № 11. — С. 35 — 38.
  58. A.A. Механизм работы КНБК с двумя центраторами в наклонной скважине / A.A. Арутюнов, Л. Я. Кауфман, Л. Я. Сушон // Нефть и газ. -1976.-№ 4.-С. 29−30.
  59. O.K. Экспериментальное исследование наката долота в стволе наклонной скважины / O.K. Мамедбеков, В. Н. Самедов // Азерб. нефтяное хозяйство. 1987. — № 10. — С. 21 — 24.
  60. С.А. К вопросу влияния параметров искривления наклонных скважин на показатели работы долота // Нефть и газ. 1991. — № 2. — С. 25 -28.
  61. В.А. К вопросу изучения влияния режимных параметров бурения на интенсивность искривления скважин / В. А. Кузнецов, И. Я. Вайсбург // Теория и практика бурения наклонных скважин: Сб. науч. тр. -Баку: АзИНЕФТЕХИМ, 1989. С. 75 — 78.
  62. С.П. Сопротивление материалов. М.: «Наука», 1965. -Т. 1.-365 с.
  63. С.П. Сопротивление материалов. — М.: «Наука», 1965. —1. Т. 2.-481 с.
  64. O.K. Определение числа опорно-центрирующих элементов для регулирования искривления ствола наклонной скважины // Теория и практика бурения наклонных скважин: Сб. науч. тр. Баку: АзИНЕФТЕХИМ, 1989.-С. 39−43.
  65. В.В. Строительство кустовых направленных скважин: Монография / В. В. Михарев, В. Ф. Буслаев, Н. М. Уляшева, Ю. Л. Логачев. -Ухта: «Региональный Дом печати», 2004. — 228 с.
  66. Е.Г. Расчет системы вал корпус турбобура в составе неори-ентируемой КНБК с использованием программного комплекса МКЭ «ANSYS» // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. — 2007. — № 11.-С. 24- 29.
  67. В.В. Компоновки низа бурильной колонны для бурения наклонно-направленных и горизонтальных скважин // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. — 2006. № 6. — С. 10 — 14.
  68. A.C. Программное обеспечение технологического процесса строительства горизонтальных и наклонных скважин / A.C. Оганов, A.C. Повалихин // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. 1994.-№ 3.- С. 15.
  69. В.В. Отклоняющие и стабилизирующие турбинные КНБК для бурения направленных скважин // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. — 2007. — № 1. — С. 21−23.
  70. А.Г. Искривление скважин. М.: «Недра», 1974. — 304 с.
  71. МалюгаА.Г. Малогабаритный забойный сбросной инклинометр ЗИ-48 // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. — 2003.-№ 10.-С. 22−25.
  72. И.В. Разработка устройства для измерения зенитного угла скважин // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. -2003. № 7. — С. 8 — 10
  73. В.Х. Инклинометрия скважин. М.: «Недра», 1987. — 216 с.
  74. O.K. Регулирование пространственного искривления наклонных скважин неориентируемыми забойными компоновками // Азерб. нефтяное хозяйство. — 1986. — № 3. — С. 27 — 30.
  75. В.Ф. Техника и технология безориентированного управления траекторией наклонно-направленных скважин // Сб. науч. тр. Печорнипинефть. -Ухта, 1997.-С. 17−20.
  76. С.А. Современные методы проектирования и управления траекториями горизонтальных скважин // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. 2008. — № 4. — С. 10 — 13.
  77. С.И. О стабилизации зенитного угла и азимута при бурении наклонно направленных скважин турбинными компоновками // Нефтяное хозяйство. 1994. — № 8. — С. 19 — 21.
  78. Л.Я. Управление искривлением наклонных скважин в процессе углубления забоя / Л. Я. Кауфман, В. А. Минчук, Э. С. Сакович, А. Т. Касимов // Теория и практика бурения наклонных скважин: Сб. науч. тр. Баку: АзИНЕФТЕХИМ, 1989. — С. 21 — 25.
  79. A.c. 1 058 340 СССР, МКИ Е 21 В 17/10. Центратор для бурильной колонны / A.A. Цыбин, A.A. Гайворонский, В. И. Ванифатьев, С. С. Янкулев (СССР), Иштван Жока, Золтан Тот, Ласло Мадор (ВНР). № 2 771 598/22−03- Заявлено 28.05.79.
  80. A.c. 2 039 199 СССР, МКИ Е 21 В 17/10. Гидравлический центратор / H.A. Петров, A.B. Кореняко Г. Г. (СССР). № 93 007 874/03- Заявлено 02.11.93- Опубл. 09.07.95.
  81. Пат. 2 165 002 РФ, С1 7 Е21 В 17/10. Центратор / А. Ш. Янтурин (Россия). -№ 99 117 034/03- Заявлено 30.07.1999- Опубл. 10.04.2001.
  82. A.c. 1 599 520 СССР, МКИ Е21 В 17/10. Центратор бурильногоинструмента / JI.H. Литвинов, В.И.' Злобин, Б. Н. Сизов, В. Г. Григулецкий (СССР). -№ 4 352 556/24−03- Заявлено 29.12.87- Опубл. 15.10.90, Бюл. № 38.
  83. A.c. 1 208 171 СССР, МКИ Е 21 В 17/10. Центратор бурильного инструмента / И. А. Плетников (СССР). .№ 3 698 391/22−03- Заявлено 06.02.84- Опубл. 30.01.86, Бюл. № 4.
  84. A.c. 985 235 СССР, МКИ Е 21 В 7/08. Самоориентирующийся забойный отклонитель / Г. Г. Семак, И. О. Гринкевич (СССР). № 3 252 035/22−03- Заявлено 02.03.81- Опубл. 30.12.82, Бюл. № 48.
  85. A.c. 1 011 851 СССР, МКИ Е 21- В 7/08. Самоориентирующееся устройство для наклонных скважин / М. П. Гулизаде, К. Б. Шахбазбеков, Х. Н. Исхати, С. И. Эюбов (СССР). № 2 871 196/22−03- Заявлено 16.01.80- Опубл. 15.04.83, Бюл. № 14.
  86. A.c. 1 013 624 СССР, МКИ Е 21 В 7/08. Устройство для направленного бурения / В. Г. Ясов, Н. О. Гринкевич, Г. Г. Семак (СССР). № 3 359 454/22−03- Заявлено 04.12.81- Опубл. 23.04.83, Бюл. № 15.
  87. A.c. 1 184 917 СССР, МКИ Е 21 В 7/08. Устройство для бурения наклонных скважин / М. П. Гулизаде, Б. М. Халимбеков, O.K. Мамедбеков (СССР). -№ 3 733 514/22−03- Заявлено 26.04.84- Опубл. 15.10.85, Бюл. № 38.
  88. A.c. 927 948 СССР, МКИ Е 21 В 7/08. Устройство для бурения наклонных скважин / М. П. Гулизаде, Б. М. Халимбеков, O.K. Мамедбеков (СССР). -№ 2 780 143/22−03- Заявлено 15.10.79- Опубл. 15.05.82, Бюл. № 18. .
  89. A.c. 673 720 СССР, МКИ Е 21 В 7/08. Самоориентирующийся забойный отклонитель / Л. Я. Сушон, П. Н. Григорьев, М. П. Гулизаде, А. Г. Калинин, Л. Я. Кауфман, П. В. Емельянов (СССР). № 1 977 192/22−03- Заявлено 14.12.73- Опубл. 15.07.79, Бюл. № 26.
  90. A.C. Управление двигателем-отклонителем и телеметрическое сопровождение направленного бурения / A.C. Повалихин, O.K. Рогачев // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. 2006. — № 3. — С. 6−9.
  91. A.c. 751 957 СССР, МКИ Е 21 В 17/10. Центратор / В. А. Каплун, И.К.
  92. , Л.Д. Богомазов, Е.В. Гурьянов, М. И. Ремизов (СССР). № 2 682 325/2203- Заявлено 04.11.78- Опубл. 30.07.80, Бюл. № 28.
  93. P.A. О целесообразности перехода на новое поколение опор-но-центрирующих элементов (ОЦЭ) КНБК / P.A. Янтурин, А: Ш. Янтурин // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. — 2006. № 6. — С. 31−36.
  94. A.c. 922 266 СССР, МКИ Е 21 В 17/10. Центратор / В. Е. Михайлов, А. Д. Кадочкин, Ю. И. Савенков (СССР). № 2 969 210/22−03- Заявлено 01.08.80- Опубл. 23.04.82, Бюл. № 15.
  95. A.c. 1 239 255 СССР, МКИ Е 21 В 17/10. Центратор забойного двигателя / М. Т. Гусман, И. И. Барабашкин, А. Г. Новиков, А. Н. Сорокин (СССР). -№ 3 755 701/22−03- Заявлено 20.06.84- Опубл. 23.06.86, Бюл. № 23.
  96. Пат. 2 106 469 РФ, Cl 7 Е 21 В 17/10. Виброгаситель-центратор бурильного инструмента / Р. Р. Сафиуллин (Россия). № 96 109 688/03- Заявлено 12.05.1996- Опубл.10.03.1998.
  97. Пат. 2 088 742 РФ, Cl 7 Е 21 В 17/10. Упругий центратор бурильного инструмента / В. Д. Поташников, Д. В. Поташников (Россия). № 95 104 142/03- Заявлено 22.03.1995- 0публ.27.08.1997. Бюл. № 24.
  98. В.Д. Центраторы «ТОБУС» для компоновок низа бурильной колонны / В. Д. Поташников, Э. С. Санкович, Н. В. Шенгур // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. — 1997. — № 12. — С. 14−17.
  99. В.Д. Упругие центраторы ТОБУС для направленного бурения скважин / В. Д. Поташников, Э. С. Сакович // Нефтяное хозяйство. — 1998.-№ 1.-С. 28−30.
  100. В.Д. Технология направленного бурения наклонных стволов с наддолотным упругим центратором / В. Д. Поташников, Р. Х. Ибрагимов, A.C. Добросмыслов, C.B. Ануфриев // Бурение и нефть. 2003. — № 5. — С. 44−46.
  101. Пат. 2 333 343 РФ, Cl 7 Е 21 В 17/10. Упругий центратор /
  102. Е.Г. Гречин, В. П. Овчинников (Россия). № 2 007 108 177/03- Заявлено 05.03.2007- Опубл. 10.09.2008. Бюл. № 25.
  103. В.В. Геонавигационные технологии проводки наклонно направленных и горизонтальных скважин. — М.: «ВНИИОЭНГ», 2000. 351 с.
  104. В.В. Технология бурения горизонтальных и боковых стволов двигателем-отклонителем // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. — 2007. — № 11.— С. 2 — 4.
  105. С.И. Теоретические и прикладные основы строительства пологих и горизонтальных скважин на сложнопостроенных нефтяных месторождениях: Дис. д-ра техн. наук: 05.15.10.-Тюмень, 2000. — 316 с.
  106. A.C. Вопросы проводки тангенциального интервала субгоризонтальной скважины / A.C. Повалихин, Ф. Ф. Ахмадишин // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. 2005. — № 2. — С. 14 — 16.
  107. A.C. Направленная проводка скважины забойным двига-телем-отклонителем — альтернативные решения — 55 лет ВНИИБТ // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. 2008. — № 11. — С. 3 — 5.
  108. И.Л. Продольный изгиб бурильной колонны и выбор траектории бурения горизонтального ствола / И. Л. Барский, A.C. Повалихин, В. Г. Глушич, A.B. Козлов // Бурение. 2001. — № 6. — С. 14 — 17.
  109. И.Л. Устойчивость бурильной колонны при бурении горизонтальных скважин и оперативное управление траекторией ствола / И.Л.
  110. , A.C. Повалихин, A.M. Гусман, В. Г. Глушич // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. — 2003. — № 4. — С. 2−5.
  111. В.Ю. Основные направления развития технологии бурения в период до 2010 года // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. 2002. — № 1. — С. 3 — 6.
  112. Д.Ф. Управляемая компоновка для наклонно направленного и горизонтального бурения / Д. Ф. Балденко, Т. Н. Чернова // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. — 1999. — № 11/12. — С. 21 — 24.
  113. В.П. Совершенствование технологии бурения скважин с горизонтальным окончанием на месторождениях Севера Тюменской области /
  114. B.П. Овчинников, М. В. Двойников, A.JI. Каменский // Бурение и нефть. 2006. -№ 11.-С. 15−17.
  115. С.Н. Строительство скважин с кустовых площадок на нефтяных месторождениях Западной Сибири: Монография. — Тюмень: «Вектор Бук», 2000. 252 с.
  116. В.И. Новые разработки в области контроля и управления наклонно-направленным бурением / В. И. Миракян, В. Р. Иоанесян, В. Н. Щукин, Е. Я. Лапига // Бурение. 2002. — № 1. С. 8 — 12.
  117. М.Н. Опыт бурения наклонно-направленных скважин с малоинтенсивным набором кривизны / М. Н. Сафиуллин, А. П. Захарченко, В. В. Кульчицкий // Нефтегазовая геология, геофизика и бурение. — 1984. — № 10.1. C. 24−27.
  118. A.C. Искривляющие оптимальные КНБК для горизонтального бурения / A.C. Оганов, A.C. Повалихин, K.M. Солодкий // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. 1997. — № 1. — С. 13−16.
  119. Д.В. Самоучитель Mathcad 11. СПб.: «БХВ-Петербург», 2003. — 588 с.
  120. А. В. Сопротивление материалов / А. В. Дарков, Г. С. Шпиро. М.: «Высшая школа», 1989. — 624 с.
  121. Г. В. Математический пакет Maple V Release 4 / Г. В. Прохоров, В. В. Колбеев, К. И. Желнов, М. А. Леденев. — Калуга: «Облиздат», 1998. 200 с.
  122. Аль-Эзеридж Х. А. Определение жесткости турбобура // Нефть и газ. 1968. — № 3. — С. 29 — 30.
  123. Каплун А.Б. ANS YS в руках инженера / А. Б. Каплун, Е. М. Морозов, М. А. Олферьева. М.: «Едиториал УРСС», 2003. — 272 с.
  124. Чигарев A.B. ANSYS для инженеров / A.B. Чигареву A.C. Кравчук,
  125. A.Ф. Смалюк. М.: «Машиностроение-1», 2004. — 512 с.
  126. З.И. Справочник по турбобурам / З. И. Шумова, И. В. Собкина. -М.: «Недра», 1970. 192 с.
  127. М.Т. Расчет, конструирование и эксплуатация турбобуров / М. Т. Гусман, Б. Г. Любимов, Г. М. Никитин и др. М.: «Недра», 1976. — 368 с.
  128. Е.Г. Метод проектирования неориентируемых компоновок на основе использования их расчетных характеристик // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. 2008. — № 3. — С. 14 — 20.
  129. Н.И. Бурение нефтяных и газовых скважин / Н. И. Шацов,
  130. B.C. Федоров, С. М. Кулиев. М.: «Гостопттехиздат», 1961.
  131. М.П. Методика определения размеров центратора с учетом требований искривления ствола скважины и предотвращения желобообразования / М. П. Гулизаде, С. А. Оганов, И. З. Гасанов, С. М. Джалалов // Нефть и газ. -1978.-№ 4.-С. 21−24.
  132. С.А. К определению бокового усилия на долоте при проводке наклонных скважин турбобуром с центратором при учете податливости грунта / С. А. Оганов, H.A. Марабаев, С. М. Чудновский и др. // Нефть и газ. -1978.-№ 3.-С. 31−35.
  133. С.А. Исследование КНБК с двумя центраторами / С. А. Оганов, И. С. Цыбульский // Теория и практика бурения наклонных скважин: Сб. науч. тр. Баку: АзИНЕФТЕХИМ, 1985. — С. 9 — 14.
  134. И.В. Метод проектирования неориентированных компоновок низа бурильной колонны / И. И. Чудык, О. М. Лев // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. 2002. — № 11. — С. 17 — 19.
  135. X.JI. Турбобур для бурения горизонтальных скважин // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. — 1999. -№ 11/12.-С. 42- 44.
  136. X.JI. Совершенствование конструкции современных турбобуров // Бурение и нефть. 2002. — № 7. — С. 24 — 26.
  137. Пат. 2 291 267 РФ, Cl Е 21 В 7/08. Компоновка низа бурильной колонны / Е. Г. Гречин, В. П. Овчинников, К. Е. Панов, С. Г. Атрасев (Россия). -№ 2 005 117 762/03- Заявлено 08.06.2005- Опубл. 10.01.2007, Бюл. № 1.
  138. В.Н. Основные причины характерного износа лопастей калибратора при бурении наклонных скважин // Теория и практика бурения наклонных скважин: Сб. науч. тр. Баку: АзИНЕФТЕХИМ, 1989. — С. 69 — 71.
  139. В.О. Исследование износа центраторов и наддолотных калибраторов на стенде-буровой / В. О. Белоруссов, Г. И. Дранкер // Нефтяное хозяйство. 1985. — № 1. — С. 16 — 19.
  140. Пат. 2 298 630 РФ, С2 Е 21 В 7/08, Е 21 В 17/10. Калибратор конический в компоновке бурильной колонны / Е. Г. Гречин, В. П. Овчинников, К. Е. Панов, С. Г. Атрасев (Россия). № 2 005 119 074/03- Заявлено 20.06.2005- Опубл. 10.05.2007, Бюл. № 13.
  141. Волгабурмаш. Буровые долота / ОАО «Волгабурмаш. Самара: 2007. — 46 с.
  142. Каталог продукции. ВНИИБТ-Буровой инструмент / Группа компаний «Интегра». — Пермь: 2008. — 38 с.
  143. P.A. О проектировании КНБК для безориентированного управления траекторией ствола наклонных и горизонтальных скважин / P.A. Янтурин, А. Ш. Янтурин // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. 2006. — № 9. — С. 5 — 9.
  144. В.В. Искривление ствола скважины при бурении двига-телями-отклонителями с двумя центраторами // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. — 2007. — № 12. С. 4 — 6.
  145. В.В. Отклоняющие КНБК для бурения направленных скважин комбинированным способом // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. — 2007. — № 5. — С. 5 — 11.
  146. П.В. Компоновки с центраторами эффективное средство управления искривлением наклонных скважин // Повышение эффективности строительства скважин в Западной Сибири: Сб. науч. тр. — Тюмень: СибНИИНП, 1989. — С. 3 — 10.
  147. Е.Г. Расчет двухцентраторных компоновок с учетом условий бурения скважин в Западной Сибири / Е. Г. Гречин, В. П. Овчинников // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. 2007. — № 4.1. С.4−7.
  148. Е.Г. Устойчивость неориентируемых компоновок низа бурильной колонны / Е. Г. Гречин, В. П. Овчинников // Электронный журнал «Нефтегазовое дело». www.ogbus.ru. — Уфа.: УГНТУ. — 13.04.2007. — С.1 — 13.
  149. Е.Г. Неориентируемые компоновки с винтовым забойным двигателем и передвижными центраторами / Е. Г. Гречин, В. П. Овчинников // Нефтяное хозяйство. 2008. — № 2. — С. 46 — 48.
  150. И.В. Разработка пассивных неориентируемых компоновок низа бурильной колонны (КНБК) // Нефть и газ Западной Сибири: Материалы Междунар. науч.- технич. конф. г. Тюмень 12.11.2003. Тюмень: Изд-во ТюмГНГУ, 2003. — С. 68 — 70.
  151. Методы расчёта неориентируемых компоновок низа бурильной колонны: Монография / Е. Г. Гречин, В. П. Овчинников, В. Г. Долгов. Тюмень: ТюмГНГУ, 2006. — 120 с.
  152. Е.Г. Анализ опыта применения неориентируемых компоновок, включающих забойный двигатель уменьшенного диаметра / Е. Г. Гречин,
  153. B.П. Овчинников, К. Е. Панов // Новые технологии для ТЭК Западной Сибири: Сб. науч. тр. Тюмень: Изд-ко-полиграф. центр «Экспресс», 2005. — Т. 2. —1. C. 35−38.
  154. Е.Г. Анализ работы стабилизирующих компоновок наскважинах Уренгойского газоконденсатного месторождения / Е. Г. Гречин, В. П. Овчинников, К. Е. Панов // Бурение и нефть. М. — 2005. — № 5. — С. 29−31.
  155. Е.Г. Применение методов математической статистики к анализу промысловых данных о работе компоновок на месторождениях Уренгойской группы / Е. Г. Гречин, В. П. Овчинников, С. Г. Атрасев и др. // Бурение и нефть. М. — 2006. — № 7/8. — С. 14 — 15.
  156. JI.H. Таблицы математической статистики / JT.H. Болыпев, Н. В. Смирнов. -М.: «Наука», 1965.-474 с.
  157. В.Е. Теория вероятностей и математическая статистика. — М.: «Высшая школа», 2005. — 480 с.
  158. Н.В. Статистика в Excel / H.B. Макарова, В. Я. Трофимец. -М.: «Финансы и статистика», 2002. 266 с.
  159. К.Е. Разработка и совершенствование технических средств и технологий для бурения наклонно-направленных, пологих и горизонтальных скважин: Дис.. канд. техн. наук: 25.00.15. Тюмень, 2006. — 112 с.
  160. И.М. Компоновки и устройства для бурения наклонно-направленных и горизонтальных скважин / И. М. Фрыз, В. Ю. Близнюков, Н. И. Фрыз // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. 1998. — № 8/9.-С. 5−7.
  161. Е.Г., Овчинников В. П. Рекомендации по изменению геометрических параметров типовых стабилизирующих компоновок, применяемых на месторождениях Западной Сибири / Е. Г. Гречин, В. П. Овчинников // Бурение и нефть. М. — 2007. — № 2. — С. 14 — 16.
  162. Е.Г. Анализ результатов испытаний компоновки с тремя центраторами / Е. Г. Гречин, В. П. Овчинников, A.B. Будько, A. J1. Каменский, С.Г.
  163. Атрасев // Совершенствование процессов строительства скважин: Сб. науч. тр. ин-та Нефти и газа. Тюмень: Изд-во ТюмГНГУ, 2006. — С. 79 — 83.
  164. Е.Г. Аналитический подход к изучению производственного опыта применения неориентируемых компоновок с тремя центраторами // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. 2008. — № 6. -С. 8−13.
Заполнить форму текущей работой

Заказал и сдал!