Буровые и тампонажные растворы

Лекция 8

Тема: Буровые и тампонажные растворы.

План: 1. Функций бурового раствора.

           2. Требования к буровым растворам.

           3. Типы и рецептуры буровых растворов.

1. Функций бурового раствора.

Основной функцией бурового раствора является также очистка забоя от разрушенной долотом породы и вынос шлама из скважины. Чем быстрее удаляются потоком буро­вого раствора осколки породы с забоя, тем эффективнее ра­ботает долото. Требование удалять шлам с забоя — обяза­тельное, так как в противном случае невозможно обеспечить углубление ствола скважины.

Для улучшения очистки забоя на практике увеличивают вязкость бурового раствора или его подачу к забою через насадки долота. Наиболее предпочтителен второй метод, так как увеличение вязкости раствора сопровождается снижени­ем скорости бурения и ростом энергетических затрат. Одна­ко и второй метод в каждом конкретном случае требует тех­нико-экономического обоснования, так как при повышении скорости циркуляции интенсифицируется размыв стенок ствола, в результате чего увеличивается количество шлама в буровом растворе, растет каверзность ствола. Эти отрица­тельные явления приводят к снижению эффективности рабо­ты  оборудования для очистки буровых растворов, увеличению затрат на ремонт насосов и вертлюгов, перерасходу ма­териалов на приготовление и обработку буровых растворов, излишним энергетическим затратам, ухудшению качества крепления скважин.

Таким образом, величина подачи бурового раствора к за­бою скважины должна иметь технико-экономическое обос­нование в соответствии с конкретными геолого-техничес­кими условиями бурения и выбираться в оптимальных преде­лах.

Рекомендуемые материалы

Обязательное требование к процессу промывки сква­жин — выполнение функции транспортирования шлама на дневную поверхность. Очевидно, чем выше скорость цирку­ляции, плотность и вязкость бурового раствора, тем более интенсивно осуществляется гидротранспорт шлама от забоя на дневную поверхность. Поэтому регулировать скорость вы­носа шлама из скважины можно, изменяя подачу насосов, плотность и вязкость бурового раствора Но с увеличением вязкости и плотности раствора ухудшаются условия работы долота, возрастает гидростатическое и гидродинамическое давление на пласты, что может привести к поглощениям бу­рового раствора, другим осложнениям и даже авариям.

Несколько безопасней интенсифицировать гидротранспорт шлама на дневную поверхность, повышая скорость циркуля­ции в кольцевом пространстве. Однако и скорость циркуля­ции должна быть ограничена сверху, чтобы избежать размы­ва ствола, больших потерь напора, значительного превыше­ния гидродинамического давления в скважине над гидростати­ческим.

Практические данные о скоростях и стоимости бурения скважин показывают, что существует некоторое оптимальное значение скорости циркуляции, при котором данный раствор в конкретных условиях удовлетворительно выносит шлам на дневную поверхность и не наблюдается его накопления в скважине до концентраций, затрудняющих процесс бурения. Таким образом, для удовлетворительной очистки ствола скважины от шлама должно быть выбрано оптимальное со­отношение между подачей буровых насосов, плотностью и показателями реологических свойств раствора.

Основной параметр, обеспечивающий компенсацию плас­тового давления на границе со скважиной, — плотность бу­рового раствора, по мере увеличения которой безопасность проходки, как правило, повышается. В то же время с ростом плотности увеличивается дифференциальное давление на за­бое, повышается концентрация твердой фазы в буровом растворе, что может привести к заметному падению механичес­кой скорости проходки скважины и загрязнению продуктив­ных горизонтов.

Следовательно, плотность бурового раствора должна быть такой, чтобы совместно с другими технологическими факто­рами и приемами можно было обеспечить достаточное про­тиводавление на проходимые пласты, но в то же время она не должна заметно ухудшать условия работы долота и эксплуатационные характеристики продуктивных горизон­тов. Иными словами, в каждом конкретном случае должно выбираться оптимальное значение плотности бурового рас­твора.

Плотность также является одним из основных факторов, обеспечивающих устойчивость стенок скважины. С ее увели­чением интенсивность осыпей и обвалов ствола, как правило, уменьшается, однако при этом становится все более опасным другой вид осложнений — поглощения бурового раствора. Поэтому на практике для повышения устойчивости стенок скважины регулируют одновременно плотность, показатель фильтрации, соленость бурового раствора с целью уменьше­ния степени проникновения фильтрата бурового раствора в поры породы за счет фильтрации, осмоса и др.

Однако осыпи — такой вид осложнений, которые обычно развиваются медленно и не всегда заметно препятствуют процессу бурения. В связи с этим в некоторых случаях эко­номически целесообразно отказаться от сложных химичес­ких обработок и утяжеления бурового раствора в ущерб ус­тойчивости ствола. При этом сохраняются высокие скорости проходки и не тратится много времени на вспомогательные работы.

Следовательно, для предупреждения осыпей и обвалов стенок скважины с учетом возможности возникновения дру­гих видов осложнений и обеспечения высоких скоростей проходки ствола необходимо комплексно подходить к выбо­ру оптимальной величины плотности.

Важное технологическое качество бурового раствора — удержание находящихся в нем частиц во взвешенном состоя­нии, особенно в перерывах циркуляции. При улучшении рео­логических характеристик бурового раствора его удержива­ющая способность повышается. Однако при этом возрастают энергетические затраты и затраты времени на циркуляцию, возникают значительные колебания давления в скважине при спускоиодъемных операциях, что может стать причиной воз­никновения различных осложнений.

При промывке должны быть обеспечены отделение и сброс шлама на вибрационных ситах, в гидр о циклонах, от­стойниках и т.д. В противном случае шлам будет поступать в скважину, засорять ее и ухудшать условия работы долота. Для удовлетворительного отделения шлама от бурового рас­твора следует стремиться к минимизации показателей реоло­гических свойств бурового раствора, однако при этом не должна ухудшаться его удерживающая способность В про­тивном случае возникают проблемы, связанные с выпадением барита в циркуляционной системе и, следовательно, сниже­нием плотности бурового раствора.

Таким образом, успешность процесса промывки скважин зависит от показателей реологических свойств бурового рас­твора, в первую очередь напряжения сдвига и вязкости.

Буровой раствор должен обладать смазывающей способ­ностью. Смазывая поверхность труб, опоры долота, гидрав­лическое оборудование, раствор способствовал бы уменьше­нию энергетических затрат на бурение, сокращению аварий с бурильными колоннами, что особенно важно при роторном бурении. Поэтому желательно увеличивать содержание сма­зочных добавок в буровом растворе. Однако при большом содержании этих добавок заметно снижается механическая скорость проходки, особенно при бурении долотами исти­рающего типа. Возможно, это связано с отрицательным вли­янием смазки на внедрение режущих кромок резцов долота в забой. Следовательно, содержание смазочных добавок в бу­ровом растворе должно быть также оптимальным.

Охлаждение долота, бурильных труб, гидравлического оборудования способствует увеличению их долговечности и поэтому является также важной функцией промывки. Изве­стно, что охлаждение омываемых деталей тем лучше, чем больше скорости циркуляции, ниже вязкость бурового рас­твора и выше его теплоемкость и теплопроводность. Однако регулирование этих показателей с целью улучшения условий охлаждения бурового инструмента и оборудования ограниче­но необходимостью выполнения предыдущих, иногда более важных, функций промывки скважины.

2. Требования к буровым растворам.

Буровые растворы по целесообразности применения можно расположить в следующий ряд: аэрированная вода, буровой раствор на водной основе, буровой раствор на углеводородной основе. Однако тип бурового раствора выбирают, как правило, не для обеспечения лучших условий работы породоразрушающего инструмента, а с учетом предупреждения осложнений и аварий в процессе бурения. Рассмотрим наиболее общие требования, которые необ­ходимо предъявлять к буровым растворам всех типов и, прежде всего, к растворам на водной основе, с помощью которых бурится основной объем глубоких нефтегазовых скважин.

Выполнение этих требований во многом зависит от геоло­го-технических условий бурения. Однако они позволяют вы­брать из гаммы растворов именно тот, который не только исключит осложнения и аварии в скважине, но и обеспечит высокие скорости ее бурения. В каждом конкретном случае необходимо решать комплексную задачу о целесообразности применения того или иного раствора с учетом технической вооруженности буровой установки, оперативности снабжения ее материалами, квалификации работников, географического положения скважины и т.д.

Для обеспечения высоких скоростей бурения скважин к буро­вым растворам можно предъявить следующие основные требования:

жидкая основа растворов должна быть маловязкой и иметь небольшое поверхностное натяжение на границе с горными породами;

концентрация глинистых частиц в твердой фазе раствора должна быть минимальной, а средневзвешенное по объему значение плотности твердой фазы — максимальным;

буровые растворы должны быть недиспергирующими под влиянием изменяющихся термодинамических условий в скважинах и иметь стабиль­ные показатели;

буровые растворы должны быть химически нейтральными по отноше­нию к разбуриваемым породам, не вызывать их набухание;

буровые растворы не должны быть многокомпонентными системами, а используемые для регулирования их свойств химические реагенты, напол­нители и добавки должны обеспечивать направленное изменение каждого технологического показателя при неизменных других показателях;

смазочные добавки должны составлять не менее 10 %.

Выполнение на практике сформулированных общих требований к бу­ровому раствору — необходимое, но не достаточное условие для достиже­ния высоких показателей работы породоразрушающего инструмента и наилучших показателей бурения. Надо выполнять также общие требования к основным показателям бурового раствора.

3. Типы и рецептуры буровых растворов.

Буровые растворы выполняют функции, которые опреде­ляют не только успешность и скорость бурения, но и ввод скважины в эксплуатацию с максимальной продуктивностью. Основные из этих функций — обеспечение быстрого углуб­ления, сохранение в устойчивом состоянии ствола скважины и коллекторских свойств продуктивных пластов.

Выполнение указанных функций зависит от взаимодейст­вия раствора с проходимыми породами. Характер и интен­сивность этого взаимодействия определяются природой и со­ставом дисперсионной среды. По составу этой среды буро­вые растворы делятся на три типа: растворы на водной ос­нове, растворы на нефтяной основе и газообразные агенты.

На рис. 5.1 приведена классификация буровых растворов, учитывающая природу и состав дисперсионной среды и дис­персной фазы, а также характер их действия.

Тип бурового раствора, его компонентный состав и гра­ницы возможного применения устанавливают исходя из их геологических условий: физико-химических свойств пород и содержащихся в них флюидов, пластовых и горных давле­ний, забойной температуры.

Контрольные вопросы:

1.Что представляет собой буровой раствор?

2.В чем отличие от тампонажного бурового раствора?

3. От чего зависит тип бурового раствора?

Литература

1. Басарыгин Ю.М., Булатов А.И., Проселков Ю.М. Заканчивание скважин: Учеб. пособие для

    вузов. — М: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2000. — 670 с.

2. Баграмов Р.А. Буровые машины и комплексы: Учеб. для вузов. — М.: Недра,1988. — 501 с.

3. Болденко Д.Ф., Болденко Ф.Д., Гноевых А.Н. Винтовые забойные двигатели.  —  М.:Недра,    

    1999. — 375 с

    и газовых скважин: Учеб. для вузов. — М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2000. —679 с.

4. Басарыгин Ю.М., Булатов А.И., Проселков Ю.М. Технология бурения нефтяных и газовых

    скважин: Учеб. для вузов. — М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2001. — 679 с.

5. .Басарыгин Ю.М., Булатов А.И., Проселков Ю.М. Осложнения и аварии при бурении нефтяных

Лекция 9

Тема: Промывка скважин.

План: 1. Функция и режимы промывки скважин.

           2. Требования к режиму промывки скважин.

           3. Расчет  режимов промывки скважин.

1. Функция и режимы промывки скважин.

Технологический процесс промывки скважин должен быть спроектирован и реализован так, чтобы достичь лучших технико-эко­номических показателей бурения. При этом главное внимание необходимо уделять выполнению основных технологических функций и ограничений.

Часто стремление к качественному выполнению процесса промывки приводит к невыполнению ограничений. В этих случаях прежде всего решаются оптимизационные задачи, цель которых — выбрать в каж­дом конкретном случае экономически наиболее выгодное сочетание тех­нологических показателей процесса промывки, обеспечивающих мини­мальную стоимость скважины и достижение поставленной цели при сохранении высокого качества объекта.

Одной из функций промывки является разрушение забоя скважины. Это требование не считается обязательным, так как основную роль в раз­рушении забоя играет долото. Однако и промывку нельзя считать вто­ростепенной операцией при разрушении забоя, особенно при бурении рыхлых пород, когда их размыв на забое за счет гидромониторного эффек­та высокоскоростной струей бурового раствора, вытекающего из наса­док долота, вносит не меньший вклад в скорость проходки скважины, чем механическое разрушение забоя вращающимися элементами долота.

Стремясь максимально использовать кинетическую энергию выте­кающей из насадок долота струи бурового раствора для разрушения забоя, часто увеличивают до предела либо гидравлическую мощность, срабаты­ваемую на долоте, либо силу гидравлического удара струи о забой. И в том, и в другом случае пытаются реализовать необходимую подачу буровых насосов с одновременным доведением до верхнего предела дав­ления нагнетания бурового раствора. В результате этого одновременно с интенсификацией размыва забоя часто отмечаются отрицательные яв­ления: резкое увеличение энергетических затрат на циркуляцию, раз­мыв ствола в интервалах неустойчивого разреза потоком в кольцевом пространстве, ухудшение условий механического разрушения забоя до­лотом в результате повышения забойного давления, поглощение буро­вого раствора в связи с возрастанием гидродинамического давления на пласты и др.

Основными функциями промывки скважин являются очистка забоя от разрушенной долотом породы и вынос шлама из скважины. Чем быст­рее удаляются осколки породы с забоя потоком бурового раствора, тем эффектнее работает долото.

Для улучшения очистки забоя на практике увеличивают вязкость бурового раствора или его подачу к забою через насадки долота. Наи­более предпочтителен второй метод.

Обязательное требование к процессу промывки скважин - выпол­нение функции транспортировки шлама на дневную поверхность. Чем выше скорость циркуляции, плотность и вязкость бурового раствора, тем более интенсивно осуществляется гидротранспорт шлама от забоя на дневную поверхность. Поэтому регулировать скорость выноса шлама из скважины можно, изменяя подачу насосов, плотность и вязкость буро­вого раствора.

Для удовлетворительной очистки ствола скважины от шлама должно быть выбрано оптимальное соотношение между подачей буровых насосов, плотностью и показателями реологических свойств раствора.

Основной параметр, обеспечивающий компенсацию пластового давле­ния на границе со скважиной, — плотность бурового раствора, по мере увеличения которой безопасность проходки, как правило, повышается. В то же время с ростом плотности увеличивается давление на забое, по­вышается концентрация твердой фазы в буровом растворе, что может привести к заметному падению механической скорости проходки сква­жины и загрязнению продуктивных горизонтов, а также способствует гидроразрыву пластов.

Следовательно, плотность бурового раствора должна быть такой, что­бы совместно с другими технологическими факторами и приемами можно было обеспечить достаточное противодавление на проходимые пласты, но в то же время она не должна заметно ухудшать условия работы долота и эксплуатационные характеристики продуктивных горизонтов и приво­дить к осложнениям.

Плотность также является одним из основных факторов, обеспечи­вающих устойчивость стенок скважины. С ее увеличением интенсивность осыпей и обвалов ствола, как правило, уменьшается, однако при этом становится все более опасным другой вид осложнений — поглощения бурового раствора. Поэтому на практике для повышения устойчивости стенок скважины регулируют одновременно плотность, показатель фильт­рации, соленость бурового раствора с целью уменьшения проникнове­ния фильтрата бурового раствора в поры породы за счет фильтрации, ос­моса и др.

Важное технологическое качество бурового раствора — удержание находящихся в нем частиц во взвешенном состоянии, особенно в переры­вах циркуляции. При росте реологических характеристик бурового раство­ра его удерживающая способность повышается. Однако при этом увели­чиваются энергетические затраты и затраты времени на циркуляцию, воз­никают значительные колебания давления в скважине при спускоподъем-ных операциях, что может стать причиной возникновения различных ос­ложнений.

При промывке должны быть обеспечены отделение и сброс шлама на вибрационных ситах, в гидроциклонах, отстойниках и т.д. В противном случае шлам будет поступать в скважину, засорять ее и ухудшать условия работы долота. Для удовлетворительного отделения шлама от бурового рас­твора следует стремиться к минимизации показателей реологических свойств бурового раствора, однако при этом не должна ухудшаться его удерживающая способность.

Буровой раствор должен обладать смазывающей способностью. Сма­зывая поверхность труб, опоры долота, гидравлическое оборудование, раствор способствует уменьшению энергетических затрат на бурение, сокращению аварий с бурильными колоннами, что особенно важно при роторном бурении. Поэтому желательно увеличивать содержание сма­зочных добавок в буровом растворе. Однако при большом содержании этих добавок заметно снижается механическая скорость проходки, особен­но при бурении долотами истирающего типа. Следовательно, содержание смазочных добавок в буровом растворе должно быть также оптимальным.

Охлаждение долота, бурильных труб, гидравлического оборудования способствует увеличению их долговечности и поэтому является также важ­ной функцией промывки. Известно, что охлаждение омываемых деталей тем лучше, чем больше скорость циркуляции, ниже вязкость бурового рас­твора и выше его теплоемкость и теплопроводность. Однако регулирование этих показателей с целью улучшения условий охлаждения бурового инст­румента и оборудования ограничено необходимостью выполнения преды­дущих, иногда более важных, функций промывки скважин.

2. Требования к режиму промывки скважин.

Для обеспечения высоких скоростей бурения скважин к буро­вым растворам можно предъявить следующие основные требования:

жидкая основа растворов должна быть маловязкой и иметь небольшое поверхностное натяжение на границе с горными породами;

концентрация глинистых частиц в твердой фазе раствора должно быть минимальной, а средневзвешенное по объему значение плотности твердой фазы — максимальным;

буровые  растворы должны  быть  недиспергирующими  под влиянием

изменяющихся термодинамических условий в скважинах и иметь стабиль­ные показатели;

буровые растворы должны быть химически нейтральными по отноше­нию к разбуриваемым породам, не вызывать их набухание;

буровые растворы не должны быть многокомпонентными системами, а используемые для регулирования их свойств химические реагенты, напол­нители и добавки должны обеспечивать направленное изменение каждого технологического показателя при неизменных других показателях;

смазочные добавки должны составлять не менее 10 %.

Выполнение на практике сформулированных общих требований к бу­ровому раствору — необходимое, но не достаточное условие для достиже­ния высоких показателей работы породоразрушающего инструмента и наилучших показателей бурения. Надо выполнять также общие требования к основным показателям бурового раствора.

3. Расчет  режимов промывки скважин.

ГИДРАВЛИЧЕСКИЙ РАСЧЕТ ПРОМЫВКИ СКВАЖИНЫ НЕСЖИМАЕМОЙ ЖИДКОСТЬЮ

Точность гидравлического расчета процесса промывки скважи­ны зависит в первую очередь от достоверности исходной информации.

Некоторые исходные данные к расчету могут быть определены при­ближенно. К таким данным относятся: диаметр необсаженного ствола скважины, реологические свойства промывочной жидкости, шероховатость стенок труб и скважины и т.д. Поэтому при расчете следует пользоваться оценками, позволяющими удовлетворить всем технологическим и геологи­ческим условиям бурения. Так, оценкой снизу для гидродинамического дав­ления в кольцевом пространстве скважины, исходя из условий создания противодавления на продуктивные пласты, является гидростатическое дав­ление столба промывочной жидкости. Для оценки сверху распределения давлений, исходя из условия недопущения гидроразрыва (поглощения) пла­стов, и при определении давления в насосе целесообразно применять рас­четные соотношения и исходные данные, дающие несколько завышенные значения перепада (потерь) давления в различных элементах циркуляцион­ной системы.

При определении расхода промывочной жидкости, обеспечивающего очистку забоя и транспорт шлама в кольцевом пространстве, необходимо знать среднюю скорость течения жидкости в затрубном пространстве у_к, обеспечивающую вынос выбуренной породы из скважины. При промывке первых скважин на площади скорость у_к выбирают по расчету. По мере разбуривания площади и накопления опыта значение у_к может уточняться с учетом других факторов (тип разбуриваемых пород, способ бурения, кон­струкция долот и т.п.). Обычно эта скорость находится в диапазоне 0,7 — 1,4 м/с.

По известному значению у_к определяется расход О промывочной жид­кости, необходимый для выноса шлама:

  (6.1)

где с1_с — диаметр скважины, м; й_н — минимальный наружный диаметр труб бурильной колонны, м.

Полученное значение О уточняется проверкой условия, обеспечиваю­щего очистку забоя от шлама:

                           (6.2)                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                       

где а = 0,35+0,5 м/с при роторном способе и электробурении; а = 0,5+ -ИЗ,7 м/с при бурении гидравлическими забойными двигателями.

При выборе диаметра цилиндровых втулок насоса значение О подби­рают, ориентируясь на вынос шлама, а диаметры цилиндровых втулок бу­рового насоса окончательно выбирают из справочных таблиц. Суммарную подачу насосов определяют по формуле

где т — коэффициент заполнения; п — число насосов; О_н — подача насоса при данном диаметре втулок, м³/с.

Коэффициент т выбирается в зависимости от условий всасывания жидкостей. При наличии подпора на всасывание т = 1. Если всасывание осуществляется из емкостей в грунте, то при промывке водой т = 0,9 и глинистым раствором т = 0,8.

При выборе плотности промывочной жидкости, применяемой при раз-буривании заданного интервала, необходимо учитывать следующие два ус­ловия: создание противодавления, препятствующего притоку в скважину пластовых флюидов, и предотвращение гидроразрыва.

Первое условие имеет вид

 (6.3)

где р — плотность промывочной жидкости, кг/м³; к_р — коэффициент ре­зерва; Рид — пластовое давление, Па; д — ускорение силы тяжести, м/с²; 1к — глубина залегания кровли пласта с максимальным градиентом пластового давления, м; Лр_р - потери давления.

Согласно существующим правилам рекомендуются следующие значе­ния .кр и Лр_р:

к_р = 1,1 + 1,15; Лр_р = 1,5 МПа при  L_к< 1200 м;

к_р = 1,05 + 1,1; Лр_р = 2,5 МПа при 1200 м < L_к < 2500 м;

к_р = 1,04 + 1,07; Лр_р =3,5 МПа при. L_к > 2500 м.

Рассчитанную по формуле (6.3) плотность р необходимо проверить на соответствие второму условию, из которого следует, что давление промы­вочной жидкости в затрубном пространстве против каждого пласта должно быть меньше давления гидроразрыва данного пласта. Второе условие запи­сывается следующим образом:

      (6.4)                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                        

где р_г — давление гидроразрыва (поглощения) пласта, Па; — потери давления при движении промывочной жидкости в затрубном пространстве на пути от подошвы рассматриваемого пласта до устья скважины, Па;

 — содержание жидкости в шламожидкостном потоке без

учета относительных скоростей; р_ш — плотность шлама, кг/м³; 1„ — глуби­на залегания подошвы рассматриваемого пласта, м; у_м — механическая скорость бурения, м/с.

Поскольку значения и ф зависят от расхода промывочной жид­кости, то проверить второе условие можно только после установления по­дачи насосов.

При выборе турбобура расход промывочной жидкости О, кроме очи­стки забоя и выноса шлама, должен обеспечить работу турбобура с задан­ным для разрушения породы моментом М_р. Поэтому по справочнику необ­ходимо подобрать турбобур такого типа, который удовлетворяет следую­щим условиям: диаметр корпуса меньше диаметра долота более чем на 10 мм; расход жидкости при номинальном режиме работы О^ близок к принятой подаче насоса; крутящий момент М_т не менее чем на 20 % боль­ше заданного М_р, необходимого для разрушения породы.

Крутящий момент турбобура при работе на жидкости плотностью р и подаче насоса О определяется из соотношения

где — соответственно тормозной момент на валу турбобура, плотность и расход жидкости при номинальном режиме его работы.

Контрольные вопросы:

1. Назовите основные функции промывки скважины?

2.Какие существуют режимы промывки скваижны?

3. Как определяется расход промывочной жидкости для выноса шлама?

Литература

1. Басарыгин Ю.М., Булатов А.И., Проселков Ю.М. Заканчивание скважин: Учеб. пособие для

    вузов. — М: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2000. — 670 с.

2. Баграмов Р.А. Буровые машины и комплексы: Учеб. для вузов. — М.: Недра,1988. — 501 с.

В лекции "Восстание «краснобровых» в Китае" также много полезной информации.

3. Болденко Д.Ф., Болденко Ф.Д., Гноевых А.Н. Винтовые забойные двигатели.  —  М.:Недра,    

    1999. — 375 с

    и газовых скважин: Учеб. для вузов. — М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2000. —679 с.

4. Басарыгин Ю.М., Булатов А.И., Проселков Ю.М. Технология бурения нефтяных и газовых

    скважин: Учеб. для вузов. — М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2001. — 679 с.

5. .Басарыгин Ю.М., Булатов А.И., Проселков Ю.М. Осложнения и аварии при бурении нефтяных