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

Рисунок 15 - Зависимости реакций на долоте и центраторах от геометрических параметров компоновки

Применение критерия полной стабилизации привело к ограничению возможностей проектирования. Диаметр первого центратора должен быть не менее 213 - 214 мм, и располагаться он может только на переходе шпиндель - нижняя секция турбобура, или выше. Если оба центратора располагать с учётом его конструкции, приняв приблизительно L₁ = 4 м, L₂ = 14 м, будет трудно реализовать какую-либо компоновку.

Результаты расчета перемещений показали, что только у компоновок с диаметром первого центратора не менее 213 - 214 мм в точке максимального прогиба обеспечивается зазор между забойным двигателем и стенкой скважины. Это пример использования расчётной характеристики НК для оценки её качества на стадии проектирования: ДНКС с диаметром первого центратора менее 213 мм отвергаются из-за недопустимой величины прогиба.

Величина показателя П(б) ДНКС позволяет отнести их к пассивным компоновкам. Знак величин П(D_скв), П(Dc₁) соответствует уменьшению отклоняющей силы, способствующей увеличению зенитного угла (Rd+). Изменение диаметра Dc₂ может явиться частичной компенсацией последствий изменения величин D_скв и Dc₁. Численные значения всех показателей устойчивости ДНКС соответствуют высокому качеству компоновок.

Более широкие возможности конструирования компоновок появляются при использовании ВЗД Д-172 в сочетании с долотами диаметром 215,9 мм. В конструкции ДНК с Д-172 должен быть предусмотрен дополнительный элемент (например, УБТ или секция Д-172) для размещения второго центратора. Геометрические параметры компоновок приведены в таблице 8.

Таблица 8 - Стабилизирующие компоновки ДНКС с двигателем Д-172

Во всех вариантах ДНКС ближним к долоту является передвижной центратор диаметром 214 или 212 мм. Второй центратор в расчетах принят как передвижным (212 мм), так и с произвольными диаметрами 200 и 190 мм.

Величины показателей устойчивости соответствуют высокому качеству компоновок ДНКС с ВЗД (таблица 9), а прогиб между центраторами находится в пределах, обеспечивающих отсутствие контакта ЗД со стенкой скважины.

Таблица 9 - Показатели устойчивости компоновок ДНКС с Д-172

Исследовались также следующие виды ДНКС: долото диаметром 295,3 мм с турбобуром ТСШ-240 и передвижными центраторами 290 / 285 мм; долота PDC всех размеров с турбобуром Т1-195 и ВЗД Д-172. Возможности создания ДНКС приведённых типоразмеров весьма ограничены, исключение составляет НК с долотом 214,3 мм в сочетании с ВЗД и передвижными центраторами, реализуемую при любом значении зенитного угла.

Компоновки ДНКА с критерием оптимизации, содержащим одно условие (Rd = 0), имеют преимущество перед стабилизирующими НК, состоящее в том, что их легче приспособить к конструкции турбобура или другого ЗД, например, рассчитать на использование первого центратора (СТК) на ниппеле шпинделя или над шпинделем, а второго в требуемом месте между секциями. В отличие от ДНКС величины Dc₁, L₁ можно задавать независимо друг от друга.

При диаметре долота 215,9 мм и турбобура - 195 мм компоновки ДНКА могут быть созданы на базе двух основных вариантов: 1) первый центратор СТК на ниппеле шпинделя, второй - между нижней и средней секциями турбобура; 2) первый центратор над шпинделем, второй - между средней и верхней секциями турбобура.

Число вариантов ДНКА существенно больше, чем ДНКС, в чем легко убедиться, сравнивая данные таблиц 7, 10 (приводятся фрагменты таблиц, содержащихся в тексте работы).

Таблица 10 - Геометрические параметры компоновок ДНКА

Исследования величины прогиба ДНКА между центраторами показало необходимость такой проверки, особенно, при увеличении зенитного угла, расстояния между центраторами и уменьшении их диаметра. Существенное отличие геометрических параметров ДНКА от соответствующих параметров ДНКС (например, приближение первого центратора к долоту) приводит к ухудшению показателей устойчивости.

Подробно исследованы компоновки ДНКА и ДНКФ с забойным двигателем Д-172, которые могут быть как стабилизирующими, так и предназначенными для набора зенитного угла. Из рисунка 16 видна возможность активного регулирования отклоняющей силы на долоте путем подбора диаметра и места расположения центраторов. Параметры компоновки соответствуют критерию ДНКА только при Rd = 0; их выбор на произвольных точках линий Rd(L₂, D₂) означает переход к компоновкам ДНКФ.

Рисунок 16 - Зависимости реакций на долоте у ДНКФ с двигателем Д-172: Dc₁=214 мм, L₁= 2 м (сплошные линии); Dc₁=212 мм, L₁= 3 м (пунктирные линии); зенитный угол 40°

С увеличением зенитного угла отклоняющая сила Rd+, возрастает. Чем меньше диаметр второго центратора, тем больше отклоняющая сила, а по первому центратору зависимость обратная. Приближение первого центратора к долоту способствует увеличению отклоняющей силы.

В дополнение к приведённым графическим зависимостям, служащим для выбора компоновок ДНКФ, в работе приводится таблица с точными решениями по расстоянию между центраторами и углу между осями долота и скважины при Rd = 0, т.е. по компоновкам ДНКА.

Привлекая механизм фрезерования, нетрудно подобрать компоновку ДНКФ с ВЗД, обеспечивающую требуемую интенсивность увеличения зенитного угла, не меньшую, чем могут дать одноцентраторные компоновки, но обладающую возможностью лучше стабилизировать азимут скважины. Такая возможность существует при использовании любых центраторов - передвижных, выпускаемых промышленностью, а также уменьшенного диаметра. Также можно избежать недопустимого прогиба компоновки и обеспечить требуемый уровень показателей устойчивости.

Пример компоновок ДНКА с 295,3- мм долотом, 240- мм турбобуром и передвижными центраторами, имеющими размеры 292, 290 и 185 мм, приведен в таблице 11. При увеличении зенитного угла расстояние между центраторами уменьшается, а при удалении первого центратора от долота оно увеличивается. Возможны многочисленные, легко реализуемые варианты исполнения ДНКА, предназначенных для одной цели. Руководствуясь традиционным подходом к проектированию НК, можно ограничиться выполненным расчётом, поскольку критерий оптимизации реализован, и принять любой из вариантов. Но представленные в таблице компоновки далеко не равноценны, и нужно выбрать ту из них, которая имеет более высокое качество расчётных характеристик.

Таблица 11 - Геометрические параметры ДНКА с долотом диаметром 295,3 мм и передвижными центраторами

Из таблицы 12 следует, что применение компоновок с близким расположением первого центратора недопустимо ввиду больших числовых значений показателей устойчивости П(D_скв), П(Dc₁). Чем дальше от долота находится первый центратор, тем выше качество компоновки.

Компоновка с диаметрами долота и ЗД равными, соответственно, 215,9 и 195 мм выше рассматривалась, как базовая, на ней изучались основные закономерности работы НК. В связи с внедрением высокопроизводительных алмазных долот PDC, имеющих расширенную гамму по диаметру, и отсутствием передвижных центраторов для ЗД диаметром 195 мм целесообразно проектирование ДНК, исходя из расположения центраторов.

Таблица 12 - Показатели устойчивости ДНКА с долотом диаметром 295,3 мм и передвижными центраторами

Из изложенных выше теоретических основ работы ДНКА следует, что есть два технически возможных варианта их исполнения. Первый: нижний центратор располагается в ниппельной части шпинделя; верхний - между нижней и средней секциями турбобура. Второй вариант: нижний центратор находится в верхней части шпинделя, верхний - между средней и верхней секциями. Соответственно этому для анализа приняты следующие расстояния от долота до центратора (L₁) и между центраторами (L₂): вариант 1 - L₁ = 1,5 м; L₂ = 10 м; вариант 2 - L₁ = 4 м; L₂ = 14 м. Для производственников более приемлем первый вариант компоновки, но возможности её реализации ограничены. Кроме того, показатели устойчивости П(D_скв), П(Dc₁), П(Dc₂) (здесь не приводятся) имеют весьма высокие числовые значения, что может привести к нестабильной работе компоновки.

По второму варианту ДНКА с расположением первого центратора над шпинделем при зенитном угле 20^о возможны следующие компоновки: долото диаметром 222,3 мм с центраторами 212 / 210 и 210 / 205 мм; долото диаметром 220,7 мм с центраторами 212 / 212.6 и 210 / 208 мм. При 215,9 и 214,3-мм долотах и стандартных диаметрах первого центратора, а также при зенитном угле 40…60 град вариантов компоновок нет. Показатели устойчивости приведенных компоновок, определяющие их качество, стали на порядок лучше по сравнению с НК, содержащими ниппельный центратор, но число их вариантов ограничено. Целесообразно расширение возможностей данных НК путём произвольного назначения диаметра центраторов при заданном их расположении. Это означает переход к условиям Rd ? 0, Ugd ? 0, т.е. привлечение механизма фрезерования.

Выполнены расчёты реакций на долоте и центраторах при всех размерах долот PDC и зенитном угле 20 - 60^о. Оба центратора приняты со стандартными диаметрами. Величина Rd возрастает с увеличением зенитного угла, но она не превышает - 1,5 кН. На центраторах при б = 40 - 60^о реакция доходит до 10 - 16 кН, и их рабочая поверхность должна быть, по возможности, увеличена.

Все показатели устойчивости соответствуют высокой оценке качества компоновки ДНКФ с удалённым от долота нижним центратором (таблица 13).

Таблица 13 - Показатели устойчивости компоновок ДНКФ

Полученные положительные результаты еще не позволяют на стадии проектирования сделать заключение по качеству НК. Расчеты показали, что зазор между корпусом турбобура и стенкой скважины у всех компоновок наблюдается только при малых значениях зенитного угла (20 - 25^о). Возможность увеличения зенитного угла связана с уменьшением расстояния между центраторами с целью снижения прогиба НК, а это, в свою очередь, требует уменьшения диаметра второго центратора для поддержания требуемой реакции на долоте, и, в результате, зазор между ЗД и стенкой скважины сокращается. Задача создания компоновки, способной работать при больших значениях зенитного угла, как видим, весьма противоречива.

Есть сведения о так называемых «плавающих» центраторах, изготавливаемых в цехе, которые крепятся на корпусе турбобура в требуемом месте с помощью сварки. В применяемом на практике варианте центратор - ребристый, изнашиваясь, он требует замены, что делает конструкцию малоприемлемой. Большой диаметр не позволяет существенно увеличить его длину, так как это приведёт к ухудшению проходимости компоновки и очистки ствола скважины. В рассматриваемом нами случае конструкция упрощается, так как второй центратор имеет уменьшенный диаметр и может быть изготовлен без ребер.

Результаты выполненных расчётов показали, что при расстоянии между центраторами 11 - 12 м для всех размеров долот PDC существуют варианты компоновок, способных работать при зенитном угле 40 - 60 град.

Из анализа расчётных данных по компоновкам ДНКФ с нижним центратором, расположенным в верхней части шпинделя можно сделать вывод, что они стабилизирующие, так как наблюдается незначительная реакция Rd+. При их расчёте были сняты условия Rd = 0, Ugd = 0. Такие решения не могли быть получены при рассмотрении компоновки ДНКА и, тем более, ДНКС. Следовательно, удалось прийти к теоретически идеальным стабилизирующим компоновкам, обойдя оба условия общепринятого критерия оптимизации.

В шестом разделе приведены результаты промысловых исследований работы неориентируемых компоновок. Анализ промысловых данных по скважинам, пробуренным на месторождениях Уренгойской группы, показал, что компоновка с близким расположением калибратора работает нестабильно, что связано с неудовлетворительным уровнем показателей устойчивости.

Результатом теоретических и промысловых исследований явились рекомендации по применению данных НК, учитывающие: диаметр калибратора; его расположение, определяемое длиной переводника; фрезерующую способность долота.

Выполненные теоретические исследования типовой компоновки НК-СТК имеют следствием то, что наличие или отсутствие центратора не должно сказываться на их работе. Такое заключение требует статистического обоснования.

Для анализа было сформировано 7 выборок (групп инклинометрических данных) по разным месторождениям. Число рейсов - 168, из которых 70 было выполнено с калибратором, остальные - с калибратором и СТК. Статистические оценки, выполненные с помощью непараметрического критерия

Вилкоксона, показали, что на всех месторождениях результаты применения компоновок с СТК и бесцентраторных (и те и другие с калибратором) статистически значимых различий не имеют. Следовательно, центратор функцию ОЦЭ не выполняет и на процесс формирования профиля скважины не влияет.

Статистический анализ также позволил сделать вывод о возможности объединения месторождений в группы. Например, исследованные месторождения можно разделить на две группы. В первую входят Уренгойское и Песцовое месторождения, во вторую - Заполярное (ЗГКМ) и Таб - Яхинская, Ен - Яхинская площади. Внутри каждой группы любые выборки при любых сочетаниях КНБК (с центраторами и без них) однородны, а все межгрупповые пары выборок являются неоднородными. Однородность групп данных дает право на их объединение в одну представительную выборку.

Ранее теоретическим путём было показано, что у типовой компоновки с СТК диаметр калибратора не должен превышать критического значения. Компоновки НК-СТК с уменьшенным диаметром калибратора опробовались в ОАО «Сургутнефтегаз» и ООО «Буровая компания «Евразия». Средние значения интенсивности увеличения зенитного угла остаются примерно такими же, как при использовании типовой компоновки, но статистические характеристики улучшились. Примерно в два раза уменьшилось среднеквадратическое отклонение и сузился доверительный интервал среднего выборки. Отождествляя эти характеристики со стабильностью, можно сказать, что, благодаря применению калибратора диаметром, не превышающим критическое значение, стабильность работы компоновки возросла в два раза.

На нефтяных месторождениях «Ноябрьскнефтегаза», имеется опыт применения компоновок, включающих: долото диаметром 215,9 мм, полноразмерный калибратор, турбобур 3ТСШ-195, ниппельный СТК (214 мм) и СТК диаметром 212 мм (плавающий), расположенный на расстоянии 3 - 7 м от долота. Наиболее часто это расстояние составляет 4 м. По такому же принципу производится сборка компоновки с 295,3-мм долотом и центраторами диаметром 290 и 285 мм. В работе показано, что данная компоновка является одноцентраторной, так как критический диаметр калибратора для 214-мм СТК превышен, и по диаметру и расположению второго центратора относится к типу ОНКА. От такой НК можно ожидать более высокого уровня стабильности работы по сравнению с рассмотренной выше НК с ниппельным центратором.

Компоновки ОНКА применялись на месторождениях: Спорышевском, Суторминском, Карамовском и др. Скважины, наклонные и горизонтальные, построены в 2005, 2006 годах. В анализе использованы имеющиеся сведения по 39 рейсам. По стабильности работы компоновка ОНКА превосходит улучшенный вариант типовой компоновки НК-СТК, отношение доверительных интервалов составило 0,1: 0,17.

Выполнен анализ производственного опыта применения НК с тремя центраторами на Уренгойском месторождении. Параметры компоновки: долото диаметром 215,9 мм, калибратор полноразмерный, центратор СТК диаметром 212 мм, турбобур А7П5; два центратора одинакового диаметра - по 210 мм.

Показано, что компоновка является двухцентраторной, и ни при каком сочетании диаметров центраторов невозможно получить стабилизацию зенитного угла. Согласно расчётам вероятным результатом применения спроектированной производственниками компоновки является малоинтенсивное уменьшение зенитного угла. Рассмотренной компоновкой было выполнено 29 рейсов. По сравнению с типовой компоновкой (41 рейс на том же месторождении в одинаковый период) стабилизация зенитного угла несколько улучшилась, и увеличился разброс данных. Увеличение расстояния до первого центратора уменьшенного диаметра и наличие второго центратора, слишком близко расположенного к первому, приводят к появлению реакции на долоте со стороны нижней стенки скважины, и процесс её фрезерования становится доминирующим. Ввиду частого изменения механических свойств горной породы из-за перемежаемости пластов и других условий реакция на долоте постоянно меняется, что приводит к нестабильности работы компоновки.

Таким образом, основные положения диссертационной работы подтвердились промысловой практикой.

Основные выводы и рекомендации

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

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

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

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

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

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

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

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

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

10. Основные положения диссертационной работы подтверждены промысловыми исследованиями.

компоновка бурение скважина

Основное содержание диссертации опубликовано в следующих работах

а) монографиях

1. Гречин Е.Г. Методы расчета неориентируемых компоновок низа бурильной колонны: Монография / Е.Г. Гречин, В.П. Овчинников, В.Г. Долгов. - Тюмень: Нефтегазовый университет, 2006. - 120 с.

2. Гречин Е.Г. Проектирование неориентируемых компоновок низа бурильной колонны: Монография / Е.Г. Гречин, В.П. Овчинников. - Тюмень: Нефтегазовый университет, 2009. - 180 с.

б) учебных пособиях с грифом УМО НГО

3. Гречин Е.Г. Расчеты неориентируемых компоновок для бурения наклонных и горизонтальных скважин: Учеб. пособие для вузов / Е.Г. Гречин, В.П. Овчинников, В.Г. Долгов; Рец.: каф. бурения нефтяных и газовых скважин Тюменского гос. нефтегазового ун-та, д-р техн. наук, профессор С.И. Грачёв, д-р техн. наук, профессор С.Н. Бастриков. - Тюмень: Нефтегазовый университет, 2006. - 121 с.

4. Гречин Е.Г. Теория и практика работы неориентируемых компоновок низа бурильной колонны: Учеб. пособие для вузов / Е.Г. Гречин, В.П. Овчинников, А.В. Будько; Рец.: каф. бурения нефтяных и газовых скважин Тюменского гос. нефтегазового ун-та, д-р техн. наук, профессор С.И. Грачёв, д-р техн. наук, профессор С.Н. Бастриков. - Тюмень: Нефтегазовый университет, 2008. - 176 с.

в) научных статьях

5. Гречин Е.Г. Анализ работы неориентируемых компоновок для набора зенитного угла на скважинах Уренгойской группы месторождений / Е.Г. Гречин, В.П. Овчинников, К.Е. Панов // Бурение и нефть. - 2005. - № 4. - С. 40 - 42.

6. Гречин Е.Г. Анализ работы стабилизирующих компоновок на скважинах Уренгойского газоконденсатного месторождения / Е.Г. Гречин, В.П. Овчинников, К.Е. Панов // Бурение и нефть. - 2005. - № 5. - С. 29 - 31.

7. Гречин Е.Г. Расчет неориентируемых компоновок для бурения наклонных скважин методом начальных параметров / Е.Г. Гречин, В.П. Овчинников, К.Е. Панов // Новые технологии для ТЭК Западной Сибири: Сб. науч. тр. - Тюмень: Изд-ко-полиграф. центр «Экспресс», 2005. - Т. 2. - С. 43 - 46.

8. Гречин Е.Г. Анализ промысловых данных по применению наддолотных калибраторов для безориентированного управления зенитным углом

скважины / Е.Г. Гречин, В.П. Овчинников, К.Е. Панов // Новые технологии для ТЭК Западной Сибири: Сб. науч. тр. - Тюмень: Изд-ко-полиграф. центр «Экспресс», 2005. - Т. 2. - С. 39 - 42.

9. Гречин Е.Г. Применение методов математической статистики к анализу промысловых данных о работе компоновок на месторождениях Уренгойской группы / Е.Г. Гречин, В.П. Овчинников, С.Г. Атрасев и др. // Бурение и нефть. - 2006. - № 7/8. - С. 14 - 15.

10. Гречин Е.Г. Оптимизация геометрических параметров стабилизирующей компоновки с двумя центраторами / Е.Г. Гречин, И.Ю. Крюков, В.П. Овчинников, А.В. Будько, А.Л. Каменский // Совершенствование процессов строительства скважин: Сб. науч. тр. ин-та Нефти и газа. - Тюмень: Изд-во ТюмГНГУ, 2006. - С. 14 - 18.

11. Гречин Е.Г. Применение метода конечных разностей для исследования работы бурильной колонны в наклонной скважине / Е.Г. Гречин, И.Ю. Крюков, В.П. Овчинников, А.Л. Каменский // Совершенствование процессов строительства скважин: Сб. науч. тр. ин-та Нефти и газа. - Тюмень: Изд-во ТюмГНГУ, 2006. - С. 19 - 22.

12. Гречин Е.Г. Исследование роли центраторов в типовых компоновках методами математической статистики / Е.Г. Гречин, В.П. Овчинников, С.Г. Атрасев, А.В. Будько, А.Л. Каменский // Совершенствование процессов строительства скважин: Сб. науч. тр. ин-та Нефти и газа. - Тюмень: Изд-во ТюмГНГУ, 2006. - С. 23 - 26.

13. Гречин Е.Г. Анализ результатов испытаний компоновки с тремя центраторами / Е.Г. Гречин, В.П. Овчинников, А.В. Будько, А.Л. Каменский, С.Г. Атрасев // Совершенствование процессов строительства скважин: Сб. науч. тр. ин-та Нефти и газа. - Тюмень: Изд-во ТюмГНГУ, 2006. - С. 79 - 83.

14. Гречин Е.Г. Рекомендации по изменению геометрических параметров типовых стабилизирующих компоновок, применяемых на месторождениях Западной Сибири / Е.Г. Гречин, В.П. Овчинников // Бурение и нефть. - 2007. - № 2. - С. 14 - 16.

15. Гречин Е.Г. Проектирование двухцентраторных компоновок для малоинтенсивного увеличения зенитного угла при бурении наклонных и горизонтальных скважин / Е.Г. Гречин, В.П. Овчинников // Бурение и нефть. - 2007. - № 4. - С. 13 - 16.

16. Гречин Е.Г. Расчет двухцентраторных компоновок с учетом условий бурения скважин в Западной Сибири / Е.Г. Гречин, В.П. Овчинников // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. - 2007. - № 4. - С. 4 - 7.

17. Гречин Е.Г. Исследование работы неориентируемых компоновок методом возможных перемещений долота / Е.Г. Гречин, В.П. Овчинников // Нефть и газ. - 2007. - № 5. - С. 30 - 36.

18. Гречин Е.Г. Расчет системы вал - корпус турбобура в составе неориентируемой КНБК с использованием программного комплекса МКЭ «ANSYS» // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. - 2007. - № 11. - С. 24 - 29.

19. Гречин Е.Г. Устойчивость неориентируемых компоновок низа бурильной колонны / Е.Г. Гречин, В.П. Овчинников // Электронный журнал

«Нефтегазовое дело». - www.ogbus.ru. - Уфа.: УГНТУ. - 13.04.2007. - С.1 - 13.

20. Гречин Е.Г. Расчеты компоновок с винтовым забойным двигателем и двумя передвижными центраторами / Е.Г. Гречин, В.П. Овчинников // Электронный журнал «Нефтегазовое дело». - www.ogbus.ru. - Уфа.: УГНТУ. - 29.12.2007. - С.1 - 10.

21. Гречин Е.Г. Неориентируемые компоновки с винтовым забойным двигателем и передвижными центраторами / Е.Г. Гречин, В.П. Овчинников // Нефтяное хозяйство. - 2008. - № 2. - С. 46 - 48.

22. Гречин Е.Г. Метод проектирования неориентируемых компоновок на основе использования их расчетных характеристик // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. - 2008. - № 3. - С. 14 - 20.

23. Гречин Е.Г. Аналитический подход к изучению производственного опыта применения неориентируемых компоновок с тремя центраторами // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. - 2008. - № 6. - С. 8 -13.

г) патентах на изобретение

24. Пат. 2 291 267 РФ, C1 Е 21 В 7/08. Компоновка низа бурильной колонны / Е.Г. Гречин, В.П. Овчинников, К.Е. Панов, С.Г. Атрасев (Россия). - № 2005117762/03; Заявлено 08.06.2005; Опубл. 10.01.2007, Бюл. № 1.

25. Пат. 2 298 630 РФ, C2 Е 21 В 7/08, Е 21 В 17/10. Калибратор конический в компоновке бурильной колонны / Е.Г. Гречин, В.П. Овчинников, К.Е. Панов, С.Г. Атрасев (Россия). - № 2005119074/03; Заявлено 20.06.2005; Опубл. 10.05.2007, Бюл. № 13.

26. Пат. 2333343 РФ, С1 7 Е 21 В 17/10. Упругий центратор / Е.Г. Гречин, В.П. Овчинников (Россия). - № 2007108177/03; Заявлено 05.03.2007; Опубл. 10.09.2008. Бюл. № 25.

Размещено на Allbest.ru