Помощь в написании студенческих работ
Антистрессовый сервис

Повышение эффективности турбинного бурения путем улучшения характеристик турбобура и передачи забойной информации по механико-гидравлическому каналу связи

Диссертация: Повышение эффективности турбинного бурения путем улучшения характеристик турбобура и передачи забойной информации по механико-гидравлическому каналу связи
ДиссертацияПомощь в написанииУзнать стоимостьмоей работы

Передача на устье даже части указанной информации будет считаться серьёзным достижением по проблеме реализации замкнутой системы управления процессом турбинного бурения скважин. Она позволит обеспечить не только оперативный контроль над ходом забойного процесса, но и произвести своевременную его корректировку. Исследование механических колебаний системы «вал турбобура — долото» важны для решения… Читать ещё >

Повышение эффективности турбинного бурения путем улучшения характеристик турбобура и передачи забойной информации по механико-гидравлическому каналу связи (реферат, курсовая, диплом, контрольная)

Содержание

  • 1. ВВЕДЕНИЕ
  • 2. РОЛЬ ДИНАМИЧЕСКИХ ПРОЦЕССОВ ПРИ БУРЕНИИ ГЛУБОКИХ СКВАЖИН
    • 2. 1. Причины возникновения вынужденных колебаний бурильного инструмента и их частотный состав
    • 2. 2. Влияние колебательных процессов в компоновке на эффективность бурения скважин
    • 2. 3. Моделирование колебательной системы бурильной колонны
    • 2. 4. Моделирование колебательной системы турбобура
    • 2. 5. Механический импеданс вала забойного двигателя и его регулирование с помощью сосредоточенных элементов
    • 2. 6. Результаты промысловых испытаний турбобура ЗТСШ1−195 со встроенной виброуправляющей массой (ВУМ)
    • 2. 7. Выводы
  • 3. АКУСТИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА КАНАЛОВ СВЯЗИ С ЗАБОЕМ СКВАЖИНЫ ПРИ БУРЕНИИ
    • 3. 1. Классификация каналов связи с забоем
    • 3. 2. Моделирование гидроканала скважины
    • 3. 3. Моделирование вала шпиндельного турбобура, как промежуточного механического канала связи с забоем
    • 3. 4. Гидродинамические особенности работы турбобура ЗТСШ1 со встроенной ВУМ
    • 3. 5. Амплитудно-частотная характеристика помех гидроканала скважины
    • 3. 6. Выводы

Актуальность проблемы. Бурение глубоких скважин на нефть и газ является сложным многофакторным процессом. Наряду с такими традиционными вопросами буровой науки, как совершенствование технологии ведения буровых работ, повышение качества промывки и разобщения пластов, улучшение прочностных свойств породоразрушающего инструмента и трубных элементов компоновки, создание высокомоментных и экономичных забойных двигателей и т. д., вопросы, связанные с ролью динамических процессов в бурении, приобретают в последние десятилетия всё большую значимость среди широкого круга производственников и учёных.

По общему мнению на сегодня, механические колебания, возникающие в системе «бурильный инструмент — забой», способны существенным образом как ухудшить показатели проходки ствола, так и интенсифицировать процесс бурения скважин. Более того, амплитудно-частотный состав этих колебаний чрезвычайно информативен. По результатам большого числа исследований, выполненных как у нас в стране, так и за рубежом, установлено, что в составе спектров частот этих колебаний содержится информация о таких важных технико-технологических параметрах забойного процесса, как частоте вращения долота и его шарошек, износе опор и вооружения, величине динамической составляющей силы долота, вращающем моменте забойного двигателя, твёрдости разбуриваемых горных пород и многих других.

Передача на устье даже части указанной информации будет считаться серьёзным достижением по проблеме реализации замкнутой системы управления процессом турбинного бурения скважин. Она позволит обеспечить не только оперативный контроль над ходом забойного процесса, но и произвести своевременную его корректировку. Исследование механических колебаний системы «вал турбобура — долото» важны для решения проблемы полезного их использования.

В свете изложенного отметим, что задача, связанная с улучшением 5 характеристик турбобуров и передачей забойной информации на устье скважины в процессе бурения, приобретает особую значимость. В свою очередь её решение неразрывно связано с реализацией надёжного канала связи, что делает исследования по этой многоплановой проблеме несомненно актуальными как с теоретической, так и практической точек зрения.

Цель работы. Целью данной работы является разработка комплекса мер, обеспечивающих улучшение характеристик турбобура и регулирование динамических процессов в системе «долото — забой» с последующей передачей информации об этих процессах на устье скважины по механико-гидравлическому (МГ) каналу связи.

Основные задачи исследования:

1) Исследование физико-математической модели, объединяющей шпиндельный турбобур и бурильную колонну с целью улучшения характеристик турбобура.

2) Теоретическое обоснование и практическая реализация способа управления входным механическим импедансом долота с помощью сосредоточенных масс, дополнительно установленных на валу забойного двигателя.

3) Теоретическое и экспериментальное исследование акустических свойств вала шпиндельного турбобура и гидроканала бурящейся скважины, как волноводных систем.

4) Практическая реализация МГ канала связи по передаче на устье информации о частоте вращения и динамике взаимодействия долота с забоем.

Научная новизна.

1) Теоретически доказана и экспериментальна подтверждена динамическая автономность вала турбобуров типа ЗТСШ-195, имеющих резинометаллическую осевую опору в узле шпинделя, а также получено обобщённое уравнение динамической 6 составляющей силы воздействия долота на забой.

2) Теоретически доказано, что установка на вал турбобура дополнительной виброуправляющей массы (ВУМ) приводит к увеличению его входного механического импеданса на всех основных группах частот колебаний долота: «долотных», «грунтовых» и «зубцовых» — предложен алгоритм расчёта частотно-зависимого входного импеданса вала, который применим для любых типов забойных двигателей.

3) Экспериментальными исследованиями, выполненными в реальных условиях бурения, определён состав частотного спектра естественных гидроакустических шумов в линии нагнетания промывочной жидкости в диапазоне 1,6−500 Гц, который позволил установить, что полоса частот 10−40Гц характеризуется наименьшим амплитудным уровнем названных шумов (помех), а значит является «окном» по передаче информации с забоя скважины по гидравлическому каналу связи.

4) Теоретически доказано и экспериментально подтверждено, что осевые механические колебания, возникающие в системе «долото-забой», посредством вала турбобура, как промежуточного механического канала связи, без искажений вводятся в гидроканал с помощью устройства их сопряжения и передаются на устье с последующей регистрацией этих колебаний в виде пульсаций давления в линии нагнетания.

Новизна выполненных исследований подтверждается двумя авторскими свидетельствами СССР и одним патентом на изобретение РФ.

Практическая ценность. Теоретически обоснованный вариант модернизации конструкции турбобура типа ЗТСШ, предполагающий установку на его валу дополнительной ВУМ и модулирующего устройства, согласующего волноводные системы вала и гидроканала скважины, позволил решить ряд 7 практических задач в бурении:

1) Дополнительный момент инерции вращения вала автоматически реализовал главные положительные аспекты динамического действия устройства, известного в практике бурения как «маховик»: стабилизацию частоты вращения вала и «приемистость» турбобура к вариациям осевой нагрузки на долото.

2) Возросшая динамическая жёсткость (входной механический импеданс) вала забойного двигателя обеспечила не только рост динамической составляющей силы воздействия долота на забой, но и снижение уровня амплитуды его механических колебаний на всех основных частотных группах, обеспечив тем самым эффект виброуспокоения породоразрушающего инструмента, что нашло свое отражение в росте механической скорости бурения и проходки на долото.

3) Неизбежная прецессия вращающейся ВУМ реализовала эффект модуляции потока промывочной жидкости в кольцевом зазоре, образованном наружным диаметром ВУМ и внутренним диаметром корпуса турбобурав дополнение ко всем выше названным положительным эффектам ее использования, ВУМ стала еще и естественным источником информации о частоте вращения вала забойного двигателя.

4) Посредством использования МГ канала связи осуществляется передача информации о частоте вращения шарошек долота, твёрдости разбуриваемых горных пород и характере динамического взаимодействия долота с забоем.

Реализация работы в промышленности. На вал серийного турбобура ЗТСШ1−195 была установлена ВУМ, представляющая собой стальную втулку диаметром 135 мм и общей длиной 2000 мм (в последнем варианте конструкции 3000 мм). ВУМ устанавливалась на верхний конец вала третьей 8 секции вместо части демонтированных роторных и статорных турбинок названного турбобура. В остальном его конструкция не изменилась. В то же время, на роторную гайку третьей секции было дополнительно установлено модулирующее устройство. С его помощью продольные механические колебания долота, передаваясь через вал турбобура, вводились в гидроканал, и, трансформируясь в пульсации давления, регистрировались на устье скважины.

По результатам выполненных исследований было установлено:

1) Сопоставление средних показателей бурения при использовании экспериментального турбобура по сравнению с серийно применяемыми забойными двигателями, такими как: ЗТСШ1−195, ЗТСШ-195 ТЛ и А7ГТШ дают увеличение рейсовой скорости в среднем на 20%.

2) По результатам многочисленных наземных измерений спектров гидроакустических сигналов, принимаемых с забоя скважины в различных условиях бурения, установлено, что наиболее информативными (в условиях проводимого эксперимента) являются «грунтовые» (-25 Гц) частоты колебаний долота. Именно по изменению амплитудного уровня регистрируемых сигналов из диапазона 10−40 Гц можно в полной мере судить о характере динамического взаимодействия трехшарошечного долота с забоем.

Апробация работы. Основные положения выполненных исследований докладывались на следующих научно-технических конференциях, семинарах, заседаниях и совещаниях:

1) Республиканской конференции студентов, аспирантов и молодых ученых: «Проблемы освоения нефтегазовых ресурсов Западной Сибири» (г. Тюмень, 1979).

2) Первой зональной научно-технической конференции аспирантов и молодых ученых: «Нефть и газ Западной Сибири» (г. Тюмень, 9.

1981).

3) Первой республиканской научно-технической конференции: «Проблемы освоения Западно-Сибирского ТЭК» (г. Уфа, 1982).

4) Семинаре лаборатории разрушения горных пород ВНИИБТ (проф. Эйгелес P.M., г. Москва, 1982).

5) Всесоюзной научно-технической конференции: «Нефть и газ Западной Сибири» (г. Тюмень, 1985).

6) Всероссийской конференции молодых ученых, специалистов и студентов: «Новые технологии в газовой промышленности» (г. Москва, 1995).

7) Международной научно-технической конференции: «Нефть и газ Западной Сибири» (г.Тюмень, 1996).

8) Заседании кафедры бурения УГНТУ по итогам первого года докторантуры (г. Уфа, 1996).

9) Расширенном семинаре кафедры бурения УГНТУ по итогам второго года докторантуры (г. Уфа, 1997).

10) Всероссийской научно-технической конференции: «Проблемы нефтегазового комплекса России» (г. Уфа, 1998).

11) Расширенном заседании кафедры бурения УГНТУ (г. Уфа, 1999).

12) Расширенном заседании кафедры электроэнергетики ТюмГНГУ (г.Тюмень, 1999).

13) Техническом совещании нефтеюганского УБР (г.Нефтеюганск, 1999).

По итогам всероссийской конференции «Новые технологии в газовой промышленности» (г. Москва, 1995) по секции «Разработка месторождений природных газов» автор получил диплом лауреата.

Публикации. Основные результаты диссертационной работы изложены в 31 печатной работе, в том числе одной монографии, одном учебном пособии, двух авторских свидетельств на изобретение СССР и одном патенте на.

10 изобретение РФ.

В заключении автор выражает глубокую благодарность научному консультанту — член-корр. АН республики Башкортостан, д.т.н., профессору М. Р. Мавлютову, к.т.н. доценту Р. Х. Санникову, коллективам кафедр бурения ТюмГНГУ и УГНТУ, а также бакалаврам техники и технологии по направлению «Автоматизация и управление» Д. П. Данилюку, A.B. Жукову, C.B. Козлову и B.C. Половникову за помощь в подготовке данной работы.

6. ОБЩИЕ ВЫВОДЫ.

1) Решающая роль в создании динамической составляющей силы долота в зависимости от частотного диапазона механических колебаний принадлежит либо валу турбобура с долотом, либо его корпусу с выше расположенной компоновкой бурильного инструмента, что связано с относительной динамической автономностью вала турбобура, имеющего резинометаллическую опору в узле шпинделя.

2) Установка виброуправляющей массы (ВУМ) на верхнем конце вала турбобура с резинометаллической осевой опорой приводит к увеличению входного механического импеданса системы «долото-вал турбобура» в области «долотных», «грунтовых» и «зубцовых» частот его колебаний, что сопровождается не только ростом, но и одновременным виброуспокоением долота. Более того, использование ВУМ обеспечивает как стабилизацию частоты вращения вала забойного двигателя, так и увеличение его «приемистости» к вариациям осевой нагрузки на долото благодаря возросшему моменту инерции.

3) Практическое использование модернизированного турбобура ЗТСШ1−195 с ВУМ отмечено ростом таких основных показателей процесса бурения, как механической скорости проходки на долото по сравнению с серийно применяемыми (на тех же площадях) типами забойных двигателей: ЗТСШ-195, ЗТСШ-195ТЛ и А7ГТШ в интервалах глубин 460−2750 м. Увеличение рейсовой скорости бурения с использованием ЗТСШ1−195 ВУМ составляет в среднем 20%.

206 диапазона частот колебаний (1 Гц и менее), экспериментально установлено, что этот диапазон существенно выше. Достоверный прием информации с забоя на частотах колебаний 12−16 Гц и выше был реализован для глубин до 3000 м.

5) Механико-гидравлический канал связи, объединяющий в себе вал забойного двигателя (турбобура), как промежуточный механический канал с минимальным уровнем затухания и искажений, и гидроканал скважины, обеспечивает передачу информации на устье о таких забойных параметрах как: частоте вращения долота и его шарошек, амплитуде осевых колебаний породоразрушающего инструмента и твёрдости разбуриваемых горных пород.

6) МГ канал связи является звеном обратной связи перспективной замкнутой системы управления процессом турбинного бурения.

Показать весь текст

Список литературы

  1. Акустические колебания бурильной колонны на устье скважины / Гуреев И. Л., Копылов В. Е., Стрекачинский В. А. и др. // Технология бурения нефтяных и газовых скважин: сб. науч. тр. — Тюмень, 1972. — Вып. 13. -С.20−23.
  2. С.А., Крацклис П. В., Крацклис JI.A. Расчёт распространения акустических колебаний породоразрушающего инструмента по колонне бурильных труб // Пути повышения эффективности алмазного бурения. -JI. 1986. — С.71−74.
  3. Анализ каналов связи с забоем скважины с целью повышения эффективности использования элементов КНБК / Е. И. Ишемгужин, В. В. Шайдаков, В. У. Ямалиев и др. // Соврем, пробл. буровой и нефтепромысловой механики: сб. науч. тр. Уфа, 1989. С.68−77.
  4. И.Г., Левин В. И. Уравнения математической физики. М.: Наука, 1969.-288с.
  5. Г. Ф., Кулябин Г. А. Влияние резонансных явлений в бурильной колонне на работу долота // Технология бурения скважин в Западной Сибири. Тюмень, 1976. — Вып.54. — С.5−13.
  6. A.c. 1 154 454 СССР, МКИ Е21 В 47/12. Способ модуляции шума в бурильной колонне при турбинном бурении скважин / Ю. А. Савиных, В. Г. Ханжин. Опубл. 07.05.85. Бюл. № 17.
  7. A.c. 1 162 951 СССР, МКИ Е21 В 44/00. Устройство для контроля процесса бурения / Г. В. Рогоцкий, З. В. Кузнецова. Опубл. 23.06.85. Бюл. № 23.
  8. A.c. 1 373 007 СССР, МКИ Е21 В 4/02. Секционный турбобур / Ю. К. Шлык, Б. А. Соловьёв. Опубл. 1988. Бюл. № 5.
  9. A.c. 1 427 059 СССР, МКИ Е21 В 45/00 Способ определения степени износа породоразрушающего инструмента / Е. И. Ишемгужин, В. У. Ямалиев, Б. З. Султанов и др. Опубл. 30.09.88. Бюл. № 36.
  10. A.c. 1 585 506 СССР, МКИ Е21 В 47/12. Устройство измерения и передачи208информации о частоте вращения забойного двигателя и осевой нагрузке на долото / B.C. Басович, А. И. Леонов, В. Н. Сахаровский и др. Опубл. 15.08.90. Бюл. № 30.
  11. A.c. 1 640 396 СССР, МКИ Е21 В 47/12. Способ передачи информации при турбинном бурении / Ю. А. Савиных. Опубл. 07.04.91. Бюл. № 13.
  12. A.c. 1 716 122 РФ, МКИ Е21 В 47/12. Устройство для контроля забойных параметров по гидравлическому каналу связи / P.M. Мамедов, P.C. Алиев, С. М. Сафонов и др. Опубл. 29.02.92. Бюл. № 8.
  13. A.c. 2 039 197 РФ, МКИ Е21 В 17/07. Амортизатор / A.B. Тихонов, И. А. Плетников. Опубл. 09.07.95. Бюл. № 19.
  14. A.c. 832 076 СССР, Е21 В 45/00. Устройство для контроля забойных параметров / В. Е. Копылов, И. Л. Гуреев, Ю. К. Шлык и др. Опубл. 23.05.81. Бюл. № 19.
  15. A.c. 866 151 СССР, Е21 В 47/212. Способ приёма информации с забоя по гидравлической линии связи / Ю. К. Шлык, Э. Е. Лукьянов, P.A. Ракша. Опубл. 23.09.81. Бюл. № 35.
  16. A.c. 1 452 961 СССР, Е21 В 47/12. Устройство модуляции параметров в гидравлическом канале связи / Ю. К. Шлык. Опубл. 23.01.89. Бюл. № 3.
  17. A.c. 1 689 598 РФ, МКИ Е21 В 45/00. Датчик для контроля частоты вращающегося долота / Ю. А. Савиных, Е. С. Яблоков. Опубл. 07.11.81. Бюл. № 41.
  18. И.М. Теория колебаний М.: Наука, 1965. — 560с.
  19. H.A. Телеметрические системы измерения скважинных параметров в процессе бурения // Нефтяное хозяйство. 1985. — № 10. -С.61−63.
  20. В.П. Осевые динамические силы, действующие на турбобур при бурении вертикальных скважин // Машины и нефтяное оборудование. -1976.-№ 10.-С.35−39.
  21. В.П., Дранкер Г. И. Коэффициент динамичности разрушения209забоя при турбинном бурении вертикальных скважин // Машины и нефтяное оборудование. 1976. — № 12. — С.15−18.
  22. П.В. Взаимодействие бурильной колонны с забоем скважины. -М.: Недра, 1975. -293с.
  23. П.В. Исследования критических и резонансных частот вращения шарошечных долот // Нефтяное хозяйство. 1980. № 12. — С. 15−17.
  24. B.C., Варламов С. Е., Файн Г. М. Формирование сигнала скважинной аппаратурой для передачи по гидравлическому каналу связи // Нефтяная и газовая промышленность. Сер. стр.-во нефт. и газовых скважин на суше и на море. 1996. — № 3. — С. 18−20.
  25. Ф.Г. Исследование влияния виброгасителя различной жёсткости на гашение вибраций бурильной колонны // Науч. труды / Укр. НИИ нефтяной промышленности 1976. — Вып.17. — С.54−58.
  26. B.JI. Теория механических колебаний. М.: Высшая школа, 1980.-408с.
  27. .М. Метод физического моделирования для исследования динамических процессов в буровых установках // Изв. вузов. Нефть и газ. -1968.-№ 12. С.89−92.
  28. Вадецкий Ю. В, Розенберг И. Г., Петрушин И. В. Математическая модель забойного механизма управляемого импульсами давления. М.: ВНИИОЭНГ, 1989. — 18с. — Деп. во ВНИИОЭНГ 07.02.89, № 1691.
  29. Ю. С. Никитин Ю.Ю. Регулирование динамической нагрузки на долото//Бурение. 1974.- № 9.- С.12−14.
  30. Ю.С., Кайданов Э. П., Никитин Ю. Ю. Анализ динамического210режима бурильного инструмента при наличии разделителя // Науч. труды / ВНИИ буровой техники. 1978.- Вып.41.- С.127−136.
  31. Ю.С., Рогоцкий Г. В. Метод исследования и разработки динамически согласованных компоновок бурильного инструмента и режимов бурения // Науч. труды / ВНИИ буровой техники. 1981. -Вып.52. — С.65−71.
  32. В.И., Мойсишин В. М. Определение динамической составляющей осевой нагрузки на долото по данным колебаний верхней части бурильной колонны // Изв. вузов. Нефть и газ. 1986, № 4. — С.22−26.
  33. В.И., Чигур Р. И. Исследование закономерностей динамической нагрузки на опорные элементы шпинделя турбобура при бурении вертикальных скважин / Иваново-Франк, ин-т нефти и газа. Иваново-Франковск, 1986. — 11с. — Деп. в УкрНИИНТИ 06.11.86, № 2519.
  34. A.C., Величкович C.B. Забойный амортизатор с оболочечным упругим элементом // Химическое и нефтяное машиностроение. 1994. -№ 8. — С.10−11.
  35. Влияние продольных колебаний долота на работу турбобура / Васильев Ю. С., Скобло В. З., Зможин Ю. С. и др. // Изв.вузов. Нефть и газ. 1985. -№ 7. — С. 19−23.
  36. М.И. Анализ взаимодействия долота с забоем скважины по данным записи вибрации // Нефтяное хозяйство. 1972. — № 4. — С.29−33.
  37. М.С. Влияние демпфера продольных колебаний на показатели турбобура // Современные проблемы буровой и нефтепромысловой механики: Сб. науч. тр. Уфа, 1986. — С.90−91.
  38. P.A. Экспериментальное исследование продольных колебаний штыревых шарошечных долот в стендовых условиях // Машины и нефтяное оборудование. 1970.- № 6.- С.6−10.
  39. С.А., Малкин Б. Д., Никитин Г. М. Опоры турбобуров из новых тепломаслостойких резин // Науч. труды / ВНИИ буровой техники. 1966.2111. Вып. 16. С.82−91.
  40. О.И. Влияние специальной динамически-мягкой компоновки на динамику забойного процесса // Проблемы нефти и газа Тюмени: Сб. науч. тр. Тюмень, 1981. — Вып.49. — С.29−31.
  41. Ю.В., Варламов В. П. Автоматический контроль в скважинах при бурении и эксплуатации. М.: Недра, 1968. — 328с.
  42. В.Г. Оптимальное управление при бурении скважин. М.: Недра, 1988.-229с.
  43. И.Л. Виброгасительные свойства турбобура // Проблемы нефти и газа Тюмени: Сб. науч. тр. Тюмень, 1981. — Вып.49. — С.26−29.
  44. И.Л. Исследование механизма разрушения горных пород по размерам частиц бурового шлама // Новые пути получения технологической информации с забоя скважины при бурении: Сб. науч. тр. Тюмень, 1974. — Вып.39. — С. 176−190.
  45. И.Л. Механический импеданс бурильного инструмента // Проблемы нефти и газа Тюмени: Сб. науч. тр. Тюмень, 1981. — Вып.50. — С.23−27.
  46. И.Л., Герман О. И., Шлык Ю. К. Специальная динамически мягкая компоновка бурильной колонны. Тюмень, 1980. ЦНТИ, № 117. 0,25 п.л.
  47. И.Л., Копылов В. Е. Новый метод оценки динамического удара долота о забой скважины по гранулометрии бурового шлама // Нефть и газ Тюмени. Сб. науч. тр. Тюмень. — 1972. — Вып. 14. — С.21−22.
  48. И.Л., Кульчицский В. В., Шлык Ю. К. Способ бурения с применением двойных винтовых калибраторов 5КС-215, 9. Тюмень, 1980. ЦНТИ, № 157.-0,11 п.л.
  49. И.Л., Черемных А. Г. Динамические аналогии колебаний электрических и механических распределённых систем и критерии их подобия // Технология бурения скважин в Западной Сибири: Сб. науч. тр. -Тюмень, 1976. Вып.54. — С.20−34.
  50. И.Л., Шлык Ю. К. К частотному распределению динамической212мощности продольных вибраций бурильного инструмента // Проблемы нефти и газа Тюмени: Сб. науч. тр. Тюмень, 1982. — Вып.53. — С.28−30.
  51. И.Л., Шлык Ю. К. О возможности использования вибромощности для управления процессом бурения // Проблемы нефти и газа Тюмени: Сб. науч. тр. Тюмень, 1980. Вып.47. — С.34−36.
  52. И.Л., Шлык Ю. К., Кульчицский В. В. К теории динамического действия наддолотных маховиков // Проблемы нефти и газа Тюмени: Сб. науч. тр. Тюмень, 1981. — Вып.52. — С.33−35.
  53. Г. И. Гидравлический удар в трубах некруглого сечения и потоке жидкости между упругими стенками / Учёные записки МГУ, вып. 122. Механика, т. 11. 1948. — С. 15−76.
  54. К.В. Основы теории автоматического регулирования. М.: Энергия, 1967.-648с.
  55. .И. Термогидравлика при бурении скважин. М.: Недра, 1982. -247с.
  56. .М., Комлев А. Ф. Об отсутствии необходимости учёта силы тяжести в задачах о свободных и вынужденных продольных колебаниях колонны бурильных труб / Грозн. нефт. ин-т. Грозный, 1988. — Деп. в ВИНИТИ 20.01.88, № 480.213
  57. Забойный прибор для записи вибрации низа бурильной колонны / Тимофеев Н. С., Ворожбитов М. И., Бергштейн О. Ю. и др. // Нефтяное хозяйство. 1970. -№ 1 — С. 11−14.
  58. С.И., Шумилов В. П. О влиянии продольных колебаний низа бурильной колонны на М-n характеристику турбобура // Нефтяная и газовая промышленность. Сер. стр-во нефт. и газовых скважин на суше и на море. 1993. — № 6−7. — С.3−6.
  59. O.A. Оценка осевой нагрузки по спектру колебаний промывочной жидкости // Современные проблемы буровой и нефтепромысловой механики. Сб. науч. тр. Уфа, 1992. — С. 12−15.
  60. Заявка 2 697 283 Франция. МКИ Е21 В 47/12. Способ и устройство для передачи информации о процессе бурения скважины / Pignard Gui. Опубл. 29.04.94.
  61. Из опыта исследования вибраций бурильного инструмента в бурящихся скважинах Татарии / Чупров В. П., Сираев А. Х., Бикчурин Т. Н. и др. // Автоматизация и телемеханизация нефтяной промышленности. 1978. -№ 2. — С.24−25.
  62. P.A. Новое направление развития техники турбинного бурения// Нефтяное хозяйство. 1977. — № 1. — С.10−13.
  63. P.A. Пути повышения проходки на рейс долота в турбинном бурении // Науч. труды / ВНИИ буровой техники. 1977. — Вып.42. — С.3−26.
  64. Ю.И. Виброметрия. М.: Машгиз, 1963. — 771с.
  65. М.А. Общая акустика. М.: Наука, 1973. — 496с.
  66. JI.E. Теоретические исследования динамики работы долота с турбобурами разных конструкций // Науч. труды / ВНИИ буровой техники. 1977.-Вып.42.-С.47−56.
  67. Е.И., Ямалиев В. У., Султанов Б. З. Использование спектра колебаний давления промывочной жидкости для оценки технического состояния долота при турбинном бурении // Изв. вузов. Нефть и газ.2 141 989.-№ 5.-С.31−34.
  68. Н.Б., Мирзоев Г. Г. Исследование продольных колебаний колонны бурильных труб с учётом сил сопротивления // Азербайджанское нефтяное хозяйство. 1973. — № 7. — С.24−26.
  69. Н.Б., Садыхов Т. А., Мирзоев Г. Г. К вопросу продольных колебаний вала турбобура // Азербайджанское нефтяное хозяйство. 1976.- № 1. С.23−26.
  70. Э.П. О волновом разделении бурильной колонны // Науч. труды / ВНИИ буровой техники. 1981. — Вып.52. — С.36−43.
  71. Э.П., Никитин Ю. Ю. Основные аспекты изучения и использования энергии колебаний бурильного инструмента // Науч. труды/ ВНИИ буровой техники. 1980. — Вып.50. — С.40−48.
  72. М.А. Гидравлика буровых насосов. М.: Недра, 1983. — 208с.
  73. З.Г. Динамика нефтепромыслового оборудования // Материалы I Всесоюзной конференции по динамике и прочности нефтепромыслового оборудования. Баку: АзИНЕФТЕХИМ, 1974. — С.3−14.
  74. З.Г. Динамические расчёты бурильной колонны. М.: Недра., 1970, — 155с.
  75. З.Г., Садыхов М. А. Исследования продольных колебаний бурильных труб при бурении // Изв.вузов. Нефть и газ. 1971. — № 9. — С.33−36.
  76. Колебания стержневых систем с амортизатором / Васильев Ю. С., Кайданов Э. П., Мушников A.B. и др. // Науч. труды / ВНИИ буровой техники. 1978.- Вып.41. С.150−155.
  77. H.A., Бицута В. К., Фёдоров B.C. Определение максимальной динамической нагрузки на долото // Изв. вузов. Нефть и газ. 1964. — № 10.- С.28−32.215
  78. О.П., Осипов В. В. Экспериментальные исследования продольных колебаний бурильной колонны // Науч. труды / КраснодарНИПИнефть. -1972. Вып.З. — С.36−46.
  79. Контроль забойных параметров при турбинном бурении / Скобло В. В., Васильев И. А. и др. // Нефтяное хозяйство. 1987. — № 10. — С. 14−18.
  80. В.Е., Бойко В. Г. О передаче продольной вибрации легкосплавными бурильными трубами // Изв.вузов. Нефть и газ. 1967. -№ 7. — С.67−68.
  81. В.Е., Бойко В. Г. Экспериментальные исследования демпфирующей способности легкосплавных бурильных труб // Изв. вузов. Нефть и газ. 1967. -№ 11.- С.137−138.
  82. В.Е., Гуреев И. Л. Акустическая система связи с забоем скважины при бурении. -М.: Недра, 1979. 184с.
  83. В.Е., Проблемы гашения вибраций бурильных труб // Технология бурения нефтяных и газовых скважин: Сб. науч. тр. Тюмень, 1972. -Вып.13. — С.9−15.
  84. В.Е., Файн Г. М., Герман О. И. Виброуправляемые компоновки низа бурильной колонны труб из алюминиевых сплавов с увеличенной толщиной стенки // Машины и нефтяное оборудование. 1982. — № 5. -С.14−16.
  85. В.Е., Чистяков Ю. А., Мухин Э. М. Вибрации при алмазном бурении. -М.: Недра, 1967. 128с.
  86. Н.Е., Кибель И. А., Розе Н. В. Теоретическая гидромеханика. Т.1. -М.: ОГИЗ, 1948.-614с.
  87. Г. А. К определению динамической нагрузки на долото в упруго216пластичных породах // Технология бурения нефтяных и газовых скважин: Сб. науч. тр. Тюмень, 1972. — Вып. 13. — С.33−37.
  88. Г. А., Бочарников В. Ф. Определение длины секции сжатой части бурильной колонны при турбинном бурении // Изв. вузов. Нефть и газ. -1979.-№ 8.-С.15−18.
  89. Г. А., Копылов В. Е. Измерения в скважине крутильных колебаний бурильного инструмента // Изв.вузов. Нефть и газ. 1970. — № 6. — С.33−36.
  90. Г. Гидродинамика. М.: ОГИЗ, 1947. — 928с.
  91. Н.Ф. Динамика гидравлических забойных двигателей. М.: Недра, 1981.-251с.
  92. Легкосплавные утяжеленные бурильные трубы новый технологический резерв повышения производительности бурения / Гуреев И. Л., Копылов В. Е., Герман О. И. и др. // Проблемы нефти и газа Тюмени: Сб. науч. тр. -Тюмень, 1980. — Вып.45. — С.20−21.
  93. Е.Г., Исаков В. И. Гидромеханика в бурении. М.: Недра, 1987. -304с.
  94. Л.Ф. Акустика. М.: Высшая школа. — 1976. — 448с.
  95. Л.Г. Механика жидкости и газа. М.: Наука, 1970. — 904с.
  96. Э.Е. Исследование скважин в процессе бурения. М.: Недра, 1979.-248с.
  97. Л.И. Крутильные колебания бурильной колонны. Дис. канд.технич.наук. — Пермь, 1976. — 143с.
  98. А.П., Ефимов В. Д. Исследования динамических усилий, возникающих при вращении шарошечного долота // Машины и нефтяное оборудование. 1977. — № 10. — С.29−31.
  99. М.Е., Симонов В. В., Юнин Е. К. Низкочастотный резонанс бурильной колонны в вертикальной скважине и способ его устранения /217
  100. Гос. акад. нефти и газа. М., 1993. — 43с. — Деп. в ВИНИТИ 02.08.93, № 2189.
  101. Маховик, встроенный в турбобур и забойный двигатель КТД / Шлык Ю. К., Гуреев И. Л., Соловьёв В. А. и др. Тюмень, 1982. ЦНТИ, № 191. — 0,25 п.л.
  102. М.И., Познякова A.M. О моделировании работы турбобура // Науч. труды / ВНИИ буровой техники, 1972. Вып.30. — С.159−165.
  103. Методика определения экономической эффективности новой техники и изобретений.-РД 39−3-79−78, часть II. М.:1978.-252 с.
  104. А.Х., Керимов З. Г., Копейкис М. Г. Теория колебаний в нефтепромысловом деле. Баку: Маариф, 1976. — 363с.
  105. .И., Розенберг Г. Д., Чарный И. А. К теории гидравлической сирены (турботахометр) // Изв. АН СССР, ОТН. 1957. — № 9. — С.148−151.
  106. Ш. Мойсишин В. М., Кравец П. Е. Анализ частотного уравнения продольных колебаний бурильной колонны в вязко-пластичной жидкости / Иваново-Франк. ин-т нефти и газа. Иваново-Франковск, 1991. — 6с. — Деп. в УкрНИИНТИ 12.04.96, № 499.
  107. Е.М. Определение динамического удара долота о забой по спектру продольных колебаний квадрата // Материалы I Всесоюзной конференции по динамике и прочности нефтепромыслового оборудования. Баку: АзИНЕФТЕХИМ, 1974. — С.85−90.
  108. Е.М., Копылов В. Е. О динамике взаимодействия долота с недеформируемым забоем // Технология бурения нефтяных и газовых скважин: Сб. науч. тр. Тюмень, 1972. — Вып.13. — С.57−61.
  109. Э.М., Копылов В. Е. О форме поперечных колебаний бурильных труб, связанной с упругим основанием // Нефть и газ Тюмени. Тюмень, 1969. — Вып.2. — С.25−29.
  110. A.M. О динамической составляющей осевой нагрузки при работе долот различных конструкций // Нефтяное хозяйство. 1976. — № 4. — С.21−25.
  111. Ю.Ю., Рогачев O.K. Перспективы оптимизации режима бурения скважин составными спецкомпоновками в объединении «Татнефть» // Науч. труды / ВНИИ буровой техники. 1981. — Вып.52. — С.44−54.
  112. В.Н., Лурье Л. И. Крутильные колебания системы турбобур-колонна бурильных труб. М.: ВНИИ буровой техники, 1975. — 8с. (Деп. во ВНИИОЭНГ 01.04.75, № 181).
  113. П.И. Низкочастотные колебания бурильной колонны при турбинном способе бурения / Ивано-Франк. ин-т нефти и газа. Ивано-Франковск, 1988. — 11с. — Деп. в УкрНИИНТИ 22.11.88, № 2929.
  114. П.И., Реймерс H.A. Вибросостояние бурильной колонны в процессе углубления скважины / Ивано-Франк. ин-т нефти и газа. Ивано-Франковск, 1986. — 11с. — Деп. в УкрНИИНТИ 14.07.86 № 1717.
  115. Основы теории цепей / Зевеке Г. В., Ионкин П. А., Нетушил A.B. и др. // М.: Энергия, 1975.-752с.
  116. Оценка энергетических затрат на динамическое взаимодействие бурильного инструмента с околоскважинной средой при турбинном бурении / Васильев Ю. С., Кайданов Э. П., Никитин Ю. Ю. и др. -Науч.труды / ВНИИ буровой техники. 1978. — Вып.41. — С.162−167.
  117. Пат. 2 119 582 РФ, МКИ Е21 В 47/12. Беспроводный канал связи с забоем скважины при турбинном бурении / Ю. К. Шлык. Опубл. 27.09.98. Бюл.№ 27.
  118. Пат. 4 800 385 США, МКИ Н0413 13/02 Телеметрическая система замера забойных параметров в процессе бурения и передача данных через бурильную колонну / Yamazaki N.- Radie Ca, Ltd.- Sakata Deaki Co., Ltd.219
  119. Опубл. 21.01.89. (Япония) — НКИ 340/854.
  120. Пат. 5 275 680 США, МКИ G 01 V 1/40. Телеметрия данных измерений в процессе бурения в виде импульсов давления в кольцевом пространстве / Ston F.A., Grosso D., Wallace S.- Baker Hughes Inc.- Опубл. 21.12.93.
  121. И.П. Динамические свойства бурильной колонны, как элемента системы автоматики // Изв.вузов. Горный журнал. 1969. — № 9. — С. 168 175.
  122. Р.Д., Борисевич Б. Д., Векерик В. И. Экспериментальное исследование особенностей работы шарошечного долота при износе его вооружения // Изв. вузов. Нефть и газ. 1988. — № 8. — С.21−24.
  123. A.A. Автоматизация процесса бурения глубоких скважин. М.: Недра, 1972.-216с.
  124. A.A., Чефранов К. А., Шишкин О. П. Оптимизация процессов глубокого бурения. М.: Недра, 1981. — 296с.
  125. A.A., Ясашин A.M. Оптимизация и управление процессом турбинного бурения // Нефтяная и газовая промышленность. Сер. стр-во нефт. и газовых скважин на суше и на море. 1992. — № 2−3. — С. 13−18.
  126. Расчёт, конструирование и эксплуатация турбобуров / Гусман М. Т., Любимов Б. Г., Никитин Г. Н. и др. М.: Недра, 1976. — 368с.
  127. Регулирование динамической нагрузки на долото при бурении скважин в Чернушинском УБР / Князев И. К., Каплун В. А., Богомазов Л. В. и др. // Бурение. 1979. — № 8. — С.8−10.
  128. Результаты бурения скважин с применением составной бурильной колонны / Бикчурин Т. Н., Васильев Ю. С., Гельфгат Я. А. и др. // Бурение. -1977. -№ 3. -С.38−41.
  129. Результаты испытаний волнового отражателя / Мельников В. И., Жидовцев H.A., Левченко А. Т. и др. Бурение, 1973. -№ 1. — С.7−11.
  130. Результаты испытаний преобразователя динамической нагрузки / Васильев Ю. С., Кайданов Э. П., Кильдибеков В. А. и др. // Науч. труды / ВНИИ220буровой техники. 1978. — Вып.41. — С.101−107.
  131. Результаты исследования модели вибропреобразующего устройства ПДН / Васильев Ю. С., Кайданов Э. П., Кильдибеков В. А. и др. // Науч. труды / ВНИИ буровой техники. 1978. — Вып.41. — С. 156−161.
  132. Результаты промысловых исследований специальных компоновок бурильной колонны в объединении Саратовнефтегаз / Васильев Ю. С., Гордеев Ю. П., Курочкин Ю. С. и др. // Бурение. 1979. — № 3. — С. 18−20.
  133. С.Н. Курс лекций по теории звука. М.: Изд-во МГУ. — 1960. -336с.
  134. Г. В. Исследование динамики взаимодействия в системе горная порода бурильный инструмент // Науч. труды / ВНИИ буровой техники. -1981. — Вып.52. — С.55−64.
  135. Г. Д., Буяновский И. Н. О гидравлическом канале связи в бурении // Нефтяная и газовая промышленность. Сер. стр-во нефт. и газовых скважин на суше и на море. 1992. — № 5. — С.41−43.
  136. В.Н. Контроль забойных параметров в процессе бурения скважин // Обз.инф. ВНИИОЭНГ. Автоматизация и телемеханизация нефт. пром-ти. 1987. — № 7/15. — С. 1−42.
  137. Рэлей. Теория звука. В 2-х т. М.: Гостехиздат, 1955. Т.1. 504с. Т.2. 476с.
  138. Р.Х., Мавлютов М. Р. Вынужденные продольные колебания бурильного инструмента и динамическая нагрузка на долото // Изв. вузов, Нефть и газ. 1972. — № 3. — С.25−30.
  139. А.Е. Влияние продольных колебаний бурильной колонны на усилие, передаваемое долоту // Вопросы бурения нефтяных и газовых скважин в Азербайджане. Баку, 1985. — С.74−79.
  140. Н.Р. К вопросу сейсмоакустических исследований скважин в процессе бурения: Матер. 5 научн.-теор. конф. молод, учёных и спец. по развитию научных основ разработки месторожд. нефти и газа. Баку, 1990. -С.14.221
  141. В.В., Бревдо Г. Д., Оспанов Ж. К. О влиянии забойной рейки на вертикальные колебания долота // Изв.вузов. Нефть и газ. 1972. — № 12. -С.49−52.
  142. В.В., Юнин Е. К. Влияние колебательных процессов на работу бурильного инструмента. М.: Недра, 1977. — 217с.
  143. C.JI. Аналитическое исследование устойчивости работы турбобура // Науч. труды / ВНИИ буровой техники. 1977. — Вып.42. — С.97−104.
  144. Симонянц C. J1. Исследование динамики турбобуров на стенде // Науч. труды / ВНИИ буровой техники. 1977. — Вып.42. — С.75−78.
  145. Симонянц C. J1. Исследование некоторых вопросов устойчивости работы турбобура // Материалы Всесоюзного совещания «Повышение качества нефти и продуктов её переработки», Москва, 20−22 декабря, 1976. М., 1977.-С.148−149.
  146. C.JI. О влиянии динамической нагрузки на колебания частоты вращения вала турбобура // Науч. труды / ВНИИ буровой техники. 1980. -Вып.50. — С.49−54.
  147. В.В., Власов И. А., Пальмов B.JI. Экспериментальные исследования работы наддолотного амортизатора в процессе бурения скважины // Науч. труды / ВНИИ буровой техники. 1989. — Вып.67. — С.37−46.
  148. Е. Основы акустики. Т.1. М.: Мир, 1976. — 520с.
  149. .А., Абатуров В. Г. Эффективность отбора керна секционным колонковым турбодолотом с маховиком и виброгасящей компоновкой. Тюмень, 1984. 2с.: Инф. листок № 191 / Тюменский межотраслевой территориальный ЦНТИ.
  150. А.И., Попов А. Н. Разрушение горных пород при бурении скважин. -М.: Недра, 1994.-261с.222
  151. Справочник по специальным функциям / Под ред. М. Абрамвица, И.Стиган. М.: Наука, 1979. — 832с.
  152. С.П. Введение в теорию колебаний. М.: Наука, 1964. — 440с.
  153. .З. Управление устойчивостью и динамикой бурильной колонны. -М.: Недра, 1991. 208с.
  154. .З., Габдрахимов М. С., Галеев A.C. Влияние наддолотного виброгасителя на ресурс электробура // Современные проблемы буровой и нефтепромысловой механики: Сб. науч. тр. Уфа, 1986. — С.185−190.
  155. .З., Габдрахимов М. С., Ляхов A.B. Наддолотный многоступенчатый виброгаситель гидравлический // Нефтяное хозяйство. -1990.-№ 4.-С.41.
  156. Технология бурения глубоких скважин: Учебное пособие для вузов / Мавлютов М. Р., Алексеев Л. А., Вдовин К. И. и др.- Под общ.ред.проф. М. Р. Мавлютова. М.: Недра, 1982. — 287с.
  157. Н.С., Ворожбитов М. И., Дранкер Г. И. Исследование влияния низа бурильной колонны на работу шарошечных долот при бурении турбобуром изверженных пород // Нефтяное хозяйство. 1974. — № 2. -С.10−12.
  158. Н.С., Ворожбитов М. И., Дранкер Г. И. Особенности работы турбобура в компоновке с амортизатором // Бурение. 1971. — № 10. — С.3−5.
  159. Управление динамикой бурильной колонны: Учебное пособие / Копылов В. Е., Черемных А. Г., Шлык Ю. К. и др. Тюмень: ТГУ, 1985.- 119с.
  160. Ю.А. Экспериментальная оценка влияния режима бурения с резонансными колебаниями системы вала турбобура на показатели бурения крепких пород // Науч. труды / ВНИИ буровой техники. 1978. -Вып.41. — С. 19−31.
  161. И.А. Неустановившееся движение реальной жидкости в трубах. -M.: Недра, 1975.-296с.
  162. В.Н. и др. Вибрации в технике: Справочник в 6-ти томах. T.I.223
  163. Колебания линейных систем / Под ред. Болотина В. В. М.: Машиностроение, 1978. — 352с.
  164. Ю.К. Акустические свойства гидроканала бурящейся скважины // Нефть и газ Западной Сибири: Тезисы докладов междунар. науч.-технич. конф. (21−23 мая 1996). Тюмень, 1996. — Т. 1. — С. 143.
  165. Ю.К. Влияние жёсткости осевой опоры на динамику работы вала турбобура // Нефть и газ Западной Сибири: Тезисы докладов I зональной науч.-технич.конференции студентов, аспирантов, молодых учёных (19−21 мая 1981).-Тюмень, 1981.-С.37.
  166. Ю.К. Динамика вала секционного турбобура // Изв. вузов. Нефть и газ. 1988. — № 6. С.27−31.
  167. Ю.К., Мавлютов М. Р. Амплитудно-частотная характеристика помех гидроканала скважины // Изв.вузов. Нефть и газ. 1998. — № 4. — С.60−62.
  168. Ю.К. Результаты исследований по возбуждению акустических колебаний в гидроканале скважины // Нефть и газ Западной Сибири: Тезисы докладов в междунар. науч.-технич. конф. (21−23 мая 1996). -Тюмень, 1996.-Т.1.-С.141.
  169. Ю.К. Собственные колебания вала турбобура в среде с сопротивлением // Нефть и газ Западной Сибири: Тезисы докл. Всесоюзной научн.-технич. конфер. (16−18 апреля 1985 г.). Тюмень, 1985. С.120−121.
  170. Ю.К. Согласование динамических характеристик элементов системы турбобур-долото-забой с целью улучшения показателей бурения: Дис.. канд.технич.наук. Уфа, 1983. — 197с., ил.
  171. Ю.К., Мавлютов М. Р. Акустические характеристики гидроканала скважины при турбинном бурении // Изв. вузов. Нефть и газ. 1998. — № 1. — С.45−48.
  172. Ю.К., Мавлютов М. Р. Буровые насосы, как источник гидравлических помех // Изв. вузов. Нефть и газ. 1998. — № 2. — С.26−31.
  173. Ю.К., Мавлютов М. Р. Виброгасящие свойства бурового шланга // Проблемы нефтегазового комплекса России: тезисы докладов научн.-технич. конф. (13−15 мая 1998). Уфа, 1998.
  174. Ю.К., Мавлютов М. Р. Гидродинамические особенности работы турбобура ЗТСШ1−195 с виброуправляющей массой // Изв. вузов. Нефть и газ. 1998. -№ 3. — С.50−55.
  175. Ю.К., Мавлютов М. Р. Датчик частоты вращения вала турбобура // Проблемы нефтегазового комплекса России: тезисы докладов научн.-технич. конф. (13−15 мая 1998). Уфа. — 1998.
  176. Ю.К., Мавлютов М. Р. Специфика развития волнового процесса в акустически «узкой» трубе // Изв. вузов. Нефть и газ. 1997. — № 2. — С. 108 110.
  177. Ю.К., Соловьёв Б. А. Роль динамики долота при отборе керна керноприёмным турбодолотом // Изв. вузов. Нефть и газ. 1987. — № 7. -С. 17−23.
  178. А.П., Глуханик И. И., Корякина Т. Ф. Повышение эффективности работы бурильного инструмента при использовании виброгасителя-калибратора ВЗУ-240 // Науч. труды / УкрГИПРОНИИнефть. 1979. -Вып.24. — С.87−91.
  179. Л.А. Физические основы механики горных пород. М.: Гостоптехиздат, 1950. -211с.225
  180. З.И., Собкина И. В. Справочник по турбобурам. М.: Недра, 1970. — 192с.
  181. P.M., Стрекалова Р. В. Расчёты оптимизации процессов бурения скважин. М.: Недра, 1977. — 200с.
  182. Экспериментальная оценка энергетических затрат на вибрацию низа бурильной колонны при турбинном бурении / Тимофеев Н. С., Ворожбитов М. И., Шумилов В. П. и др. // Машины и нефтяное оборудование. 1971. -№ 2. — С.13−17.
  183. Экспериментальные исследования влияния нелинейного характера динамической нагрузки на показатели бурения / Васильев Ю. С., Гельфаг Я. А., Кайданов Э. П. и др. // Науч. труды / ВНИИ буровой техники. 1978. -Вып.41. — С. 144−149.
  184. М.Г., Исаченко J1.E. Определение мощности, расходуемой забойным двигателем на вибрацию бурильной колонны // Бурение. 1972. -№ 4. — С.35−38.
  185. Е.К. Низкочастотные колебания бурильного инструмента. М.: Недра, 1983.- 132с.
  186. А.Ш. Выбор длины УБТ с учётом условий проводки скважины. -Нефтяное хозяйство. 1988. — № 9. — С. 18−21.
  187. Desbrandes Robert. Колебания в бурильных трубах. Часть 1. // Передача данных. Forages. — 1985. — № 109. — Р.59−61.
  188. Desbrandes Robert. Состояние техники замеров параметров во время бурения. Часть 2. // Передача информации. Petrov. Eng. Jnt. — 1988. — 60. -№ 10.-Р.48−54.
  189. Eronini I.E., Sometron W.H., Auslander D.R. A dynamic model for rotary drilling // «Trans. ASME. J. Energy Resour. Technol.» 1982. — 104. — N2. -P.108−120.
  190. How to engineer an effective drill string // «Oil and gas J.». 1979. — 77. — N10. -P.99.226
  191. Knop Henzuk. Wplyw characteristic amortyzatora na drgania wzdluzne pzzewodu weitniczego" // «Nafta» (RPL). 1977. — 33. — N3. — P.87−91.
  192. McDonald W.J., Ward C.E. Borehole telemetry system is key to continuous down-hole drilling measurements // «Oil and gas J.». 1975. — 73. — N37. -111 118.
  193. Tok Jones. Bit life, ROP justify shock absorbess // «Oil and gas J.». 1975. -Vol.77.-N10.-P. 134−141.
  194. Willcox M.G., Karle A.B. Chaver Down-hole shock absorber // «Drilling». -1977.-48.-N9.-P.29−31.
  195. Worfold W. How to improve drilling economics by utilizing a shock absorber // «Drilling». 1977. — 38. — N9. — P49.2281. А.Д. Сафонов1. АКТ
  196. В процессе промысловых испытаний турбобура ЗТСШ1−195 ВУМ производилась регистрация механической скорости бурения и проходки229на долото с помощью автоматической станции контроля параметров бурения АСПБ № 202.
  197. В последствии был изготовлен ещё один комплект данного турбобура и испытания продолжились.
  198. Предложенный турбобур рекомендуется к промышленному использованию.1. Гл. технолог НУБР-11. В.А. Пыталев2301. УТВЕРЖДАЮ1. РАБОЧАЯ ПРОГРАММА
  199. ПРОВЕДЕНИЯ ПРОМЫСЛОВЫХ ИСПЫТАНИЙ МЕХАНИКО-ГИДРАВЛИЧЕСКОГО (МГ) КАНАЛА СВЯЗИ С ЗАБОЕМ СКВАЖИНЫ ПРИ БУРЕНИИ
  200. Общие теоретические положения.
  201. Динамическое взаимодействие шарошечного долота с забоем несёт в -ебе информацию о многих процессах, происходящих в данной системе. Её тередача на устье осуществляется следующим образом.
  202. Конструктивные особенности МГ канала связи.
  203. Конструкция турбобура ЗТСШ1−195ВУМ.
  204. Изготовление и сборка турбобура указанной конструкции «существляется в ЦБПО по прилагаемым чертежам.
  205. Ответственные: Шлык Ю. К. ТюмГНГУ, Сафиуллин Д. Г. -•урбинный цех ЦБПО).
  206. Конструкции излучателей акустических колебаний.
  207. Ответственный за изготовление: Шлык Ю. К. ТюмГНГУ).3. Измерительный комплекс.
  208. Система приема забойной информации с использованием МГ канала вязи включает в себя следующие основные блоки:
  209. Первичный преобразователь (датчик) тензоизмеритель давления ипа ПДМТ-25 конструкции ВНИИГИС (Башкирия).
  210. Предварительный усилитель-аттенюатор М60Т (Германия).
  211. Анализатор спектра частот «Брюль&Кьер» типа 2131 (Дания).34. Видеокамера «Panasonic».
  212. Автономные источники питания, линии связи.
  213. Ответственный: Шлык Ю. К. ТюмГНГУ).
  214. Методика проведения испытаний.
  215. Промысловые испытания проводятся в бригаде бурового мастера 1естова В.И. (куст 17, скв. № 469 Средне-Асомкинское месторождение) и ¦ключает в себя следующие этапы:
  216. Экспериментальные исследования акустических характеристик идроканала и излучателей.
  217. Ответственный: Пестов В. И. НУБР, Шлык Ю. К. — ТюмГНГУ).
  218. Регистрация механических колебаний долота посредством МГканала связи.
  219. В этой части эксперимента производится регистрация спектров ульсаций давления в гидроканале и устанавливается степень их заимосвязи с режимом динамического взаимодействия долота с забоем параллельная видеозапись).
  220. Ответственные: Пестов В. И. НУБР, Шлык Ю. К. — ТюмГНГУ).
  221. Определение уровня акустического шумоподавления.
  222. Ответственные: Пестов В. И. НУБР, Шлык Ю. К. — ТюмГНГУ).
  223. Обработка результатов эксперимента.
  224. УТВЕРЖДАЮ: Главный тренер ' Нефтедоганского УБР. т^л A.C. Семенихин28м июля 1997 г. 1. АКТ
  225. О ПРОВЕДЕНИИ ПРОМЫСЛОВЫХ ИСПЫТАНИЙ МЕХАНИКО-ГИДРАВЛИЧЕСКОГО (МГ) КАНАЛА СВЯЗИ С ЗАБОЕМ СКВАЖИНЫ ПРИ ТУРБИННОМ1. БУРЕНИИ
  226. По итогам выполненных исследований установлены главные результаты:
  227. По результатам выполненных исследований можно сделать следующие выводы:
  228. Для глубин скважин до 3000м МГ канал является надежным средством передачи на поверхность информации о режиме динамического взаимодействия долота с забоем при турбинном бурении.
  229. МГ канал можно считать реальным звеном перспективной системы управления процессом турбинного бурения.
  230. Зам. начальника НУБР по производству1. А.Д. Сафонов1. Буровой мастер НУБР1. В.И. Пестов237 СПРАВКАдана к.т.н., доценту ТюмГНГУ Шлыку Ю. К. для предъявления в совет по месту защиты докторской диссертации.
  231. Промысловые испытания проводились на Южно-Сургутском и Средне-Асомкинском нефтяных месторождениях и были отмечены ростом рейсовой скорости бурения в среднем на 20% в интервалах глубин, начиная из-по кондуктора и до 2800−3000м.
  232. При этом общий объем бурения превысил 32 тыс. метров проходки.
  233. В период времени с 1995 по 1998 годы Шлык Ю. К. проводил цикл экспериментальных работ по измерению параметров спектров гидроакустических шумов в линии нагнетания промывочной жидкости с использованием современных технических средств.
  234. Работы проводились в рамках программы испытаний, утверждённой в НУБРе и были оформлены соответствующим актом.
  235. В настоящее время ООО Нефтеюганскбурнефть (НБН) сделало дополнительный заказ ЦБПО ОАО «Юганскнефтегаз» на изготовление пяти комплектов турбобуров ЗТСШ1−195 ВУМ, которые будут использованы вбурения на Южно-Сургутском и Средне-Асомкинскомместорождениях.
  236. Зам. начальника ООО НБН по производству1. Гл. технолог ООО НБН
Заполнить форму текущей работой

Сессия? Спокойно!