автореферат диссертации по машиностроению и машиноведению, 05.02.13, диссертация на тему:Динамические компоновки для бурения забойными двигателями

На правах рукописи

ЛЯГОВ АЛЕКСАНДР ВАСИЛЬЕВИЧ

ДИНАМИЧЕСКИЕ КОМПОНОВКИ ДЛЯ БУРЕНИЯ ЗАБОЙНЫМИ ДВИГАТЕЛЯМИ

Специальность 05.02.13 - "Машины, агрегаты и процессы" (Нефтегазовая отрасль)

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени доктора технических наук

УФА-2005

Работа выполнена на кафедре "Нефтегазопромысловое оборудование" Уфимского государственного нефтяного технического университета.

Научный консультант доктор технических наук, профессор

Ишемгужин Евгений Измаилович.

Официальные оппоненты: доктор технических наук, профессор

Спивак Александр Иванович;

доктор технических наук, профессор Юртаев Виктор Григорьевич;

доктор технических наук, старший научный сотрудник Янтурин Альфред Шамсунович.

Ведущая организация ООО «Буровая компания "Евразия"».

Защита состоится 3 июня 2005 года в 14-00 на заседании диссертационного совета Д 212.289.05 при Уфимском государственном нефтяном техническом университете по адресу: 450062, Республика Башкортостан, г. Уфа, ул. Космонавтов, 1.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Уфимского государственного нефтяного технического университета.

Автореферат разослан апреля 2005 года.

Ученый секретарь диссертационного

совета^Зз,^,^ Закирничная М.Ц.

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность проблемы. В последние годы нефтегазовые компании России обеспечивали наращивание объемов добычи в основном за счет интенсивной эксплуатации крупных и уже истощенных месторождений с высокой обводненностью и пониженным пластовым давлением. Вместе с тем среднее значение коэффициента извлечения нефти на сегодня не превышает 35...40%, причем основные запасы по-прежнему сосредоточены именно на таких месторождениях.

В силу этого наиболее важной, проблемной и актуальной областью в технологической цепочке производства углеводородного сырья становится бурение горизонтальных, многозабойных и многоствольных скважин, которое осуществляется как традиционными неориентируемыми и ориентируемыми компоновками низа бурильной колонны (КНБК), так и гибкими длинномерными трубами с использованием нового оборудования, технологий, а также достигнутого сегодня уровня знаний о динамических процессах, происходящих на забое скважины и в КНБК.

КНБК - это техническая система, включающая комплексы агрегатов, устройств и инструментов, предназначенная для управления процессом бурения. Комплексы, включенные в систему КНБК, работают как отдельные динамические модули, участвующие в сложных колебательных процессах, происходящих в скважине, оставаясь при этом детерминистически связанными с системой.

Синтез специальных компоновок повышенной надежности, с учетом стохастических динамических процессов, происходящих на забое, предопределяет не только качество формирования ствола в процессе бурения, но и дальнейшую безаварийную работу эксплуатационного оборудования в скважине.

Цель работы - создание стабилизирующих КНБК для осуществления бурения наклонно направленных и горизонтальных скважин забойными двигателями традиционными и колтюбинговыми буровыми установками, а также ис-

следование, разработка и внедрение специальных технических средств и способов для обеспечения управления колебательными процессами.

Основныезадачи:

1. Исследование динамики КНБК с забойными двигателями в наклонно направленных и горизонтальных скважинах.

2. Качественная и количественная идентификация динамики КНБК как механической системы: построение математических моделей колебательных систем и комплексов специальных компоновок на основе анализа процессов в этих системах, выявления преобладающего источника возбуждения колебаний и распознавания типа системы, а также оценка параметров отдельных комплексов, включенных в КНБК.

3. Полу качественная идентификация: распознавание и оценка отдельных параметров КНБК, характеризующих степень и запас устойчивости новых компоновок на основании статистического и динамического анализа их нагружения и движения, а также разработка методов оценки уровня параметрического усиления или ослабления внешнего возмущения.

4. Разработка, совершенствование и внедрение комплекса технических средств и способов для управления динамикой ориентируемых и неориенти-руемых КНБК с забойными двигателями при бурении различными буровыми установками.

Методы решения. В работе использован комплекс локальных и нелокальных методов, включающих аналитические, численные и стендовые исследования, промысловые наблюдения и статистические обобщения, а также синтез принципиально новых технических средств и технологий, масштабный производственный эксперимент и технико-экономические оценки разработок.

Научная новизна

1. Выполнено аналитическое решение научной проблемы, связанной с синтезом динамических компоновок при бурении забойными двигателями наклонно направленных скважин, путем создания феноменологических, математических моделей антивибрационных стабилизирующих КНБК, исследования их

колебаний как динамических систем с линейными и нелинейными коэффициентами.

2. На основании полученных решений установлены и определены механические критерии динамической устойчивости разработанных компоновок, их амплитудно-частотные характеристики и фазовые траектории новых технических средств, включаемых в КНБК.

3. Аналитически выявлены качественные закономерности формирования ухабообразного забоя скважины как результат квазигармонических колебаний с переменной амплитудой при бурении забойными двигателями различными динамическими КНБК с регламентированными коэффициентами передачи возмущающих сил:

- установлены аналитические зависимости влияния механического импеданса различных динамических КНБК на вибрационные процессы, происходящие на забое скважины;

- получены механические характеристики динамических компоновок, определяющие границы устойчивого состояния детерминистической системы при случайных колебаниях, и разработаны методы оценки уровня параметрического усиления характеристик системы при суммарном динамическом воздействии продольных и поперечных колебательных процессов, переходящих в параметрический резонанс КНБК в зависимости от параметров механических импедан-сов динамических систем.

4. На основе анализа колебательных процессов, происходящих на динамически возмущенном участке КНБК, впервые аналитически установлен и исследован механизм применения гироскопического эффекта для регулирования азимутального и зенитного углов скважины специальными устройствами с автономно вращающейся массой.

5. Методами имитационного моделирования колтюбинговых КНБК аналитически обосновывается вероятность существования различных устойчивых периодических режимов вынужденных случайных колебаний динамических

компоновок, состоящих из рабочих комплексов с регламентированными механическими импедансами, подбираемыми случайным образом.

Основные защищаемые положения

1. Математические модели антивибрационных стабилизирующих КНБК как динамических систем, с линейными и нелинейными коэффициентами, участвующих в сложных колебательных процессах при бурении забойными двигателями наклонно направленных и горизонтальных скважин, и методы их решения.

2. Особенности формирования забоя скважины как результат квазигармонической амплитудно-частотной модуляции высокочастотных колебаний при бурении шарошечными долотами забойными двигателями.

3. Качественные закономерности влияния продольно-поперечных, изгиб-ных колебаний КНБК и механических импедансов гидромеханических виброгасителей на динамические процессы, происходящие в бурящейся скважине.

4. Научно-методические основы конструирования шпиндельных забойных двигателей повышенной надежности для работы в составе динамических компоновок наклонно направленных скважин.

5. Устройства и способы для управления азимутальными и зенитными углами скважины с использованием гироскопического эффекта.

6. Научно-методические основы проектирования новых динамических комплексов колтюбинговых КНБК, разработка и оценка их механических параметров.

Практическая ценность и реализация работы в промышленности

1. На основании Протокола совещания руководителей разработок наддо-лотных амортизаторов от 18-19 июня 1985г. и в соответствии с «Программой и методикой сравнительных испытаний новых конструкций забойных амортизаторов» (по заказ-наряду Миннефтепрома Е.85.0489.87) проведены межведомственные приемочные испытания опытной партии демпферов ДГ-195, изготовленных Кунгурским МПО «Турбобур» по технической документации с литерой «О», при бурении наклонно направленных скважин в Урало-Поволжском ре-

гионе турбобурами, электробурами и винтовыми двигателями. По результатам испытаний организовано серийное производство в МПО «Турбобур».

2. На основании технического задания Миннефтепрома и ВПО «Союзнеф-тепроммаш» ТЗ-3 9-2-749-81 созданы и внедрены в серийное производство Кун-гурского МПО «Турбобур» устройства подавления вибраций гидродинамического типа (гидромеханические демпферы ДГ-195 и ДГ-195М, многоступенчатые демпферы ДГМ-240, гидравлические центраторы ГЦ-215,9, виброгасители-центраторы ВЦ-212, демпферы-центраторы ДГЦ-212 и калибраторы-виброгасители КВ-215), повышающие эффективность бурения забойными двигателями наклонно направленных скважин.

3. Приняты к производству и освоены Кунгурским МПО «Турбобур» рекомендации по конструированию шпиндельных турбобуров с плавающим валом типа 111В. Десять комплектов турбобуров ТПБ-105 внедрены в ТПП «Ко-галымнефтегаз».

4. Разработаны и апробированы в Урало-Поволжском и ЗападноСибирском регионах антивибрационные стабилизирующие компоновки типа КНБК-СА для регулирования динамических процессов в нижней части бурильной колонны.

5. В результате внедрения динамических КНБК с устройствами гашения продольных, поперечных и крутильных колебаний при бурении более 60 наклонно направленных скважин получена стабилизация зенитных углов скважины при увеличении проходки на серийные долота до 50% (в ряде интервалов кратно), механической скорости бурения до 10...30% и повышения наработки на отказ забойных двигателей до 40%.

6. Разработаны и внедрены в АНК «Башнефть» гидромеханические ориен-таторы типа ОР-95 для колтюбингового бурения горизонтальных скважин, освоенные в мелкосерийном производстве НВФ ООО «НСЛ».

7. На основании технического задания Департамента бурения корпорации «Роснефтегаз» разработаны и прошли приемочные испытания гироскопические регуляторы азимута типа СА и ГРА на предприятиях Урало-Поволжского и За-

падно-Сибирского регионах при бурении более 20 наклонно направленных скважин. Применение ГРА-195, в составе КНБК-СА, позволяет неориентированно управлять зенитным и азимутальным углами скважины. Гироскопы ГРА-195 освоены в производстве Кунгурским МПО «Турбобур».

8. Разработан параметрический ряд гидродинамических виброгасителей продольных, поперечных и крутильных колебаний для компоновок типа КНБК-СА при бурении забойными двигателями габаритов: 95, 105, 172, 195 и 240 мм. Внедрение калибраторов-виброгасителей КВ-124, гидравлических центраторов-нагружателей ПД-124М, демпферов-центраторов ДГЦ-120 осуществлено в Управлении ремонта скважин ТПП «Когалымнефтегаз» при капитальном ремонте более 50 скважин, в том числе пяти горизонтальных.

Апробация работы. Основные положения диссертационной работы докладывались: на республиканских научно-технических конференциях по проблемам нефтяной, газовой и нефтеперерабатывающей промышленности Башкирии (г. Уфа, 1975, 1977, 1979, 1981, 1986,1988 гг.); второй Всесоюзной научно-технической конференции на Уралмашзаводе (г. Свердловск, 1977 г.); Всесоюзных конференциях по динамике, прочности и надежности нефтепромыслового оборудования (г. Баку, 1977, 1983 гг.); Всесоюзной конференции по наклонному бурению (г. Баку, 1978 г.); Второй зональной научно-технической конференции по комплексным программам Минвуза РСФСР «Нефть и газ Западной Сибири» (г. Тюмень, 1983 г.); Всесоюзном семинаре «Основные направления повышения эффективности работы породоразрушающего бурового инструмента в различных геолого-технологических условиях» (г. Москва, 1984 г.); республиканской научно-технической конференции «Диагностика, ресурс и прочность оборудования для добычи и переработки нефти» (г. Уфа,

1989 г.); второй Всесоюзной научно-технической конференции «Нефть и газ Западной Сибири» (г. Тюмень, 1989 г.); пятой Всесоюзной научно-технической конференции «Разрушение горных пород при бурении скважин» (г. Уфа,

1990 г.); Международной конференции «Механика горных пород при бурении» (г. Грозный, 1991 г.); Всероссийских научно-технических конференциях «Про-

блемы нефтегазового комплекса России» (г. Уфа, 1995, 1998 гг.); второй научно-технической конференции «Современные проблемы надежности» (г. Москва, 1997 г.); XVI межотраслевой научно-практической конференции «Заканчи-вание и ремонт нефтегазовых скважин с полным сохранением их продуктивности» (г.г. Краснодар, Анапа, 2004 г.); координационных совещаниях по проблемам «Техника и технология наклонно направленных и горизонтально-разветвленных скважин» (г. Ивано-Франковск, 1983, 1986 гг.); координационном совещании руководителей разработок наддолотных амортизаторов (г. Москва, 1985 г.); ВДНХ СССР, павильон «Нефтяная промышленность», экспонат «Гидравлический демпфер ДГ-195» (г. Москва, 1984 г. - золотая, серебряная и бронзовая медали ВДНХ); Всесоюзной научно-технической конференции «Передовые концепции механического образования в технических и технологических университетах по реализации государственных образовательных стандартов» (г. Уфа, 2002 г.); Всероссийской научно-технической конференции «Проектирование и эксплуатация нефтегазового оборудования: проблемы и решения» (г. Уфа, 2004 г.).

Публикации. По теме диссертационной работы опубликовано 120 печатных работ, в том числе 54 изобретения и патента.

Структура и объем работы. Диссертационная работа состоит из введения, 6 глав, основных выводов, списка литературы и приложений, изложена на 480 страницах машинописного текста и содержит 162 рисунка, 29 таблиц, список литературы из 306 наименований и 27 приложений.

Автор выражает благодарность сотрудникам кафедры нефтегазопромы-слового оборудования УГНТУ за помощь в проведении исследований, оформлении и обсуждении результатов работы.

Решение некоторых задач, освещенных в диссертации, явились результатом совместных работ с Султановым Б.З., Асеевым Е.Г., Габдрахимовым М.С., Забировым Ф.Ш., Конюховым И.Н., Кравцовым А.И., Сулеймановым И.Н., Са-фиуллиным P.P., Чистовым Д.И., Шайдаковым В.В., Щамовым Н.А,, Ямалие-вым В.У., за что автор им весьма признателен.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Наша страна является основоположницей бурения нефтяных и газовых скважин забойными двигателями.

Выдающаяся роль в создании способов и устройств для бурения наклонно направленных и горизонтальных скважин с помощью забойных двигателей принадлежит российским ученым: П.П. Шумилову, Г.Б. Любимову, Р.А. Иоа-несяну, М.Т. Гусману. Э.И. Тагиеву, Ю.Р. Иоанесяну, В.П. Шумилову, С.С. Ни-комарову, Д.Ф. Балденко.

Большой вклад в развитие наклонно направленного бурения забойными двигателями внесли ученые: М.М. Александров, П.В. Балицкий, С.Н. Бастри-ков, А.Г. Биишев, Т.Н. Бикчурин, В.Ф. Буслаев, Ю.В. Вадецкий, В.И. Векерик, М.И. Ворожбитов, М.С. Габдрахимов, А.С. Галеев, A.M. Григорян, В.Г. Григу-лецкий, М.П. Гулизаде, P.M. Гилязов, Н.А. Гукасов, Н.Д. Дергач, Г.И. Дранкер, Н.А Жидовцев, А.Г. Калинин, З.Г. Керимов, Н.Ф. Кагарманов, И.Н. Конюхов. В.Е. Копылов, Ю.А. Коротаев, A.M. Кочнев, Н.Ф. Лебедев, М.Р. Мавлютов, А.Х, Мирзаджанзаде, М.Ш. Насыров, П.И. Огородников, В.Д. Поташников, А.Н. Попов, Р.Х. Санников, Л.Е. Симонянц, И.Г. Сирак, А.И. Спивак, С.С. Сулакшин, Б.З. Султанов, Л.Я. Сушон, P.M. Эйгелес, Е.К. Юнин, В.Г. Юртаев, А.Ш. Янтурин и многие другие.

Уменьшение интенсивности искривления ствола скважины и величины вибраций являются основными путями повышения долговечности как работы забойного двигателя, так и КНБК в целом. Снижение вибрационного воздействия на турбобур приводит к увеличению наработки до отказа, повышению проходки на долото при различных вариантах изменения механической скорости.

Как правило, виброгасители современных конструкций в нашей стране и за рубежом выполнены на основе эластомеров или в виде амортизаторов, диапазон эффективной эксплуатации которых ограничен их релаксационными свойствами и долговечностью.

Ряд исследований, выполненных специалистами ВНИИБТ и УГНТУ, посвящен новому направлению в буровой виброзащитной технике - гидродемпферам, характеризующимся более широким частотным диапазоном виброизоляции их применения и возможностью регулирования демпфирующих свойств, в зависимости от параметров вибрации, возникающих на забое скважины. Однако до настоящего времени не было теоретического обоснования их принципа работы для условий бурения в скважине забойными двигателями и отсутствовали правила конструирования их гидравлической части.

Для исследования работы КНБК необходимо знать функцию перемещения корпуса долота, определяемую динамическими процессами, происходящими на забое скважины. В основном эти процессы определяются зубцовыми и грунтовыми колебаниями долота. Если природа возникновения зубцовых колебаний не вызывает сомнений и обусловливается геометрией вооружения шарошки, то возникновение грунтовых колебаний разные авторы связывают с появлением ухабов на забое скважины, объясняя ухабообразование множеством факторов, хотя единого мнения нет.

Известно, что формирование забойной рейки определяется зубцами периферийных венпов шарошек долота, причем шаги зубцов шарошек близки друг к другу и различаются на небольшую величину при этом наибольшей кинетической энергией обладают зубцы венца с максимальным шагом.

При наложении двух, трех и более колебаний с различными частотами, но близкими некоторой величине (несущая частота), возможно генерировать квазигармонические колебания с переменной амплитудой (амплитудная модуляция).

Сумма трех гармонических движений для трехшарошечного долота: з

Таким образом, результирующее движение можно рассмотреть как почти гармоническую функцию с переменной амплитудой и

круговой частотой, равной причем В моменты времени, когда ампли-

туда достигает максимального значения ЗА, что возможно при гГ=0+2яи, где п~0,1,2,3,..., происходит биение, повторяющееся с квазипериодом —.

Рассмотрим работу КНБК при турбинном способе бурения трехшарошеч-ным долотом. Синтезированная схема компоновки (феноменологическая модель) представлена на рис. 1, в состав которой может включаться виброгаситель гидромеханического типа.

Долото с виброгасителем массой тд перемещаются по ухабообразному забою, профиль которого, вызванный квазипериодическими колебаниями, зависит от координаты Х2, а к И с - коэффициенты упругости и демпфирования КНБК, представленные в виде модели Фойхта-Кельвина; а % - масса роторной системы забойного двигателя с коэффициентами к1 и с1 - упругости и вязкости осевой опоры шпиндельной секции, представленные в виде обобщенной модели Максвелла.

Рис. 1. Модель КНБК с демпфером при кинематическом возмущении

Закон движения рассматриваемой нелинейной системы :

тТ ■ X, (0 + (с, + с)-Х,{1) + {к[+к)Х^)-с-ХгЦ)~к-Хг (/) = О <тг-Хг(1) + с Х2(1) + к-Х2«)-с-Х1(0-к-ХЛО = 0 Х2(0 = Л-[1 + 2- соз(б- • О] • зт(ю • О

Решение нелинейной системы уравнений, после очевидных преобразований, осуществлялось в рамках пакета MathCad2000.

Результирующее движение (при п = 300...900 мин"1, диапазоне частоты вращения вала турбобура, например, ЗТСШ1-195) представлено в виде амплитудных модуляций на рис. 2 и 3.

' ' 1 1 *»■' ^ I 1

Рис. 2 Рис- 3

На рис. 2 показана амплитудная модуляция с меньшей периодичностью при работе КНБК без демпфера на частотах в интервале 600>и>300 мин-1, биение наблюдается.

На рис. 3 показана работа компоновки с демпфером типа ДГ-195, конструкции УГНТУ, в интервале рабочих оборотов 600>Ир>300 мин'1 - явление биения погашено, грунтовых колебаний не наблюдается.

Для исследования влияния возмущающей осевой нагрузки на поведение динамической КНБК в математическую модель системы уравнений (2), в правую часть, вводилась динамическая возмущающая сила, приложенная к массе тд, в комплексном виде Р-е'1"'. Решением системы по методу Крамера определялись: где фазовые углы:

- механические импедансы системы (2).

Исследование парциальных частот с помощью диаграммы Вина показало слабую инерционную и сильную квазиупругую связанность системы. Вычисленные затем спектральные плотности КНБК с демпфером характеризовались

узкополостностью, сосредоточенной около превалирующих частот, близких к парциальным (А.С. №1427059).

Износ в опорах долота моделировался изменением механического импеданса в модели Фойхта-Кельвина, а износ осевых опор шпиндельной секции -изменением механического импеданса в обобщенной модели Максвелла.

Исследования поведения модели (2) в рабочем диапазоне частот, из-за достаточно большой нелинейности и случайности возникающих колебательных процессов, проводились численными методами.

Во всех вычислениях, выполненных с минимальным шагом без демпфера, наблюдалась хорошо выраженная амплитудная модуляция, причем амплитуды многократно превышали амплитуды возмущения а форма спектра колебаний напоминала случайный процесс типа "белого шума", спектральная плотность которого характеризовала большой расход энергии с почти бесконечной дисперсией и быстрозатухающей корреляционной функцией процесса (А.С, №1506094).

Известно, что любая реальная инерционная система может реагировать лишь на ограниченный диапазон частот случайных воздействий.

Для идентификации вероятностных характеристик состояния системы по вероятностным характеристикам внешнего воздействия, при случайных колебаниях, исследован установившийся закон движения, в котором возмущающая сила характеризуется постоянной частотой и случайной амплитудой в виде [Р + £(0]-8ш(й>-/) , приложенной к массе тд, в системе (2), где Р— детерминированная составляющая амплитуды внешнего воздействия, а - случайная составляющая.

Для исследования состояний системы была разработана имитационная модель, позволяющая менять параметры в широком диапазоне. В качестве рассматривались различные законы распределения: равномерный, экспоненциальный, Вейбулла и другие.

Полученная система уравнений представлена в виде матрицы (4):

Рис.4 Рис.5

На рис. 4 показано перемещение долота в виде случайных колебаний с биением.

На рис. 5 - воспроизведенное состояние системы (4) через гидродемпфер с коэффициентом передачи КП ~ 0,5.

Проведенные вычислительные эксперименты показали, что состояние рассматриваемой системы, определяемое изменением перемещений динамически возмущенных масс, мало зависит от вида закона распределения случайной составляющей возмущающей силы и сильно зависит от импедансов демпфера и КНБК, при этом увеличение жесткости демпфера с приводит к увеличению времени раскачки системы на первом звене и уменьшению - на втором.

Поскольку забойный двигатель в различных КНБК является одним из основных агрегатов, были проведены теоретические и промысловые исследования характерных отказов забойных двигателей.

В ранее выполненных работах отсутствовали исследования влияния зенитного угла скважины, износа радиальных опор, их взаимного расположении и жесткости роторной системы турбобура, а также центрирующих и демпфирующих элементов, установленных в компоновке бурильной колонны, на работоспособность базовых узлов забойного двигателя.

В соответствии с этим были проведены теоретические исследования и получено обоснование принципа работы забойного двигателя с гидродинамическим виброгасителем, а также выполнены аналитические исследования упруго -напряженного состояния забойного двигателя в наклонно направленной скважине при компоновке с центратором (калибратором) и без него.

Установлено, что одним из перспективных направлений повышения эффективности работы КНБК и забойных двигателей при проводке наклонно направленных скважин по проектному профилю является управление колебательными процессами, возникающими при работе бурильного инструмента, путем включения в состав компоновок виброгасящих устройств. На основе принципов проектирования антивибрационных компоновок для бурения наклонных скважин и виброгасящих технологических элементов повышенной надежности были разработаны гидромеханические и гидравлические демпферы, характеризующиеся более широким частотным диапазоном их применения и возможностью регулирования их демпфирующих свойств в зависимости от параметров вибрации, которые возникают в забойной компоновке (А.С. №735846, 802513, 842294, 1084502 и др.). Разработаны виброгасители-центраторы и виброгасители-калибраторы (А.С. №1146406, 1263800, 1779739 и др.), позволяющие не только снижать интенсивность бокового фрезерования долота, но и уменьшать поперечные колебания направляющего участка бурильного инструмента, которые отрицательно влияют на формирование траектории скважины по проектному профилю.

Из-за специфичности конструкций турбобуров и условий их работы возникают чрезвычайно разнообразные отказы. На основе анализа работы забойных двигателей в различных регионах страны проведена классификация их отказов

и причин отказов: выделены внезапные и постепенные отказы. Дальнейший их анализ и исследования позволили создать и внедрить принципиально новый забойный двигатель с плавающей системой вала - турбобур типа ТПВ и шпиндель повышенной надежности (А.С. №1550068, 1657583, 1750278 и др.).

Отказы шпиндельной секции происходят чаще, чем отказы турбинных секций. В шпиндельной секции наибольшее число отказов приходится на осевую опору, что составляет свыше 60%.

Большая аварийность узла соединения шпинделя с турбинной секцией, особенно у турбобуров типа ЗТСШ, вызвала необходимость проведения исследований условий работы и конструктивных особенностей конусно-шлицевых полумуфт, в результате которых разработаны рекомендации, внедренные в МПО «Турбобур» (А.С. №699159).

Далее аналитически исследовалось упругонапряженное состояние турбобура, для чего турбобур моделировался в виде многопролетной балки, нагруженной осевой силой в плоской системе координат. Наклонно направленная скважина считалась наклонно-прямолинейной. Определялись прогибы оси турбобура, а затем по зависимости (5):

(5)

рассчитывался изгибающий момент. Мш, действующий в любом сечении турбобуров диаметров 105, 172, 195, 215 и 240мм.

В формуле (5):

P и Q- осевая нагрузка и отклоняющая сила на долоте соответственно;

EJ- изгибная жесткость турбобура;

qi - поперечная составляющая от собственного веса единицы длины турбобура qx в жидкости: qi =qr" sina;

а - зенитный угол скважины.

В результате получены графики изменения изгибающего момента по длине турбобура до точки его касания стенки скважины, которые показывают, что в месте соединения турбинной секции со шпиндельной действует максимальный изгибающий момент.

Исходя из полученных графиков изменения изгибающего момента по длине турбобура в дальнейшем исследовалось упругонапряженное состояние вала шпиндельной секции турбобура в компоновке без калибратора и с калибратором-виброгасителем, при этом вал шпинделя моделировался как многопролетная балка, размещенная в изогнутом корпусе турбобура, на опорах с зазорами, образующимися при их износе. В результате совместного решения дифференциальных уравнений упругой оси турбобура относительно скважины и уравнений упругой оси вала шпиндельной секции относительно турбобура получены зависимости реакций в нижней и верхней радиальных опорах шпиндельной секции и в калибраторе, установленном над долотом, от величины зенитного угла скважины, зазора, жесткости вала шпинделя, расположения опор и калибратора от долота и между собой.

Расчеты проводились для углубления унификации шпиндельных турбобуров, рекомендации внедрены в производство Кунгурским МПО «Турбобур».

Расчеты показали, что применение в компоновке над долотом калибратора, работающего на набор зенитного угла скважины, увеличивает изгибающий момент в нижней радиальной опоре шпинделя, что объясняется появлением на участке от долота до нижней опоры дополнительной реакции в калибраторе, увеличивающей в сочетании с отклоняющей силой на долоте кривизну изогнутой оси вала, а как следствие, и нагрузку в нижней радиальной опоре в 2-3 раза. Поэтому целесообразно применить наддолотные калибраторы и центраторы на упругой опоре, которая будет снижать изгиб вала шпинделя относительно корпуса, например, виброгасители-калибраторы типа КВ-124 (патент №2232249).

Для исследования продольных колебаний динамических КНБК построена математическая модель нижней части бурильной колонны с гидромеханическим виброгасителем. Колебательная система представлена моделью с сосредоточенными параметрами, движущейся под действием гармонической возмущающей силы, являющейся динамической составляющей низкочастотных продольных колебаний бурильного инструмента.

Решение системы осуществлялось импедансным методом, в результате определялась установившаяся реакция системы, резонансные области, а затем -коэффициент передачи возмущающей силы, отдельно гидравлической части виброгасителя и всей гидромеханической конструкции. В результате получены зависимости коэффициента передачи виброгасителя от механических импедан-сов системы, которые регламентировались геометрическими параметрами дросселей и жесткости упругих элементов эластомеров. При этом коэффициент передачи виброгасителя рекомендуется принимать равным 0,48-0,50, что достигается при динамической жесткости амортизатора к] = 1,79 кН/мм, диаметре насадки струйного насоса демпфера с} - 0,025 м и диаметре отверстия гидравлической камеры дросселя демпфера с = 0,0025 м.

В результате теоретических исследований получены значения гидравлических сил (активная гидравлическая нагрузка), развиваемых в такт колебательным процессам, происходящим на забое скважины демпфером, дроссель которого выполнен в виде струйного насоса:

Рг% =

Р-Ъ

О Р

— + — • Аг ■со1 сов(со2 Г)

(6)

и демпфером рабочей камеры при дросселировании жидкости через регламентированное отверстие:

где Рг1 - гидравлическая сила демпферов; - площадь рабочего поршня; р2 - площадь отверстия насадки струйного насоса; Рз - площадь рабочей камеры;

Р4 - площадь регламентированного отверстия рабочей камеры; ¡х2 - коэффициент истечения жидкости из регламентированного отверстия рабочей камеры.

По выражениям (6) и (7) подобраны гидравлические характеристики демпферов типа ДГ и гидравлических центраторов типа ГЦ с оптимальными геометрическими параметрами и разработан ряд конструкций. Принцип дейст-

вия демпфера основан на использовании жидкостной пружины, образующейся при срабатывании расчетного перепада давления на насадке подвижного поршня, который противостоит ударному режиму работы компоновки нижней части бурильной колонны.

Гидравлическое усилие, возникающее на подвижном поршне, выбирается исходя из необходимости гашения определенного частотного спектра продольных колебаний бурильного инструмента подбором насадок. Производился расчет рабочих параметров одноступенчатого демпфера, которые определяются площадью поршня и величиной перепада давления на насадке струйного насоса, встроенного в шток.

Для расширения виброзащиты рабочая камера дополнительно снабжена упругими амортизаторами (эластомером) с расчетной жесткостью и возможностью работы в последовательном или параллельном режиме с дросселем. На корпусе установлен вращающийся центрирующий элемент на упругой опоре (А.С. №1108271).

Разработана усовершенствованная конструкция многоступенчатого демпфера типа ДГМ-240М повышенной надежности с регулируемой гидравлической характеристикой (А.С. №842294, 1073430, 1084502), которая расширила область применения демпферов для различных геолого-технических условий. Для аналитической оценки предложенной модернизации суммарная гидравлическая нагрузка, возникающая на штоке, выбиралась в зависимости от необходимости гашения определенного частотного спектра продольных колебаний бурильного инструмента и определялась по полученной формуле с учетом колебаний промывочной жидкости и штока с долотом:

- 2-<р%

дс/,+А зт(йу0 Л

(8)

где п - число ступеней демпфера;

р - плотность промывочной падкости;

Р, - площадь плавающего поршня ступени демпфера;

- коэффициент истечения промывочной жидкости из насадки;

- средний расход промывочной жидкости буровым насосом;

- амплитуда и круговая частота колебаний расхода промывочной жидкости с учетом грунтовых колебаний долота;

? - время;

/- площадь поперечного сечения насадки плавающего поршня;

- амплитуда и круговая частота продольных колебаний долота со штоком демпфера.

Регулирование характеристики демпфера производилось в процессе бурения изменением подачи промывочной жидкости, а между долблениями - за счет изменения геометрических параметров насадки струйного насоса. При большой амплитуде отскока долота его перемещению будет противодействовать активная гидравлическая нагрузка, создаваемая ступенями демпфера, работающими последовательно, начиная с нижних. Для повышения надежности и долговечности демпфера был разработан новый упругий элемент с автономным увеличением объема работы трения и линейной характеристикой (А.С. №911066). Для получения нелинейной характеристики упругого элемента предложена конструкция сдвоенных кольцевых пружин, рекомендованная для демпфера гидромеханического принципа действия (А.С. №1406333). В зависимости от состояния сопряженных поверхностей кольцевых пружин работа сил трения составляет 60...70% от полной работы, совершаемой при динамическом нагружении. Лабораторные испытания упругих элементов показали, что их жесткость можно регулировать в широком диапазоне.

В результате предложены динамические КНБК для неориентированного бурения, аналитически исследованные при нестационарных колебаниях в наклонной скважине для определения их влияния на устойчивость и формирование направления ствола.

Динамическая компоновка, расположенная в наклонно направленной скважине, моделировалась как упругий стержень, нагруженный осевой динамической силой, размещенной на двух опорах, с промежуточным центратором, в плоской системе координат. На некотором расстоянии от долота 11 распо-

лагается упругий центрирующий элемент. Принималось, что действующие на стержень нагрузки являются консервативными, а приложенные к упругому стержню связи - идеальными. Стержень изготовлен из линейно-упругого и изотропного материала.

Теоретически изучалось поведение выбранной компоновки в наклонно-прямолинейной скважине, в интервале стабилизации при действии нестационарных продольных и поперечных колебаний с точки зрения устойчивости динамических форм системы при переходе через параметрический резонанс.

Антивибрационная компоновка, в первом приближении, рассматривалась как однопролетная балка с распределенной нагрузкой дхеояа на двух опорах; за нижнюю опору принято долото, за верхнюю - место касания забойного двигателя стенки скважины, на которую действуют продольная у/(х,0 и поперечная силы, соответственно - осевая возмущающая сила и реакция от центратора (калибратора).

Дифференциальное уравнение изогнутой оси забойной компоновки рассматривалось в виде

где - изгибная жесткость рассматриваемой компоновки;

- коэффициент затухания;

- погонная масса единицы длины компоновки;

- вес единицы длины компоновки в жидкости;

- зенитный угол скважины. Возмущающая сила Р = ц!0) представлена в виде

где Рст — осевая статическая сжимающая сила, равная весу сжатой части бурильной колонны;

ЕР

- амплитуда динамической составляющей при действии наи-

с

более энергоемких грунтовых колебаний;

Е - модуль упругости материала элементов компоновки; Ж — площадь поперечного сечения компоновки; с - скорость продольных волн в металле; А - высота ухабов забоя скважины; V? - частота грунтовых колебаний с периодом ж или 2л. Решение уравнения (9) с принятыми граничными условиями отыскивалось в виде ряда

к-п-х

(10)

После подстановки (10) в уравнение (9), применяя условие ортогональности синусов, получим

Введением новых переменных т=0,-1 и г„(т) = Т„ега уравнение (11) преобразовывалось в известное уравнение Матье:

дт

Г + (ап - 2Чп со« 2г>„ = (г).

(12)

После преобразований уравнение (12) приводилось к классическому однородному уравнению

где

Используя полученные зависимости параметров ап и дп уравнения Матье, определили, при каких значениях коэффициента затухания и расстояния от долота до центратора нижняя часть бурильной колонны теряет динамическую устойчивость.

Результаты расчетов позволили оценить динамическую устойчивость колебательной системы "долото - центратор - забойный двигатель - бурильная

колонна", от коэффициентов затухания упругих элементов КНБК: //=0,0000001 ...0,005 с'1 с использованием диаграмм Айнса-Стретта, которые показали, что с увеличением коэффициента затухания зона устойчивости расширяется и положительно влияет на работу антивибрационной компоновки.

Обязательным принципом при проектировании динамических КНБК является создание условий для избирательного гашения динамической составляющей отклоняющей силы на долоте. Этот принцип реализован в динамических компоновках за счет включения непосредственно над долотом специальных виброгасителей продольных колебаний с коэффициентом передачи ~ 0,5. Динамическая компоновка позволяет кратно снизить или существенно погасить динамическую составляющую осевой возмущающей силы

вызывающей появление динамической составляющей

также у отклоняющей силы на долоте:

где Рг и - динамические составляющие, соответственно, осевой и отклоняющей сил;

БУЬБ ~ модуль упругости материала и площадь сечения КНБК;

с — скорость распространения продольных волн в колонне;

А и Q - соответственно амплитуда перемещения долота при продольных колебаниях компоновки и амплитуда динамической составляющей отклоняющей силы;

со - круговая частота продольных колебаний долота; - фазовый угол между продольными и поперечными колебаниями компоновки.

Следующим обязательным принципом является размещение виброгасителей на валу забойного двигателя на расчетном расстоянии от долота с учетом коэффициента затухания колебаний или демпфирования.

Полученные характеристики демпферов были использованы при конструировании гидродинамических устройств подавления вибраций.

Первые испытания образцов проводились при бурении скв. №431 турбинным способом и скв. №217 электробуром в Уфимском УБР. Виброгасители устанавливались над долотом, на вал забойного двигателя. В ходе эксперимента уточнены оптимальные геометрические размеры демпферов и физико-механические характеристики (импендансы) амортизаторов.

Внедрение опытных образцов производилось при бурении вертикальных и наклонно направленных скважин на площадях Уфимского, Октябрьского и Ишимбайского УБР ПО "Башнефть", в также Альметьевского, Бавлинского и Нурлатского УБР ПО "Татнефть". При внедрении виброгасителей пробурено более 40 скважин.

Анализ отработки буровых долот после испытаний (патент РФ №2124125) показал, что износ их опор был средний, как правило, все шарошки вращались, люфты выше нормальных, но опасности выпадения тел качения не наблюдалось. Проходка на долото в интервале бурения (400-2000 м) увеличилась до 50% при увеличении механической скорости бурения до 30%. Наработка на отказ забойных двигателей увеличилась в 1,3 - 1,5 раза, аварий с двигателями не наблюдалось. Применение гидравлических центраторов ГЦ-215,9 и демпферов с вращающимися центраторами типа ДГМ позволило добиться стабилизации зенитного и азимутального углов скважины.

Для управления траекторией наклонной скважины и снижения поперечных колебаний направляющего участка компоновки разработан виброгаситель-калибратор бурильного инструмента с центрирующим элементом, установленный с возможностью вращения. Внутренняя поверхность центрирующего элемента гуммирована эластичной втулкой для гашения поперечных колебаний бурильного инструмента и снижения изгиба вала шпинделя относительно скважины (А.С. №1263800, 1413233, 1458551).

Теоретическими и экспериментальными исследованиями определили оптимальные параметры виброгасителя-центратора для хорошей проходимости его по сложным траекториям: длина - 860 мм; диаметр центрирующей втулки -209...212 мм; длина лопастей - 170...200 мм; ширина лопастей - 50 мм; количе-

ство лопастей - 5 шт.; угол отклонения центрирующего элемента относительно корпуса- 0,75. ..1°.

Испытания опытной партии, состоящей из 18 виброгасителей-центраторов, проводились при бурении наклонно направленных скважин в Уфимском УБР ПО "Башнефть" в твердых породах после набора зенитного угла в интервале 300...2050 м. Виброгаситель-центратор, оснащенный вращающимся относительно корпуса центрирующим элементом на упругом основании, был установлен над долотом на расстоянии 1,2 м. Анализ результатов бурения показал, что проходка на долото в интервале опытного бурения повысилась до 40% при увеличении механической скорости бурения до 32%. Аварии с забойными двигателями не наблюдались. Применение антивибрационной компоновки с виброгасителем-центратором позволяло добиться стабилизации зенитного и азимутального углов скважины, что дало возможность в 3 раза сократить число коррекции параметров отвода скважины с помощью отклонителей и в 3 раза уменьшить расход долот на коррекции ствола.

Рост объема кустового наклонно направленного и горизонтального бурения скважин объективно потребовал сконцентрировать внимание на причинах азимутального искривления.

Анализ известных работ позволил установить, что одним из перспективных направлений осуществления регулирования азимута скважины является использование гироскопического эффекта, преднамеренно создаваемого в КНБК в процессе бурения.

Попытка оценить влияние гироскопического аффекта на изменение азимута была предпринята в 50...60-е годы прошлого столетия в работах Гули-заде М.П. и Пауса Ф., в которых авторы пришли к выводу о неэффективности данного способа. Гулизаде М.П., в частности, рассматривает влияние гироскопического момента, создаваемого валом турбобура при прецессии, определяемой механической скоростью бурения, получая при этом значение гироскопического момента Мгщ> = 0,3... 1,2 Н-м. Необходимо отметить, что в данных исследованиях не принимался во внимание колебательный характер работы

КНБК, возникающий при взаимодействии вооружения долота с ухабообразным забоем.

Фундаментальные основы теории гироскопев, представленные в работах Ишлинского А.Ю., Крылова А.Н., Николаи Е.А., Пельпора Д.С. и др., подтверждают, что для создания значительной величины гироскопического момента необходимо, чтобы гироскопическое тело обладало существенной величиной кинетического момента либо его прецессионное движение происходило с большим мгновенным значением угловой скорости.

Для обоснования использования гироскопического эффекта при регулировании азимута скважины, рассматривалась компоновка нижней части бурильной колонны, включающая забойный двигатель, на валу которого размещается устройство гироскопического типа с автономно вращающейся массой. Таким образом, корпус гироскопа вращается на валу забойного двигателя с частотой вращения долота а автономная гироскопическая масса — с собственной частотой п>г. Данная КНБК, находящаяся в наклонно-криволинейном стволе скважины под действием осевой силы Р и распределенной нагрузки от веса единицы длины д, составлящих её элементов, претерпевает изгиб, и на долоте возникает поперечная отклоняющая сила 0. При этом под действием сил 0 и Р, за некоторый промежуток времени КНБК совершит движение по некоторой дуге кривизной к. Это перемещение можно описать законами свободного движения твердого тела. По мере формирования долотом криволинейной траектории ствола скважины продольная ось гироскопического устройства изменит свое положение в пространстве. Данное движение гироскопического устройства в составе КНБК, которое можно рассматривать как поворот на некоторый угол со скоростью прецессии вокруг мгновенной оси, способствует,

по теореме Резаля, возникновению гироскопического момента, стремящегося развернуть продольную ось гироскопа в плоскости, ортогональной прецессионному движению. Величина этого момента определяется как

где - осевой момент инерции гироскопической массы;

/? - угол между направлениями векторов, ¡»¡ий.

Поскольку преимущественными направлениями прецессии при механическом бурении являются технологические операции по набору или снижению зенитного угла, плоскость действия гироскопического момента будет совпадать с азимутальной плоскостью, то есть р = ж/2. Поэтому путем изменения направлений прецессии и собственного вращения можно добиться заранее прогнозируемого направления изменения азимута скважина, а именно: для увеличения азимута при одновременном снижении значения зенитного угла (положительное направление необходимо обеспечить левое (взгляд с устья) вращение гироскопической массы, а для уменьшения азимута — правое. И, наоборот, при отрицательном направлении скорости (набор зенитного угла) для увеличения азимута необходимо правое, а для уменьшения - левое направления вращения. Данные утверждения, вытекающие из закона прецессии гироскопов, были визуально зарегистрированы на макетном образце КНБК с гироскопом в лабораторных условиях. Для того чтобы иметь представление о величине изгибающего момента в КНБК, что немаловажно при проектировании конструкций регуляторов, статическом значении отклоняющей силы на долоте от веса ее элементов КНБК, были проведены аналитические исследования упруго-напряженного состояния компоновки, содержащей регулятор азимута.

Как уже отмечалось, возникающие при работе долота колебательные процессы в КНБК вносят существенные коррективы при определении скорости прецессии и создаваемого гироскопического момента регулятором азимута с автономно вращающейся массой. Принимая, в первом приближении, гармонический характер колебаний и на основании принципа суперпозиции, колебания центра масс гироскопа в продольном и поперечном направлениях можно записать в виде:

Угловая скорость прецессии £2ко„ определяется как

(15)

(16)

где к - кривизна участка траектории движения.

Используя выражения хпо(15)и(16)и произведя преобразования, получаем

А. • w, • А2 ■ w.

w • cos Aw/ + Aw • cos wí

(18)

"t/д .2 2 • 2 J . j2 2 2 * >

2 A¡ ■ w, • sin w,/ + A2 ■ w2 cos vc2/

где W-M>;+W2 ,

Знаки плюс и минус соответствуют движению с падением и набором зенитного угла соответственно. При равенстве w¡ и w2 получаем частный случай движения по дуге эллипса со скоростью, равной

В общем случае абсолютной траекторией движения центра масс является некоторая кривая из семейства циклоид. Причем знак кривизны центральной оси обусловлен направлением отклоняющей силы Q на долоте. Как видно из (19), скорость QKor является переменной величиной. Очевидно, амплитудное значение её зависит от амплитуд линейных скоростей по направлениям x и у. Для скорости х временной интервал достижения максимального значения равен четверти периода колебаний и при w¿=100 с"1 составляет At — 0,0157 с. Таким образом, из-за малости интервала значения угловой скорости прецессии и, следовательно, возникающего гироскопического момента можно рассматривать как непрерывную последовательность мгновенных максимумов. Возникающий, при прецессии по циклоиде, гироскопический момент можно представить в виде суммы

(20)

м =МШ'+Мка"

гир * гир гир s

где

гироскопический момент, создаваемый вращающейся массой уст-

ройства при движении по дуге кривизной, равной кривизне ствола скважины, со скоростью механического разрушения горной породы забоя;

- гироскопический момент при скорости прецессии, обусловленной

продольными и поперечными колебаниями центра масс устройства.

Создаваемые регулятором азимута гироскопический момент, момент сил инерции Кариолиса через опоры и корпус передаются на вал забойного двигателя, способствуют созданию добавочной отклоняющей силы на долоте, действующей в плоскости азимута. Величина добавочной Оа, силы определяется следующим образом:

где - расстояние от долота до точки касания забойного двигателя со стенкой скважины.

С использованием полученных зависимостей (19) и (21) были вычислены значения £2К0Л и Результаты расчетов показали, что величина силы 2.» при турбинном бурении изменяется в пределах 200...800 Н в зависимости от параметров устройства и технологического режима бурения.

На основании проведенных аналитических исследований влияние гироскопического эффекта на регулирование азимута установлено, что для осуществления поставленной задачи посредством применения забойного силового гироскопического аппарата необходимо, чтобы последний обладал автономностью вращения своей массы с частотой, кратно превышающей частоту вращения долота: пг = 3000...8000 мин"1. Данное заключение и было положено в основу разработки гироскопических регуляторов азимута. В качестве движителей в конструкциях типа СА использовались радиальная турбина — сегнерово колесо (пг — 3000 мин" ) — и многоступенчатая осевая турбина с коэффициентом циркулятивности а = 0,3.. .0,7 в конструкции типа ГРА (пг = 8000 мин"1).

Для определения основной рабочей характеристики натурных образов гироскопических регуляторов азимута типа СА и ГРА - кинетического момента Н - были проведены стендовые измерения угловой скорости вращения вала. Измерительные работы проводились в условиях Уфимского УБР ПО "Баш-нефть", на буровой установке учебного комбината. Измерение частоты вращения вала производилось косвенным способом путем определения частоты виб-

рации в опорах в процессе прокачивания через регулятор промывочной жидкости. Регистрация спектра частот радиальной вибрации производилась при помощи вибродиагностического анализатора машинного оборудования фирмы "CSI" model 2110. Полученное значение кинетического момента Н=197,89 Нмс (СА) иН = 653,04 Нм-с (ГРА) хорошо согласуется с расчетными данными с учетом потерь на трение.

С целью выявления работоспособности конструкций, разработанных гироскопических регуляторов азимута типа СА и определения влияния их применения на изменение траектории ствола скважины в период с 1989 по 1992 годы было проведено опытное бурение на 14 скважинах на месторождениях, разбуриваемых Уфимским, Нефтекамским и Бирским (Западно-Сибирский регион) Управлениями буровых работ ПО "Башнефть".

Промышленные испытания гироскопических регуляторов азимута (А. С. №1330297, 1599512, 160920, 1682513) проводились в различных горногеологических условиях и технологических режимах бурения при проводке наклонных скважин долотами диаметром 215,9 и 295,3 мм. Бурение осуществлялось забойными двигателями: турбобурами ЗТСШ1-195, 2ТСШ-240 и электробурами Э-190. В процессе бурения регуляторы азимута типа С А включались в состав КНБК маятникового типа, а также КНБК в сочетании с серийными калибраторами типа 12КСИ, 9КП габарита 214...215,9 мм и 295,3 мм, центраторами СН-214, ВЦ-295,3 и РСТК, СТК габарита 209...212 мм.

Анализ данных инклинометрических замеров позволил констатировать, что при бурении компоновкой: долото, регулятор азимута типа CA-I, электробур Э-190/8РВ с системой телеметрии СТЭ, утяжеленные бурильные трубы диаметром 178 мм - 25 м, стальные бурильные трубы диаметром 127x9 мм. -при нагрузке на долото 80... 100 кН с увеличением среднего значения зенитного угла в интервале бурения интенсивность падения последнего возрастает, а интенсивность изменения азимутального угла уменьшается.

При бурении с использованием регулятора азимута типа CA-IM в условиях Уфимского УБР на скв. №1334 Искринской площади наблюдалась следующая

тенденция: при бурении с регулятором азимута левого вращения и действия маятникового эффекта происходит изменение азимутального угла в сторону его увеличения, а бурение с регулятором правого вращения приводит к уменьшению азимута.

Результаты проведенных промысловых испытаний гироскопических регуляторов азимута типа СА-1 и СА-1М подтверждают правомерность полученных аналитических выводов о возможности использования специального забойного устройства, создающего гироскопический момент на валу забойного двигателя для регулирования азимута. Также подтверждена зависимость направления действия добавочной отклоняющей силы на долоте в азимутальной плоскости от направления вращения гироскопической массы регулятора азимута и направления ее прецессии.

Научно-внедренческое предприятие "КЛУШ", ассоциация "Наука" УГ-НТУ и Кунгурский МПО "Турбобур" изготовили опытную серию гироскопов ГРА-195 в количестве 10 комплектов: пять — левого и пять - правого вращения (гироскопическая масса 100 кг, частота холостого вращения до 10000 мин"1).

Согласно разнарядке ГП "Роснефть" "Разработка и организация производства гироскопических устройства для бурения наклонных и горизонтальных скважин" №58А-92 от 01.01.1992, в 1993 г. по разработанной методике и программе проведения приемочных испытаний ГРА-195: КЛУШ.2.454.000.00.МИ десять комплектов ГРА-195 были внедрены в ПО "Сургутнефтегаз" и ПО "Ко-галымнефтегаз".

Результаты внедрения оказались положительными с фактическим экономическим эффектом только по одному Бирскому УБР "Когалымнефтегаз": 86 934 000 руб. (1995 г.).

Новым этапом в развитии бурения наклонно направленных и горизонтальных скважин (ГС) является колтюбинговое бурение, причем оборудованием и технологией, разработанными отечественными компаниями. В 50-х годах прошлого столетия Н.В. Богдановым было предложено использование колонны гибких труб для спуска в скважину электропогружного центробежного насоса.

В 60-х годах были разработаны и доведены до практического внедрения конструкции буровых установок с непрерывной колонной гибких труб - шлан-гокабеля (бурение скважин осуществлялось в Урало-Поволжской нефтяной провинции).

Промышленное применение гибких безмуфтовых длинномерных труб в бурении началось в 90-е годы, а уже к настоящему времени в мире находятся в эксплуатации около 1000 колтюбинговых комплексов, в том числе в России несколько десятков, причем в основном импортных ("Hydra Rid", "Stewart & Stevenson", "Dreco", "HRI", "Fracmaster", "Schlumberger" и др.).

В 2002 году по техническому заданию АНК «Башнефть» рядом компаний, в том числе УГНТУ, был создан первый российский колтюбинговый буровой комплекс на базе установки КМ4001.

В зависимости от типа телесистемы были разработаны две модели гидромеханических ориентаторов типа ОР-95, позволяющих дискретно (20°) ориентировать положение отклонителя винтового забойного двигателя ДР-95К (ПФ ВНИИБТ) при размещении телесистемы «Надир» (НПФ «Геофизика») ниже ориентатора и выше ориентатора, при использовании забойной телеметрической системы ЗТС-ННКТ (ВНИИГИС) с наддолотным электромагнитным модулем НДМ-ЭМ.

В состав КНБК вместе с ориентатором включается вспомогательный блок БВ-95 (УГНТУ, Фирма «НСЛ»), состоящий из аварийного разъединителя, обратного клапана и выравнивающего переводника. Блок БВ-95 устанавливается между ориентатором и двигателем для выполнения специальных технологических операций.

В соответствии с планом работ по бурению скважины №1619Г Асяновской площади (НГДУ "Чекмагушнефть") колтюбинговым комплексом были проведены продолжительные подготовительные работы для испытания колтюбинго-вых КНБК, позволяющих ориентировать и регистрировать положение отклони-теля в процессе бурения, которое предполагалось вести только на депрессии.

Для проведения испытаний подготовлено две компоновки КНБК I (рис. 6)

и КНБК II (рис. 7).

Рис. 6. КНБК I

Предусматривалось, что при выявлении в процессе работ неисправности следует КНБК I заменить и собрать КНБК II, опробованную ранее при предварительных испытаниях традиционной буровой установкой в Нефтекамском УБР.

Ориентатор состоит из нескольких цилиндрических корпусов 1, свинченных по резьбе, внутри которых расположен механизм, преобразующий поступательное движение поршня 2 во вращательное движение шпинделя 11 (рис. 8). Под давлением рабочей среды поршень 2 перемещается вниз. На штоке поршня имеются шлицы прямоугольного сечения 3, взаимодействующие с аналогичными шлицами на корпусе 1 и препятствующие повороту поршня 2 в цилиндре. Ниже на штоке поршня имеются винтовые шлицы 4, взаимодействующие с подвижным храповиком 5. При ходе поршня 2 вниз храповик 5 вращается вокруг оси и своими подпружиненными собачками приводит во вращение шпин-

дель 11 ориентатора.

При снижении давления рабочей среды поршень 2 возвращается в исходное положение под действием пружины 6. Собачки подвижного храповика 5 проскакивают по зубьям шпинделя 11, в корпусе установлен неподвижный храповик 7, аналогичный по конструкции подвижному.

1 10 2 3 б 9 4 5 9 7 13 10 8 6 12 9 11

Ориентатор и вспомогательный блок прошли стендовые испытания в ПФ ВНИИБТ и Уфимском УБР, промысловые испытания в Нефтекамском УБР на технической воде при бурении традиционной буровой колонной, агрегатом АР60/80 с телесистемой НПФ "Геофизика".

Рис. 8. Ориентатор ОР 95 01

о

Бурение началось с использованием КНБК I. После двухчасовых экспериментальных работ по подбору параметров раствора удалось стабилизиро-

ьОО ] «(Л 1

вать поток промывочного агента, получить расчетную депрессию с газовым фактором 9,3 и />=0,7 г/см3 и включить ориентатор. В конечном итоге удалось многократно осуществить поворот КНБК на 440° в процессе бурения в нужном направлении. Полученный профиль скважины №1619Г представлен на рис. 9.

Рис. 9 Профиль скважины

В настоящее время компоновка работает на скважине №5222/5223 (Югомашевская площадь) НГДУ "Краснохолмскнефть". По техническому за-

данию АНК "Башнефть" готовится к испытаниям еще ряд компоновок и устройств, включающих электромеханический ориентатор и гидронагружатель для компенсации потерь на трения, выполненный по схеме ДГМ.

Так как из-за воздействия на КНБК случайных факторов (нагрузки, бури-мости горных пород, их анизотропии, реологических свойств промывочной жидкости и др.), снижается эффективность работы компоновок, особенно экспериментальных, и не всегда обеспечивается проводка скважины в требуемых параметрах, был предложен способ сборки динамической КНБК, повышающий эффективность её работы за счет повышения виброустойчивости к воздействию случайных колебаний.

Для этого сборку рабочих элементов низа бурильных колонн осуществляют с частотами собственных колебаний, соотносящимися между собой как ряд случайных чисел, количество членов которого ограничено длиной динамически возмущенного участка бурильной колонны, сжатой продольными упругими волнами при заданном режиме бурения (патент №2147669): - длина динамически возмущенного участка определяется как: = а% где а = 5100 м/с - скорость распространения продольных волн в бурильной колонне; =^2 - момент времени максимального динамического возмущения; Т=2ж/со - период продольных колебаний долота с угловой частотой -угловая скорость долота при частоте оборотов двигателя п\ Кш - число шарошек долота; - эмпирический коэффициент.

Выбор закона распределения случайных чисел зависит от конкретных условий. Если имеется достаточная информация о влиянии факторов на эффективность работы компоновки, то закономерность распределения случайных чисел устанавливают известными способами. Это может быть нормальный закон, закон распределения Вейбулла и т.д., в то же время, при отсутствии информации, например при экспериментальном бурении, целесообразнее использовать ряд равномерно распределенных случайных чисел.

Компоновка, собранная по предлагаемому способу, состоящая из элементов, имеющих частоту собственных колебаний в соответствии с распределени-

ем случайных чисел, при воздействии факторов, имеющих стохастическую природу, действие которых проявляется в виде случайных нагрузок, будет в меньшей степени снижать механическую скорость бурения, работоспособность долота, забойного двигателя, бурильных труб и влиять на кривизну наклонно направленного участка.

Реализация данного способа была осуществлена при компоновке низа колонны для колтюбингового комплекса.

Для этого динамически возмущенный участок колтюбинговой КНБК (например, по рис. 7) моделировался в виде линейных цепочек, состоящих из конечного числа связанных осцилляторов задание масс тел которых производилось случайным образом.

После преобразования составных массивов в имитационную матрицу размерности N^><N-1 и решения её в рамках пакета MathCad2000 строилась зависимость координат и скоростей осцилляторов от времени и производилось вычисление спектральных плотностей зависимостейХ1\, г.=0,..Ъ1-\:

- спектральная плотность сжатой части колтюбинговой трубы и ориентатора,

- спектральная плотность телесистемы,

- спектральная плотность винтового двигателя,

- спектральная плотность шпинделя,

- спектральная плотность нового долота с наддолотным блоком.

После задания дискретной переменной строился график спектральной плотности мощности колебательного процесса (рис. 10) и траектории движения осцилляторов на фазовой плоскости.

Как и ожидалось, наиболее энергоемкой является спектральная плотность долота - верхняя линия на рис. 10, а спектральная плотность динамически возмущенного участка верхней части колтюбинговой КНБК, нижняя линия — минимальная.

80:=СРп{х1^)

52 := СРп(х1^) вЗ :=СРРт{х1ч3>) := СР

Рис. 10. Спектральная плотность функций (масштаб по оси S логарифмический)

Как видно из рисунка, превалирующие частоты случайного процесса колебаний осцилляторов не изменяются, что говорит об установившемся режиме нелинейных колебаний с хорошо выраженной корреляционной связью между различными значениями аргумента.

Анализ фазовых траекторий тел, участвующих в случайном процессе, показал на наличие стохастичности и десинхронизации рассматриваемой колтю-бинговой КНБК с различными фазовыми сдвигами (дрейф фаз) и многопериодическими движениями, очевидно, вызванными диссипацией энергии при перекачке её от долота до телесистемы и далее по гибкой трубе, то есть невыгодный режим колебаний долота и ориентатора - многопериодическая стохастич-ность, тогда как телесистема и забойный двигатель образовали более устойчивые многообразия.

Из анализируемых результатов видно, что нам удалось получить определенную синхронизацию в ряде парциальных осцилляторов модели колтюбинго-вой КНБК, хотя общей согласованности в колебаниях отдельных осцилляторов не наблюдается, но возникновение синхронизмов в многоразмерной колебательной системе приводит к подавлению стохастичности.

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ

1. Впервые аналитически и практически доказано, что для стабилизации ствола направленного участка скважины применимы динамические компоновки, использующие гироскопический эффект, создаваемый специальным забойным устройством, гироскопическая масса которого должна обладать автономностью вращения с частотой, кратно превышающей частоту вращения долота, а гироскопический момент должен быть соизмерим с возникающим в КНБК изгибающим моментом. Теоретическими исследованиями установлено, что в процессе бурения компоновкой с использованием гироскопического устройства на долоте возникает добавочная азимутальная отклоняющая сила Направление указанной силы определяется направлением вращения гироскопической массы, а также направлением скорости прецессии.

2. Теоретически установлено, что при бурении забойными двигателями скорость прецессии является геометрической суммой угловой скорости О.мх поворота центра масс гироскопического устройства при движении с механической скоростью бурения по дуге с кривизной, равной кривизне ствола скважины, а также угловой скорости акМг возникающей от одновременного действия продольных и поперечных колебаний КНБК. Причем величина угловой скорости £\ш много больше величины Показано, что угловая скорость ¿1тл зависит от амплитуд продольных и поперечных колебаний центра гироскопической массы, а также от частоты грунтовых колебаний.

3. Аналитическими, стендовыми и промысловыми исследованиями обоснованы основные параметры гироскопических регуляторов азимута: величина момента инерции вращающейся массы и её частота вращения; рекомендованы

следующие значения - момент инерции массы 7= 0,10......0,12 Н-м-с2; скорость

ее вращения п = 3000 мин"1 (для сегнерова колеса) и п — 7000...8000 мин"1 (для осевой многоступенчатой турбины). Разработаны и внедрены при бурении 20 наклонно направленных скважин в условиях Урало-Поволжского и ЗападноСибирского регионов гироскопические устройства для направленного бурения

типов СА и ГРА (с вращателями в виде сегнерова колеса и осевой турбины). Доказана технико-экономическая целесообразность управления азимутальным и зенитным углами скважины с использованием гироскопических устройств. Гироскоп ГРА-195 освоен в производстве Кунгурским МПО «Турбобур».

4. На основании комплексных, аналитических и экспериментальных, статистических, статических и динамических исследований работы шпиндельных турбобуров, с наддолотными устройствами и без них при бурении наклонно направленных скважин, а также анализа характерных отказов и оценки сложно-напряженного состояния базовых узлов шпиндельной и турбинной секций разработаны компоновочные схемы турбинной секции с плавающим ротором, шпиндельной секции с минимальной изгибной жесткостью и модернизированным узлом их соединения, вынесенным из зоны действия максимального изгибающего момента, принятые в производство Кунгурским МПО «Турбобур». Десять турбобуров типа ТПВ внедрены в ТПП «Когалымнефтегаз».

5. Аналитически установлено, что амплитудно-частотная модуляция при бурении забойными двигателями с шарошечными долотами может появляться на всем частотном диапазоне. Наиболее энергоемкие продольные колебания, с образованием ухабов на забое (низкочастотные колебания КНБК), развиваются в диапазоне частот 300...600 мин"1. Получена аналитическая зависимость уха-бообразного забоя которая доказала адекватность при исследовании работы динамических КНБК, она рекомендуется к использованию в математических моделях с кинематическим возмущением.

6. Установлены аналитические зависимости влияния механического импеданса различных динамических КНБК на вибрационные процессы, происходящие на забое скважины с учетом их стохастичности; методами имитационного моделирования получены механические характеристики динамических компоновок, определяющие границы устойчивого состояния детерминистической системы КНБК при случайных колебаниях.

7. Определены зависимости коэффициентов передачи для гидродинамических виброгасителей типа ДГ, ДГМ и ГЦ от их геометрических и физико-

механических параметров, и приведены принципы регулирования их виброзащитных свойств при размещении виброгасителей в КНБК.

Установлено, что при динамической жесткости упругого элемента 1,5... 1,79 кН/мм, диаметре насадки струйного насоса 0,020.. .0,025 м и диаметре дросселя рабочей камеры 0,0025...0,0020 м, работающих в параллельном режиме, коэффициент передачи виброгасителей типа ДГ и ГЦ равен 0,4.. .0,5.

8. Аналитически установлено, что при турбинном бурении возникающие в забойной компоновке поперечные колебания, при определенных соотношениях между частотой свободных изгибных колебаний и частотой возмущающих параметров, приводят к параметрическому резонансу. Для управления продольной устойчивостью нижней части бурильной колонны в состав компоновки необходимо включать виброгасящие устройства продольных колебаний, с одной или двумя степенями свободы, оснащенных центрирующими элементами на упругой опоре, и коэффициентом затухания ц = 0,000005...0,005 с"1, установленными на расчетном расстоянии от долота - /] = 0,5..Л ,2 м.

9. Разработан, исследован и внедрен параметрический ряд динамических компоновок типа КНБК-СА в условиях Урало-Поволжского и Западно,-Сибирского регионов при эксплуатационном бурении более 60 наклонно направленных скважин забойными двигателями и более 50 скважин при капитальном ремонте методами зарезки боковых стволов. В состав КНБК-СА включались гидродинамические демпферы типа ДГ и ДГМ, демпферы-центраторы типа ДПД, виброгасители-центраторы типа ВЦ, гидравлические центраторы типа ГЦ и калибраторы-виброгасители типов ВК и КВ, выполненные на уровне изобретения и освоенные в серийном производстве Кунгурским МПО «Турбобур». Применение динамических КНБК-СА позволило в 2...3 раза снизить число коррекций параметров траектории ствола скважины, при увеличении проходки на долото до 50%, механической скорости бурения до 30%, а также увеличить безотказность забойного двигателя до 50%.

10. Разработана и внедрена первая отечественная компоновка для ориентированного бурения горизонтальных скважин с помощью колтюбинговой уста-

новки КМ-4001 российско-белорусского производства. Аналитически и на стенде определены параметры гидромеханического ориентатора для работы на аэрированном азотом буровом растворе в компоновке бурильной колонны, работающей в режиме стохастических продольных колебаний при различных законах распределения случайных величин. Разработан универсальный способ сборки компоновки для резко изменяющихся условий бурения путем аналитического подбора рабочих элементов компоновки регламентированных частотами собственных колебаний соотносящихся между собой как ряд случайных чисел, количество членов которого ограничено длиной динамически возмущенного участка КНБК упругими волнами сжатия для заданного режима бурения, реализованный при колтюбинговом бурении.

Основное содержание диссертации опубликовано в 75 работах, из которых первые 35 опубликованы в ведущих журналах и изданиях, в соответствии с перечнем ВАК РФ:

1. А.с. 699159 СССР. Соединительная муфта валов турбобура/ Ф.Ш. Заби-ров, А.В. Лягов, Е.И. Ишемгужин и др. - Опубл. 1979, Бюл.№43.

2. А.с. 735846 СССР. Глубинный демпфер/ Б.З.Султанов, А.В. Лягов, Е.И. Ишемгужин и др. - Опубл. 1980, Бюл.№9.

3. Султанов Б.З. Опытное бурение с использованием гидравлических виброгасителей/ Б.З. Султанов, А.В. Лягов, И.Я. Вальдман// Нефтяное хозяйство.-1981.~№10.-С.9-12.

4. А.с. 842294 СССР. Демпфер для гашения продольных колебаний бурильного инструмента/ А.В. Лягов, Б.З. Султанов, Е.И. Ишемгужин и др. -Опубл. 1981, Бюл.№24.

5. А.с. 881291 СССР. Демпфер крутильных колебаний бурильного инструмента/ А.В. Лягов, Б.З.Султанов, М.Г. Латыпов и др. - Опубл. 1981, Бюл.№42.

6. А.с. 911066 СССР. Демпфер/ А.В. Лягов, Б.З.Султанов, И.Я. Вальдман и др. - Опубл. 1982, Бюл.№9.

7. А.с. 947384 СССР. Гидравлический центратор/ Б.З. Султанов, А.В. Лягов, Ю.Н. Морозов и др. - Опубл. 1982, Бюл.№28.

8. А.с. 1073430 СССР. Гидравлический демпфер бурильного инструмента/ А.В. Лягов, Б.З. Султанов, B.C. Дьяков и др. - Опубл. 1984, Бюл.№6.

9. А.с. 1084502 СССР. Демпфер гидравлический/ А.В. Лягов, Б.З. Султанов, З.С. Дьяков-Опубл. 1984,Бюл.№13.

10. А.с. 1108271 СССР. Глубинный демпфер/ А.В. Лягов, Б.З. Султанов, И.Я. Вальдман. - Опубл.1984, Бюл.№30.

11. Султанов Б.З. Применение глубинного демпфера для стабилизации зенитного угла и азимута скважины/ Б.З. Султанов, А.В. Лягов, P.P. Сафиуллин и др.// Нефтяное хозяйство. - 1986. - №3. - С. 19-21.

12. А.с. 1263800 СССР. Центратор бурильного инструмента/ А.В. Лягов, Б.З. Султанов, P.P. Сафиуллин и др. - Опубл. 1986, Бюл.№38.

13. А.с. 1330297 СССР. Устройство для изменения азимута ствола скважины/ А.В. Лягов, P.P. Сафиуллин, Б.З.Султанов и др. - Опубл.1987, Бюл.№30.

14. А.с. 1406333 СССР. Гидромеханический демпфер/ А.В. Лягов, Б.З. Султанов, А.И. Кравцов и др. - Опубл. 1988, Бюл.№24.

15. А.с. 1413233 СССР. Центратор бурильного инструмента/ А.В. Лягов, Б.З. Султанов, P.P. Сафиуллин и др. - Опубл.1988, Бюл.№28.

16. А.с. 1427059 СССР. Способ определения степени износа породоразру-шающего инструмента/ Е.И. Ишемгужин, В.У. Ямалиев, А.В. Лягов и др. -Опубл.1988, Бюл.№36.

17. А.с. 1458551 СССР. Центратор бурильного инструмента/ А.В. Лягов, P.P. Сафиуллин, Б.З. Султанов и др. - Опубл. 1989, Бюл.№6.

18. А.с. 1506094 СССР. Способ определения работоспособности породораз-рушающего инструмента/ Е.И. Ишемгужин, Б.З. Султанов, В.У. Ямалиев, А.В. Лягов и др. - Опубл. 1989, Бюл.№33.

19. Лягов А.В. Бурение скважин с использованием наддолотных многоступенчатых виброгасителей/ А.В. Лягов, М.С. Габдрахимов, А.С. Галеев и др.// Нефтяное хозяйство. - 1990. - № 4. - С. 12-15.

20. А.с. 1550068 СССР. Турбинная секция турбобура/ А.И. Кравцов,

A.В. Лягов, И.Я. Вальдман и др. - Опубл. 1990, Бюл.№10.

21. А.с. 1599512 СССР. Способ направленного бурения скважин и устройства для его осуществления/ А.В. Лягов, Б.З. Султанов, А.И. Кравцов и др. -Опубл. 1990, Бюл.№38.

22. Султанов Б.З. Наддолотный многоступенчатый виброгаситель гидравлический/ Б.З. Султанов, А.В. Лягов, М.С. Габдрахимов. - Нефтяное хозяйство. -1990.-Ko4.-C.41.

23. А.с. 1657583 СССР. Шпиндель бурового забойного двигателя/ И.Н. Конюхов, А.В. Лягов, А.И. Кравцов и др. - Опубл.1991, Бюл.№23.

24. А.с. 1680920 СССР. Устройство для управления компоновкой нижней части бурильной колонии/ А.В. Лягов, Б.З. Султанов, P.P. Сафиуллин и др. -Опубл. 1991,Б.И.№36.

25. А.с. 1682513 СССР. Устройство для направленного бурения/ А.В. Лягов, Д.И. Чистов, Б.З. Султанов и др. - Опубл. 1991, Бюл.№37.

26. Лягов А.В. Использование гироскопического эффекта при безориентированном бурении наклонно направленных скважин/ А.В. Лягов, Б.З. Султанов, Д.И. Чистов и др.// Нефтяное хозяйство. - 1992. - №6. - С. 15-17.

27. А.с. 1750278 СССР. Турбобур/ А.И. Кравцов, А.В. Лягов, Б.З. Султанов и др. - Опубл. 1992, Бюл.№27.

28. Пат. №1828487 Российская Федерация. Калибратор - металлоулови-тель/А.В. Лягов, Б.З. Султанов, P.P. Сафиуллин и др. - Опубл. 1993, Бюл.№26.

29. Чистов Д.И. Инжиниринг капитального ремонта скважин бурением боковых стволов из эксплуатационной колонны/ Д.И. Чистов, А.В. Лягов,

B.В. Шайдаков// Нефтепромысловое дело. - 1995. - № 4. - С.16-17.

30. Пат. №2124125 Российская Федерация. Способ регулирования опти-

мальной осевой нагрузки на долото при бурении скважин / И.Е. Ишемгужин, В.У. Ямалиев, А.В. Лягов и др. - Опубл. 1998, Бюл.№36.

31. Пат. №2147669 Российская Федерация. Способ компоновки низа бурильной колонны/ А.В. Лягов, И.Е. Ишемгужин, Е.И. Ишемгужин и др. -0публ.2000, Бюл.№11.

32. Пат. № 2185493 Российская Федерация. Демпфер продольных колебаний / И.Е. Ишемгужин, А.В. Лягов, Э.Ш. Имаева и др. - 0публ.2002, Бюл.№20.

33. Лягов А.В. Опыт колтюбингового бурения горизонтальной скважины российским оборудованием и инструментом в АНК "Башнефть'У А.В. Лягов, Е.Г. Асеев» Н.А. Шамов// Нефтегазовое дело. — 2004. - http://www.ogbus.ru/ authors/Lvagov/Lvagovl .pdf.

34. Пат. № 2232249 Российская Федерация. Виброгаситель-калибратор / А.В. Лягов, СВ. Назаров, Р.А. Янтурин и др. - 0публ.2004, Бюл.№19.

35. Лягов А.В. Особенности динамического формирования забоя скважин/ А.В. Лягов// Нефтяное хозяйство. - 2004. - №6. - С.68-71.

36. Султанов Б.З. Повышение эффективности работы турбобуров при бурении наклонных скважин/ Б.З. Султанов, А.В. Лягов, Р.А. Кандаров// О результатах научных исследований в области разработки, добычи, транспорта и переработки нефти и газа в Башкирии: материалы республ. науч.-техн. конф./Уфим. нефт. ин-т. — Уфа, 1975. — С. 66.

37. Ишемгужин Е.И. О повышении надежности шпинделя турбобура/ Е.И. Ишемгужин, А.В. Лягов, Б.З. Султанов// Машины и нефтяное оборудова-ние/ВНИИОЭНГ. - 1977. -№12. - С. 7-8.

38. Ишемгужин Е.И. О повышении межремонтного периода работы турбобура/ Е.И. Ишемгужин, А.В. Лягов, Г. В. Малышев //Глубинное оборудование для бурения и эксплуатации нефтяных и газовых скважин: межвуз. науч.-тематич. сб./Уфим. нефт. ин-т. — Уфа, 1977. — С. 13-16.

39. Лягов А.В. Анализ причин отказов турбобуров/ А.В. Лягов, Б.З. Султанов, А.И. Юренев// Результаты научных исследований в области повышения качества продукции и эффективности производства предприятий нефтяной, газовой и нефтеперерабатывающей промышленности Башкирии: материалы республ. науч.-техн. конф./Уфим. нефт. ин-т - Уфа, 1977. -С. 19-20.

40. Лягов А.В. Исследование работоспособности радиальных опор турбо-бура/А.В. Лягов// Роль молодежи в ускорении научно-технического прогресса в свете решений XXV съезда КПСС' материалы первой республ. науч.-техн. конф. молодых ученых и специалистов/ Уфим. нефт. ин-т. — Уфа, 1977. — СПб.

41. Лягов А.В. О выборе длины шпинделя турбобура/А.В. Лягов, Е.И. Ишемгужин, А.К. Приданое//Глубинное оборудование для бурения и эксплуатации нефтяных и газовых скважин: межвуз. науч.-техн. сб./Баш. гос. ун-т.- Уфа, 1977.-С.17-22.

42. Султанов Б.З. Повышение надежности шпинделя турбобура/Б.З. Султанов, А.В. Лягов, Е.И. Ишемгужин//Материалы второй Всесоюзной конференции по динамике и прочности нефтепромыслового оборудования АзИНХ. —

Баку, 1977. - С.52.

43. Лягов А.В. Продольный изгиб системы корпус-вал турбобура в наклонной скважине/А.В. Лягов, Е.И. Ишемгужин, Б.З. Султанов//Материалы Всесоюзной конференции по наклонному бурению/АзИНХ. —Баку, 1978. — С. 68.

44. Ишемгужин Е.И. Влияние кавитационно-абразивного износа на долговечность полумуфты шпинделя турбобура/ Е.И. Ишемгужин, А.В. Лягов, Ф.Ш. Забиров//Машины и нефтяное оборудование/ ВНИИОЭНГ. - 1979. ~№6. -С. 19-20.

45. Ишемгужин Е.И. Кавитационно-абразивная эрозия полумуфт шпинделя турбобура/Е.И. Ишемгужин, А.В. Лягов, Ф.Ш. Забиров// Состояние научно-исследовательских работ в решении проблем по комплексным программам нефтегазовой промышленности: материалыреспубл. науч.-техн. конф./ Уфим. нефт. ин-т. — Уфа, 1979. — С. 44.

46. Лягов А.В. Лабораторные исследования материалов полумуфты турбобура //А.В. Лягов// Состояние научно-исследовательских работ в решении проблем по комплексным программам нефтегазовой промышленности: тезисы докл.-Уфа, 1979.-С.45.

47. Лягов А.В. Красчету нагрузок в радиальных опорах шпинделей забойных двигателей/ А.В. Лягов// Повышение надежности оборудования для бурения и эксплуатации нефтяных и газовых скважин: межвуз. науч.-темат. сб./ Уфим. нефт. ин-т. - Уфа, 1980. - С.23-30.

48. Лягов А.В. Опытное бурение наклонно направленных скважин с применением демпфирующих устройств/ А.В. Лягов, Б.З. Султанов, А.И. Ямалтди-нов//Проблемы нефти и газа: материалы, республ. науч.-техн. конф./ Уфим. нефт. ин-т. - Уфа, 1981. -С.41.

49. Лягов А.В. К вопросу о надежности шпинделя забойных двигателей в наклонно направленной скважине/ А.В. Лягов//Материалы третьей Всесоюзной конференции по динамике, прочности и надежности нефтепромыслового оборудования/'АзИНХ. -Баку, 1983. - С. 88.

50. Лягов А.В. Совершенствование отработки забойных двигателей с помощью виброгасителей/ А.В. Лягов, Б.З. Султанов, P.P. Сафиуллин и др.//Материалы 2-й зональной науч. -техн. конф. по комплексной программе Минвуза РСФСР "Нефть и газ Западной Сибири ". - Тюмень, 1983. - С.95.

51. Лягов А.В. Повышение показателей работы долота за счет применения демпфирующих устройств/ А.В. Лягов, Б.З. Султанов, P.P. Сафиуллин// Программа "Основные направления повышения эффективности работы породо-разрушающего бурового инструмента в различных геолого-технологических условиях"/ВДНХСССР, павильон Газовая промышленность. - М, 1984. - С. 5.

52. Лягов А.В. Глубинный демпфер ДГМ-195. Проспект "Машиноэкспорта" СССР/А.В. Лягов. -М: ПМБ ЦИНТИхимнефтемаш, 1984.

53. Лягов А.В. Глубинный демпфер ДГМ-195. Проспект ВДНХ СССР/ А.В. Лягов, Б.З. Султанов, И.Я. Вальдман. - Уфа: Изд-eo Уфим. нефт. ин-та, 1984.

54. Лягов А.В. К вопросу о формировании забоя скважины/ А.В. Лягов// Современные проблемы буровой и нефтепромысловой механики: межвуз. науч.-

темат. сб/Уфим. нефт. ин-т. — Уфа, 1986. — С. 101-103.

55. Лягов А.В. Результаты бурения наклонно направленных скважин с применением КНБК-СА/ А.В. Лягов, P.P. Сафиуллин, Б.З. Султанов// Вузовская наука — научно-техническому прогрессу: материалы Республ. науч.-техн. конф./ Уфим. нефт. ин-т. - Уфа. 1986. - С.28.

56. Лягов А.В. Центратор бурильного инструмента ВЦ-212: Проспект ВДНХ СССР/А.В. Лягов, Б.З. Султанов, P.P. Сафиуллин. - М.: ВНЖОЭНГ, 1986.

57. Лягов А.В. К вопросу создания антивибрационных стабилизирующих компоновок/А.В. Лягов, Б.З. Султанов, P.P. Сафиуллин// Проблемы нефти и газа: тезисы докладов Республ. науч.-техн. конф./ Уфим. нефт. ин-т. - Уфа, 1988.-С.46.

58. Лягов А.В. Специальная компоновка нижней части бурильной колонны для бурения горизонтальных и сильно искривленных скважин/ А.В. Лягов, Д.И. Чистов//Диагностика, ресурс и прочность оборудования для добычи и переработки нефти: материалы, республ. науч.-техн. конф./ Уфим. нефт. ин-т. - Уфа, 1989. - С. 94.

59. Лягов А.В. Определение коэффициента передачи наддолотных гидромеханических виброгасителей/ А.В. Лягов// Современные проблемы буровой и нефтепромысловой механики: межвуз. науч. -темат. сб./ Уфим. нефт. ин-т. — Уфа, 1989.-C.9-1S.

60. Лягов А.В. Результаты применения антивибрационной стабилизирующей компоновки/ А.В. Лягов, Б.З. Султанов, P.P. Сафиуллин// Проблемы освоения нефтегазовых ресурсов Западной Сибири: межвуз. сб. науч. тр./ Тюмен. индустр. ин-т. — Тюмень, 1989. —С. 104-108.

61. Лягов А.В. Опытное бурение наклонно направленных скважин с использованием гироскопического регулятора типа/ А.В. Лягов, P.P. Сафиуллин, Б.З. Султанов//Нефть и газ Западной Сибири:материалы 2-й Всесоюз. науч.-техн. конф. - Тюмень, 1989. - С. 180-190.

62. Лягов А.В., Чистов Д.И., Сафиуллин P.P. и др. Применение гироскопических регуляторов азимута для бурения наклонно направленных скважин/ А.В: Лягве, Д.И. Чистов, P.P. Сафиуллин// Разрушение горных пород при бурении скважин: материалы V Всесоюзной науч.-техн. конф. Т.З./ Уфим. нефт. ин-т. - Уфа, 1990. - С. 14-15.

63. Лягов А.В. Опыт применения КНБК-СА в условиях Западной Сибири/ А.В. Лягов, Б.З. Султанов, P.P. Сафиуллин и др.//Разрушение горных пород при бурении скважин: материалы VВсесоюзной науч.-техн. конф. Т.2./ Уфим. нефт. ин-т. - Уфа, 1990. - С. 35-36.

64. Лягов А.В. Промысловые испытания регулятора азимута гироскопического типа ГРА/А.В. Лягов, Д.И. Чистов, P.P. Сафиуллин и др.//Современные проблемы буровой и нефтепромысловой механики: межвуз. темат. сб. науч. тр./Уфим. нефт. ин-т. - Уфа, 1990. - С. 136-141.

65. Лягов А.В. Нестационарные колебания стабилизирующей антивибрационной КНБК/А.В. Лягов, И.Н. Сулейманов, P.P. Сафиуллин//Современные проблемы буровой и нефтепромысловой механики: межвуз. темат. сб. науч. тр./

Уфим. нефт. ин-т. - Уфа, 1990. - С. 148-156.

66. Лягов А.В. Компоновка нижней части бурильной колонны с гироскопическим регулятором азимута для бурения наклонно направленных скважин/ А.В. Лягов, Д.И. Чистов, Б. З. Султанов//Механика горных пород при бурении: материалыМеждунар. конфУГрозн. нефт. ин-т. —Грозный, 1991. — С. 93.

67. Лягов А.В. Антивибрационная компоновка повышенной надежности для управления параметрами кривизны скважины/А.В. Лягов, P.P. Сафиуллин, Б.З. Султанов//Механика горньх пород при бурении: материалы Междунар. конфУГрозн. нефт. ин-т. -Грозный, 1991.

68. Лягов А.В. Результаты применения гироскопическогорегулятора азимута вусловияхПО "Башнефть"/ А.В. Лягов, Д.И. Чистов, Б.З. Султанов и др.// ТрудыБашНИПИнефтъ. -1992. -Вып. 86. - С. 162-169.

69. Ишемгужин И.Е. Оценка передаточной функции бурильной колонны при потереустойчивости/И.Е. Ишемгужин,В.В. Пашинский, А.В. Лягов//Проблемы нефтегазового комплекса России: материалы Всерос. науч.-техн. конф./ Уфим. гос. нефт. техн. ун-т. - Уфа, 1995. - С. 103.

70. Лягов А.В. Компоновки низа бурильной колонны для капитального ремонта скважин бурением боковых стволов из эксплуатационной колонны/ А.В. Лягов, Е.И. Ишемгужин, МН. Козлов//Проблемынефтегазового комплекса России:тез. докл. Всерос. науч.-техн. конф/Уфим. гос. нефт. техн. ун-т.— Уфа, 1995.-С. 104.

71. Пашинский В.В. К оценке передаточной функции системы "бурильная колонна - скважина (устье - забой) "/ В.В. Пашинский, И.Е. Ишемгужин, А.В. Лягов// Современные проблемы буровой и нефтепромысловой механики: межвуз. темат. сб. науч. трудов/Уфим. гос. нефт. техн. ун-т. - Уфа, 1996. — С. 117-121.

72. Лягов А.В. Особенности динамического формирования забоя скважин, при бурении шарошечными долотами/А.В. Лягов, И.Н. Сулейманов, СВ. Назаров// Научно-технические достижения в газовой промышленности: сб. науч. тр./Уфим. гос. нефт. техн. ун-т. - Уфа, 2001. - С. 14-24.

73. Скважинные насосные установки для добычи нефти: учеб. пособие (с грифом Учебно-методического объединения вузов РФ)/СЮ. Вагапов, А.В. Лягов, В.П. Жулаев и др. - Уфа: Изд-во УГНТУ, 2003. - 167с.

74. Gibadullin N.Z. The Experience ofhorizontal well coiled tubing drilling in ANK Bashneft/ N.Z. Gibadullin, A.V. Lagov, EV. Taigin and etc.// Coiled tubing times Journal. - 2004. -№8. -P.40-45.

75. Лягов А.В. Повышение надежности и эффективностиработы оборудования для строительства и ремонта скважин/ А.В. Лягов, Е.Г. Асеев, НА. Шамов//Проектирование и эксплуатация нефтегазового оборудования: проблемы и решения: материалы Всерос. науч.-техн. конф./Ред. кол. А. М. Шаммазов; Уфим. гос. нефт. техн. ун-т. - Уфа, 2004. -С.3-8.

Подписано ■ печать 22.04.2006 Бумага офсетная. Печать трафаретная. Усп.-пач. л. 2.0. Уч.-мд. л 1,8.

Типография CXSETAN г. Уфа, Проспект

19 МАЙ 2005

«Ми«»-

Введение.

1. Антивибрационные стабилизирующие компоновки нижней части бурильных колонн для безориентированного бурения скважин. 1.1. Полукачественная идентификация компоновок нижней части бурильной колонны при бурении забойными двигателями.

1.2. Основные положения оптимального синтеза (проектирования) компоновок нижней части бурильной колонны.

1.3. Особенности динамического формирования забоя скважин.

1.4. Анализ исследований по отработке забойных двигателей при наличии в компоновке бурильной колонны виброгасящих устройств.

1.5. Отказы турбобуров. Их классификация и анализ.

1.5.1. Внезапные отказы турбуров.

1.5.2. Постепенные отказы.

1.6. Анализ современных исследований по отработке компоновок и их рабочих элементов.

1.6.1. Обзор опубликованных материалов по исследованию компоновок и их рабочих элементов.

1.6.2. Результаты анализа промысловых данных по отработке забойных компоновок. 1.7. Обзор существующих технических средств и способов регулирования азимутального искривления ствола наклонных скважин.

1.7.1. Анализ факторов, вызывающих изменение азимутального угла ствола скважины.

1.7.2. Обзор технических средств и способов регулирования азимутального искривления скважин традиционными КНБК.

Ф 1.7.3. Анализ существующих теоретических исследований, описывающих азимутальное искривление при движении КНБК.

Выводы по 1-й главе.

2. Исследования напряженного состояния забойных двигателей в процессе бурения наклонно направленных скважин в составе безориентированного КНБК. 2.1. Исследование материала конусно-шлицевой полумуфты шпин-ф дельной секции турбобура.

2.2. Постановка задачи по исследованию упруго-напряженного состояния турбобура и его элементов.

2.3. Действие изгибающего момента на турбобур в наклонно-направленной скважине. Выбор оптимальной длины шпиндельной секции турбобуров.

2.4. Расчет нагрузок в радиальных опорах шпиндельной секции турбобуров при бурении обычными компоновками. ф 2.5. Расчет нагрузок в радиальных опорах шпиндельной секции турбобуров с включением в компоновку нижней части бурильной колонны центрирующего элемента. ф 2.6. Аналитическое исследование динамики компоновки нижней части бурильной колонны с применением гидромеханических виброгасителей.

2.6.1. Модель устройств подавления вибрации гидромеханического принципа действия.

I ф 2.6.2. Уравнение движения компоновки нижней части бурильной колонны с виброгасителем типа ГЦ и ДГ.

2.6.3. Аппроксимация невязкого демпфера.

2.6.4. Решение системы уравнений колебательной модели.

2.6.5. Оценка эффективности гашения продольных колебаний бурильного инструмента виброгасителями типа ГЦ и ДГ.

2.7. Аналитические исследования работы компоновок в процессе буре! А ния сильно искривленного ствола скважин.

2.7.1. Исследование нестационарных колебаний компоновок при буре-^ нии наклонных скважин.

2.7.2. Теоретические принципы синтеза антивибрационных КНБК.

2.8. Аналитическое обоснование использования гироскопического эффекта для регулирования азимута ствола наклонно направленных скважин.

2.8.1. Описание механизма регулирования азимутом посредством гироскопического эффекта.

2.8.2. Аналитическое исследование статического упруго-напряженного состояния КНБК, содержащей гироскопический регулятор азимута.

2.8.3. Определение скорости прецессии устройства гироскопического типа с учетом колебаний КНБК при бурении наклонных скважин. ф 2.8.4. Определение добавочной отклоняющей силы на долоте от действия гироскопического момента регулятора азимута.

Выводы по 2-й главе. щ 3. Разработка наддолотных гидромеханических устройств и совершенствование забойных двигателей для бурения наклонных скважин.

3.1. Разработка конструкций технических средств подавления вибраций.

3.1.1. Конструкция наддолотного демпфера типа ДГ.

3.1.2. Конструкция демпфера типа ДГМ.

3.1.3. Конструкция гидравлического центратора типа ГЦ.

3.2. Гидродинамика демпфирующих устройств при гашении продольных колебаний бурильного инструмента.

3.3. Промысловая оптимизация конструкций разработанных устройств

3.4. Результаты опытного бурения с применением гидромеханических устройств.

3.5. Разработка турбобура для наклонно направленного бурения скважин.

3.6. Экономическое обоснование применения гидродинамических виброгасителей.

Выводы по 3-й главе.

Разработка стабилизирующих антивибрационных компоновок.

4.1. Модернизация конструкции наддолотного глубинного демпфера 201 типа ДГ-195.

4.2. Конструкция гидродинамического демпфера типа ДГ-195М.

4.3. Лабораторные испытания упругих элементов демпферов.

4.4. Конструкция усовершенствованного гидравлического многоступенчатого демпфера типа ДГМ-240М.

4.5. Конструкция виброгасителя центратора бурильного инструмента типа ВЦ-212.

4.6. Конструкция виброгасителя-центратора бурильного инструмента типа ВЦ-215,9.

4.7. Конструкция регулируемого виброгасителя-центратора бурильного инструмента типа ВЦ.

4.8. Конструкция неразъемного протектора бурильных труб.

4.9. Конструкция устройства для изменения азимута ствола скважины

4.10. Конструкция виброгасителя-калибратора.

4.11. Проектирование антивибрационных компоновок.

4.12. Промысловые испытания конструкций разработанных технических средств в составе антивибрационных компоновок.

4.12.1. Условия испытаний антивибрационных компоновок.

4.12.2. Результаты опытного бурения наклонно направленных скважин с применением демпферов.

4.12.3. Промысловая отработка антивибрационной стабиизирующей компоновки с виброгасителем-центратором.

4.13. Экономическое обоснование применения антивибрационных стабилизирующих компоновок.

Выводы по 4-й главе.

Разработка технических средств и способов их применения для регулирования азимута нефтяных и газовых скважин.

5.1. Разработка конструкций гироскопических регуляторов азимута.

5.1.1. Конструкция гироскопического регулятора азимута типа С А.

5.1.2. Разработка конструкции устройства для направленного бурения типаГРА.

5.2. Разработка конструкции героторного устройства для управления компоновкой нижней части бурильной колонны в скважине.

5.3. Расчет и проектирование гидравлических вращателей для гироскопического регулятора азимута.

5.3.1. Расчет гидравлического вращателя, выполненного в виде сегне-рова колеса.

5.3.2. Расчет и проектирование высокоскоростной осевой турбины.

5.3.3. Лабораторные измерения кинематического момента гироскопического регулятора азимута типа С А- 1М.

5.4. Промысловые испытания гироскопических регуляторов азимута типаСА.

5.4.1. Условия испытаний гироскопических регуляторов азимута типа

5.4.2. Опытное бурение с гироскопическими регуляторами азимута типа СА.

5.4.3. Принципы конструирования гироскопических регуляторов азимута.

5.5. Усовершенствование конструкции гироскопического регулятора азимута типа ГРА.

5.5.1. Технические требования.

5.5.2. Повышение эксплуатационных характеристик гироскопических регуляторов азимута типа ГРА-195.

5.5.3. Испытание мелкосерийной партии гидравлических ориентаторов ГРА.

Выводы по 5-йглаве.

6. Специальные забойные компоновки.

6.1. Колтюбинговые компоновки для бурения горизонтальных и многозабойных скважин.

6.2. Компоновки для борьбы со случайными колебаниями.

6.3. Расчет параметров специальных компоновок при вынужденных продольных колебаниях их рабочих элементов как связанных осцилляторов.

Выводы по 6-й главе.

Актуальность проблемы. В последние годы нефтегазовые компании России обеспечивали наращивание объемов добычи в основном за счет интенсивной эксплуатации крупных и уже истощенных месторождений с высокой обводненностью и пониженным пластовым давлением. Вместе с тем среднее значение коэффициента извлечения нефти на сегодня не превышает 35.40%, причем основные запасы по-прежнему сосредоточены именно на таких месторождениях.

В силу этого наиболее важной, проблемной и актуальной областью в технологической цепочке производства углеводородного сырья становится бурение горизонтальных, многозабойных и многоствольных скважин, которое осуществляется как традиционными неориентируемыми и ориентируемыми компоновками низа бурильной колонны (КНБК), так и гибкими длинномерными трубами с использованием нового оборудования, технологий, а также достигнутого сегодня уровня знаний о динамических процессах, происходящих на забое скважины и в КНБК.

КНБК - это техническая система, включающая комплексы агрегатов, устройств и инструментов, предназначенная для управления процессом бурения. Комплексы, включенные в систему КНБК, работают как отдельные динамические модули, участвующие в сложных колебательных процессах, происходящих в скважине, оставаясь при этом детерминистически связанными с системой.

Синтез специальных компоновок повышенной надежности, с учетом стохастических динамических процессов, происходящих на забое, предопределяет не только качество формирования ствола в процессе бурения, но и дальнейшую безаварийную работу эксплуатационного оборудования в скважине.

Цель работы - создание стабилизирующих КНБК для осуществления бурения наклонно направленных и горизонтальных скважин забойными двигателями традиционными и колтюбинговыми буровыми установками, а также исследование, разработка и внедрение специальных технических средств и способов для обеспечения управления колебательными процессами.

Основные задачи:

1. Исследование динамики КНБК с забойными двигателями в наклонно направленных и горизонтальных скважинах.

2. Качественная и количественная идентификация динамики КНБК как механической системы: построение математических моделей колебательных систем и комплексов специальных компоновок на основе анализа процессов в этих системах, выявления преобладающего источника возбуждения колебаний и распознавания типа системы, а также оценка параметров отдельных комплексов, включенных в КНБК.

3. Полукачественная идентификация: распознавание и оценка отдельных параметров КНБК, характеризующих степень и запас устойчивости новых компоновок на основании статистического и динамического анализа их нагружения и движения, а также разработка методов оценки уровня параметрического усиления или ослабления внешнего возмущения.

4. Разработка, совершенствование и внедрение комплекса технических средств и способов для управления динамикой ориентируемых и неориенти-руемых КНБК с забойными двигателями при бурении различными буровыми установками.

Методы решения. В работе использован комплекс локальных и нелокальных методов, включающих аналитические, численные и стендовые исследования, промысловые наблюдения и статистические обобщения, а также синтез принципиально новых технических средств и технологий, масштабный производственный эксперимент и технико-экономические оценки разработок.

Научная новизна

1. Выполнено аналитическое решение научной проблемы, связанной с синтезом динамических компоновок при бурении забойными двигателями наклонно направленных скважин, путем создания феноменологических, математических моделей антивибрационных стабилизирующих КНБК, исследования их колебаний как динамических систем с линейными и нелинейными коэффициентами.

2. На основании полученных решений установлены и определены механические критерии динамической устойчивости разработанных компоновок, их амплитудно-частотные характеристики и фазовые траектории новых технических средств, включаемых в КНБК.

3. Аналитически выявлены качественные закономерности формирования ухабообразного забоя скважины как результат квазигармонических колебаний с переменной амплитудой при бурении забойными двигателями различными динамическими КНБК с регламентированными коэффициентами передачи возмущающих сил:

- установлены аналитические зависимости влияния механического импеданса различных динамических КНБК на вибрационные процессы, происходящие на забое скважины;

- получены механические характеристики динамических компоновок, определяющие границы устойчивого состояния детерминистической системы при случайных колебаниях, и разработаны методы оценки уровня параметрического усиления характеристик системы при суммарном динамическом воздействии продольных и поперечных колебательных процессов, переходящих в параметрический резонанс КНБК в зависимости от параметров механических импедан-сов динамических систем.

4. На основе анализа колебательных процессов, происходящих на динамически возмущенном участке КНБК, впервые аналитически установлен и исследован механизм применения гироскопического эффекта для регулирования азимутального и зенитного углов скважины специальными устройствами с автономно вращающейся массой.

5. Методами имитационного моделирования колтюбинговых КНБК аналитически обосновывается вероятность существования различных устойчивых периодических режимов вынужденных случайных колебаний динамических компоновок, состоящих из рабочих комплексов с регламентированными механическими импедансами, подбираемыми случайным образом.

Основные защищаемые положения

1. Математические модели антивибрационных стабилизирующих КНБК как динамических систем, с линейными и нелинейными коэффициентами, участвующих в сложных колебательных процессах при бурении забойными двигателями наклонно направленных и горизонтальных скважин, и методы их решения.

2. Особенности формирования забоя скважины как результат квазигармонической амплитудно-частотной модуляции высокочастотных колебаний при бурении шарошечными долотами забойными двигателями.

3. Качественные закономерности влияния продольно-поперечных, изгиб-ных колебаний КНБК и механических импедансов гидромеханических виброгасителей на динамические процессы, происходящие в бурящейся скважине.

4. Научно-методические основы конструирования шпиндельных забойных двигателей повышенной надежности для работы в составе динамических компоновок наклонно направленных скважин.

5. Устройства и способы для управления азимутальными и зенитными углами скважины с использованием гироскопического эффекта.

6. Научно-методические основы проектирования новых динамических комплексов колтюбинговых КНБК, разработка и оценка их механических параметров.

Практическая ценность и реализация работы в промышленности

1. На основании Протокола совещания руководителей разработок наддо-лотных амортизаторов от 18-19 июня 1985г. и в соответствии с «Программой и методикой сравнительных испытаний новых конструкций забойных амортизаторов» (по заказ-наряду Миннефтепрома Е.85.0489.87) проведены межведомственные приемочные испытания опытной партии демпферов ДГ-195, изготовленных Кунгурским МПО «Турбобур» по технической документации с литерой «О», при бурении наклонно направленных скважин в Урало-Поволжском регионе турбобурами, электробурами и винтовыми двигателями. По результатам испытаний организовано серийное производство в МПО «Турбобур».

2. На основании технического задания Миннефтепрома и ВПО «Союзнеф-тепроммаш» ТЗ-39-2-749-81 созданы и внедрены в серийное производство Кун-гурского МПО «Турбобур» устройства подавления вибраций гидродинамического типа (гидромеханические демпферы ДГ-195 и ДГ-195М, многоступенчатые демпферы ДГМ-240, гидравлические центраторы ГЦ-215,9, виброгасители-центраторы ВЦ-212, демпферы-центраторы ДГЦ-212 и калибраторы-виброгасители КВ-215), повышающие эффективность бурения забойными двигателями наклонно направленных скважин.

3. Приняты к производству и освоены Кунгурским МПО «Турбобур» рекомендации по конструированию шпиндельных турбобуров с плавающим валом типа ТПВ. Десять комплектов турбобуров ТПВ-105 внедрены в ТПП «Ко-галымнефтегаз».

4. Разработаны и апробированы в Урало-Поволжском и ЗападноСибирском регионах антивибрационные стабилизирующие компоновки типа КЫБК-СА для регулирования динамических процессов в нижней части бурильной колонны.

5. В результате внедрения динамических КНБК с устройствами гашения продольных, поперечных и крутильных колебаний при бурении более 60 наклонно направленных скважин получена стабилизация зенитных углов скважины при увеличении проходки на серийные долота до 50% (в ряде интервалов кратно), механической скорости бурения до 10.30% и повышения наработки на отказ забойных двигателей до 40%.

6. Разработаны и внедрены в АПК «Башнефть» гидромеханические ориен-таторы типа ОР-95 для колтюбингового бурения горизонтальных скважин, освоенные в мелкосерийном производстве НВФ ООО «НСЛ».

7. На основании технического задания Департамента бурения корпорации «Роснефтегаз» разработаны и прошли приемочные испытания гироскопические регуляторы азимута типа С А и ГРА на предприятиях Урало-Поволжского и Западно-Сибирского регионах при бурении более 20 наклонно направленных скважин. Применение ГРА-195, в составе КНБК-СА, позволяет неориентированно управлять зенитным и азимутальным углами скважины. Гироскопы ГРА-195 освоены в производстве Кунгурским МПО «Турбобур».

8. Разработан параметрический ряд гидродинамических виброгасителей продольных, поперечных и крутильных колебаний для компоновок типа КЫБК-СА при бурении забойными двигателями габаритов: 95, 105, 172, 195 и 240 мм. Внедрение калибраторов-виброгасителей КВ-124, гидравлических центраторов-нагружателей ГЦ-124М, демпферов-центраторов ДГЦ-120 осуществлено в Управлении ремонта скважин ТПП «Когалымнефтегаз» при капитальном ремонте более 50 скважин, в том числе пяти горизонтальных.

Апробация работы. Основные положения диссертационной работы докладывались: на республиканских научно-технических конференциях по проблемам нефтяной, газовой и нефтеперерабатывающей промышленности Башкирии (г. Уфа, 1975, 1977, 1979, 1981, 1986, 1988 гг.); второй Всесоюзной научно-технической конференции на Уралмашзаводе (г. Свердловск, 1977 г.); Всесоюзных конференциях по динамике, прочности и надежности нефтепромыслового оборудования (г. Баку, 1977, 1983 гг.); Всесоюзной конференции по наклонному бурению (г. Баку, 1978 г.); Второй зональной научно-технической конференции по комплексным программам Минвуза РСФСР «Нефть и газ Западной Сибири» (г. Тюмень, 1983 г.); Всесоюзном семинаре «Основные направления повышения эффективности работы породоразрушающего бурового инструмента в различных геолого-технологических условиях» (г. Москва, 1984 г.); республиканской научно-технической конференции «Диагностика, ресурс и прочность оборудования для добычи и переработки нефти» (г. Уфа,

1989 г.); второй Всесоюзной научно-технической конференции «Нефть и газ Западной Сибири» (г. Тюмень, 1989 г.); пятой Всесоюзной научно-технической конференции «Разрушение горных пород при бурении скважин» (г. Уфа,

1990 г.); Международной конференции «Механика горных пород при бурении» (г. Грозный, 1991 г.); Всероссийских научно-технических конференциях «Проблемы нефтегазового комплекса России» (г. Уфа, 1995, 1998 гг.); второй научно-технической конференции «Современные проблемы надежности» (г. Москва, 1997 г.); XVI межотраслевой научно-практической конференции «Заканчи-вание и ремонт нефтегазовых скважин с полным сохранением их продуктивности» (г.г. Краснодар, Анапа, 2004 г.); координационных совещаниях по проблемам «Техника и технология наклонно направленных и горизонтально-разветвленных скважин» (г. Ивано-Франковск, 1983, 1986 гг.); координационном совещании руководителей разработок наддолотных амортизаторов (г. Москва, 1985 г.); ВДНХ СССР, павильон «Нефтяная промышленность», экспонат «Гидравлический демпфер ДГ-195» (г. Москва, 1984 г. - золотая, серебряная и бронзовая медали ВДНХ); Всесоюзной научно-технической конференции «Передовые концепции механического образования в технических и технологических университетах по реализации государственных образовательных стандартов» (г. Уфа, 2002 г.); Всероссийской научно-технической конференции «Проектирование и эксплуатация нефтегазового оборудования: проблемы и решения» (г. Уфа, 2004 г.).

Публикации. По теме диссертационной работы опубликовано 120 печатных работ, в том числе 54 изобретения и патента.

Структура и объем работы. Диссертационная работа состоит из введения, 6 глав, основных выводов, списка литературы и приложений, изложена на 480 страницах машинописного текста и содержит 162 рисунка, 29 таблиц, список литературы из 306 наименований и 27 приложений.

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ:

1. Впервые аналитически и практически доказано, что для стабилизации ствола направленного участка скважины применимы динамические компоновки, использующие гироскопический эффект, создаваемый специальным забойным устройством, гироскопическая масса которого должна обладать автономностью вращения с частотой, кратно превышающей частоту вращения долота, а гироскопический момент должен быть соизмерим с возникающим в КНБК изгибающим моментом. Теоретическими исследованиями установлено, что в процессе бурения компоновкой с использованием гироскопического устройства на долоте возникает добавочная азимутальная отклоняющая сила Оаз-Направление указанной силы определяется направлением вращения гироскопической массы, а также направлением скорости прецессии.

2. Теоретически установлено, что при бурении забойными двигателями скорость прецессии является геометрической суммой угловой скорости С2мех поворота центра масс гироскопического устройства при движении с механической скоростью бурения по дуге с кривизной, равной кривизне ствола скважины, а также угловой скорости Пкол, возникающей от одновременного действия продольных и поперечных колебаний КНБК. Причем величина угловой скорости С1кол много больше величины С1ли;х. Показано, что угловая скорость С1кол зависит от амплитуд продольных и поперечных колебаний центра гироскопической массы, а также от частоты грунтовых колебаний.

3. Аналитическими, стендовыми и промысловыми исследованиями обоснованы основные параметры гироскопических регуляторов азимута: величина момента инерции вращающейся массьг и её частота вращения; рекомендованы следующие значения - момент инерции массы 3 = 0,10.0,12 Н-м-с2; скорость ее вращения п = 3000 мин"1 (для сегнерова колеса) и п = 7000.8000 мин"1 (для осевой многоступенчатой турбины). Разработаны и внедрены при бурении 20 наклонно направленных скважин в условиях Урало-Поволжского и ЗападноСибирского регионов гироскопические устройства для направленного бурения типов СА.иТРА (с вращателями в виде сегнерова колеса и осевой турбины). Доказана технико-экономическая целесообразность управления азимутальным и зенитным углами скважины с использованием гироскопических устройств. Гироскоп ГРА-195 освоен в производстве Кунгурским МПО «Турбобур».

4. На основании комплексных, аналитических и экспериментальных, статистических, статических и динамических исследований работы шпиндельных турбобуров, с наддолотными устройствами и без них при бурении наклонно направленных скваясин, а также анализа характерных отказов и оценки сложно-напряженного состояния базовых узлов шпиндельной и турбинной секций разработаны компоновочные схемы турбинной секции с плавающим ротором, шпиндельной секции с минимальной изгибной жесткостью и модернизированным узлом их соединения, вынесенным из зоны действия максимального изгибающего момента, принятые в производство Кунгурским МПО «Турбобур». Десять турбобуров типа ТПВ внедрены в ТПП «Когалымнефтегаз».

5. Аналитически установлено, что амплитудно-частотная модуляция при бурении забойными двигателями с шарошечными долотами может появляться на всем частотном диапазоне. Наиболее энергоемкие продольные колебания, с образованием ухабов на забое (низкочастотные колебания КНБК), развиваются в диапазоне частот 300.600 мин"1. Получена аналитическая зависимость ухабообразного забоя Х2 = л[[ + 2соз(г- • ()]■ зш(<» • ¿), которая доказала адекватность при исследовании работы динамических КНБК, она рекомендуется к использованию в математических моделях с кинематическим возмущением.

6. Установлены аналитические зависимости влияния механического импеданса различных динамических КНБК на вибрационные процессы, происходящие на забое скважины с учетом их стохастичности; методами имитационного моделирования получены механические характеристики динамических компоновок, определяющие границы устойчивого состояния детерминистической системы КНБК при случайных колебаниях.

7. Определены зависимости коэффициентов передачи для гидродинамических виброгасителей типа ДГ, ДГМ и ГЦ от их геометрических и физикомеханических параметров, и приведены принципы регулирования их виброзащитных свойств при размещении виброгасителей в КНБК.

Установлено, что при динамической жесткости упругого элемента 1,5. 1,79 кНУмм, диаметре насадки струйного насоса 0,020.0,025 м и диаметре ф дросселя рабочей камеры 0,0025.0,0020 м, работающих в параллельном режиме, коэффициент передачи виброгасителей типа ДГ и ГЦ равен 0,4.,0,5.

8. Аналитически установлено, что при турбинном бурении возникающие в забойной компоновке поперечные колебания, при определенных соотношениях между частотой свободных изгибных колебаний и частотой возмущающих параметров, приводят к параметрическому резонансу. Для управления продольной устойчивостью нижней части бурильной колонны в состав компоновки необходимо включать виброгасящие устройства продольных колебаний, с одной # или двумя степенями свободы, оснащенных центрирующими элементами на упругой опоре, и коэффициентом затухания /г = 0,000005.0,005 с"1, установленными на расчетном расстоянии от долота - /] = 0,5. 1,2 м. ^ 9. Разработан, исследован и внедрен параметрический ряд динамических компоновок типа КНБК-СА в условиях Урало-Поволжского и ЗападноСибирского регионов при эксплуатационном бурении более 60 наклонно направленных скважин забойными двигателями и более 50 скважин при капитальном ремонте методами зарезки боковых стволов. В состав КНБК-СА вклю-ф чались гидродинамические демпферы типа ДГ и ДГМ, демпферы-центраторы типа ДГЦ, виброгасители-центраторы типа ВЦ, гидравлические центраторы типа ГЦ и калибраторы-виброгасители типов ВК и КВ, выполненные на уровне изобретения и освоенные в серийном производстве Кунгурским МПО «Турбобур». Применение динамических КНБК-СА позволило в 2.3 раза снизить число коррекций параметров траектории ствола скважины, при увеличении проходки на долото до 50%, механической скорости бурения до 30%, а также увеличить безотказность забойного двигателя до 50%.

10. Разработана и внедрена первая отечественная компоновка для ориенти-® рованного бурения горизонтальных скважин с помощью колтюбинговой установки КМ-4001 российско-белорусского производства. Аналитически и на стенде определены параметры гидромеханического ориентатора для работы на аэрированном азотом буровом растворе в компоновке бурильной колонны, работающей в режиме стохастических продольных колебаний при различных законах распределения случайных величин. Разработан универсальный способ сборки компоновки для резко изменяющихся условий бурения путем аналитического подбора рабочих элементов компоновки регламентированных частотами собственных колебаний соотносящихся между собой как ряд случайных чисел, количество членов которого ограничено длиной динамически возмущенного участка КНБК упругими волнами сжатия для заданного режима бурения, реализованный при колтюбинговом бурении.

1. Абрамзон A.C. Гидравлика: Истечение жидкостей через отверстия и насадки. Гидравлические струи, динамическое воздействие струи на преграду/ A.C. Абрамзон, Л.Г. Колпаков; Уфим. нефт. ин-т. - Уфа, 1961. - 88с.

2. Аветисян Н.Г. Определение места установки центрирующих приспособлений/ Н.Г. Аветисян// Нефтяное хозяйство. 1971. - №12. - С.7-10.

3. Адамов А.Н. О компоновке низа бурильной колонны/ А.Н. Адамов// Нефтяное хозяйство. 1963. - №10. - С.15-19.

4. Адлер Ю.П. Планирование эксперимента при поиске оптимальных условий/ Ю.П. Адлер, Е.В. Маркова, Ю.В. Грановский. М.: Наука, 1978. - 279с.

5. Акбулатов Т.О. Исследование износа турбин турбобуров и его влияние на показатели бурения: автореф. дис. канд. техн. наук/ Т.О. Акбулатов. — Уфа, 1974.-20с.

6. Александров М.М. Силы сопротивления при движении труб в скважине/ М.М. Александров М.: Недра, 1978. - 208с.

7. Александров М.М. О силе прижатия вращающихся груб к стенкам вертикальной скважины/ М.М. Александров// Изв. вузов. Нефть и газ. — 1967. -№9. С.25-31.

8. Аль-Эзеридж Х.А. Определение жесткости турбобуров/ Х.А. Аль-Эзеридж// Изв. вузов. Нефть и газ. 1968. - №3. - С.29-30.

9. Балицкий В.П. К вопросу информативности низкочастотных продольных колебаний бурильной колонны/ В.П. Балицкий// Автоматизация и телемеханизация нефтяной промышленности: РНТС/ ВНИИОЭНГ. 1977. - №1. С.3-6.

10. Балицкий В.П. К вопросу изучения собственных продольных колебаний бурильной колонны и ее резонансных свойств/ В.П. Балицкий// Машины и нефтяное оборудование: РНТС/ ВНИИОЭНГ. 1979. - №12. - С.12-19.

11. Балицкий В.П. К вопросу о контроле забойных параметров при турбинном бурении/ В.П. Балицкий// Автоматизация и телемеханизация нефтяной промышленности: РНТС/ ВНИИОЭНГ. 1976. - №8. - С.7-11.

12. Балицкий В.П. Осевые динамические силы, действующие на турбобур при бурении вертикальных скважин/ В.П. Балицкий// Машины и нефтяное оборудование: РНТС/ ВНИИОЭНГ. 1976. - №10. - С.35-39.

13. Балицкий В.П. Экспериментальные исследования высокочастотных продольных колебаний бурильной колонны/ В.П. Балицкий// Машины и нефтяное оборудование: РНТС/ ВНИИОЭНГ. 1979. -№11.- С.9-11.

14. Балицкий П.В. Взаимодействие бурильной колонны с забоем скважины/ П.В. Балицкий. М.: Недра, 1975. - 293с.

15. Барабашкин И.И. Калибрующие и опорно-центрирующие устройства/ И.И. Барабашкин, А.Н. Сорокин, ИВ. Горохов// Строительство скважин/ ВНИИОЭНГ. 1989. - Вып.2. - 44с.

16. Башта Т.М. Гидропривод и гидропневмоавтоматика/ Т.М. Башта М., 1972.-320с.

17. Башта Т.М. Машиностроительная гидравлика/ Т.М. Башта М., 1971. -672с.

18. Бейтман Г. Высшие трансцендентные функции. Эмпирические и авто-морфные функции Ламе и Матье/ Г. Бейтман, А. Эрдейн М.: Наука, 1967. -300с.

19. Белоруссов В О. Подбор компоновок низа бурильной колонны для безориентированного бурения скважин за рубежом/ В.О. Белоруссов// Техника и технология бурения скважин/ ВНИИОЭНГ. 1988. - Вып.8. - 39с.

20. Белоруссов В.О. Прогнозирование и расчет естественного искривления скважин: справ, пособие/ В.О. Белоруссов, Т.М. Боднарук М.: Недра, 1988. -175с.

21. Биишев А.Г. Пространственное искривление скважин компоновкой без центратора/ А.Г. Биишев, И.З. Шагисултан// Труды БашНИПИнефть. — 1983. -С.14-21.

22. Бикчурин Т.Н. Исследование формы ствола и конструирование стабилизаторов кривизны/ Т.Н. Бикчурин, Ф.А. Козлов, И.И. Кузнецова// Нефтяное хозяйство. 1979. - №6. - С.20-24.

23. Биргер И.А. Расчет на прочность деталей машин: справочник / Биргер И.А., Шорр Б.Ф:, Иосилевич Г.Б: Изд. 3-е перераб. и дот М,: Машиностроение, 1979. - 702с.

24. Бойко В.Г. Бурение с амортизатором в Тюменской области/ В.Е. Бойко, В.Е. Копылов// Бурение: РНТС/ВНИИОЭНГ. 1969.-№3.-С.3-6.

25. Бороздин В.И; Гироскопические приборы и устройства систем управления: учеб. для вузов/В;Н Бороздин— М:: Машиностроение, 1990. 272с.

26. Боярко ЮЛ. Влияние анизотропии твердости пород на азимутальное искривление скважин/ Ю.Л. Боярко// Нефтяное хозяйство. 1965. - №2. - С.19-23.

27. Браун 11.Т Установки для обслуживания скважин с использованием гибких колонн насосно-компрессорных труб/ П.Т. Браун, Р.Д. Уимберли// Нефть, газ и нефтехимия за рубежом. 1993. -№4. - С.11.

28. Бредбери У. Влияние замковых соединений на распространение плоских продольных и крутильных волн в буровых колонах/ У. Бредбери// Конструирование и технология машиностроения: Труды Америк, общества инженеров-механиков. Сер. Б. М,: Мир, 1973. - №2.

29. Бронзов А.С. Турбинное бурение наклонных скважин/ АС. Бронзов, Ю.С. Васильев, Г.А. Шетлер М.: Недра, 1965. -248с.

30. Бронштейн И.Н. Справочник по математике для инженеров и учащихся втузов/ И.Н. Бронштейн, К.А. Селезнев М.: Наука, 1986. - 544с.

31. Бурение горизонтальною скважины роторным способом/ В.И. Злобин, Л.Н.Литвинов, Б.Н. Сизов// Нефтяное хозяйство. 1991. -№1. - С.7-9

32. Вальдман ИЛ. О влиянии поперечных колебаний турбобура на усталостную прочность его вала и корпуса/ И.Я. Вальдман, В.Н. Норин, И.В. ПестринаУ/ Изв. вузов. Нефть и газ. 1980. - № 4. - С.32-35.

33. Варламов В.П. Телеконтроль забойных параметров бурения: обзоры зарубежной литературы/ В.П. Варламов// Машины и нефтяное оборудование: РНТС/ ВНИИОЭНГ. 1972. - 87с.

34. Васильев Ю.С. Регулирование динамической нагрузки на долото/ Ю.С. Васильев, Ю.Ю. Никитин// Бурение: РНТС ВНИИОЭНГ, 1974. № 9. - С. 1214.

35. Васильева О.П. Регулятор азимута гироскопического типа/ О.П. Васильева, A.B. Лягов, Д.И. Чистов// Материалы Всерос. студ. науч. конф. Уфа, 1990.-С.26.

36. Вайншток С.М. Опыт эксплуатации установок с длинномерной трубой на барабане/ С.М. Вайншток// Нефть и капитал. 1998. - №1. - С.71-76.

37. Веденяпин Г.В. Общая методика экспериментального исследования и обработки опытных данных/ Г.В. Веденяпин. 3-е изд., доп. и перераб. М.: Колос, 1977. - 199с.

38. Вибрации в технике: справочник в 6-ти т./ Ред. В.Н. Челомей. М.: Машиностроение, 1978.

39. Т.1. Колебания линейных систем/ Под ред. В.В.Болотина. 1978. - 352с.

40. Т.2. Колебания нелинейных механических систем/ Под ред. И.И. Блехма-на,- 1979. -351с.

41. Т.З. Колебания машин, конструкций и их элементов/ Под ред. Ф.М. Ди-ментберга, К.С. Колесникова. 1980. - 544с.

42. Т.4. Вибрационные процессы и машины/ Под ред. Э.Э. Лавендела. 1981. - 509с.

43. Т.5. Измерения и испытания/ Под ред. М.Д. Генкина. 1981. - 496с.

44. Т.6. Защита от вибрации и ударов/ Под ред. К. В. Фролова. 1981. - 456с.

45. Виллкох М. Ускорение процесса бурения/ М. Виллкох, А. Карле, X. Ча-вез; пер. с англ.// Нефте- и газодобывающая промышленность: экспресс-информация/ ВИНИТИ. 1977. - №40. - С.9-21.

46. Владиславлев B.C. Разрушение пород при бурении скважин/ B.C. Влади-славлев. -М,: Гостоптехиздат, 1958. 241с.

47. Влияние анизотропии пород по буримости на процесс пространственного искривления/ М.П. Гулизаде, Г.М. Зельманович, Л.Я. Кауфман, Л.Я. Сушон// Изв. вузов. Нефть и газ. 1975. - С.13-16.

48. Влияние износа на рабочие параметры турбин турбобуров/ М.Р. Мавлю-тов, Т.О. Акбулатов, Ю.В. Крючков, Б.К. Болезнин// Изв. вузов. Нефть и газ. — 1973. №5. - С.25-27.

49. Влияние рабочей среды на работу шаровой опоры турбобура/ H.A. Жи-довцев, А.Н. Яров, Г.И. Лемиш, А.Л. Левченко// Бурение, 1971. №10. - С.7-9.

50. Ворожбитов М.И. Анализ взаимодействия долота с забоем скважины по данным записи вибраций/ М.И. Ворожбитов// Нефтяное хозяйство. 1972. -№4. - С.29-33.

51. Вудс Г. Искривление скважин при бурении/ Г. Вудс, А. Лубинский. -М.: Гостоптехиздат, 1960. 161с.

52. Габдрахимов М.С. Исследования влияния крутильных колебаний на работу бурильного инструмента при турбинном бурении: автореф. дисс. канд. техн. наук/ М.С. Габдрахимов; Уфим. нефт. ин-т. г Уфа, 1979. 23с.

53. Габдрахимов М.С. Бурение скважин с использованием наддолотных многоступенчатых виброгасителей/ М.С. Габдрахимов, A.C. Галеев, Б.З. Султанов, A.B. Лягов// Нефтяное хозяйство. 1990. - № 4. - С. 12-15.

54. Габдрахимов М.С. Динамические гасители колебаний бурильного инструмента/ М.С. Габдрахимов, Б.З. Султанов// Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море: РНТС/ ВНИИОЭНГ. 1991. - 59с.

55. Ганджумян P.A. Конструктивные особенности и характеристики устройств для защиты бурового инструмента от вибрации/ P.A. Ганджумян// Машины и нефтяное оборудование: РНТС/ ВНИИОЭНГ. 1986. - Вып.1. - С.7-9

56. Гаррет В.Р. Снижение затрат на бурение с помощью амортизатора, размещенного вблизи от забоя/ В.Р. Гаррет// Бурение: РНТС/ ВНИИОЭНГ. 1963. -№7. - С.37-39.

57. Григорян H.A. Бурение наклонных скважин уменьшенных и малых диаметров/ H.A. Григорян. -М.: Недра, 1974. 240с.

58. Григулецкий В.Г. Динамическое взаимодействие бурильной колонны с забоем вертикальной скважины/ В.Г. Григулецкий// Изв. вузов. Нефть и газ. -1978.-№3.-С.27-30.

59. Григулецкий В. Г. Оптимальное управление при бурении скважин/ В.Г. Григулецкий. -М.: Недра, 1988. 229с.

60. Григулецкий В.Г. Проектирование компоновок нижней части бурильной колонны/ В.Г. Григулецкий, В.Т. Лукьянов. М.: Недра, 1990. - 302с.

61. Грискин E.H. Релитовые торцовые уплотнения забойных двигателей/ E.H. Грискин, В.П. Шумилов// Труды ВНИИБТ. М., 1985. - Вып.60. - G.142-199.

62. Голубев A.M. Торцовые уплотнения вращающихся валов/ A.M. Голубев-,- М.: Машиностроение, 1974. 212с.

63. Гулизаде М.П. Турбинное бурение наклонных скважин/ М.П. Гулизаде.- Баку: Азернефтемаш, 1959. 590с.

64. Гулизаде М.П. Регулирование азимутального искривления при бурении наклонно-направленных скважин с применением неориентируемых КНБК/ М.П. Гулизаде, O.K. Мамедбеков// Строительство скважин: РНТС/ ВНИИОЭНГ. 1989. - Вып. 1. - С.6-8.

65. Голосконов Е.Г. Нестационарные колебания деформируемых систем/ Е.Г. Голосконов, А.П. Филиппов. Киев: Наукова думка, 1977. - 340с.

66. Гуреев И.Д. Виброгасительные свойства турбобуров/ И.Д. Гуреев// Проблемы нефти и газа Тюмени. Тюмень, 1981. - Вып.49. - С.26-29.

67. Гуменюк A.C. О прогнозировании интенсивности искривления наклонно-направленных скважин/ A.C. Гуменюк, Г.Г. Зарипов// Нефтяное хозяйство. -1983. -№8. -С.43-45.

68. Гусман М.Т. Расчет, конструирование и эксплуатация турбобуров/ М.Т. Гусман. М.: Недра, 1976. - 368с.

69. Гусман М.Т. Резино-металлические подшипники турбобуров/ М.Т. Гусман, A.B. Кольченко, A.A. Силин. -М.: Гостоптехиздат, 1959. 107с.

70. Гусман М.Л. О турбобурах для бурения наклонных скважин/ М.Л. Гусман, И.И. Кузнецова// Тезисы докл. Всесоюзной конф. по наклонному буре-нию/АзИНХ. Баку, 1978. - С. 17-18.

71. Ден-Гартог Дж. П. Механические колебания/ Дж.П. Ден-Гартог; пер. с англ. М.: Гос. изд-во физ.-матем. лит-ры, 1960. - 580с.

72. Диментберг М.Ф. Нелинейные стохастические задачи механических колебаний/ М.Ф. Диментберг М.: Наука, 1980. - 368с.

73. Джалил-заде Г.Н. Защита бурильного инструмента от вибрации при бурении скважин/ Г.Н. Джалил-заде// Азербайджанское нефтяное хозяйство. -1980. -№12.

74. Джалил-заде Г.Н. К вопросу определения рационального места установки амортизатора в колонне бурильных труб/ Г.Н. Джалил-заде, М.С. Садыхов// Изв. вузов. Нефть и газ. 1979. - №10. - С.24-28.

75. Дороднов И.П. Закономерности искривления, формирования вертикального ствола скважины в условиях глубокого бурения/ И.П. Дороднов// Проблемы и перспективы развития сверхглубокого бурения. 1982. - С.55-56.

76. Дороднов И.П. Формирование и предупреждение искривления ствола скважины/ И.П. Дороднов; СевКавНИПИнефть. Грозный, 1980. - 6с.

77. Дранкер Г.И. Экспериментальные исследования работы системы шарошечное долото-турбобур в режиме "плавающей" пяты/ Г.И. Дранкер// Машины и нефт. оборудование: РНТС/ ВНИИОЭНГ. 1978. - №7. - С.24-26.

78. Жидовцев H.A. О работе осевой нагрузки на долото при бурении скважин/ H.A. Жидовцев, Н.В. Щукин// Труды НИПИНефть. 1968. - Вып.4. -С. 19-21.

79. Жидовцев H.A. О результатах испытаний волнового отражателя/ H.A. Жидовцев, А.Т. Левченко, В.И. Мельников// Бурение: РНТС/ ВНИИОЭНГ.1971,-№10.-С. 14-17.

80. Зельманович Г.А. Влияние вращения бурильной колонны на характер изменения азимута наклонной скважины/ Г.А. Зельманович, Л .Я. Сушон// Изв. вузов. Нефть и газ. 1970. - №7. - С.61-62.

81. Зиненко В.П. Направленное бурение: учебное пособие для вузов/ В .П. Зиненко. М.: Недра, 1990. - 152с.

82. Злобин В.И. Роторные КНБК для стабилизации азимута стволов наклонно-направленных скважин/ В.И. Злобин, Л.Н. Литвинов, С.Н. Ремезов// Нефтяное хозяйство. 1987. - № 9. - С.34-35.

83. Иоанесян P.A. Новое направление развития техники турбинного бурения/ P.A. Ионесян// Нефтяное хозяйство. 1977. - № 1. - С. 10-13.

84. Иоанесян P.A. Основы теории и техники турбинного бурения/ P.A. Ионесян. -М.: Гостоптехиздат, 1953. -284с.

85. Использование стабилизаторов при бурении наклонно-направленных скважин электробурами/ Э.Р. Джалалов, В.А. Минчук, Ю.Н. Семенов и др.// Азербайджанское нефтяное хозяйство. 1976. - №1. - С.68-70.

86. Исследование резонансных режимов работы бурового инструмента при бурении сверхглубоких скважин/ С.С. Кохманюк, В.В. Кошелев, В.М. Кичигин и др.; Препринт-7. ИПМаш АН УССР. Харьков, 1974. - 41с.

87. Ишемгужин Е.И. Вероятность безотказной работы турбобура при бурении наклонных скважин/ Е.И. Ишемгужин// Машины и нефтяное оборудование: РНТС/ ВНИИОЭНГ. 1980. - №6. - С. 10-12.

88. Ишемгужин Е.И. К расчету изгибающего момента, действующего на турбобур при установке центраторов/ Е.И. Ишемгуясин// Технология бурения нефтяных и газовых скважин: межвуз. науч. темат. сб. Уфа, 1989. - С.137-143.

89. Ишемгуясин Е.И. Нелинейные колебания элементов машин: учеб. пособие/ Е.И. Ишемгужин; Уфим. нефт. ин-т- Уфа, 1988. 98с.

90. Ишемгужин Е.И. Определение места установки центратора для предупреждения искривления скважин с учетом жесткости турбобура и утяжеленных бурильных труб/ Е.И. Ишемгужин// Нефтяное хозяйство, 1971.- №12. — С.4-7.

91. Ишемгулсин Е.И. О выборе длины шпинделя турбобура/ Е.И. Ишемгужин, Лягов A.B., Приданов А.К.// Глубинное оборудование для бурения и эксплуатации нефтяных и газовых скважин: межвуз. науч.-техн. сб./ Баш. гос. ун-т. -Уфа, 1977. С.17-22.

92. Ишемгулсин Е.И. Влияние кавитационно-абразивного износа на долговечность полумуфты шпинделя турбобура/ Е.И. Ишемгулсин, Ф.Ш. Забиров, A.B. Лягов// Машины и нефтяное оборудование: РНТС/ ВНИИОЭНГ. 1979. -№6. -С. 19-20.

93. К вопросу создания антивибрационных стабилизирующих компоновок. / Б.З. Султанов, A.B. Лягов, P.P. Сафиуллин и др. 7/ Материалы респ. науч.-техн. конф. "Проблемы нефти и газа"/ Уфим. нефт. ин-т. Уфа, 1988. - С.46.

94. Калинин А.Г. Искривление скважин/ А.Г. Калинин. М.: Недра, 1974. -304с.

95. Калинин А.Г. Бурение наклонных скважин: справочник/ А.Г. Калинин, H.A. Григорян, Б.З. Султанов. -М.: Недра, 1990. 348с.

96. Касьянов В.М. Турбобуры/В.М. Касьянов. -М.: Гостоптехиздат, 1959. -116с.

97. Керк Р.Г. Устойчивость и неустановившееся движение в опорном подшипнике скольжения, установленное на податливых опорах с демпфированием/ Р.Г. Керк, Е.Ж. Гантер// Труды Америк, общества инженеров- механиков. -№76, Вып.98. №2. - С.207-222.

98. Кирия Т.А. Совершенствование проходки глубоких скважин/ Т.А. Ки-рия. -М.: Недра, 1971. 168с.

99. Керимов 3.Г. Динамические расчеты бурильной колонны/ З.Г. Керимов. -М.: Недра, 1970.-160с.

100. Керимов З.Г. Управление явлениями вибрации в процессе бурения нефтяных и газовых скважин/ З.Г. Керимов, М.А. Садыков// Изв. вузов. Нефть и газ. 1975. -№5. - С.29-33.

101. Копылов В.Е. Быстроразъемные и упругие соединения бурильных труб/ В.Е. Копылов, В.Н. Артюшкин. Тюмень: ТГУ, 1983. - 96с.

102. Копылов В.Е. Вибрации при алмазном бурении/ В.Е. Копылов, Ю.А. Чистяков, Э.М. Мухин. -М.: Недра, 1967. 128с.

103. Копылов В.Е. Акустическая система связи с забоем скважины при бурении / В.Е. Копылов, И.Л. Гуреев. М.: Недра, 1979. - 184с.

104. Корн Г. Справочник по математике для научных работников и инженеров/ Г. Корн, Т. Корн; под общей ред. И .Г. Арамановича// М.: Наука, 1973. -831с.

105. Крагельский И.В. Трение и износ/ И.В. Крагельский. М., 1968. - 480с.

106. Крылов А.Н. О вращательном движении продолговатого снаряда во время полета/ А.Н. Крылов// Сборник трудов. Т.4. Баллистика./ АН СССР М., Л., 1937 -302с.

107. Крылов А.Н. Общая теория гироскопов и некоторых технических их применений/ А.Н. Крылов, Ю.А. Крутков. Л.: Изд-во АН СССР, 1932. - 356с.

108. Кульчицкий В.В. Технология проводки наклонно-направленных скважин в условиях Западной Сибири/ В.В. Кульчицкий// Проблемы нефти и газа Тюмени. 1983. - С.38-40.

109. Курбатов Ш.М. Совершенствование технологии и техники регулирования зенитного угла наклонно-направленных и искривлениях скважин с учетом влияния вращения бурильной колонны: автореф. дис. канд. техн. наук.

110. Кулябин Г.А. О параметрах продольных вибраций трехшарошечного долота при зубцовых возмущениях/ Г.А. Кулябин// Проблемы нефти и газа Тюмени. Тюмень, 1975. - Вып.28. - С.22-27.

111. Кулябин Г.А. Определение длины секций сжатой части бурильной колонны при турбинном бурении/ Г.А. Кулябин, В.Ф. Бочарников// Изв. вузов. Нефть и газ. 1979. - №8. - С. 15-18.

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

113. Левинсон Л.Н. Создание принципиально новых технических средств длябурения наклонных скважин и исследование их работы/ Л.Н. Левинсон, Г.А. Ситдиков, P.M. Гайсин// Материалы Всесоюзной конф. по наклонному бурению/ АзИНХ. Баку, 1978. - С.28-29.

114. Любимов Г.А. Теория и расчет осевых многоступенчатых турбин турбобуров/Г.А. Любимов, Б.Г. Любимов. Л.: Гостоптехиздат, 1963. - 179с.

115. Лягов A.B. Глубинный демпфер ДГМ-195: Проспект "Машиноэкспорта" СССР/ A.B. Лягов. М.: ПМБ ЦИНТИхимнефтемаш, 1984.

116. Лягов A.B. К вопросу о формировании забоя скважины/ A.B. Лягов// Современные проблемы буровой и нефтепромысловой механики: межвуз. науч.-темат. сб./ Уфим. нефт. ин-т. Уфа, 1986. - С. 101-103.

117. Лягов A.B. К вопросу о надежности шпинделя забойных двигателей в наклонно-направленной скважине/ A.B. Лягов// Материалы третьей Всесоюзной конференции по динамике, прочности и надежности нефтепромыслового оборудования/ АзИНХ. Баку, 1983. - С.88.

118. Лягов A.B. К расчету нагрузок в радиальных опорах шпинделей забойных двигателей/ A.B. Лягов// Повышение надежности оборудования для бурения и эксплуатации нефтяных и газовых скважин: межвуз. науч. темат. сб./ Уфим. нефт. ин-т. - Уфа, 1980. - С.23-30.

119. Лягов A.B. Лабораторные исследования материалов полумуфты турбобура/ A.B. Лягов// Состояние научно-исследовательских работ в решении проблем по комплексным программам нефтегазовой промышленности. Уфа: Изд. Баш. Обкома КПСС, 1979. -С.45.

120. Лягов A.B. Определение коэффициента передачи наддолотных гидромеханических виброгасителей/ A.B. Лягов// Современные проблемы буровой и нефтепромысловой механики: межвуз. науч.-темат. сб./ Уфим. нефт. ин.- Уфа, 1989.-С.9-13.

121. Лягов A.B. Особенности динамического формирования забоя скважин/ A.B. Лягов// Нефтяное хозяйство. 2004. - №6. - С.68-71.

122. Лягов A.B. Разработка гидродинамических виброгасителей с центраторами для совершенствования технологии турбинного бурения наклонных сква-яшн: дис. канд. техн. наук, 05.15.10./ A.B. Лягов. Уфа, 1985. - 259с.

123. Лягов A.B. Опыт колтюбингового бурения горизонтальной скважины в АНЕС «Башнефть»/ A.B. Лягов// Время колтюбинга. 2004. - №8. - С.40-45.

124. Лягов A.B. Опыт колтюбингового бурения горизонтальной скважины российским оборудованием и инструментом в АНК «Башнефть»/ A.B. Лягов, Е.Г. Асеев, H.A. Шамов// Нефтегазовое дело. 2004. http ://w ww. о gbus .щ/ autliors/Lyagov/ Lyagovl .pdf.

125. Лягов A.B. Продольный изгиб системы корпус-вал турбобура в наклонной скважине/ A.B. Лягов, Е.И. Ишемгужин, Б.З. Султанов// Материалы Всесоюзной конференции по наклонному бурению/ АзИНХ. Баку, 1978. - С.68.

126. Лягов A.B. Антивибрационная компоновка повышенной надежности для управления параметрами кривизны скважины/ A.B. Лягов, Р.Р.Сафиуллин, Б.З. Султанов// Механика горных пород при бурении: материалы Междунар. конф./ Грозн. нефт. ин-т. Грозный, 1991.

127. Лягов A.B. Результаты применения антивибрационной стабилизирующей компоновки/ A.B. Лягов, P.P. Сафиуллин, Б.З. Султанов// Проблемы освоения нефтегазовых ресурсов Западной Сибири: межвуз; сб. науч. тр./ ТГУ. -Тюмень, 1989. С. 104-108:

128. Лягов A.B. Нестационарные колебания стабилизирующей антивибрационной; КНБК/ A.B. Лягов; И.Н. Сулейманов, P.P. Сафиуллин// Современные: проблемы буровой и нефтепромысловой механики/ Уфим. нефт. ин-т. Уфа, 1990. - С. 148-156.

129. Лягов A.B. Антивибрационная стабилизирующая компоновка нижней части бурильной колонны (КНБК-СА): проспект ВДНХ СССР №ПО1469/ A.B. Лягов, Б.З: Султанов, P.P. Сафиуллин; Уфим. нефт. ин-т. Уфа, 1987. - Зс.

130. Лягов A.B. Центратор бурильного инструмента ВТД-212: проспект ВДНХ СССР/ A.B. Лягов, Б.З. Султанов, P.P. Сафиуллин; ВНИИОЭНГ. М., 1986.

131. Лягов A.B. Использование гироскопического эффекта при безориентированном бурении наклонно-направленных скважин/ A.B. Лягов, Б.З: Султанов, Д.И. Чистов// Нефтяное хозяйство. 1992. - №6. - С. 15-17.

132. Мавлютов М.Р. Потери напора при прохождении глинистых растворов через диафрагму/ М.Р. Мавлютов// Нефть и газ. i960: --№7. - С.91-97.148: Мавлютов М.Р: Разрушение горных пород при бурении скважин/ М.Р. Мавлютов; М.: Недра, 1978: - 215с.

133. Мавлютов М.Р. О колебаниях низа инструмента при бурении/М:Р: Мавлютов^ Н.М. Филимонов// Нефть и газ. 1964. - №10. - С.19-23.

134. Мамед-Заде Э.Б. К исследованию динамических реакций; возникающих в радиальных опорах турбобуров с искривленными валами/ Э.Б. Мамед-Заде, P.III. Хасаев// Азербайджанское нефтяное хозяйство. 1969. - №8. - С.13-15.

135. Мак-Кракен Д: Численные методы и программирование на?фортране/ Д. Мак-Кракен, У . Дорн; пер; с анш. Mi: Мир, 1977. - 584с.

136. Мак-Лахлан Н.Б. Теория и приложение функции Матье/ Н.Б. Мак-Лахлан; пер. с англ. -М., 1953. 475с.

137. Мамедбеков М.Н. Регулирование азимутального искривления при бурении наклонно-направленных скважин с применением неориентируемых КНБК/ М.П. Мамедбеков// Строительство скважин: РНТС/ ВЫИИОЭНГ. М.: 1989.

138. Матвеев Ю. А. Эффективный способ борьбы с азимутальным искривлением; скважин/Ю^ А. Матвеев// Разведка и охрана недр. 1959; - № 1. - С.48-50.

139. Милхейм К.К. Влияние компоновки низа бурильной колонны на отклонение долота/ К.К. Милхейм, М.С. Апостол// Нефть; газ и нефтехимия за рубежом. 1982. - №4. - С.52-59.

140. Мирзаджанзаде А.Х. Решение задач нефтепромысловой механики/ А.Х. Мирзаджанзеде. -М.: Недра; 1971. 200с.

141. Мирзаджанзаде А.Х. Теория колебания в нефтепромысловом деле: учеб. пособие для студентов нефтепромысловых и нефтемеханических специальностей вузов/ А.Х. Мирзаджанзаде, З.Г. Керимов, М.Г. Копейкис. Баку: Изд. АзИНХ, 1976. - 363с.

142. Митчел Р Ф. Исследование поперечных вибраций тяжелого низа бурильной колонны/ Р.Ф. Митчел, М.Б, Аллен// Нефть, газ и нефтехимия за рубежом. 1985. - №4. - С.30-34.

143. Молчанов А.Г. К вопросу определения потребности в нефтепромысловом оборудовании/ А.Г. Молчанов// Нефть и капитал. 1998*: - №12. - С.62-67.

144. Несмеянов Г.Н. Эффективность бурения турбобурами А7ШЗ с системой подавления вибраций/ Г.Н. Несмеянов// Нефтяное хозяйство. 1979. - №4. — С.16-18.

145. Никитин H.H. Курс теоретической механики: учебник для втузов / H.H. Никитин. М.: Высшая школа, 1990. - 607с.

146. Николаи ЕЛ. Теория гироскопов/ ЕЛ. Николаи. -М.: Гостехиздат, 1948. 171с.

147. О влиянии вибрационных нагрузок в процессе бурения в крепких породах на искривление ствола скважины// Бурение: экспресс-информация/ ВНИИОЭНГ. 1984. - Вып. 18. - С.9-16.

148. О повышении надежности шпинделя турбобура/ Е.И. Ишемгужин, Б.З. Султанов, A.B. Лягов, А.Х. Приданов// Машины и нефтяное оборудование: РНТС/ ВНИИОЭНГ. 1977. - №12. - С.7-8.

149. Определение влияния анизотропии пород и фрезерующей способности долота по темпам искривления ствола скважин/ М.П. Гулизаде, Г.М. Зельмано-вич, Л.Я. Кауфман, Л .Я. Сушон// Изв. вузов. Нефть и газ, 1972. №10. - С.20, 46.

150. Опыт применения КНБК-СА в условиях Западной Сибири/ Б.З. Султанов, A.B. Лягов, P.P. Сафиуллин и др. // Материалы V Всесоюз. науч.-техн. конф. "Разрушение горных пород при бурении скважин". Т.2/ Уфим. нефт. ин-т. -Уфа, 1990. С.35-36.

151. Орлов П.И. Основы конструирования: справочно-методическое пособие в 2-х книгах / П.И. Орлов; под ред. П.Н. Учаева. Изд.З-е, испр. М.: Машиностроение, 1988. - 544с.

152. Оценка гамма-процентного ресурса турбобура/ Е.И. Ишемгужин, Ф.Ш. Забиров, A.C. Приданов, И.Я.Вальдман// Машины и нефтяное оборудование: РНТС/ ВНИИОЭНГ. 1980. - №1. - С.14-16.

153. Очанов С.А. Опыт искривления азимута ствола глубокой наклонной скважины без применения отклонителя/ С.А. Очанов// Бурение: РНТС/ ВНИИОЭНГ. 1988. - №1. - С.12-13.

154. Павлов Б.В. Акустическая диагностика машин/ Б.В. Павлов. М.: Машиностроение, 1971. - 222с.

155. Пановко Я.Г. Устойчивость и колебания упругих систем: Современные концепции, парадоксы и ошибки/ Я.Г. Пановко, И.И. Губанова. Изд. 4-е изд., перераб. - М.: Наука, 1987. - 352с.

156. Пельпор Д.С. Гироскопические системы: Теория гироскопов и гироскопических стабилизаторов: учебник для вузов/ Д.С. Пельпор. М.: Высшая школа, 1986. - 423с.

157. Пельпор Д.С. Гироскопические системы: Элементы гироскопических приборов: учебник для вузов/ Д.С. Пельпор М.: Высшая школа, 1988. - 432с.

158. Песляк Ю.А. Расчет напряжений в колоннах труб нефтяных скважин/ Ю.А. Песляк. М.: Недра, 1973. - 216с.

159. Пехньо М.И. Бурение нефтяных и газовых скважин с применением над-долотных амортизаторов/ И.М. Пехньо, А.И. Цыхан. Киев: Наукова думка, 1971.- 126с.

160. Пивоваров Э.В. Безотказность высокомоментных турбобуров, применяемых для бурения нефтегазовых скважин в условиях Коми АССР/ Э.В. Пивоваров, А.И. Носов// Изв. вузов. Нефть и газ. 1979. -№8. - С. 19-22.

161. Пивоваров Э.В. Повышение долговечности подшипников скольжения турбобуров при бурении нефтегазовых скважин в условиях Коми АССР/ Э.В.

162. Поташников В.Д. Разработка метода искривления скважин с заданной интенсивностью шарнирными компоновками: дис. канд. техн. наук: 05.15.10/ В.Д. Поташников. -М., 1986;

163. Поташников В.Д. Искривление скважин с заданной интенсивностью/ В. Д. Поташников, ЮС. Васильев// Труды ВНИИБТ. 1984, - Вып.59. - G.102.

164. Потураев В.Н. Резиновые детали машин/ В Н. Потураев, В.И. Дырда. Изд. 2-е, перераб. и доп. -М.: Машиностроение, 1977. -216с.

165. Пришляк И.Е. Результаты промышленных испытаний высокомоментных турбобуров А7Н4С со шпинделями ШИП-195/ И.Е. Пришляк, Б.В. Кузин, Д.Г. Малышев// Нефтяное хозяйство, 1974. № 12. - С.6-8.

166. Проников A.C. Надежность машин/ A.C. Проников. М.: Машиностроение, 197 & - 592с.

167. Принципы 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 .

168. Применение амортизаторов в целях повышения стойкости долота и механической скорости проходки: пер. америк. изд. Oil and Gas// Бурение: экспресс-информация/ ВНИИОЭНГ, 1979. №10. - С. 15-19.

169. Применение глубинного демпфера для стабилизации зенитного угла и азимута скважины/ Б.З. Султанов, P.P. Сафиуллин, A.B. Лягов и др. // Нефтяное хозяйство. 1986. -№3. - С.19-21.

170. Промысловые испытания регулятора азимута гироскопического типа ГРА/ A.B. Лягов, Д.И. Чистов, P.P. Сафиуллин и др.// Современные проблемы буровой и нефтепромысловой механики: Межвуз. темат. сб. науч. тр./ Уфим. нефт. ин-т. Уфа, 1990. - С.136-141.

171. РД-51-01-26-87. Регулирование азимута наклонных скважин без применения ориентируемых технических средств. -Введ. 01.07.88.

172. Работа бурильной колонны в скважине/ Б.З. Султанов, Е.И. Ишемгужин, Н.Х. Шаммасов,В.Н. Сорокин. М.: Недра, 1973. -216с.

173. Разработка нефтяных месторождений наклонно-направленными скважинами/ B.C. Евченко, Н.П. Захарченко, Я.М. Коган и др. М.: Недра, 1986. -276с.

174. Расчет бурильных труб в геологоразведочном бурении/ Е.Ф. Эпштейн,

175. B.И. Мацейчик, И.И. Ивахнин, А.Ш. Асатурян. М.: Недра, 1979. - 160с.

176. Результаты применения гироскопического регулятора азимута в условиях ПО "Башнефть"/ A.B. Лягов, Д.И. Чистов, Б.З. Султанов и др.// Тр. БашНИ-ПИнефть. 1992. - Вып.86. - С.162-169.

177. Результаты сравнительных испытания вибросостояния бурильной колонны при различной виброзащите/ П.И. Огородников, И.Ю. Вронский, Г.Н. Огородников, Б Д. Борисевич// Известия вузов. Нефть и газ. 1980. — № 10.1. C.15-18.

178. Романенко В.В. Средства управления динамикой бурильного инструмента/В.В. Романенко// Машины и нефтяное оборудование/ ВНИИОЭНГ. -1986. -Вып.12.-С.11-12.

179. СТО 03-144-90. Инструкция по бурению наклонно-направленных кустовых скважин в Башкирии. Введ.01.06.90. Уфа: БашНИПИнефть, 1990. - 61с.

180. Садыхов Т.А. Динамическая устойчивость вала турбобура и колонны бурильных труб в условиях глубоких скважин: автореф. дис. канд. техн. наук.

181. Санников Р.Х., Мавлютов М.Р. Вынужденные продольные колебания бурильного инструмента и динамическая нагрузка на долото и талевый канат/ Р.Х. Санников, М.Р. Мавлютов//Изв. вузов. Нефть и газ, 1973. -№2. С.35-40.

182. Санников Р.Х. Аналитическое исследование некоторых вопросов динамики бурильного инструмента/ Р.Х. Санников, М.Р. Мавлютов, Р.В. Канбеко-ва// Труды Уфимского нефтяного института. Уфа, 1972. -Вып.11. - С.50-62.

183. Сароян А.Е. Теория и практика работы бурильной колонны/ А.Е. Саро-ян. М.: Недра, 1990. - 263с.

184. Сафиуллин P.P. Управление зенитным углом и азимутом скважины/ P.P. Сафиуллин// Материалы Республ. науч.-практ. конф. мол. ученых и специалистов "Проблемы разработки нефтяных месторождений"/ БашНИПИНефть. -Уфа, 1986. С.42-23.

185. Сафиуллин P.P. Результаты бурения наклонных скважин с применением виброгасителей-центраторов / P.P. Сафиуллин// Современные проблемы буровой и нефтепромысловой механики/ Уфим. нефт. ин-т. Уфа, 1989. - С.3-9.

186. Сафиуллин P.P. Воорулсение опорно-центрирующих устройств/ P.P. Сафиуллин, М.Р. Гумеров// Материалы респ. науч.-техн. конф. "Диагностика, ресурс и прочность оборудования для добычи и переработки нефти"/ Уфим. нефт. ин-т.-Уфа, 1989.-С.81.

187. Симонов В.В. Работа шарошечных долот и их совершенствование/ В.В. Симонов, В.Г. Выскребцов. -М.: Недра, 1975. 240с.

188. Симонов В.В. Влияние колебательных процессов на работу бурильного инструмента/ В.В. Симонов, Е.К. Юнин. М.: Недра, 1977. - 216с.

189. Симонянц СЛ. Гашение вибраций в турбинном бурении/ C.JL Симонянц, В.Ф. Плисак// Нефтяное хозяйство. 1982. - №11. - С.13-14.

190. Симонянц С.П. Промысловые испытания турбобуров с гидродемпферами/ С.П. Симонянц, Б.В. Кузин// Нефтяное хозяйство. 1978. - №6. - С. 15-16.

191. Скваясинные насосные установки для добычи нефти: учебное пособие (с грифом Учебно-методического объединения вузов РФ)/ С.Ю. Вагапов, A.B. Ля-гов, В.П. Жулаев и др.// УГНТУ. Уфа, 2003. - 167с.

192. Соколов Е.Я. Струйные аппараты/ Е.Я. Соколов, Н.М. Зингер. — Изд. 2-е, перераб. М.: Энергия, 1970. - 288с.

193. Технология бурения нефтяных и газовых скважин: учебник для вузов/ А.Н. Попов, А.И. Спивак, Т.О. Акбулатов и др. М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2003. - 509с.

194. Спивак А.И. Разрушение горных пород при бурении скважин/ А.И. Спивак, А.Н. Попов. Изд. 3-е перераб. и доп. М.: Недра, 1979. - 239с.

195. Способ направленного бурения: информ. листок №90-06. Сер. 52.47.15/ Коми межотрасл. территор. ЦНТИ. 1990.

196. Сулашкин С.С. Направленное бурение/ С.С. Сулашкин. М.: Недра, 1987. - 272с.

197. Султанов Б.З. Опытное бурение наклонно-направленных скважин с применением демпфирующих устройств/ Б.З. Султанов, A.B. Лягов, А.И. Ямал-тдинов// Проблемы нефти и газа: материалы республ. науч.-техн. конф./ Уфим. нефт. ин-т Уфа, 1981. - C.41.

198. Султанов Б.З. Опытное бурение с использованием гидравлических виброгасителей/ Б.З. Султанов, A.B. Лягов, И.Я. Вальдман// Нефтяное хозяйство. -1981. -№10. С.9-12.

199. Султанов Б.З. Наддолотный многоступенчатый виброгаситель гидравлический/ Б.З. Султанов, A.B. Лягов, М.С. Габдрахимов// Нефтяное хозяйство, 1990. -№4. -С.41.

200. Султанов Б.З. Повышение надежности шпинделя турбобура/ Б.З. Султанов, A.B. Лягов, Е.И. Ишемгужин// Материалы 2-ой Всесоюз. конф. по динамике и прочности нефтепромыслового оборудования/ АзИНХ. Баку, 1977. -С.52.

201. Сушон Л.Я. Состояние и пути совершенствования технологии наклонного бурения/ Л.Я. Сушон// Труды СибНИИНП. 1980. - Вып.■ 1-6. - С.22-30.

202. Сушон Л.Я. Применение наддолотных калибраторов при бурении наклонных скважин в Западной Сибири/ Л.Я. Сушон// Бурение. 1975. - №12. -С.5-7.

203. Сушон Л.Я. Проектирование профилей и забойных компоновок для бурения скважин в Западной Сибири/ Л.Я. Сушон, П.В. Емельянов. М.: ВНИИОЭНГ, 1981.-41с.

204. Сушон Л.Я. Управление искривлением наклонных скважин в Западной Сибири/ Л.Я. Сушон, П.В. Емельянов, Р.Т. Муллагалиев М.: Недра, 1988.21с.

205. Стойкость буровых долот/ Под ред. К.Б. Кацева. Киев: Наукова думка, 1979.-244с.

206. Технология и техника строительства наклонных скважин долотами диаметром 295,3мм в условиях ПО "Башнефть": отчет по теме НИС №514/ Уфим. нефт. ин-т, Уфа, 1991. - № ГР019Ю020946.

207. Турбинные шарнирные компоновки для бурения наклонно-направленных скважин/ В.Д. Поташников, Н.В. Недовесов, В.В. Кульчацкий, Е.В. Родак// Нефтяное хозяйство, 1988. №9. - С.12-14.

208. Тимошенко С.П. Колебания в инженерном деле/ С.П. Тимошенко. М.: Недра, 1967.-439с.

209. Тимофеев Н.С. Особенности работы турбобура в компоновке с амортизатором/ Н.С. Тимофеев, Н.М. Ворожбитов, Г.И. Дранкер// Бурение: РНТС/ ВНИИОЭНГ. 1971. - №10. - С.3-5.

210. Тутен П. Анализ режима работы бурильной колонны/ П. Тутен// Нефть, газ и нефтехимия за рубежом. 1981. - №6. - С.16-18; №7. - С.54-61.

211. Уменьшение потерь на трение в опорах турбобуров введением смазочных добавок в промывочные жидкости/ H.A. Жидовцев, АН. Яров, А.П. Шпренк, Г.И. Лемиш//Машины и нефтяное оборудование: РНТС/ ВНИИОЭНГ. -1971. -№1. С. 10-11.

212. Феодосьев В.И. Избранные задачи и вопросы по сопротивлению материалов/ В.И. Феодосьев. 4-е изд., испр. и доп. М.: Наука, 1973. - 400с.

213. Филимонов Н.М. К вопросу определения времени контакта зуба шарошечного долота/ Н.М. Филимонов, М.Р. Мавлютов// Нефть и газ. 1963. - №11. - С.41-42.

214. Филимонов Н.М. О динамическом взаимодействии зуба шарошечного долота с породой/ Н.М. Филимонов, А.И. Спивак, А.Н. Попов// Изв. вузов. Нефть и газ. 1963. -№1. - С.35-41.

215. Фоменко Ф.Н. Бурение скважин электробуром/ Ф.Н. Фоменко. М.: Недра, 1974.-229с.

216. Хайтауэр K.M. Установки для обслуживания скважин с использованием гибких колонн насосно-компрессорных труб/ K.M. Хайтауэр// Нефть, газ и нефтехимия за рубежом. 1993. - №5. - С.78-79.

217. Харламенко В.И. Эксплуатация насосов магистральных нефтепродукто-проводов/ В.И. Харламенко, М.В. Голуб. М.: Недра, 1978. - 231с.

218. Цзе Ф.С. Механические колебания: пер. анг. под ред. И.Ф. Образцова/ Ф.С. Цзе, И.Е. Морзе, Р.Т. Хинкл. М.: Машиностроение, 1966. - 508с.

219. Чистов Д.И. Опыт применения гироскопического регулятора азимута в условиях Западной Сибири/ Д.И. Чистов// Материалы науч.-техн. конф. "Совершенствование методов поисков, разведки и разработки нефтяных и газовых месторождений". Пермь: 1991. - С.62-63.

220. Чистов Д.И. Расчет компоновки низа бурильной колонны с гироскопическим регулятором азимута/ Д.И. Чистов// Современные проблемы буровой и нефтепромысловой механики. Уфа, 1990. - С.43-44.

221. Чистов Д.И. Ударные воздействия на осевую опору турбобура: Материалы 39-й научно-техн. конф. студентов, аспирантов и молодых ученых Башкирии/ Д.И. Чистов, Е.М. Ишемгужин Уфа, 1988. - С. 12.

222. Чистов Д.И. Инжиниринг капитального ремонта скважин бурением боковых стволов из эксплуатационной колонны/ Д.И. Чистов, A.B. Лягов, В.В. Шайдаков// Нефтепромысловое дело. 1995. - № 4. - С. 16-17.

223. Шагисултан М.З. Математическая модель пространственного искривления скважин/ М.З. Шагисултан, А.Г. Биишев, Н.Ф. Кагарманов// Тр. БашНИ

224. ПИнефть. 1983. - Вып.67. - С.3-13.

225. Шестов С.А. Гироскоп на земле, в небесах и на море/ С.А. Шестов М.: Знание, 1989. - 192с.

226. Шопа В.М. Конструкционное демпфирование в буровом амортизаторе/ В.М. Шопа, И.П. Шацкий, C.B. Великович// Нефтяное хозяйство. 1990. - №3.- С.26-29.

227. Шумилов П.П. Турбинное бурение нефтяных скважин/ П.П. Шумилов -М.: Недра, 1968. -352с.260. "Шлюмберже-Дауэлл" работы и сервисные услуги с гибкими насосно-компрессорными трубами// Нефть и капитал. - 1998. - №1. - С.77-78.

228. Эскин М.Г. Продольные колебания низа бурильной колонны и их влияние на характеристики забойных двигателей/ М.Г. Эскин// Нефтяное хозяйство.- 1966. №1. - С.7-10.

229. Экспериментальный метод определения отклоняющей силы, возникающей и при взаимодействии долота с наклонно залегающей анизотропной породой/ А.И. Жеребкин, Ю.М. Гержеберг, И.Е. Долгий, М.Г. Середа// Изв. вузов. Нефть и газ. 1978. - №1. - С.13-17.

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

231. Юнин Е.К. Низкочастотные колебания бурильного инструмента/ Е.К. Юнин. М.: Недра, 1983. - 132с.

232. Юртаев В.Г. Динамика буровых установок. -М.: Недра, 1987. 155с.

233. Юртаев В.Г. Упругие колебания, возбуждаемые работой гидравлического яса// Изв. вузов. Нефть и газ. 1980. - №3. - С. 19-24.

234. Янтурин А.Ш. Передовые методы эксплуатации и механика бурильной колонны/ А.Ш. Янтурин. Уфа: Башкнигоздат, 1988. - 168с.

235. Янтурин А.Ш. О некоторых вопросах практики и совершенствования эксплуатации бурильных колонн/ А.Ш. Янтурин, P.P. Сафиуллин// Современные проблемы буровой и нефтепромысловой механики/ Уфим. нефт. ин-т. -Уфа, 1986. С.46-50.

236. Aarrestad T.V. An Experimental and Theoretical Study of Coupling Mechanism Between Longitudinal and Torsional Drillstring Vibrations on the Bit/ T.V. Aarrestad, A. Kyllingstad// SPE Drilling Engineering. 1988. - Vol.3, №1. - P.12-18.

237. Birades M. Static and Dynamic Three Dimensional Buttonhole Assembly Computer Models/ M. Birades// SPE Drilling Engineering. - 1988. - Vol.3, №3. -P.160-166.

238. Daring D.W. Vibrations Increase Available Power at the Bit/ D.W. Daring// Oil and Gas Journal. 1984. - Vol.82, - №10. - P.91-92, 94-95, 98.

239. Daring D.W. Drilling Vibrations create crocked hole/D.W. Daring// Oil and Gas Journal. 1984. - Vol.82, №2. - P.83-86.

240. Gary S.C. Coiled tubing drilling requires economic and technical analyses/ S C. Gary// Oil and Gas Journal. 1995. - Vol.93, №8. - P.59-62.

241. Large diameter coiled-tubing drilling// Petroleum Technology. 1997. -Vol.49, №2. -P.135-136.

242. Milheim K.K. The Effect of Buttonhole Assembly Dinamics on the Trajectory of a Bit/ K.K. Milheim, M.C. Apostal// Journal of Petroleum Technology. -1981. Vol.33, №12. -P.2323-2338.

243. Milheim K.K. How BHA Dinamics Affect Bit Technology/ K.K. Milheim, M.C. Apostal// World Oil. 1981. - Vol.192, №5. - P. 183-184, 189-190, 192, 197198, 200, 205.

244. McLamore. The Role of Rock Strength Anisotropy in Natural Hole Deviation/ McLamore// Journal of Petroleum Technology. 1971. - Vol.23, №11. -P.1313-1321.

245. Патент №3318397 США. Опубл.1967.

246. A.c. 699159 СССР. Соединительная муфта валов турбобура/ Ф.Ш; Заби-ров, А.В. Лягов, Е.И. Ишемгужин и др. Опубл. 1979, Бюл. №43.

247. А.с. 735846 СССР. Глубинный демпфер/ Б.З.Султанов, А.В. Лягов, Е.И. Ишемгужин и др. Опубл. 1980, Бюл. №9.

248. А.с. 842294 СССР. Демпфер для гашения продольных колебаний бурильного инструмента/ А.В. Лягов, Б.3. Султанов, Е.И. Ишемгужин и др.1. Опубл. 1981, Бюл. №24.

249. A.c. 881291 СССР. Демпфер крутильных колебаний бурильного инструмента/A.B. Лягов, Б.З.Султанов, М.Г. Латыпов и др. Опубл.1981, Бюл. №42.

250. A.c. 911066 СССР. Демпфер/ A.B. Лягов, Б.З. Султанов, И.Я. Вальдман и др. Опубл. 1982, Бюл. №9.

251. A.c. 947384 СССР. Гидравлический центратор/ Б.З. Султанов, A.B. Лягов, Ю.Н. Морозов и др. Опубл. 1982, Бюл. №28.

252. A.c. 1073430 СССР. Гидравлический демпфер бурильного инструмент/ A.B. Лягов, Б.З. Султанов, B.C. Дьяков и др. Опубл.1984, Бюл. №6.

253. A.c. 1084502 СССР. Демпфер гидравлический/ A.B. Лягов, Б.З. Султанов, З.С. Дьяков. Опубл.1984, Бюл. №13.

254. A.c. 1108271 СССР. Глубинный демпфер/ A.B. Лягов, Б.З. Султанов, И.Я. Вальдман. Опубл.1984, Бюл. №30.

255. A.c. 1263800 СССР. Центратор бурильного инструмента/ A.B. Лягов, Б.З. Султанов, P.P. Сафиуллин и др. Опубл.1986, Бюл. №38.

256. A.c. 1330297 СССР. Устройство для изменения азимута ствола скважины/ A.B. Лягов, P.P. Сафиуллин, Б.З.Султанов и др. Опубл.1987, Бюл. №30.

257. A.c. 1406333 СССР. Гидромеханический демпфер/ A.B. Лягов, Б.З. Султанов, А.И. Кравцов и др. Опубл. 1988, Бюл. №24.

258. A.c. 1413233 СССР. Центратор бурильного инструмента/ A.B. Лягов, Б.З. Султанов, Р;Р. Сафиуллин и др. Опубл.1988, Бюл. №28.

259. A.c. 1427059 СССР. Способ определения степени износа породоразру-шающего инструмента/ Е.И. Ишемгужин, В.У. Ямалиев, A.B. Лягов и др. Опубл. 1988. Бюл. №36.

260. A.c. 1458551 СССР. Центратор бурильного инструмента/ A.B. Лягов, P.P. Сафиуллин, Б.З. Султанов и др. Опубл. 1989, Бюл. №6.

261. A.c. 1506094 СССР. Способ определения работоспособности породораз-рушающего инструмента/ Е.И. Ишемгужин, Б.З. Султанов, В.У. Ямалиев, A.B. Лягов и др. Опубл. 1989, Бюл. №33.

262. A.c. 1550068 СССР. Турбинная секция турбобура/ А.И. Кравцов, A.B.

263. Лягов, И.Я. Вальдман и др. 0публ.1990, Бюл. № 10.

264. A.c. 1599512 СССР. Способ направленного бурения скважин и устройства для его осуществления/ A.B. Лягов, Б.З. Султанов, А.И. Кравцов и др. -Опубл. 1990, Бюл. №38,

265. A.c. 1657583 СССР. Шпиндель бурового забойного двигателя/ И.Н. Конюхов, A.B. Лягов, А.И. Кравцов и др. Опубл. 1991, Бюл. №23.

266. A.c. 1779739 СССР. Неразъемный протектор бурильных труб/ A.B. Лягов, P.P. Сафиуллин, Б.З. Султанов и др. Опубл. 1922, Бюл .№45.

267. A.c. 1680920 СССР. Устройство для управления компоновкой нижней части бурильной колонии/ A.B. Лягов, Б.З. Султанов, P.P. Сафиуллин и др. -Опубл. 1991, Бюл. №36.

268. A.c. 1682513 СССР. Устройство для направленного бурения/A.B. Лягов, Д.И. Чистов, Б.З. Султанов и др. Опубл.1991, Бюл. №37.

269. A.c. 1750278 СССР. Турбобур/ А.И. Кравцов, A.B. Лягов, Б.З. Султанов и др. Опубл. 1992.

270. Пат. №1828487 Российская Федерация. Калибратор металлоуловитель/

271. A.B. Лягов, Б.З. Султанов, P.P. Сафиуллин и др. Опубл. 1993, Бюл. №26.

272. Пат. №2124125 Российская Федерация. Способ регулирования оптимальной осевой нагрузки на долото при бурении скважин/ И.Е. Ишемгужин,

273. B.У. Ямалиев, A.B. Лягов и др. Опубл. 1998, Бюл. №36.

274. Пат. №2147669 Российская Федерация. Способ компоновки низа бурильной колонны/ A.B. Лягов, И.Е. Ишемгужин, Е.И. Ишемгужин и др. -0публ.2000, Бюл. №11.

275. Пат. № 2185493 Российская Федерация. Демпфер продольных колебаний/ И.Е. Ишемгужин, A.B. Лягов, Э.Ш. Имаева и др. Опубл.2002, Бюл. №20.

276. Пат. № 2232249 Российская Федерация. Виброгаситель-калибратор/A.B. Лягов, C.B. Назаров, P.A. Янтурин и др. 0публ.2004, Бюл. №19.

277. Башкортостан РеспубликаЬы Республика Башкортостан

278. Акционер нефть ЩЯШ Открытое акционерное обществокомпанияЬы «Башнефть» ^ Акционерная нефтянаяасык акционеру йэмгаэте БАШНЕФТЬ компания «Башнефть»450045, вфо -калаЬы, 450045, г. Уфа,

279. Телефон: (3472) 60-58-85 Телефон: (3472) 60-58-85 Факс: (3472) 43-27-51, 60-34-33, 60-66-84 Факс: (3472) 43-27-51, 60-34-33, 60-66-84

280. ИНН 0274051582, ОКПО 00135645 ИНН 0274051582, ОКПО 00135645

281. В диссертационный совет УГНТУт. т. № /7-33 -эй----------------------------СПРАВКА1. На №от

282. Руководитель сектора ф буровых работ --и ремонтаскважин АНК «Башнефть» Е.В. Тпйпш Pf

283. Ведущим инженер сектора- ;, ir^-^'r^rr^y-ß, ,vбуровых работ-и ремонта- Ум&Сб-Ху^скважин-- АИК«Баш11сфть»^ С -V- Р.Х-. Юмашев ÄCs&'-f1.1. ЛУКОЙЛ

284. Общество с ограниченной ответственностью1. ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь"

285. Территориально-производственное предприятие

286. КОГАЛЫМНЕФТЕГАЗ" УПРАВЛЕНИЕ РЕМОНТА СКВАЖИН0J-ТСМ-Шпм 16. ОН. UMько Na от1. Копия1. Юриеконс УГНТУ1. СПРАВКА

287. Работоспособность исполнительных элементов: центраторов, калибраторов, гироскопов, демпферов, яссов и др. соответствует техническим условиям. Достигнута возможность безориентированного управления траекторией скважины

288. Справка дана для предъявления УГНТУ-'■"-Жч1. Начальнику^ (/f. '/ ■* '1. V Г.М ' Г. Чл VV Jj U1. X-Vr-i . ^1. Ю.Н. Морозов1. PriCCH«,

289. Хангъ1-Мансинсним апеноичик J ч p у г, А2ВнвЙЙг Г КгЭГП/1«.М CrtvprtJ« npoj*l.i»o yn Ноябрьски*, л1. Tin /факс )3<!Oii7l I 2

290. Фактический годовой экономическийэффект в сутзв ^204 руб'. Семьдесят восемь дшети четыре руб(« КОП г;. ~т в-ТоЪ* дояеБое участие Ж 60;бюрп^ггО -и шоотедеоят две ты Л пятьсот шестьдесяттри руб'* 6Ш6832 руб>1. V

291. Проректор по тут>ш работе Ордена Пекина и трудового Шраешго -Уоэимсгеэгб негданого ийст&ттута зшмеш Ш "Башнешть"пройвесрр / / зам»генерального .директорамштжжов Ш ИШ'.РИЗВАШВ•^Х™.^ г"* . ■ . гербовая печать) ' "¿^¿^Ч {гербовая печать!1. РАСЧЕТ

292. Расчет ВЫШЭЯН8Н на стадии проведения межведомственных прие-мочнж иешташй гидравлических демпферов ДГ«495 конструкции Уфимского нефтяного институтам

293. Станко-месяцы бурения 2300:1886= 797,8:720=1,22 =1,11

294. Калещарное время бурения,ч 1 ^22у720= 678,05-20,29=878,05 =797,80

295. Превышение коммерческой скорости после внедрения КНБК-СА.м/ст.^мес. 2072-1886=186

296. Итого затрат, рубг. 32273,88 25790,7026Ъ Экономия затрат в интервале • - 6483,1827^ Изменяющиеся затраты, прюсодящи¡5 на 1 м проходки, руо/м 32273,88 25790.7 13'^1967 1 1967

297. ЗЗЪ Общая цена оборудования буровой установки, рубь 316945,68 325938,63 341* Удельные капитальные вложения- на 1 м проходки в год, руб. 14,00 13,11

298. ДОКИСКОи* ¿Ъ? , ТЫС'.руО'*з Кпвшбайекои УБР, тае^руб.18 ,5~15,07=-•3^43 .23300676 Ох 8,4 3=29,25 61. Литература:

299. Методика определения экономической эффективности использованиягге.1. Начальник ЕИСа уО3 }1. Га »бухгалтер ^ ¿УсС 'г)

300. Л «А *Ш!АШййШЗБ&. "' и'с/1 г ЙхаШЗШКН1. Руководитель тем1. Отз.исполнитель темы *1. А* ЗЛЯ1. СУЛТАНОВ1. Е*.Н*.САйОШ)В1. С- V г О /•'■О1. Нач^ПйО ,1. С'О&ф—1. Нач5« техотдела1. Л •и 0 / Л л ЗЖШШАЕВ1. ЕЕлЭНЭр Уфимского УВР•бухгалтер УУБР !

301. АШ.МИРГАЗЕТЦИК0£ Нач^ё^^яЬ-гичес ко го отдела1. Цо¡.¡.Оль -лр • ; -------1. ЦэР н^ к .•ч< /.г"»1. БОРИСОВ-■

302. Ш Нач'.г'Шшол »о тдела КУВР