Розділ 1. ІСТОРІЯРОЗВИТКУ НАФТОВОЇ ПРОМИСЛОВОСТІ В УКРАЇНІ
Україна—одна з найстаріших нафтогазовидобувних держав світу. Бурхливий розвитокнафтової промисловості розпочався вже на початку другої половини XIX століття,коли потреба суспільства в нафті та продуктах її переробки значно зросла. Цепов'язано з винаходом і виготовленням у Львові в 1853 році гасової лампи тавинаходом і застосуванням двигунів внутрішнього згоряння. Тому почали копатинафтові шахти глибиною понад 100 м, бурити свердловини за допомогою буровихверстатів, які широко застосовувались у соляному промислі. Вагомих успіхів усправі видобування нафти було досягнуто після запровадження у 1884 році такзваного канадського способу верчення за допомогою верстатів ударного буріння,що дало змогу споруджувати свердловини глибиною понад 400 м і одержати знамениті Бориславські фонтани, слава про які швидко рознеслась по всій Європі та заїі межі. У1907 році запроваджено механізований видобуток нафти, завдяки чомузагальний нафтовидобуток у старому Бориславі сягнув понад 10 мільйонів тонн.
На сьогодні вУкраїні відомі 273 газових, газоконденсатних і нафтових родовищ, а з яких майже200 перебувають у стані розробки або дослідно-промислової експлуатації. Натериториї України існує три нафтогазоносних регіони: Карпатський,Дніпровсько-Донецький і Причорноморсько-Кримський.
Чичули ви коли — небудь про Дніпровсько- Донецьку западину? Так називаютьгеологи та географи територію поміж Донецьким кряжем та дельтою Прип'яті. У ційзападині поблизу Ромен 1934 року забив перший фонтан полтавської нафти. Дивноюздавалася тоді ця назва — «полтавська нафта» адже всі звикли до того, що родючіполтавські чорноземи споконвіку славились багатими врожаями. Нікому й на думкуне спадало шукати в цій землі інші багатства. Радянські геологи знайшли їх. Ітепер на і романтичних берегах Псла, де колись шелестіли стиглим колосом жита,звелися високі стрункі нафтові вежі. А оспівана Гоголем Диканька, стала відомоюще й завдяки і відкритій недалеко від неї Солосько — Диканській антиклінальнійскладці. Під їїсклепінням геологи знайшли «Молоді» нафтові промисли єне тільки на Полтавщині. Чимало їх з'явилося за останні роки на Сумщині,Чернігівщині, в Криму. Разом з видобутком нафти зростає видобуток газу. У 1956році було відкрито велике Зачетлівське газонафтове родовище. В Зачетлівці,вперше на Україні, одержали нафту і газ з девонських відкладів. В передгір'яхКарпат, поблизу міста Дрогобича, знаходиться одне з найпотужніших в світіДашавське родовище. Газопровід Дашава — Київ — Москва проліг на сотнікілометрів.
Величезнізапаси блакитного палива відкрито недалеко від Харкова в Шебелинці. Помагістралях трубопроводів шебелинський газ йде і до квартир Харкова,Дніпропетровська, Дніпродзержинська… Велике майбутнє у Шебелинки. Аджеприродний газ використовується не лише як паливо. Він чудова сировина дляхімічної промисловості. Порівняно з 1958 роком видобуток «блакитного палива»зріст у чотири рази. І тепер Україна дає майже третину загального виробництвагазу серед країн СНД. Родовища нашої країни постачають газ не тільки Україні, ай Росії, Білорусії, Республікам Прибалтики та Польщі. З кожним роком зростаютьнафтові й газові промисли країн. Тепер уже не тільки під землею шукають геологинафту й газ. Розвідка ведеться навіть під водою, на дні моря. Та не лишерозвідка. В Азербайджані, каспійські нафтовики вже давно добувають з — під водинафту.
Розділ 2. РОЗРАХУНКОВО — ТЕХНІЧНАЧАСТИНА
2.1 Типи таконструкції свердловини
БУРІННЯ- створення бурової свердловини, шахтного стовбура, або шпуру руйнуваннямгірських порід. Іноді вдаються до буріння шпурів у штучних матеріалах(наприклад, у бетоні). Основний спосіб буріння — механічний, рідшевикористовують гідравлічний, термічний та інші способи. Буріння застосовують зметою пошуків корисних копалин, видобування нафти, газу, води і розсолів,спорудження шахт тощо. При бурінні гірнича порода руйнується на всій площівибою або тільки по кільцю (колонкове буріння). Глибина буріння, визначаєтьсяйого призначенням — декілька м. — шпури, сотні й тисячі м. — свердловини.
Буріння,глибоких свердловин здійснюється буровими установками, буровими станками,шпурів — бурильними молотками. Технічні засоби буріння, включають ітакожбуровий насос або компресор для подачі бурового розчину і газу, бурильні труби,бурову вишку з талевою системою, противикидне обладнання,контрольно-вимірювальну апаратуру. При механічному бурінні, буровий інструмент(бурове долото, бурова коронка) діє на гірничу породу, руйнуючи її. Прибурінні, вибухових свердловин в кварцових гірничих породах, застосовуютьтермічне буріння (струменем полум'я). Механічні способи буріння за методомвпливу інструмента на вибій поділяють на обертальне і ударне, ударно-поворотнеі обертально-ударне. За типом породоруйнуючого інструмента розрізнюютьшнекове,шарошкове, алмазне буріння, дробове і т. і, за типом бурової машини — перфораторне, пневмоударне, гідроударне, роторне, турбінне і т. д. За напрямкомі методом проведення свердловин — кущове, вертикальне, похило направлене,багатовибійне та ін. Буріння розвивається і спеціалізується в трьох основнихгалузях гірничої справи: видобуток рідких і газоподібних корисних копалин,пошук і розвідка корисних копалин, видобуток твердих корисних копалин вибуховимспособом.
БУРОВАСВЕРДЛОВИНА — переважно круглого перерізу (діаметр 59-1000 мм), яка утворюється в результаті буріння. Бурова свердловина — бурять з поверхні суші або зморя, з підземних гірничих виробок. Бурові свердловиниподіляють намілкі — глибиною до 2000 м (з них переважна більшість — до декількох сотеньметрів), середні — до 4500 м, глибокі — до 6000 м, надглибокі — понад 6000 м. Довжина (глибина) найбільших бурових свердловин понад 10 км. У і бурових свердловин виділяють гирло (устя), стовбур і дно (вибій). За положенням осістовбура і конфігурації бурових свердловин розділяють на вертикальні,горизонтальні, похилі; нерозгалужені, розгалужені, поодинокі та кущові. Запризначенням розрізняють дослідні для дослідження земної кори, експлуатаційні(видобувні, розробні) — для розробки родовищ корисних копалин, будівельні — длябудівництва різних споруд (мостів, причалів, фундаментів, паль і основ,підземних сховищ для рідин і газів, водоводів, продуктопроводів тощо),гірничотехнічні бурові свердловини — для будівництва й експлуатації гірничихспоруд. Дослідні бурові свердловин поділяються на катувальні, структур-но-пошукові,опорно-геоло-гічні, опорно-технологічні, інженерно-геологічні, параметричні,пошукові і розвідувальні.
Експлуатаційнібурові свердловини за видами розроблюваного покладу поділяються на свердловини нафтового,газового і водяного покладу, за виконуваною функцією на видобувні, нагнітальні,оцінювальні, контрольні (параметричні, спостережні), за експлуатаційним станом- на діючі, ремонтовані, недіючі, законсервовані і ліквідовані. Гірничотехнічнібурові свердловини поділяються на вибухові (на них припадають найбільші обсягибуріння), заморожувальні, тампонажні, вентиляційні, водовідливні та ін.
Залежновід глибини і призначення бурових свердловин, умов буріння стінки свердловинзакріплюють або залишають незакріпленими. Кріплення стовбура не проводять длягірничотехнічних (напр., вибухових) й інших свердловин невеликої глибини (до 50 м), пробурених у стійких скельних масивах.
Буровісвердловини, призначені для експлуатації і досліджень, в процесі спорудженнякріплять. Вони мають найбільш складну конструкцію, яка визначається розмірамичастин стовбура, обсадних колон і цементного кільця в просторі за обсаднимиколонами; видом і кількістю обсадних колон; обладнанням обсадних колон, гирла івибою бурових свердловин. Обсадні колони (напрямна, кондукторна, проміжна йексплуатаційна) призначені для кріплення стінки частин стовбура буровихсвердловин й ізоляції зон різних ускладнень, а також продуктивної товщі відрешти частини геологічного розрізу. Як правило, вони згвинчуються (зварюються)із сталевих труб, у мілких свердловинах застосовують обсадні труби з пластмасиі азбоцементу.
Напрямнаколона — перша обсадна колона (довжиною до 30 м), яку опускають у верхню (напрямну) частину стовбура, щоб ізолювати верхній наносний шар ґрунту і відвестивисхідний потік бурового агента із стовбура свердловини в очисну систему,цементується по всій довжині.
Кондукторнаколона (кондуктор) — друга обсадна колона, яка опускається у стовбур буровихсвердловин, призначена для перекриття верхніх нестійких відкладів, водоносних іпоглинальних пластів, зон вічномерзлих порід і т.п. На неї встановлюютьпротивикидне обладнання; кільцевий простір за колоною звичайно цементують повсій довжині. Проміжну обсадну колону опускають у разі необхідності післякондукторної для кріплення нестійких порід, роз'єднання зон ускладнень іводоносних горизонтів. Глибину опускання проміжних і кондукторних колон розраховуютьіз врахуванням попередження гідророзриву і пластів, стійкості стінки стовбура буровоїсвердловини, розділення зон застосування різних бурових агентів. Кількістьпроміжних колон залежить від і глибини бурових свердловин і складностігеологічного розрізу. Остання обсаднаколона (експлуатаційна колона)призначена для експлуатації й ізолює продуктивні пласти. Для вилучення флюїдів зпродуктивних пластів у експлуатаційну колону опускають насосно-компресорніколони в різних комбінаціях залеж-но від кількості розроблюваних пластів ізастосовуваного способу видобування. У проміжну й експлуатаційну частинистовбура бурової свердловини замість обсадної колони повної довжини можуть бутиопущені на бурильних трубах обсадні колони-хвостовики, верх яких кріпиться здопомогою спеціальних підвісок. Колону-хвостовик після закінчення будівництвасвердловини часом нарощують до гирла свердловини колоною-надставкою.
/>
Мал.1 — Загальний вид бурової установки:1- приймальна ємкість; 2 — буровінасоси; 3 — нагнітальна лінія; 4 -силовий блок; 5 — буровий рукав; 6 — вертлюг;7 — лебідка; 8 — провідна труба; 9 — індикатор ваги; 10 — машинні ключі; 11 — стояк; 12 — ключ Акб-зм2; 13-свічник; 14 — ротор; 15 — превентор; 16 — ручнийпривід превентора; 17 — трубний стелаж; 18 — вихід розчину в жолоб.
Дляполегшення опускання, цементування обсадних колон і підвищення якості цих робітобсадні колони обладнуються напрямними башмаками, різними клапанами, з'єднувальнимиі роз'єднувальними пристроями, турбулізаторами цементного розчину, пакерами,центраторами і скреб-ками. При багатоступінчастому цементуванні до складуобсадної колони вводять цементувальні муфти. За кількістю обсадних колон, якіопускають у стовбур бурової свердловини після кондукторної, розрізняють одно-, дво-,три- і багатоколонні конструкції свердловин; за видом обладнання привибійноїзони –бурової свердловини з обсадженою і необсадженою привибійною зоною.Конструкція з обсадженою привибійною зоною може бути отримана або в разіопускання в неї суцільної експлуатаційної колони з наступним її цементуванням іперфоруванням колони, цементного каменю і продуктивного пласта, або опусканняму неї експлуатаційної колони з хвостовою секцією, яка має круглі абощілиноподібні отвори, розміщені напроти продуктивного пласта. Конструкціягазових свердловин відрізняється більшою герметичністю обсадних колон, якадосягається застосуванням обсадних труб із спеціальними з'єднинами і мастиламидля них, підніманням цементного розчину за всіма колонами до гирла буровоїсвердловини і т.д. Гирло видобувних нафтових і газових свердловин обладнуютьспеціальною арматурою. Конструкція бурової свердловини, призначеної для пошукуі розвідки родовищ твердих корисних копалин значно простіша. Напрямна частинатаких бурових свердловин має довжину декілька метрів і закріплюється напрямноютрубою, кондукторна частина має довжину 30-150 м. Далі стовбур бурять з повним відбиранням керна, а закріплення нестійких порід здійснюютьсумішами, які швидко тверднуть, обертального буріння:
Трубиз потовщеними кінцями з'єднують між собою без муфт.
Дляцього зовнішню поверхню нормального і внутрішню поверхню потовщеного кінцяобробляють на конус і на конічних поверхнях нарізають різьби спеціальногопрофілю з конусністю 1:16. Труби з'єднують згвинчуванням труба в трубу.
Стандартомпередбачений випуск п'яти різновидностей з'єднань обсадних труб:
1.з короткою трикутною різьбою;
2.з подовженою трикутною різьбою;
3.з трапецієподібною різьбою (ОТТМ);
2.2 Призначення та конструкція бурильної колони таїї елементів
Підтерміном бурильна колона прийнято розуміти безперервну багатоланкову системуінструментів між вертлюгом на поверхні і долотом на забої свердловини. Останнімчасом деякі фахівці до складу бурильної колони включають також долото ізабійний двигун і виділяють колону бурильних труб як частину бурильної колони,що складається з бурильних труб.
Бурильнаколона — невід'ємна частина технічного оснащення обертального буріння.
Вонаслужить для передачі потужності від поверхневого приводу до долота іповідомлення йому обертального руху, створення навантаження на долото, виконанняспуско-піднімальних операцій, формування каналу, що дозволяє подаватициркуляційний агент до забою, для сприйняття реактивного моменту при роботізабійного двигуна, проведення досліджень свердловин і виконання різного родуробіт по ліквідації аварій в свердловині (звільнення і витягання прихопленого інструменту,підйом металевих предметів, що залишилися на забої, і так далі).
Бурильнуколону використовують при секційному спуску обсадних колон. У цей перелікможуть входити і специфічні функції, залежні від способу буріння і станустовбура свердловини. Так, при бурінні з електробуром бурильна колона служитьканалом, в якому закріплюється кабельний струмопідвід, при деяких способахгідравлічного транспортування керна по бурильній колоні його піднімають наповерхню і так далі.
Убагатоланковій конструкції бурильної колони виділяють основні і допоміжніелементи (інструменти). До основних відносять провідну трубу, бурильні труби зприєднувальними замками, бурильні труби, що обважнюють (УБТ). Допоміжніелементи — це перевідники різного призначення, протектори, центратори,стабілізатори, калібратори, наддолотні амортизатори.
/>
Мал.2 — Конструкція бурильної колони: 1 – верхній перевідник провідної труби; 2 –провідна труба; 3 – нижній перевідник провідної труби; 4 — запобіжнийперевідник провідної труби; 5 — муфта замку, 6 — ніпель замку; 7 — бурильнітруби; 8 — протектор; 9 перевідник на бурильні труби, що обважнюють (УБТ); 10 –УБТ; 11 – центратор; 12 – наддолотний амортизатор; 13 – каліб-ратор.
Допоміжнимиє елементи технологічного оснащення бурильної колони (наприклад, перепускні ізворотні клапани, запобіжні перевідники, шламометалоуловлювачі і ін.).
Уразі застосування забійного двигуна його приєднують до нижнього кінця бурильноїколони. Виходячи з цього умови довжину УБТ визначають по формули:
/>
деLУБТ — довжина УБТ, м; РА — навантаження на долото, Н; ц — маса 1 м УБТ, кг; рж — щільність промивальної рідини, кг/м3; рст — щільність матеріалу УБТ, кг/м3; g — прискорення вільного падіння,м/с2.
Умісці з'єднання бурильних труб з УБТ співвідношення їх діаметрів повинне бутине менше 0,75. Якщо умова не дотримується, то щоб уникнути концентрації напругивключають декілька УБТ меншого діаметру.
ДОПОМІЖНІЕЛЕМЕНТИ БУРИЛЬНОЇ КОЛОНИ
Перевідникмає індивідуальне призначення і служить для з'єднання в бурильній колоніосновних і допоміжних елементів з різьбленням різного профілю, з однойменнимирізьбовими кінцями (різьблення ніпельне — ніпельна, муфтова муфтова), дляпід'єднування забійного двигуна і тому подібне Перевідники випускають по ГОСТ7360 82. За призначеннямвони підрозділяються наперехідних (П), муфтових (М) і ніпельних (Н). У перевідниках нарізують замковеконічне різьблення по ГОСТ 5286 — 75.
Протекторпризначений для оберігання бурильних труб і сполучних замків від поверхневогозносу, а також обсадної колони від протирання при переміщенні в ній бурильнихтруб. Зазвичай застосовують протектори з щільною посадкою, що є гумовимкільцем, надітим на бурильну колону над замком. Зовнішній діаметр протектораперевищує діаметр замку.
Центраторє опорно-центруючий елемент, який створює проміжну опору бурильної колони обстінки свердловини для зменшення прогинання КНБК. Центратор включають вконструкцію низу, що обважнює, і між секціями забійного двигуна. Місцеустановки центратора визначають розрахунковим шляхом або по заздалегідьрозрахованих таблицях.
Ефективністьзастосування центратора знижується у міру зносу його зовнішньої контактноїповерхні. Допустимий знос центратора по діаметру не перевищує 2 — 3 мм.
Стабілізатор– опорно — центруючий елемент для збереження жорсткої співісної бурильноїколони в стовбурі свердловини впродовж деякого, найбільш відповідальноїділянки. Від центратора він відрізняється великим подовжнім розміром (зазвичаййого довжина в 20 ЗО разів перевищує діаметр). Як стабілізатор використовуютьквадратну провідну трубу з армованими твердим сплавом ребрами, пружністабілізатори типу СУ по ТУ 39-066 — 74 і тому подібне Нерідко стабілізаторзамінюють компоновкою УБТ з декількома близько встановленими центраторами.
Калібраторрізновид породорозбивного інструменту для обробки стінок свердловини ізбереження номінального діаметру стовбура свердловини у разі зносу долота. Убурильній колоні калібратор розміщують безпосередньо над долотом. Він одночасновиконує роль центратора і покращує умови роботи долота. По озброєннюкалібратори підрозділяються на шарошечньїе, лопатеві (твердосплавні) ідіамантові.
Наддолотнийамортизатор (забійний демпфер) встановлюють в бурильній колоні між долотом іУБТ для гасіння високочастотних коливань, що виникають при роботі долота назабої свердловини. Зниження вібраційних навантажень приводить до збільшенняресурсу роботи бурильної колони, підвищенню стійкості долота і дозволяєпідтримувати режим буріння.
Демпфуючіпристрої класифікують по енергоємності і демпфуючій здатності. Енергоємністьвизначається найбільшою кількістю потенційної енергії, яку здатний акумулюватипружний елемент демпфера. Під демпфуючою здатністю розуміється частканеоборотно поглиненої енергії. Деякі сорти технічної гуми за цикл можутьпоглинати 40 — 70 % енергії.
Запринципом дії і конструкції виділяють демпфуючі пристрої двох типів:амортизатори-демпфери механічної дії, що включають пружні елементи (сталевапружина, гумові кільця або кулі, інші елементи); вібропогасники-демпферигідравлічної або гідромеханічної дії (поглиначі гідравлічних ударів,гідроакустичні пастки і ін.).
Єдосвід використання секції ЛБТ, введеної в КНБК, як широкосмугового виброгасителя.Для гасіння вібрацій відстань від нижнього кінця секції до долота повиннавідповідати одній третині довжини хвилі.
Доскладу бурильної колони можуть включатися: шламомета-лоуловлювачі длязахоплення шматків металу і частинок шламу в призабій-ній частині стовбурасвердловини, допоміжні елементи для полегшення роз'єднання бурильної колони внижній частині у разі аварії, інструменти для виконання додаткових видів робіт(відбір проб, виміри по траєкторії свердловини, управління траєкторією і томуподібне).
УМОВИРОБОТИ БУРИЛЬНОЇ КОЛОНИ В СВЕРДЛОВИНІ
Умовироботи бурильної колони залежатьвід вельми різноманітних чинників, найбільш істотні з яких наступні:величинаі характер навантажень, що діють; їх поєднання визначає складний напруженийстан матеріалу труб (деякі з навантажень, що діють, не піддаються визначенню здостатньою точністю); наявністьмісць концентрації напруги (різьбове з'єднання; зчленовування елементівбурильної колони різної жорсткості, наприклад замку з бурильною трубою,бурильної труби з УБТ і тому подібне); корозійнадія середовища, в якому знаходиться бурильна колона (рН середовища, електричнийпотенціал, шкідливі домішки в буровому розчині, температура); корозійну діювабить погіршення міцності показників матеріалу труб і інших елементівбурильної колони; абразивна дія набурильну колону стінок свердловини і твердих частинок, що знаходяться вциркулюючому буровому розчині; воно приводить до зносу елементів бурильноїколони і відповідно до зміни їх конструкційних розмірів, що, у свою чергу,обумовлює зростання напруги при незмінному навантаженні, що діє;виникненняколивальних процесів і резонансних явищ в бурильній колоні. Величини і характернавантажень, що діють на колону, залежать від способу буріння, траєкторії істану свердловини, вживаних режимів буріння, технічного стану наземногоустаткування, оснащеності його засобами механізації, автоматизації і контролю,а також від кваліфікації бурового персоналу. В процесі буріння бурильна колонапіддається дії статичних, динамічних і змінних (у тому число циклічниих)навантажень. Характер навантажень, що діють, і їх розподіл по колоні в значніймірі визначаються способом буріння. Крім того, в процесі буріння виникають крутильніколивання бурильної колони і по ній проходять пружні хвилі. Як показане П.В.Баліцким, до основних чинників, що викликають появу пружних хвиль в колоні,можна віднести перекочування шарошок долота з одного опорного зубця на іншій,роботу шарошок на амообразному забої і нерівномірність подачі рідини буровими насосами.Як додаткові чинники розглядаються короткочасні перевантаження долота врезультаті нерівномірної подачі бурильної колони у міру проходки стовбура,неоднорідність розбурюваних порід і ін. Частота вимушених коливань бурильноїколони залежить від джерела обурюючої сили: від перекочування шарошки із зубцяна зубець виникають пружні хвилі з основною частотою близько 100—150 Гц, відперекочування по вибоїнах забою з частотою 15 — 50 Гц, від роботи буровогонасоса — 0,9 — 1,0 Гц. Вплив пульсації промивальної рідини на характерподовжніх коливань бурильної колони наголошується і в працях А.Е. Сарояна. Зайого даними, амплітуда подовжніх низькочастотних коливань може досягати 5 — 10 мм.
Врезультаті накладень крутильних коливань момент, що крутить, в бурильній колоністає змінним. За даними забійних вимірювань, зміна його величини складає до 15- 30% від середнього значення, а кутова амплітуда коливань низу бурильноїколони може складати ± (5—10)°. Основна частота крутильних коливань рівна 5 -15Гц.
Коливальніпроцеси в бурильній колоні можуть бути сталими або несталими залежно відхарактеру обурюючої сили (періодичний або випадковий).
Наамплітуду і частоту коливань істотно впливають матеріал, з якого виготовленібурильні труби, демпфуюче дію рідини, що заповнює свердловину, і сила тертяколони об стінки свердловини. За даними Тюменського індустріального інституту,при довжині колони 1280—1480 м амплітуда подовжніх коливань легкосплавових трубв 2 — 6 разів менша, ніж сталевих в аналогічних умовах.
Колиприступають до вибору бурильних труб і проектування бурильної колони дляконкретної свердловини, зі всього різноманіття навантажень виділяють найбільшзначні по величині і найбільш небезпечні і їх приймають за розрахункових. Діяінших, другорядних навантажень враховують поправочними коефіцієнтами абокоефіцієн-тами запасу міцності.
2.3 Конструкція і характеристика ведучої труби,бурової труби, обважненої труби
КОНСТРУКЦІЯІ ХАРАКТЕРИСТИКА ВЕДУЧОЇ ТРУБИ
Ведучітруби мають квадратний, шестигранний або хрестоподібний профіль з концентричнорозташованим круглим або квадратним отвором для проходу промивального розчину.Завдяки гранованій поверхні полегшується взаємодія ведучої труби і ротора ізабезпечується осьове переміщення бурильної колони в процесі буріннясвердловини. На кінцях ведучих труб нарізається ліва і права зовнішні конічнірізьблення трикутного профілю. Ліве конічне різьблення використовується длятого, щоб нагвинчувати верхній перевідника ПНІВ, що сполучає ведучу трубу звертлюгом. Праве конічне різьблення використовується для нижнього перевідникаПТИН, що сполучає ведучу трубу з бурильною колоною. Для забезпечення можливостінарощування бурильної колони ведуча труба по довжині повинна бути більшебурильної труби.
Основнітехнічні дані ведучих труб, що виготовляються згідно ТУ.
Ведучітруби виготовляють із сталі груп міцності Д і К, перевідники — із сталі марки40ХН (ГОСТ 4543—71) або із сталі марки 45 (ГОСТ 1050—74).
Крімвказаних застосовуються ведучі труби із стороною квадрата 65 і 80 мм, що мають висаджені кінці, на яких нарізаються внутрішнє конічне ліве і праве різьблення дляперевідників до вертлюга і бурильної труби. Ведучі труби цієї конструкції,звані двохрозтрубними, виготовляють шляхом витяжки (редукування) з круглоїтовстостінної труби і відрізняються тим, що мають квадратний прохідний перетин.
Ведучітруби типу ТГВКП діаметрами 112, 140 і 155 мм мають конічні стабілізуючі поясочки і перевідники на трапецеїдальному різьбленні (ТУ 39-01-04-392—78),виготовляються з гарячекатаної термообробленої труби. Труби типу ТВКП вигідновідрізняються від труб з висадженими кінцями технологією виготовлення і втомноюміцністю різьбових з'єднань.
БУРИЛЬНІТРУБИ
Бурильнатруба є безшовним виробом кіль-цевого перетину, отрима-ним плющенням. Між собоютруби з'єднуються за допомогою бурильних замків, що складаються з ніпеля імуфти, які приєднуються до кінців бурильної труби за допомогою різьблення абозварки. Вільні кінці ніпеля і муфти бурильних замків забезпечені крупним конічнимрізьбленням, завдяки якому скорочується тривалість збірки і розбираннябурильної колони при спуско — підйомних операціях.
Дляпопереднього з'єднання коротких труб використовуються сполучні муфти.
Особливістьбурильних труб — наявність висаджених кінців. Унаслідок висадки збільшуєтьсяпоперечний перетин кінцевих ділянок, що дозволяє ослабити вплив різьблення,концентрації напруги, що є джерелом, на втомну міцність бурильної труби.
Бурильнітруби виготовляють по ГОСТ 631—75, в якому регламентовані їх сортамент,технічні вимоги, правила приймання, методи випробування і маркіровка їх. ЗгідноГОСТ 631—75, бурильні труби виготовляють чотирьох типів:
1-звисадженими всередину кінцями і муфтами до них;
2-з висадженими назовні кінцями і муфтами до них;
3-звисадженими всередину кінцями і конічними стабілізуючими поясочками;
4-звисадженими назовні кінцями і конічними стабілізуючими поясочками.
/>
Мал3
Труби3-го і 4-го типів володіють підвищеною міцністю і герметичністю, якузабезпечують внутрішні упорні торці, конічний стабілізуючий поясочок ущільнювачаі гладка ділянка труби за різьбленням, що сприймають знакозмінні навантаження,що вигинають.
Висадженікінці труб 3-го і 4-го типів на 15 % довше за труби 1-го і 2-го типів. Довжинатруби визначається відстанню між її торцями, а за наявності муфти, щонагвинчує, — відстанню від вільного торця муфти до останньої риски різьбленняпротилежного кінця труби.
Бурильнітруби умовним діаметром від 60 до 102 мм виготовляють завдовжки 6; 8 і 11,5 м, умовним діаметром від 114 до 168 мм — завдовжки 11,5 м. У партії допускається до 25 % труб завдовжки 8 м і до 8 % завдовжки 6 м. Товщина стінки труби змінюється за рахунок її внутрішнього діаметру, що дозволяє обмежитиноменклатуру ключів і інструменту для захоплення і утримання труб. По граничнихвідхиленнях розмірів бурильні труби 1-го і 2-го типів підрозділяються на трубизвичайної і підвищеної точності виготовлення. Умовне позначення бурильних трубвключає вид висадки (У — тип 1 і Н — тип 2); точність виготовлення.
/>
Мал.4 — Заміси для бурильних труб: 1 — ніпель; 2 — муфта.
П— підвищена точність виготовлення; букву Д — для труб типів 3 і 4; умовнийдіаметр труби; товщину стінки; групу міцності; позначення стандарту. Наприклад,бурильна труба 1-го типу підвищеної точності виготовлення, умовним діаметром 114 мм, з товщиною стінки 9 мм, із сталі групи міцності Д: труба ВП-114 X9-Д ГОСТ 631—75.
Бурильнітруби з привареними сполучними кінцями із зовнішньою висадкою ТБПВ.
Длябурильних труб з висадженими кінцями виготовляють замки трьох типів щовідрізняються гідравлічними і міцностними характеристиками: ЗН — замок знормальним прохідним отвором; ЗШ — замок з широким прохідним отвором; ЗУ —замок із збільшеним прохідним отвором.
Найбільшпоширені замки типу ЗШ. Замки ЗУ використовуються в бурильних трубах звисадженими назовні кінцями. Для бурильних труб 3-го і 4-го типіввикористовуються замки ЗШК, і ЗУК, що відрізняються від ЗШ і ЗУ конічнимрозточуванням з боку різьблення для з'єднання ніпеля і муфти замку з бурильноютрубою. Замки кріплять на бурильних трубах гарячим способом (нагріваючи до400—450 °С) з натягом по різьбленню і стабілізуючому поясочку.
Зінших різновидів найбільш перспективні бурильні труби ТБПВ з привареними сполучнимикінцями. На відміну від труб, що випус-каються по ГОСТ 631—75, замки з цимитрубами з'єднуються контактною зваркою. Труби з привареними кінцями володіютьсприятливішою гідравлічною характеристикою. Міцність зварного шва післянормалізації і обкатки роликами досягає міцності тіла труби. Зсув осі сполучнихкінців щодо осі труби не повинно перевищувати 0,75 мм, а перекіс осей — не більше 3,5 мм на 1 м. не на різьбленні.
ТрубиТБПВ виготовляють по нормалі Н504—60, згідно якої номінальна довжина трубЬ=12,4 і 13,5 м; діаметр труб В — 73; 89; 114; 127 і 146 мм. Виробництво бурильних труб діаметром 114 і 127 мм з привареними кінцями освоєно Азербайджанськимтрубопрокатним і Нікопольським південнотрубним заводами. Легкосплавні бурильнітруби мають висаджені всередину кінці і полегшені сталеві замки. Відомібеззамкові легкосплавні бурильні труби, на потовщених кінцях яких нарізаєтьсязамкове різьблення.
Узарубіжній практиці для підвищення корозійної міцності і зменшення гідравлічнихопорів на внутрішню поверхню бурильних труб наносять пластмасове покриттятовщиною 0,125 мм.
БУРИЛЬНІТРУБИ ОБВАЖЕННІ
Бурильнітруби (УБТ), обважують, є гарячекатані товстостінні труби кільцевого перетину (мал.7). Відомі конструкції бурильних труб квадратного перетину обваженні, а також зподовжніми або спіральними канавками на зовнішній поверхні.
Бурильнітруби, обваженні, по ТУ 14-3-164—73 виготовляють двох типів: гладкі по всійдовжині і з конусною проточкою, що полегшує захоплення і утримання труби.Достатня товщина стінок дозволяє нарізувати на кінцях труби крупне конічнерізьблення по подібності сполучного різьблення бурильних замків. Наддолотні УБТна відміну від інших мають на обох кінцях внутрішнє різьблення (мал. 5, б, г).
/>
Мал.5 — Бурильні труби обважнені: а — проміжна; б — наддолотна; зоміжна зпроточкою; г — наддолотна з проточкою.
Впроцесі буріння УБТ піддаються обертанню із знакозмінним вигином. Найбільшанапруга виникає в різьбовому з'єднанні, що володіє меншою жорсткістю, чим тілотруби. Концентрація напруги в западинах різьблення знижує втомну міцність УБТ.Розвантажуючі зарізбленні канавки і обкатка роликом западин різьблення іповерхні канавок сприяють підвищенню втомної міцності УБТ.
Убурінні широко застосовуються збалансовані бурильні труби УБТС, обваженні,отвір і зовнішню поверхню яких механічно обробляють, що забезпечуєпрямолінійність отвору і збіг його осі з віссю бурильної труби. Завдяки цьомузнижується биття при обертанні, а отже, зменшується рівень динамічнихнавантажень і підвищується запас міцності труб. Бурильні труби УБТС, обваженні,виготовляють по ТУ 39-076—74.
ЕКСПЛУАТАЦІЯБУРИЛЬНИХ ТРУБ
Бурильнаколона працює в складних, важких умовах і її станом багато в чому визначаєтьсяефективність використання робочого часу впродовж кожного рейса. Стан бурильноїколони і надійність її роботи залежать від дотримання правші її експлуатації.Вони регламентовані інструкціями і «Правилами безпеки в нафтовій і газовійпромисловості». Основні вимоги по раціональному використанню бурильнихтруб і УБТ зводяться до наступного: дотримання рекомендованих співвідношень міжномінальним діаметром бурильних труб, УБТ і діаметром стовбура свердловини;використання комплекту УБТ завдовжки, достатньою для створення навантаження надолото тільки за рахунок ваги УБТ і розвантаження бурильних труб від подовжніхстискаючих зусиль; використання спіральних і квадратних УБТ у разі підвищенихвимог до стабілізації низу бурильної колони; дотримання умов, що дозволяютьуникнути частот обертання, які можуть приводити до резонансного посиленняколивальних процесів в бурильній колоні; систематичний контроль зносу бурильнихтруб і замків до них, УБТ і перевідників і їх різьбових кінців; облік роботибурильних труб і своєчасне заповнення паспортів на комплекти труб; своєчасневибраковування бурильних труб, що мають надмірний знос або неприпустиму стрілупрогинання.
Підчас контролю бурильні труби необхідно опресовувати і перевіряти методамидефектоскопії і товщинометрії згідно інструкції, що діє, і в терміни,встановлені для даного району.
Правиламиексплуатації передбачається раціональне використан-ня бурильної колони, зокремабурильних труб, при її безвідмовній роботі.
Великезначення для надійної роботи бурильної колони має дотримання правил докріпленнязамкових різьбових з'єднань при спуску колони в свердловину. Початкове зусиллязатягування різьбового з'єднання дозволяє уникнути появи зазорів міжсполученими елементами замку під дією навантажень і змінної напруги в підставіконуса ніпеля замку. Різьбове з'єднання затягують, докріпляючи різьбленнямашинними ключами при регламентованому моменті, що крутить.
/>
Привиконанні спуско — піднімальних операцій необхідно контролювати стан різьбленняі періодично її змащувати.
Впроцесі роботи в свердловині бурильні труби зношуються, внаслідок чого товщинаїх стінок зменшується. Знос може бути рівномірним по всьому периметру труби абоодностороннім. Бурильні труби залежно від зносу переводяться в IIіНІ класи. Труби IIIкласурекомендується використовувати в свердловинах завглибшки до 2500 м. Товщину стінки труби контролюють за допомогою спеціальних приладів — товщиномірів.
Приогляді різьбових з'єднань потрібно звертати увагу на появу задирів різьблення(особливо після перших двох рейсів з новими замками), на знос різьблення іпояву слідів проживу.
Об'єктомпостійної перевірки повинна бути прямолінійність труб. Як показує практика,викривлені бурильні труби зазвичай піддаються інтенсивнішому зносу і є одній зпричин викривлення свердловин. Кривизну бурильних труб оцінюють по величиністріли прогинання. Стріла прогинання в середній третині труби не повиннаперевищувати 1:2000 довжин труби, на кінцевих ділянках труби прогинання неповинне бути більше 1,3 мм на 1 м довжини, а для УБТ -1 мм на 1 м довжини.
Післязавершення бурових робіт на свердловині всі бурильні труби проходятьусесторонній контроль. Непридатні до подальшого використання трубивибраковуються.
Ретельнийсистематичний контроль стану бурильних труб і своєчасне вибраковуваннянепридатних необхідна умова правильної експлуатації бурильної колони, щодозволяє значно скоротити випадки поломки бурильної колони в свердловині.
Розділ 3. ОХОРОНА ПРАЦІ
3.1 Охорона праці та техніка безпеки при роботі зтрубами
Припідйомі інструменту слід спостерігати за свідченнями індикатора ваги. У разіпояви затягувань не допускається ходіння інструменту при навантаженнях, щоперевищують максимально допустиме навантаження на вежу і талеву систему.
Приспуску бурильної колони допоміжне гальмо лебідки (гідродинамічний або іншоготипу) повинне включатися в роботу після досягнення ваги колони, вказаної вхарактеристиці бурової установки. Робота без допоміжного гальма при цьомузабороняється. Включення і виключення кулачкової муфти допоміжного гальма буровоїлебідки на ходу забороняються.
Підчас підйому бурильного інструменту зовнішню поверхню труб необхідно очищати відпромивального розчину і оглядати. Бурова установка повинна бути оснащенапристосуванням для очищення труб.
Поверхняротора і підлогу бурової вежі при спуско-підйомних операціях необхідно систематичноочищати.
Запобіжнігумові кільця повинні надягати на бурильні труби за допомогою спеціальногопристосування.
Длярозкріплювання різьбових з'єднань труб на буровій установці повиненвстановлюватися пневмораскрепитель.
Роботапневморозкліплювачем без поворотного направляючого ролика її допускається.
Тяговийканат повинен кріпитися до штока пневмо-раскрепителя канатною втулкою,заплеткою або трьома затисками. Кріплення вузлом забороняється.
Замковіз'єднання бурильних свічок повинні розкріплюватися механізованими буровимиключами або машинними ключами із застосуванням пневморозкріплювача.Розкріплювання бурового інструменту шляхом відбиття ротором забороняється.
Длятого, що нагвинчує і відгвинчування доліт повинні застосовуватися спеціальніпристосування, виготовлені у вигляді вкладиша в ротор. Долото, що нагвинчує,повинне кріпитися машинним ключем при застопореному роторі.
Кріпитиі розкріплювати долота за допомогою ротора забороняється. При підтяганні долітслід застосовувати ковпачки.
Забороняєтьсяпрацювати несправними машинними ключами, а також ключами, розмір яких невідповідає діаметру бурильних або обсадних труб.
Підвіснийбуровий ключ повинен мати страховий канат. Страхові канати повинні бути надійноприкріплені, відповідно до вимог п. 1.12.2 сьогоденню Правив так, щоб виключаласязалишкова деформація місць кріплення.
Страховийканат повинен бути довше натяжного (робочого) на 15—20 см і кріпитися окремовід нього.
Припереміщенні підвісного бурового ключа до центру свердловини його слідпритримувати руками.
Забороняєтьсязгвинчувати і розгвинчувати бурильні і обсадні труби прядивним або сталевимканатом, за допомогою котушки бурової лебідки без застосування кругового ключаабо канатотримача.
Забороняєтьсязастосовувати ланцюгові ключі для розгвинчування і згвинчення труб за допомогоюкотушки бурової лебідки.
Забороняєтьсязнаходитися в радіусі дії підвісного бурового ключа і поблизу його натяжногоканата при згвинчені і розгвинчуванні бурильних або обсадних труб.
Припосадці бурового інструменту, а також колони обсадних труб на ротор, підводі івідведенні механізованих бурових ключів люди не повинні знаходитися на роторі ів зоні дії ключів.
Забороняєтьсяпровертати стіл ротора, а також проводити підйом бурового інструменту довведення обидва штропів в проушини елеватора і їх страховки шпильками абоіншими пристосуваннями.
Завантажувально- розвантажувальні роботи а також переміщення труб і інструменту наприймальному мосту бурової установки повинні проводитися вантажопідйомнимипристроями або іншими механізмами, що забезпечують безпечне виробництво цихробіт.
Длязахоплення що підтягаються в бурову бурильних і обсадних труб, а також іншоїтяжкості повинні застосовуватися дворогі крюки або крюки із запобіжною клямкою,виготовлені відповідно до затвердженої нормалі.
Забороняєтьсяподавати руками бурильні свічки зі свічника до гирла свердловини і назад. Завідсутності механізму для установки бурильних свічок на свічник і переміщенняїх до ротора вказані операції повинні проводитися за допомогою відвідногогачка.
Робочатруба (квадрат), від'єднана від колони бурильних труб, повинна встановлюватисяв шурф.
Верхнячастина шурфової труби повинна підноситися над рівнем підлоги бурової на 50—80см.
Переміщенняробочої труби, що витягує з шурфу, до гирла свердловини повинне бути плавним, азатягування її в шурф — механізовано. Забороняється затягувати робочу трубу вшурф за допомогою шпилястої котушки і уручну.
Забороняєтьсякористуватися переверненим елеватором при нарощуванні інструменту безспеціального пристрою, що запобігає можливості самовідкривання замку елеватора.
Гачки,що знаходяться на помостах, і інші пристосування для заводу і установки свічокза палець повинні прив'язуватися прядивним або оцинкованим канатом до елементіввежі.
Забороняєтьсязалишати на помостах предмети не прив'язаними.
Забороняєтьсяпідводити бурові ключі до бурильної колони до остаточної посадки її на клиниабо елеватор і до установки свічки (труби) в муфту замку.
Припідйомі зі свердловини бурильних труб до установки їх на клини або елеваторзабороняється висувати захоплення МСП до центру свердловини.
Забороняєтьсязалишати механізм захоплення свічок у висунутому положенні.
Приперервах спуско — підйомних операцій або промивці і підігріві парою окремихмеханізмів установки АСП повинна бути зняте напруга з пульта управління і ізстанції управління АСП.
Підчас переміщення бурильної свічки від ротора до місця її установки на свічникАУС і назад забороняється знаходитися робочим на шляху руху свічки.
Направляючийканат при автоматичній установці бурильних свічок на свічник винен переводитисяна наступний осередок свічника до того, як крюк — скидач буде підведений докінця відгвинченої (черговий) свічки.
Передкожним підйомом бурильного інструменту слід перевірити справність упору і крюка- скидача.
Убуровій установці, обладнаній механізмом АУС, вихід до жолобної системи повинензнаходитися в стороні від упору.
Конструкціяклинового захоплення повинна забезпечувати надійне захоплення бурильних труб. Педальуправління клиновим захопленням повинна закриватися міцним кожухом, щовідкритим тільки з фронту обслуговування і виключає можливість випадкової діїна неї.
Щобуникнути випадкового включення кранів пульта АКБ на пневмолінії повинен бути встановленийклапан — відсікач.
Післязакінчення спуско — підйомних операцій і при вимушених зупинках необхідноперекрити головний кран повітряної лінії і випустити повітря з лініїпневматичного бурового ключа, а ручки управління ключем зафіксувати внейтральному положенні.
Систематичноперевіряти справність головного крана і фіксуючих пристроїв кранів управління.
Якщоавтоматичний буровою пневмоключ не відведений в нейтральне положення, під'їмабо спуск чергової бурильної свічки забороняється.
БУРІННЯСВЕРДЛОВИН
Бурінняшурфу під робочу трубу (квадрат) турбобуром або електробуром допускається тількиза допомогою пристосування, що забезпечує безпечне ведення цієї роботи.
Уразі аварійного відключення висвітлення роботи на буровій в нічний час повиннібути припинені і прийняті заходи по запобіганню прихвату інструменту.
КРІПЛЕННЯСВЕРДЛОВИН
Передспуском колони обсадних труб в свердловину буровий майстер і механік повинніперевірити справність всієї бурової установки, талевой системи і інструменту,призначених для виконання операції по спуску колони.
Виявленінесправності повинні бути усунені до початку спуску обсадної колони.
Спускв свердловину обсадної колони вирішується тільки за наявності у бурового майстразатвердженого плану проведення цієї роботи.
Забороняєтьсяробочим знаходитися у нижнього кінця обсадної труби, що піднімається для того,що нагвинчує.
Допочатку робіт по цементуванню свердловини біля бурової установки повинен бутипідготовлена майданчик для цементувальних агрегатів, цементозмішувальних машині іншого необхідного устаткування.
Прицементуванні свердловин, розташованих на затоплених ділянках, установкацементувального устаткування вирішується на баржах або судах кранів відповідноївантажопідйомності. Баржі при цьому повинні кріпитися не менше чим двомаякорями.
Цементувальнаголовка до установки її на колону повинна бути спресована тиском, в півторарази що перевищує найбільший розрахунковий тиск для цементування свердловин, алене більш пробного тиску, вказаного в паспорті.
Трубопроводивід цементувального агрегату до цементувальної головки і трубопроводи, по якихповинен закачуватися цементний розчин в свердловину, слід опресувати напівторакратнии найбільший робочий тиск, очікуваний в процесі цементуваннясвердловин.
Запобіжнийклапан цементувального агрегату повинен спрацьовувати при перевищенніномінального тиску не менше чим на 3,5%.
Свердловинудозволяється цементувати тільки за наявності перевірених запобіжних клапанів іманометрів на агрегатах, а також манометра на цементувальній головці.
Цементуваннясвердловин повинне проводитися в денний час. При вимушеному цементуваннісвердловини у вечірній і нічний час майданчик для установки агрегатів повиненмати освітленість не менше 25 лк. Крім того, кожен цементувальний агрегатповинен мати індивідуальне освітлення.
Підчас цементування свердловини забороняється ремонтувати агрегати, цементувальнуголовку і трубопроводи, що знаходяться під тиском.
Вцілях безпеки обслуговування агрегатів і можливості від'їзду якого-небудь з нихубік, у разі потреби слід дотримувати наступні відстані:
а)від гирла свердловини до блок маніфольдів — не менше 10 м;
б)від блок маніфольдів до агрегатів — не менше 5-10 м;
в)між цементувальними агрегатами і цементозмішуваними машинами — не менше 1,5 м.
Забороняєтьсяпочинати цементування обсадних колон за наявності нафтогазоводопроявлень всвердловині.
Ремонтшнеків і інших елементів цементозмішувального агрегату, що обертаються, а такожочищення його коробки змішувача повинні проводитися при зупиненому двигуні;забороняється в цей час знаходитися в кабіні водієві і кому-небудь зобслуговуючого персоналу.
Назакінченій бурінням свердловині висота верхнього зрізу експлуатаційної колониповинна бути визначена виходячи з місцевих умов і за узгодженням з органамиДержміськтехнагляду і підприємствами, що експлуатують ці родовища.
Зусиллянатягнення нерухомого кінця каната, зігнутого між середнім і крайніми роликамидатчика-трансформатора, перетвориться у відповідну величину тиску, що виникає вкамері датчика і передаваного по трубці реєстраторові і покажчикам. Гідравлічнасистема індикатора заповнюється спирто — глицериновой сумішшю за допомогоюручного насоса 5 через вентиль 6. Прилад ГИВ-6 комплектується трьомарізними трансформаторами тиску.
Примонтажі індикатора ваги необхідно уникати перегинів трубок гідравлічноїсистеми; всі його частини слід встановлювати приблизно на одному рівні. Передмонтажем трансформатора тиску підйомний крюк звільняють від інструменту івстановлюють на відстані 1—2 м від ротора. Потім демонтують верхній ролик трансформатора,заводять талевий канат в кронштейн і ставлять ролик на місце. Аналогічнопоступають з нижнім роликом.
Первиннийтиск в гідросистемі індикатора ваги при ненавантаженій талевій системі повиненвідповідати 10 діленням манометра. Після монтажу трансформатора тиск відзусилля на нерухомому кінці талевого каната буде дещо більше 10 ділень поманометру. Щоб понизити його до 10 ділень, необхідно випускати з ніпелятрансформатора деяку кількість рідини до тих пір, поки стрілка показуючогоманометра не встановиться на 10-м діленні, яке буде відповідати зусиллю нанерухомому кінці талевого каната від ваги талевого блоку, крюка і вертлюга.Після цього стрілку самописного манометра встановлюють на 10-е діленняповоротом її в місці кріплення.
Перевіркаправильності установки досягається двух- і триразовим підйомом і спускомпідйомного крюка на висоту 10— 15 м від столу ротора. У разі відхилення стрілкив ту або іншу сторону слід підкачати в ніпель трансформатора або випустити знього деяку кількість рідини. В процесі експлуатації індикатора ваги необхідностежити за герметичністю його гідравлічної системи. Витік рідини з гідросистемивикликає значні погрішності в свідченнях індикатора ваги.
Періодично(по можливості кожну зміну) треба перевіряти положення стрілки на 10-м діленні.При частому зниженні тиску необхідно демонтувати трансформатор.
СПИСОК ВИКОРИСТАНОЇ ЛІТЕРАТУРИ:
1.Булатов А.И., Аветисов А.Г. Справочник инженера по бурению т. 1 М. Недра, 1985. 414 с.
2.Вадецкий О.В. Бурение нефтяных и газовых скважин. М, Недра, 1985.
3.Рабиа X. Технология бурениянефтяных скважин. М, Недра, 1989,413 с.
4.Середа Н.Г., Соловьев Е.М. Бурение нефтяных скважин. М., Недра, 1988,360 с.
5.Технология бурения глубоких скважин Мавлютов М.Р., Алексеев Л.А., Вдовин К.И. идр. М., Недра, 1982, 282 с.