автореферат диссертации по разработке полезных ископаемых, 05.15.10, диссертация на тему:Совершенствование систем управления и оптимизация процессов углубления скважин забойными гидравлическими двигателями

Введение.

1. Изучение состояния проблемы. Постановка задач исследований.

1.1. История развития технических средств автоматизации бурения.

1.1.1. Общие положения.

1.1.2. Характеристика буровых автоматических устройств. Периоды развития.

1.2. Анализ эффективности критериев оптимизации.

1.2.1. Классификация критериев.

1.2.2. Развитие критериев.

1.2.3. Способы выбора критериев и режимов бурения.

1.2.4. Сравнительный анализ критериев оптимизации.

1.3. Математические модели процесса углубления скважин.

1.3.1. Задачи математического моделирования.

1.3.2. Анализ наиболее применяемых моделей.

1.3.3. Экспериментальные исследования процессов бурения на месторождениях Среднего Приобья.

1.4. Основные закономерности процессов бурения.

Выводы.

2. Развитие научных и методических основ регулирования процессов углубления скважин.

2.1. Совершенствование структуры системы управления углублением скважин.

2.2. О результатах исследований по созданию математических моделей управления углублением скважин.

2.3. Разработка моделей процесса углубления скважин шарошечными долотами.

2.4. Математические модели для управления процессом углубления скважин.

Выводы.

3. Анализ и классификация методов оптимизации процессов углубления скважин.

3.1. Расчетные методы оптимизации.

3.2. Прогнозирующие методы оптимизации.

3.3. Оперативные методы оптимизации.

3.3.1. Оптимизация по критерию «максимума механической скорости».

3.3.2. Оптимизация по критерию «максимум рейсовой скорости»

3.3.3. Оптимизация по критерию «максимум экономической скорости».

3.3.4. Оптимизация по критерию «максимум проходки на долото».

3.4. Адаптивные алгоритмы оптимизации.

3.5. Алгоритмы по распознаванию аварийных ситуаций.

Выводы.

4. Управление проводкой скважин с применением автономных устройств.

4.1. О способах автономного управления работой забойного двигателя

4.2. Разработка способа и устройства формирования осевой нагрузки на долото.

4.3. Расчеты к технологии применения устройства формирования нагрузки на долото.

4.4. К разработке конструкции шарошки долота.

4.5. О применении акустических фильтров для регулирования амплитуды колебаний потока промывочной жидкости.

Выводы.

5. Теоретические, экспериментальные исследования, разработка способа и устройств телеизмерения забойных параметров.

5.1. Сравнительная характеристика каналов передачи забойных параметров на устье скважины.

5.2. Теоретические положения передачи забойной информации по гидравлической линии связи.

5.3. Разработка устройств телеизмерения забойных параметров.

5.3.1. Забойный датчик частоты вращения вала турбобура.

5.3.2. Наземное устройство измерения частоты вращения вала турбобура.

5.3.3. Анализ источников погрешностей измерения.

5.3.4. Способ уменьшения уровня помех в гидравлическом канале связи.

Выводы.

6. Оперативная оптимизация углубления скважин забойными гидравлическими двигателями посредст- 191 вом адаптивных систем управления.

6.1. Постановка задачи и пути решения.

6.2. Информационное обеспечение управления процессом бурения скважин.

6.2.1. Современное состояние и основы классификации уровней информационного обеспечения.

6.2.2. Декомпозиция задач управления и элементы информационного обеспечения подсистем управления.

6.2.3. Структура классификации.

6.2.4. Методика расчета количественных показателей информационной значимости контролируемых параметров.

6.3. Способ создания автоматизированной системы управления турбинным бурением.

6.3.1. Выбор способа. Структурная схема системы автоматизированного управления (САУ).

6.3.2. Разработка способа автоматизированной настройки параметров подсистемы регулирования.

6.3.3. Алгоритмы работы подсистемы регулирования САУ.

6.3.4. Алгоритмы работы САУ по выбранным критериям оптимизации.

6.4. Разработка математической модели подсистемы регулирования САУ.

6.5. Параметрическая оптимизация САУ.

Выводы.

В топливно-энергетическом балансе страны роль нефти и газа чрезвычайно велика и длительное время будет оставаться определяющим фактором в ее экономике. Западно-Сибирский нефтегазовый комплекс, который сегодня добывает около 75% Российской нефти и более 90% природного газа, будет оказывать на экономику страны свое доминирующее влияние и в начале двадцать первого столетия.

В девяностые годы двадцатого столетия экономика России, а в месте с и о 1 ней и топливно-энергетическии комплекс, включающии нефтяную, газовую, нефтеперерабатывающую и угольную промышленности, электроэнергетику, нефтепродуктообеспечение, нефтегазовое и энергетическое строительство, испытывают острый кризис. Это привело к резкому снижению инвестиций, ухудшению материально-технического обеспечения и финансирования производства и науки, нарушило хозяйственные и научные связи и резко затормозило научно-технический прогресс как в целом по ТЭК, так и в его ведущих отраслях, каковыми являются нефтяная и газовая промышленности.

Например, если с 1991 по 1993 гг. в России произошло снижение добычи нефти с 461,6 млн. тонн до 350,6 млн. тонн при стабилизации достигнутого уровня добычи газа, который изменился несущественно (643,5 и 647,2 млр. м соответственно), то в 1998 году добыча нефти уже снизилась более чем в 2 раза, при сокращении физических объемов бурения в 4 раза. Такие результаты являются следствием резкого сокращения физических объемов эксплуатационного и разведочного бурения, сопровождаемого сокращением числа буровых бригад и научно-технического потенциала в академических, отраслевых и научно-исследовательских организациях, занимающихся проблемами нефтегазового комплекса. Для России нефтяные и газовые ресурсы - основа жизнедеятельности всей страны. Тем не менее, в 1997 году уровень добычи нефти по оценкам экспертов перешагнул допустимый минимум - «черту энергетической безопасности». Но в 1998-99 годах резкое повышение мировых цен на нефть, приток дополнительных нефтедолларов в страну несколько активизировали деятельность нефтяных фирм.

Вместе с тем стабильное функционирование топливно-энергетического комплекса страны возможно только при условии сохранения уровня добычи углеводородного сырья из недр земли, что определяется как поиском и освоением новых месторождений нефти и газа, так и более детальной разведкой и разработкой находящихся в эксплуатации месторождений.

Решение указанной проблемы возможно, прежде всего, при условии совершенствования технологии буровых работ. В настоящее время научно-технический прогресс в области строительства скважин на нефть и газ определяется как у нас в стране, так и за рубежом, совершенствованием технологии бурения скважин и существующего бурового оборудования. Основные направления совершенствования технологии и строительства скважин определяются созданием и модернизацией породоразрушающего инструмента (долота режущего типа с поликристаллическими алмазами, новые материалы с большей теплопроводностью и низкими коэффициентами трения для опор шарошечных долот и т.д.), созданием и совершенствованием рецептур буровых и тампонажных растворов многоцелевого назначения (предотвращения осложнений, качественного вскрытия, изоляции и освоения продуктивных пластов, обеспечения герметичности и долговечности крепи скважины как инженерного сооружения и т.д.), созданием нового оборудования для приготовления и очистки буровых растворов, буровых установок с телескопическими вышками, дизель-электрическим и гидравлическим плавнорегулируемыми приводами, внедрением современных систем контроля и управления бурением и т.д. Резервы совершенствования технологии строительства скважин имеются в создании совместных предприятий с целью использования импортных зарубежных технологий (разрушения горных пород, цементирования, проходки осложненных интервалов, ликвидации газопроявлений, контроля, управления и оптимизации наклонно направленных и горизонтальных скважин, испытания и интенсификации притока и др.).

Однако любой прогресс невозможен, если не соблюдаются требования по экологической безопасности применяемых и создаваемых технологий. При строительстве скважин на нефть и газ осуществляется прямое воздействие на окружающую среду и недра, поэтому еще на стадии проектирования должны предусматриваться с учетом современного состояния техники и технологии буровых работ необходимые мероприятия и экспертиза, обеспечивающие наименьшее отрицательное воздействие на природную среду и недра. С этим связано развитие и широкое распространение кустового бурения, когда с одной подготовленной площадки бурят несколько скважин - куст. В отечественной практике кустовое бурение возникло при освоении месторождений Западной Сибири, где территория месторождений на 80-85% заболочена, а на многих происходит затопление паводковыми водами. При этом возникают большие трудности при строительстве буровых и транспортировке бурового оборудования. В этих условиях были применены новые технические решения, позволяющие эффективно работать в течение всего года, прежде всего кустовое бурение, а также использование зимнего периода для подготовки площадки к кустовому бурению и подъездов к ним. В настоящее время объемы наклонного бурения в Западной Сибири составляют более 95% общего объема.

Принятые в последнее время законы об охране окружающей среды требуют максимального сохранения земельных угодий, лесов и т.д. Кроме того, пересеченный рельеф местности, линии электропередачи, трубопроводы, большое количество населенных пунктов и промышленных сооружений не позволяют установить буровую непосредственно над проектной точкой. Отсюда необходимость бурения наклонно направленных скважин с достаточно большими смещениями устья от проектной точки (до 700 м и более).

Наклонно направленное бурение в настоящее время стало наиболее распространенным методом проводки скважин и тенденция к увеличению его доли в общем объеме бурения сохранится и в последующие годы.

Наклонно направленное и горизонтальное бурение особенно сложно в технологии исполнения и управлении процессом углубления скважины. Время легкой нефти закончилось. Огромные месторождения, типа Самотлор, выработаны, остались сложные, трудноизвлекаемые запасы.

Таким образом, в развитии ТЭК России и, прежде всего, в его важнейшей части применительно к нефтяной и газовой промышленности, наступил крайне сложный, затратный, капиталоемкий период, когда необходимы новейшие технологии и высокоэффективное производительное оборудование при разумном использовании внешнеэкономического фактора. Цели и задачи этого периода отражены в Государственной программе «Недра России» и многоотраслевых программах по освоению газовых месторождений полуострова Ямал, по созданию новых технологий бурения горизонтальных скважин, освоению углеводородных ресурсов континентального шельфа и т.д.

Успешное осуществление этих программ во многом зависит от достигнутого уровня технологии строительства скважин на нефть и газ, особенностью сооружения которых является цикл работ. Каждый из этапов этих работ вносит свой вклад в формирование скважины как инженерного сооружения, стоимость которой без цикла обустройства в Тюменской области составляет порядка миллиона долларов.

Поэтому повышение основных показателей строительства разведочных и добывающих скважин на нефть и газ является актуальной проблемой.

В связи с дискретностью характера процесса бурения основная задача -достижение проектной глубины скважины - может быть разбита на ряд подзадач, общим для которых является минимизация времени или затрат на проведение ряда последовательных операций в рамках различных технологических ограничений. К наиболее важным операциям относятся: механическое бурение, промывка, спуско-подъемные операции (СПО), простои, геофизические работы.

В балансе календарного времени бурения наибольшая его часть - до 50% тратится на работы по углублению забоя, оптимизация которых, по данным отечественных и зарубежных авторов, может привести к снижению стоимости скважины в 1,5-2 раза.

Оптимизация процесса бурения подразделяется на два уровня. На первом уровне осуществляется выбор оптимальной буровой техники для конкретных условий бурения, на втором - управление технологическим процессом углубления скважины в соответствии с выбранными критериями оптимизации.

Выбор рациональных режимов проводки скважин необходимо производить с позиций системного подхода [13], так как выбранный, согласно геолого-технологического наряда, рациональный режим бурения может не соответствовать требуемому в настоящий момент, а, следовательно, должен корректироваться в процессе бурения, для чего необходимо изменять управляющие воздействия (нагрузку на долото, обороты долота, расход промывочной жидкости) с целью обеспечения целенаправленной адаптации их к изменяющимся забойным условиям (возмущающим воздействиям), что реально возможно с использованием средств автоматизации.

В последние десятилетия в связи с развитием компьютерной техники созданы благоприятные условия для интенсивного использования средств автоматизации, которые, наряду со снижением эксплуатационных затрат при бурении, обеспечивают высокий престиж заинтересованным фирмам. Считается, что в ближайшие годы автоматизация будет одним из приоритетных путей развития буровой техники. Поэтому проблема оптимизации управления процессом углубления скважины привлекает внимание большого числа специалистов. Однако имеющиеся по данному направлению публикации по оптимизации процесса углубления забоя носят фрагментарный характер. Рекомендуемые в них комплексные методики, программы и средства оптимизации режимных параметров являются конфиденциальной собственностью таких ведущих зарубежных фирм, как Амоко, Бритиш петролеум и др., причем, преобладающая информация относится к роторному бурению.

В нашей стране до сих пор буровая техника не имеет эффективных средств автоматического управления режимными параметрами. Причины: большое количество факторов, определяющих темп и качество работы долота на забое, недостаточный качественный уровень техники и технология бурения, сложность надежного получения с забоя достоверной информации о режимных параметрах. Не на должном уровне решены вопросы моделирования процесса бурения (в моделях не отражается характер взаимодействия долота с породой, особенно в динамике, в модели введено более двух десятков коэффициентов, которые практически трудноопределимы), алгоритмы поиска оптимальных режимов бурения разрабатываются вне связи с алгоритмами определения момента смены долота по его износу, а также без учета характера текущего взаимодействия долота с породой, алгоритмы управления процессом бурения не изменяются по мере углубления скважины, тогда как техническая и экономическая целесообразность требуют применения различных критериев оптимизации.

Различные взгляды на цели и задачи автоматизации затрудняют и без того сложную задачу создания современных технических средств буровой автоматики. Это привело к тому, что создание автоматизированных буровых установок (БУ) проводилось не комплексно, системы автоматического управления пристраивались к существующим БУ, что требовало больших затрат на отладку системы (определение математической модели объекта, адаптация алгоритмов управления и пр.).

Таким образом, краткое изложение проблемных направлений показывает, что повышение уровня оптимизации процесса бурения требует комплексного подхода к решению проблемы - составление оптимального регламента на углубление скважины (в составе проекта на ее строительство), выбор лучших типов долот и оптимальных режимных параметров, оптимизация вооружения шарошек, создание надежного канала связи для передачи на устье забойных параметров, разработка адаптивных систем управления с использованием современных микропроцессорных контроллеров. Успешное решение этого возможно при выявлении закономерностей на основе обобщения современных представлений о технологических параметрах и моделях для бурения скважин, даль-неиших исследованиях с созданием математических моделей процесса углубления скважин и управления этим процессом с реализацией в автоматизированных системах управления подсистем идентификации, оптимизации и адаптации, что в значительной мере снизит стоимость скважин.

Поэтому цель данной работы - повышение эффективности строительства скважин путем решения задач совершенствования систем управления и оптимизации процессов углубления скважин забойными гидравлическими двигателями.

В соответствии с поставленной в работе целью сформулированы следующие задачи исследований:

1. Систематизация средств автоматизированного регулирования режимных параметров процесса бурения, разработка на этой основе требований к системе оптимального управления углублением скважины при турбинном бурении.

2. Разработка математической модели процесса углубления скважины на основе закономерностей турбинного способа бурения и создание математических моделей управления углублением скважины.

3. Разработка способа и устройств измерения забойных параметров, необходимых для совершенствования автоматизированного управления процессом бурения.

4. Исследование способов и разработка автономных устройств для формирования осевой нагрузки на долото в условиях бурения, в том числе наклонно направленных скважин.

5. Выбор метода оптимизации процесса углубления скважин и разработка способа построения системы управления.

6. Создание на базе промышленных регуляторов подачи долота системы автоматического управления углублением скважины при турбинном бурении.

7. Разработка нормативных документов, их внедрение, анализ результатов промысловых внедрений.

Методическое решение поставленных задач осуществлялось посредством обобщения научных гипотез и теоретических представлений о физических процессах, происходящих при разрушении горных пород в процессе углубления скважин; о прохождении звуковых волн по колонне буровых труб и гидравлическому каналу промывочной жидкости; о построении моделей объектов и технологических процессов бурения с активными и пассивными методами их идентификации с последующими экспериментальными исследованиями в лабораторных и промышленных условиях.

Исследования с использованием моделирования, макетирования, создания опытных образцов и статистической обработки результатов проводились как в лабораторных условиях - на серийных и специальных приборах и установках (физические, аналитические и специальные исследования), так и в промысловых условиях (акустические, технико-экономические и др.).

Данная работа выполнялась в соответствии с координационным планом Министерства энергетики и топливных ресурсов Российской Федерации по проблеме «Разработка и внедрение технических средств для повышения технико-экономических показателей бурения нефтяных и газовых скважин», утвержденной приказом по Минтопэнерго № 214-65 от 02.03.92. и в рамках межвузовской комплексной программы «Нефть и газ Западной Сибири».

Научная новизна выполненной работы заключается в следующем:

1. На основе системного подхода к решению проблемы управления углублением скважин, учитывающего результаты исследований процессов разрушения горных пород, способов передачи забойных параметров и методов оптимизации бурения, сформулированы требования к системе управления строительством скважины и разработана ее иерархическая структура с детализацией системы управления углублением скважины.

2. Разработана математическая модель процесса углубления скважин с учетом энергоемкости и мощности, необходимых для разрушения горной породы на забое скважины, являющаяся базовой для построения математических моделей управления на всех этапах процесса бурения.

3. Разработаны способ и устройства формирования дополнительной осевой нагрузки на долото с равномерной передачей осевых вибрации долота на бурильную колонну, а также технология их эффективного применения.

4. Разработаны пути улучшения показателей работы турбобуров и долот, повышения эффективности использования мощности, подводимой к забою, при оснащении шарошек долот многовершинными зубьями.

5. Предложены способ использования гидравлического канала связи с нижней частью бурильного инструмента в процессе бурения скважин и устройство для измерения частоты вращения вала турбобура. Устройство поглощает энергию помех звуковых вибраций в потоке промывочной жидкости и модулирует звуковой сигнал пропорционально частоте вращения вала турбобура.

6. Предложен способ построения системы управления углублением скважины с регулированием режима работы гидродвигателя осевой нагрузкой и корректировкой его по реальной частоте вращения вала турбобура.

Основные защищаемые положения работы содержат следующее:

1. Комплексную методику оптимизации управления процессом бурения скважины.

2. Способы идентификации процесса углубления скважины с разработанными математическими моделями процесса углубления и управления им.

3. Способы формирования осевой нагрузки на долото в наклонно направленных скважинах, измерения частоты вращения вала турбобура и передачи информации по гидравлическому каналу связи.

4. Устройства формирования дополнительной осевой нагрузки на долото в забойных условиях, регулирования амплитуды колебаний в потоке промывочной жидкости и измерения частоты вращения долота при турбинном бурении.

5. Способ построения системы управления углублением скважины с регулированием режима работы гидродвигателя осевой нагрузкой и корректировкой его по реальной частоте вращения.

Практическая ценность работы

1. Реализация комплексного подхода к оптимизации процесса бурения: на этапах разработки регламента проводки скважины, выбора оптимальной буровой техники для конкретных условий бурения, оптимальных режимов углубления скважины - позволяют дать значительный технико-экономический эффект.

2. Разработаны технические средства для оперативного контроля забойных параметров и формирования осевой нагрузки на долото в наклонно направленных скважинах.

3. Систематизация средств автоматизации, выявление принципиальных недостатков, ограничивающих их работоспособность, сократит разработчикам сроки создания систем автоматического управления бурением наклонных скважин.

4. Предложенный способ использования разработанной математической модели управления углублением скважины с адаптивным методом оптимизации позволяет в определенной степени унифицировать математическое обеспечение процесса бурения.

5. Разработанные требования к системе управления строительством скважины и иерархическая структура системы управления процессом ее углубления, позволяют: оперативно овладеть знаниями в этой области, более экономично решать задачи управления проводкой скважины и создавать средства для реализации такой системы на всех ее уровнях и этапах.

6. Разработанные автономные устройства оптимизации, адаптивная система автоматического управления углублением скважины позволяют дать значительный технико-экономический эффект.

Реализация работы

Разработаны и внедрены в производство: система телеизмерения забойных параметров, устройства формирования осевой нагрузки на долото, широкополосные акустические фильтры для погашения пульсации промывочной жидкости, автоматизированная адаптивная система управления углублением скважин забойными гидравлическими двигателями.

Разработаны и используются в учебном процессе:

Учебные пособия

Спасибов В.М., Каменских И.А. Проектирование моделирующих комплексов для обучения. - Тюмень: ТюмИИ, 1993. - 35 с.

Спасибов В.М., Каменских И.А. Автоматизация технологических процессов в нефтяной и газовой промышленности. - Тюмень: ТюмГНГУ, 1995. - 96 с.

Спасибов В.М., Каменских И.А. Малогабаритные микропроцессорные устройства регулирования и управления на однокристальных микроконтроллерах. -Тюмень: ТюмГНГУ, 1995. - 159 с.

Методические пособия и указания

Спасибов В.М. Измерительная техника (для студентов специальности 0634). - Тюмень: ТюмИИ, 1982. - 24 с.

Спасибов В.М. Автоматизация производственных процессов (для студентов специальности 0211). - Тюмень: ТюмИИ, 1983. - 14 с.

Спасибов В.М., Савиных Ю.А. Основы автоматики и автоматизация производственных процессов (для студентов специальности 0508). - Тюмень: ТюмИИ, 1986.- 15 с.

Спасибов В.М., Кулябин Г.А. Кулябин А.Г., Черкасов Р.В. Методика проектирования режима бурения скважин с применением ЭВМ. - Тюмень: ТюмГНГУ, 1999.- 142 с.

Апробация работы

Основные положения и результаты диссертационной работы докладывались и обсуждались на Республиканской конференции «Пути повышения эффективности использования трудовых материальных и энергетических ресурсов в Западной Сибири» (Тюмень, 1979 г.), Республиканской конференции «Проблемы освоения нефтяных ресурсов Западной Сибири» (Тюмень, 1979 г.), Н-ой зональной научно-технической конференции Минвуза РСФСР «Нефть и газ Западной Сибири» (Тюмень, 1983 г.), Международной научно-технической конференции «Проблемы подготовки кадров для строительства и восстановления нефтяных и газовых скважин на месторождениях Западной Сибири» (Тюмень, 1996 г.), Международной научно-практической конференции «Ресурсосберегающие технологии в области использования природного газа» (Тюмень, 1996 г.), Всероссийской научно-практической конференции «Моделирование технологических процессов бурения, добычи и транспортировки нефти и газа на основе современных информационных технологий» (Тюмень, 1998 г.), Международной научно-практической конференции «Ресурсосбережение в топливно-энергетическом комплексе России» (Тюмень, 1999 г.), Международной конференции «Методы и технология добычи трудноизвлекаемых нефтей» (Анапа, 1999 г.), заседаниях и семинарах кафедр ТюмГНГУ: бурения нефтяных и газовых скважин, автоматизации производственных процессов, автоматизации и управления.

Диссертационная работа содержит научное обобщение существующих представлений, собственных исследований и разработки, направленные на создание способов, методов и систем автоматизации, с целью оптимизации процессов углубления скважин, что является необходимым для ускорения научно-технического прогресса строительства нефтяных и газовых скважин.

Диссертационная работа выполнена на кафедре бурения нефтяных и газовых скважин Тюменского государственного нефтегазового университета.

Особую искреннюю признательность и благодарность автор выражает профессорам, докторам технических наук Ю.С. Кузнецову, В.П. Овчинникову, профессорам Г.А. Кулябину, В.Г. Гришину, к.т.н. Ю.А. Савиных, доценту И.А. Каменских за постоянное внимание, помощь и поддержку при выполнении диссертационной работы.

Основные встречающиеся в работе обозначения

V, Уо, Ус, Ур - скорость бурения, соответственно механическая, начальная, средняя, рейсовая.

Р, Р3, Р - осевая нагрузка на долото, на забой, удельная (приходящаяся на единицу длины диаметра долота).

П - частота вращения долота.

Теп ~ время бурения и спуско-подъемных операций.

Ь, Н - проходка на долото и углубление скважины. а, а, (3, в, 5 - параметрические коэффициенты, зависящие от свойств породы, типа долота и совершенства очистки забоя.

Тогъ Тв - допустимое время бурения, определяемое с износом опоры и вооружения.

РЖ? Л Ж? Рж ~~ расход, давление, газосодержание и плотность промывочной жидкости.

М - крутящий момент на роторе. О, с! - стоимость: метра проходки, 1ч работы буровой установки, долота.

Основные выводы и рекомендации

1. Обобщены основные характеристики существующих устройств управления процессом углубления скважин и используемые математические модели, анализ которых показал принципиальную невозможность их использования для оптимизации управления углублением при турбинном бурении наклонных скважин.

2. Представлен системный подход к решению проблемы управления углублением скважин на основе результатов исследований процессов разрушения горных пород, способов передачи забойных параметров, методов оптимизации бурения и способов построения систем управления.

3. Разработана математическая модель процесса углубления скважин с учетом энергоемкости и мощности, необходимых для разрушения горной породы на забое скважины, а также, на ее основе, математическая модель управления процессом углубления, которая при совместном использовании с адаптивным методом оптимизации дает возможность унификации математического обеспечения процесса углубления скважины.

4. Предложен новый способ использования гидравлического канала связи с нижней частью бурильного инструмента в процессе бурения скважин и разработано устройство для измерения частоты вращения вала турбобура.

5. Разработан способ и устройство формирования дополнительного осевого гидравлического усилия на долото с более равномерной передачей осевых вибраций долота на бурильную колонну и технология для эффективного применения устройства с целью повышения показателей бурения.

6. Предложен новый способ построения системы управления углублением скважины с регулированием режима работы гидродвигателя осевой нагрузкой с корректировкой по реальной частоте вращения вала турбобура, который был реализован в разработанной автоматизированной адаптивной системе, обеспечивающей управление углублением наклонно направленных и горизонтальных скважин.

Предложенные технические средства и технологии прошли промышленную апробацию в Сургутском управлении буровых работ №1 ОАО «Сургутнефтегаз», в УБР АО «Пурнефтегаз», в ДООО «Бургаз» «Тюменьбургаз».

Заключение

В практике бурения до настоящего времени используется, как правило, ручное управление, за исключением применения в некоторых случаях регуляторов подачи долота, поддерживающих заданную осевую нагрузку на долото.

Систематизация и анализ характеристик систем автоматизации бурения на всех этапах ее развития показывают, что основными причинами этому является отсутствие в разработанных системах обратной связи с забоем, т.е достоверной информации о режимных параметрах, а также недостаточный уровень математического моделирования процессов углубления скважин, особенно для турбинного бурения, и алгоритмического обеспечения.

Существует большое число научных направлений в решении этих проблем. Причем большинству из этих научных направлений присуща стойкая приверженность к «своему» виду канала связи и математической модели процесса бурения. При этом имеется значительное разнообразие математических моделей, которое обусловлено тем, что получены они экспериментальным путем, а поэтому их конкретный вид и значения их коэффициентов определяются большим многообразием как физико-механических характеристик пород, слагающих разрез скважины, так и прочностных характеристик долот, на основе взаимодействия которых и найдены эти математические модели.

В этой связи скрупулезный учет твердости, пластичности, абразивности и других характеристик пород, слагающих многочисленные горизонты и ярусы, с целью придания конкретным видам математических моделей универсальности, пригодности их для любых условий бурения является, несомненно, спорным.

Расчет оптимальных управляющих параметров на основе анализа таких математических моделей всегда будет отличаться приближенностью результатов. Поэтому возникает вопрос о его целесообразности.

В результате научного обобщения существующих теоретических представлений и результатов экспериментальных исследований разработан комплексный подход к оптимизации процесса бурения: на этапах разработки регламента проводки скважин, выбора оптимальной буровой техники для конкретных условий бурения, оптимальных режимов углубления скважин.

Предложено решение проблемы оптимизации процесса углубления скважин посредством оперативного метода оптимизации с использованием принципа адаптации математической модели и алгоритмов управления в процессе бурения.

Это представило возможность разработать аналитическим методом единую математическую модель управления углублением скважины с корректировкой ее параметров для каждой скважины, на первом уровне оптимизации - по данным геологической службы (твердость пород, слагающих разрез), на втором уровне - по алгоритмам адаптации модели к условиям бурения.

Разработана телеметрическая система, обеспечивающая передачу по гидравлическому каналу информации о частоте вращения вала турбобура с забоя.

Частично разработано направление автономной оптимизации управления наклонно направленных скважин, связанное со способами создания дополнительных гидравлических усилий на долото; передачей вибраций от долота бурильной колонне, с целью уменьшения сил трения со стенками скважины; оптимизацией вооружения режущей части шарошек, с целью повышения эффективности работы долота и ГЗД; разработкой широкополосных акустических фильтров - наземных гасителей звуковых вибраций, обеспечивающих более ритмичную работу системы «насос-турбобур-долото».

Создана адаптивная система управления углублением скважины с замкнутой обратной связью, осуществляющей идентификацию объекта управления в процессе углубления скважины и адаптацию системы управления к изменяющимся параметрам математической модели процесса углубления.

Одним из дальнейших развитей работы является создание для различных типовых ситуаций, встречающихся в процессе бурения, соответствующих групп близких к оптимальным адаптивных алгоритмов управления, использующих математические модели.

Эти модели позволяют прогнозировать ожидаемый ход технологического процесса и заранее оценивать последствия тех или иных решений по выбору текущих управляющих воздействий.

1. Автоматизация процессов глубокого бурения // Тр. совещания в августе 1960 г. М.: Гостоптехиздат, 1961. - 122 с.

2. Агеев А.И. Выбор и рациональное использование характеристики турбобура // РНТС «Бурение» 1972. - №3.

3. Александров М.М. Силы сопротивления при движении труб в скважине. М.: Недра, 1978.

4. Айзуппе Э.А., Питерский В.М. Анализ критериев оптимального регулирования режимов бурения. М.: ВНИИ экономики минерального сырья и геологических работ. - 1980.

5. A.c. 118643, СССР. № 118643 / В.М. Спасибов, М.Ф. Федоров, Ю.А. Сахаров и др. 1987. 4 с.

6. A.c. №1640396, СССР. Способ передачи информации при турбинном бурении / Ю.А. Савиных. 1991. Бюл. №13.

7. A.c. №1810524, СССР. Акустический датчик вращения вала турбобура / Ю.А. Савиных 1993. Бюл. №15.

8. А. с. № 751975, СССР. Устройство для автоматического управления процессом бурения, опубл. в Б.И. / В.К. Бицута, Ю.М. Дунаев, H.A. Колесников 1980.-Бюл. №28.

9. А. с. № 636379. СССР. Устройство для управления процессом бурения скважины. Опубл. в Б.И. / A.B. Сахаров 1978. Бюл. №45.

10. А. с. № 610981, СССР. Устройство для регулирования нагрузки на долото. Опубл. в Б.И. / A.A. Степанян, В.В. Федоров, Б.А. Саркисов 1978. -Бюл. №22.

11. Багиров Т.Б., Морданов В.П. Буровые автоматические регуляторы и опыт их применения. Баку, Азнефтеиздат, 1958.

12. Бадовский H.A. Технический прогресс в бурении // Нефт. хоз-во. М.: ВНИИОНГ, 1993. №2.

13. Балицкий П.В. Взаимодействие бурильной колонны с забоем скважины. М.: Недра, 1975.

14. Баршай Г.С., Буяновский H.H. Техника скоростного турбинного бурения. -М.: Гостоптехиздат, 1956.

15. Беликов В.Г. Обобщение и распространение передового опыта в бурении. М.: Недра, 1976. - 175 с.

16. Бергман Л. Ультразвук и его применение в технике. М.: Информационный обзор, 1957.

17. Бесекерский В. А., Изранцев В.В. Системы автоматического управления с микроЭВМ. М.: Наука, 1987.

18. Борьба с шумом на производстве. Справочник / Е.Я. Юдин. М.: Машиностроение, 1985.

19. Бражников В.А., Кузнецов В.А. Информационные устройства для определения эффективности управления процессом бурения. М.: Недра, 1980.

20. Бражников В.А., Фурне A.A. Система сбора информации для исследования процесса бурения на ЭЦВМ // Изв. вузов. Сер.: Нефть и газ. 1973. №3. С. 89-92.

21. Бражников В.А., Фурнэ A.A. Информационное обеспечение оптимального управления бурением скважин. М.: Недра, 1989. - 205 с.

22. Бревдо Г.Д. Проектирование режимов бурения. М.: Недра, 1988.

23. Булах Г.И. Теория процесса турбинного бурения. М.: Гостоптехиздат, 1958.

24. Бурение нефтяных и газовых скважин / Н.И.Шацев, B.C. Федоров, С.М.Кулиев, Р.А.Иоаниесян, Р.И.Шищенко, Л.С.Гликман, П.В.Балицкий М.: Гостоптехиздат, 1961.

25. Вадецкий Ю.В. Бурение нефтяных и газовых скважин. М.: Недра,1985.

26. Варламов В.П., Леонов А.И. О создании технических средств контроля процесса бурения скважин // Автоматизация и телемеханизациянефтяной промышленности. М.: ВНИИОЭНГ, 1975. - №6.

27. Варламов С.Е. Сравнительная характеристика телеметрических систем контроля забойных параметров с различными каналами связи скважинных измерительных приборов с наземной аппаратурой // Техника и технология бурения. 1994. №10. С. 34 37.

28. Варламов В.П., Альперович С.А. Контроль оборотов турбобуров с помощью гидротурботахометра в процессе бурения глубоких скважин // ННТ, ГОСИНТИ, 1962. -№1.

29. Вибрации в технике. Справочник в 6-ти томах. Т. 3 / Под ред. Ф.М. Диментберга и К.С. Колесникова. -М.: Машиностроение, 1980. 544 с.

30. Вольгемут Э.А., Исаченко В.Х., Котляр О.М. и др. Устройства подачи долота для бурения нефтяных и газовых скважин. М.: Недра, 1969. - 234 с.

31. Вопияков В.А., Колесников П.И., Афонин JI.A. и др. Диспетчерское управление буровыми работами. -М.: Недра, 1974. 216 с.

32. Грачев Ю.В., Варламов В.П. Автоматический контроль в скважинах при бурении и эксплуатации. М.: Недра, 1968.

33. Греков В.Н., Исаченко В.Х., Парфенов К.А. Информационно-измерительные системы сбора данных о параметрах бурения и для управления процессом бурения // Нефтепромысловое машиностроение. Обзорная информ. М.: ЦИНТИХИМНЕФТЕМАШ, 1977.

34. Григорян H.A., Багиров P.E. Анализ процесса турбинного бурения. М.: Недра, 1982.

35. Гришин В.Г., Новоселов Ю.Б., Клещев Г.С. Исследованиеферропорошковых тормозов ТЭП 4500 в Западной Сибири // ТНТО «Энергетика и электрооборудование установок нефтяной и газовой промышленности». - М.: ВНИИОЭНГ, 1972. - Вып. 1.

36. Гусман Н.Т. Турбинное бурение нефтяных скважин. М.: Гостоптехиздат, 1952.

37. Демин Е.А. Предварительные результаты промысловых испытаний автоматов подачи ЛПИ // Сб. «Электрооборудование для бурения нефтяных и газовых скважин». М.: ЦНТИ, 1959.

38. Джон М. Смит. Математическое и цифровое моделирование для инженеров и исследователей. Перевод с английского / Под редакцией O.A. Чембровского. М.: Машиностроение, 1980.

39. Дозоров Т.А., Кутузов Б.Н. Исследование спектров колебаний, возникающих в процессе шарошечного долота // РНТС «Автоматизация и телемеханизация нефтяной промышленности». М.: ВНИИОЭНГ, 1975. - №7.

40. Езекиэл М., Фокс К. Методы анализа корреляций и регрессий. М.: Статистика, 1966.

41. Игнатиади А.И. Об оценке абразивности горных пород при бурении скважин // Изв. вузов: Нефть и газ, 1972. №1. С. 14-16.

42. Ильский A.JI. Расчет и конструирование бурового оборудования. -М.: Гостоптехиздат, 1957.

43. Иоаниесян P.A. Основы теории и техники турбинного бурения. -М.: Гостоптехиздат, 1953.

44. Исакович Р.Я., Логинов В.И., Попадько В.Е. Автоматизация производственных процессов нефтяной и газовой промышленности. М.: Недра, 1983.

45. Исследование операций: В 2-х томах. Методические основы и математические методы. Т.1. Перевод с английского / Под редакцией Дж. Моудера, С. Эльмаграби. -М.: Мир, 1981.

46. Камке Д., Кремер К. Физические основы единиц измерения / Пер. снем. М.: Мир, 1980.-208 с.

47. Козловский Е.А., Гафиятуллин Р.Х. Автоматизация процесса геологоразведочного бурения. -М.: Недра, 1977.

48. Копылов В.Е., Артюшкин В.Н. Сверхглубокое бурение: Учебное пособие Тюмень: ТГУ, 1984.

49. Копылов В.Е., Бойко В.Г. Опыт измерения продольных вибраций долота и бурильных труб при бурении скважин в Тюменской области. М.: Недра, 1979.

50. Копылов В.Е., Гуреев H.JI. Акустическая система связи с забоем скважины при бурении. М.: Недра, 1979.

51. Корн Г., Корн Т. Справочник по математике для научных работников и инженеров. Перевод с английского М.: Наука, 1974.

52. Корюшкин И.Г. Исследование работы шарошечного долота на забое // РНТС Сер.: Бурение. М.: ВНИИОЭНГ, 1971. №9. С. 3-7.

53. Котельников В.А. Теория потенциальной помехоустойчивости. М.: Госэнергоиздат, 1956.

54. Кулиев С.М., Филатов Б.С. Бурение нефтяных и газовых скважин. -М.: Гостоптехиздат, 1958.

55. Куликовский Л.Ф., Ушмаев В.И. Информационно-измерительныесистемы для управления процессом бурения. М.: Недра, 1972.

56. Кулябин Г.А. Технология углубления нефтяных и газовых скважин: Учебное пособие Тюмень, ТюмГНГУ, 1995.

57. Кулябин Г.А., Шенбергер В.М., Тативосов Р.Д. Определение осевой нагрузки на долото при турбинном бурении вертикальных скважин // НТС «Проблемы нефти и газа Тюмени». Тюмень, 1978. - Выпуск 39.

58. Кулябин Г.А., Спасибов В.М., Кулябин А.Г. К управлению углублением скважин // Ресурсосбережение в топливно-энергетическом комплексе России: Сб. тез. докл. междунар. науч.-техн. конф. Тюмень: ОАО «Запсибгазпром», 1999. - С. 20.

59. Курепин В.И., Джалилов Э.Р. Влияние скорости вращения долота на крутящий момент // НТС «Бурение». М.: ВНИИОЭНГ, 1968. - №8.

60. Левицкий А.З. Разработка классификации уровней информационного обеспечения применительно к управлению процессом бурения скважины // Техника и технология. 1994. №4. С. 3-24.

61. Лукьянов Э.Е., Стрельченко В.В. Геолого-технологические исследования в процессе бурения. М.: Нефть и газ, 1997. - 679 с.

62. Мавлютов М.Р. Разрушение горных пород при бурении скважин. -М.: Недра, 1979.

63. Мавлютов М.Р., Алексеев Л.А., Вдовин К.И. и др. Технология бурения глубоких скважин. М.: Недра, 1982.

64. Масленников И.К. Буровой инструмент. Справочник. М.: Недра, 1989.-430 с.

65. Межлумов A.A. О некоторых вопросах автоматизации подачи долота на забой при турбинном бурении // Энергетический бюллетень. 1958. - №8.

66. Мелик-Шахназаров A.M. Контроль глубинных параметров по данным вибрации буровой колонны // Нефть и газ. 1972. - №12.

67. Методика проводки опорно-технологических скважин. М.: ВНИИБТ, 236 с.

68. Минин A.A. Время долбления, как условие максимума технической скорости проходки // Нефтяное хозяйство 1949. - №3.

69. Минин A.A. Забойные автоматы подачи долота. М.: Гостоптехиздат,1960.

70. Миракян В.И., Иоанесян Ю.Р., Эскин М.Г. и др. // Нефт. хоз-во. -1991.-№7.

71. Мирзаджанзаде А.Х., Керимов З.Г., Копейкис М.Г. Теория колебаний в нефтепромысловом деле. Баку: МААРИФ, 1976.

72. Мирзаджанзаде А.Х., Сидоров H.A., Ширинзаде С.А. Анализ и проектирование показателей бурения. М.: Недра, 1976.

73. Миронов В.П. К вопросу совершенствования организации технологической службы УБР // Тр. Гипротюменнефтегаза, Тюмень, 1979. Вып. 28.-С. 109-113.

74. Молчанов A.A. Измерение геофизических и технологических параметров в процессе бурения скважин. М.: Недра, 1983.

75. Моцохейн Б.И. Электротехнические комплексы буровых установок. -М.: Недра, 1991.

76. Наладка средств автоматизации и автоматических систем регулирования: Справочное пособие / А.С.Клюев, А.Т.Лебедев, Н.П.Семенов, А.Г.Товарнов. М.: Энергоатомиздат, 1989.

77. Оптимальное управление технологией строительства скважин. -1986,- (Обзор, информ. Сер.: Бурение / ВНИИОЭНГ., М.: Вып. 13 (113). С. 61.

78. Орлов A.B., Орлов С.А. Расчет оптимального режима бурения. Нефт. хоз-во, 1983, №4,-С. 13-17.

79. Островский Ю.П., Эскин М.Г. Экстремум регулятор для турбинного бурения нефтяных скважин // Автоматика - 1956. - №9.

80. Панфилов Г.А. Исследование частотной характеристики передаточного звена «колонна бурильных труб скважина» // НТС «Проблемы нефти и газа Тюмени» - 1989. - Вып. 48.

81. Паронджанов Д.Г. Механизированная подача долота при бурении нефтяных скважин. М.: Гостоптехиздат, 1948.

82. Погарский A.A., Чефранов К.А., Шишкин О.П. Оптимизация процессов глубокого бурения. М.: Недра, 1981.

83. Померанц Л.И. Газовый каротаж. М.: Недра, 1982. - 240 с.

84. Применение корреляционного анализа для исследования режимов бурения (на примере бурения электрифицированными установками в Западной Сибири) / В.Г.Гришин, М.О.Крист, Ю.Б. Новоселов, В.В.Романенко // Нефт. хоз-во. 1974. - №8.

85. Ротач В.Я., Кузищин В.Ф., Фиштейн М.В. Алгоритм автоматизированной настройки в микропроцессорном контроллере Ремиконт Р-130 // Приборы и системы управления. 1990. №11. С. 14-17.

86. Ротач В.Я., Кузищин В.Ф., Клюев A.C. и др. Автоматизация настройки систем управления / Под ред. В.Я. Ротача. М.: Энергоатомиздат,1984.-272 с.

87. Ротач В.Я. О методологии построения адаптивных систем автоматического управления технологическими процессами // Теплоэнергетика. 1989. №10. -С. 2-8.

88. Савиных Ю.А., Столяров O.A. Телеметрическая система для контроля частоты вращения вала турбобура // Тез. докл. междунар. науч.-техн. конф. «Нефть и газ Западной Сибири» Тюмень: ТюмГНГУ, 1996.

89. Самутин В.Г., Скорин А.Н. Борьба с шумом и вибрацией на геологоразведочных работах. М.: Недра, 1987.

90. Симонян С.Г., Шишкин М.О. Автоматизация процесса бурения нефтяных и газовых скважин: Учебное пособие М.: МИНХиГП, 1980.

91. Симонянц JI.E. Разрушение горных пород и рациональная характеристика двигателей для бурения. М.: Недра, 1966. - 288с.

92. Скворцов М.М. Автоматическое бурение.- Баку: Азнефтеиздат,1933.

93. Солодовников В.П., Плотников В.Н., Яковлев A.B. Основы теории и элементы систем автоматического регулирования. М.: Машиностроение,1985.

94. Спасибов В.М. Методическое пособие по курсу «Электрические измерения неэлектрических величин». Тюмень: ТюмИИ, 1981. - 12 с.

95. Спасибов В.М. Методические указания по курсу «Автоматизация производственных процессов» для студентов специальности 0211. Тюмень: ТюмИИ, 1983.- 14 с.

96. Спасибов В.М., Савиных Ю.А. Автоматическая система подачи инструмента при турбинном бурении глубоких и наклонных скважин. / РЖ «Горное дело», 1988. №12. 11с.

97. Спасибов В.М., Каменских И.А. Проектирование моделирующих комплексов для обучения: Учебное пособие. Тюмень: ТюмИИ, 1993. - 35 с.

98. Спасибов В.М., Каменских И.А. Автоматизация технологических процессов в нефтяной и газовой промышленности: Учебное пособие. Тюмень: ТюмГНГУ, 1995.-96 с.

99. Спасибов В.М., Каменских И.А. Малогабаритные микропроцессорные устройства регулирования и управления на однокристальных микроконтроллерах: Учебное пособие. Тюмень: ТюмГНГУ, 1995.- 159 с.

100. Спасибов В.М. Система автоматического регулирования турбинного бурения глубоких скважин Тюмень: Вектор-Бук, 1996. - 200 с.

101. Спасибов В.М., Каменских H.A. Автоматизация процесса турбинного бурения глубоких скважин // Изв. вузов. Нефть и газ. Тюмень: ТюмГНГУ, 1997. №6. - С. 52.

102. Спасибов В.М. Оперативный контроль направления скважин // Изв. вузов. Нефть и газ. Тюмень: ТюмГНГУ, 1997. №6. - С. 53.

103. Способ формирования осевой нагрузки на долото и устройство для его осуществления // Патент РФ № 2124617от 1999 / Кулябин Г. А., Спасибов В.М. 14с.

104. Спасибов В.М. Выбор вида системы управления углублением скважины // Ресурсосбережение в топливно-энергетическом комплексе России: Сб. тез. докл. междунар. науч.-технич. конф. Тюмень: ОАО «Запсибгазпром», 1999.-С. 24-25.

105. Спасибов В.М. Подсистема оптимизации качества работы объекта управления буровой установки // Ресурсосбережение в топливно-энергетическом комплексе России: Сб. тез. докл. междунар. науч.-технич. конф.- Тюмень: ОАО «Запсибгазпром», 1999. С. 22 - 27.

106. Спасибов В.М. Системы и математическое обеспечение оптимизации процессов углубления скважин. Тюмень: Вектор-Бук, 1999. - 269 с.

107. Справочник по технической акустике / Под редакцией И.И. Клюкина, И.И.Боголепова. JL: Судостроение, 1987.

108. Справочник по технической акустике. Перевод с немецкого / Под редакцией М.Хекла и Х.Д.Мюллера. Л.: Судостроение, 1980.

109. Справочник инженера по бурению / Под ред. В.И. Мищевича, И.А. Сидорова. -М.: Недра, 1973. Т.1. 250 с.

110. Струговец Е.Т. и др. О рациональном использовании гидравлической мощности при турбинном бурении // Тр. Гипротюменнефтегаза. Тюмень, ГипроТНГ, 1971. Вып. 27.

111. Стефанов Ю.А. Автоматы и работа с ними // Нефть 1943. - №1519 и 1935.-№3,4.

112. Султанов Б.З. Управление устойчивостью и динамикой бурильной колонны. М.: Недра, 1991.

113. Сыромятников Е.С., Андреев А.Ф. Научно-технический прогресс в бурении нефтяных и газовых скважин. М.: Недра, 1991. - 213 с.

114. Тарасевич В.И. Основы повышения производительности буровых установок. М.: Недра, 1968.

115. Технология бурения глубоких скважин: Учебное пособие для вузов / М.Р.Мавлютов, Л.А.Алексеев, К.И.Вдовин и др. М.: Недра, 1992.

116. Топчеев Ю.И. Атлас для проектирования систем автоматического регулирования. М.: Машиностроение, 1989.

117. Устройства подачи долота для бурения нефтяных и газовых скважин / Э.А.Вольгемут, В.Х.Исаченко, О.М.Котляр, М.Г. Эскин М.: Недра, 1965.

118. Федоров B.C. Научные основы режимов бурения. М.: Гостоптехиздат, 1951.

119. Федоров B.C. Проектирование режимов бурения. М.: Гостоптехиздат, 1958.

120. Фишбейн М.В. Автоматизация настройки контуров регулирования в микропроцессорном контроллере Ремиконт Р-130 // Микропроцессорные контроллеры для регулирования и управления технологическими процессами: Сб. научн. тр. М.: НИИтеплоприбор, 1989. С. 30-38.

121. Фоменко Ф.Н. Бурение скважин электробуром. М.: ВНИИОЭНГ,1977.

122. Чефранов К. А. Автоматизация процесса бурения. М.: Гостоптехиздат, 1962.

123. Чефранов К.А. Регулирование процесса бурения глубоких скважин. -М.: Недра, 1972.

124. Чефранов К.А. Сравнение регулирования подачи долота по интегральному и мгновенному датчикам скорости вращения турбобура // Тр. ВНИИБТ. Турбобур. М.: Недра, 1966. Вып. XVI.

125. Шахмалиев Г.М. Автоматизация и механизация бурения. Баку, Азгостоптехиздат, 1940.

126. Шарипов А.У. Проектирование и регулирование основных показателей бурения глубоких скважин. М.: ВНИИОЭНГ, 1995. 280 с.

127. Шацев Н.И. Бурение нефтяных скважин. М.: Гостоптехиздат,1944.

128. Шашков A.M., Колесников H.A. Влияние отрицательного перепада давления на механическую скорость проходки // В кн. Разрушение горных пород при бурении скважин. Уфа: Башкнигоиздат, 1973. 167 с.

129. Шишкин О.П., Парфенов А.Н. Основы автоматики и автоматизациипроизводственных процессов. М.: Недра, 1973.

130. Школьников Б.М., Суд И.И. Схема автоматического регулятора БАР-1-150 для поддержания осевой нагрузки на долото // Бюллетень ЦНИИТЭнефть. 1956. - №41.

131. Шрейнер JI.A. Автоматизация в бурении. М.: ОНТИ, 1934.

132. Шрейнер J1.A. Физические основы механики горных пород. М.: Гостоптехиздат, 1950.

133. Штурман Л.И., Марьяновский Д.И. Возможность рационального решения задачи автоматической подачи бурового инструмента // Энергетический бюл. 1951. - №7.

134. Шумилов П.П. Турбинное бурение нефтяных скважин. М.: Недра,1968.

135. Шумиловский Н.Н., Михайловский В.Н. К вопросу о выборе канала и агента связи при измерении глубинных параметров в нефтяной скважине. Т.1 // Научн. записки. Киев ИМА АН УССР, 1953.

136. Эскин М.Г. Автоматический регулятор для поддержания нагрузки на долото // Нефтепромысловое дело. 1957. - №1.

137. Яковлев В.А. Рациональная отработка долот уменьшенного и малого диаметров. М.: Недра, 1970.

138. Biquard Р. Etude de propagation de ultrasous dans les liquides sous pression, Compt. Rend., 206, 897 (1938).

139. Biquard P. Etude sur la vitesse de propagation es sur labsorption du sons dans les liquides sour pression, Rev. d'Acoustique, 8, 130 (1939).

140. Clarke D., Cawthrop P.J. Implementation and Applikation of Microprocessor Base of Self Tuners // Automática. 1981. Vol. 17. №1. - P. 233244.

141. Dumont G.A. On the use of adaptive Control in the process industries Proc. of thr 3th International Conference on Chemical Process Control. California, 1987. H. 467-500.

142. GE Drill Sistems. Power Drill 200. Привод для бурения нефтяных скважин. Рекламный проспект фирмы Ceneral Electric (США).

143. Gearhart Owen uses hegative pressure pulse in MWD // Oil and Gas J. -1978. Vol. 76, №24. - P. 71-72.

144. Field L.J., Ainsworth C. L. Automatic bit lokator uses mud pulse telemetry for wellbore steering // Oil and Gas J. 1981. - Vol. 79, №1. - P. 155-162, 167.

145. Katz L.J. Drrill bit location, guadañee by seismic seen feasible // Oil and Gas J. 1980. - Vol. 78, №30. - P. 197-200.

146. Le Velle J.A. New magnetic particle brake. "Petroleum Engineer", №1,1957.

147. Ziegler J. G., Nichols N.B. Optimum Settings for Automatic Controllers // Trans. ASME. 1942. №8. Vol. 64. P. 759-768.

148. Second generation MWD tool passes field tests // Oil and Gas J. - 1983. -Vol. 81,№8.-P. 84-90.

149. Simens-Schuckertwerke Gmb, Einrichtund zum Regeln des Bohrvorschubes bei Erdboh ranlagen. Patentschrift. №116141(50).

150. Swanson J.Ch. Pressure Coefficient of Acoustie Velocity for Nine Organic Liquids, Journ Chem Phys. 2, 689 (1934).

151. Swanson J.Ch., Hubbard J.C. Pressure Coefficients of Acoustic Velocity for Nine Organic Liquids, Phys. Rev., 45, 291 (1934).