Разработка системы адаптивного управления процессом роторного бурения нефтяных и газовых скважин

В настоящее время в РФ бурение скважин производится по режимно-технологическим картам (РТК), которые составляются по проектам проводки скважины. При разработке проекта должен быть известен геологический разрез разрабатываемой площади. Горизонты, проходимые скважиной, разбиваются на ряд однородных по прочности и условиям бурения пород и для каждой пачки пород подбирается техническое оборудование (тип долот, состав промывочной жидкости и др.) и режимные параметры управления — нагрузка на долото, скорость его вращения, производительность насосов и т. п.). Проекты разрабатываются в региональных подразделениях нефтяной компании «РОСНЕФТЬ» и некоторых других организациях — конкретный исполнитель выбирается на конкурсной основе, затем, также на конкурсной основе выбираются буровые бригады, поставщики оборудования, расходного материала и т. д., при этом используются материалы проводки скважин в данном регионе. Выбор режимов бурения обусловлен предыдущим опытом бурения, известной статистикой, нормами и правилами проводки скважин, которые не отвечают и не могут определить оптимальный вариант строительства скважины. Все строительные нормы и правила, по мнению практиков бурения являются «осторожными», учитывают, в первую очередь безопасность, максимальную безаварийность проводки скважины, направлены на исключение осложнений и аварийных ситуаций, на повышенную надёжность работы оборудования и т. п., поэтому значения всех режимных параметров управления — осевой нагрузки на долото, скорости его вращения, давления бурового раствора и др. в проектах сильно занижены.

Оптимизация процесса бурения активно разрабатывалась в 1970;80 гг, было создано много отечественных и зарубежных математических моделей процесса механического разрушения породы как интегрального, так и дифференциального вида, разработаны критерии оптимизации [7, 8, 9, 24, 25, 29, 35, 38, 39, 45, 58, 59 и др.], методики пробного (опытного) бурения для определения оптимальных режимных параметров. В 1980;1990;е годы эти теоретические разработки были частично реализованы в отечественных системах контроля и управления бурением «Зоя», «Узбекистан», «Уралмаш-125А+САОБ», «Эксперимент», но они были выпущены в штучных количествах, оптимизацию проводили только по одному параметру — осевой нагрузке на долото, причём рассчитывали не точное значение оптимальной нагрузки, а определяли оптимальную зону в диапазоне ±1 тонна от оптимума. Были разработаны буровые автоматы, которые поддерживали установленную осевую нагрузку на заданном уровне.

С помощью этих систем было пробурено некоторое количество скважин (до 30), но, в основном, управление бурением скважин выполнялось и выполняется бурильщиками вручную, согласно рекомендациям РТК из проектов на строительство скважин. Количество скважин, пробуренных с помощью систем управления составляет около 3−5% от общего количества законченных скважин.

Зарубежом (США, Канада, ФРГ, Франция и др.) системы оптимального управления бурением появились примерно на десять лет раньше, причём они рассчитывали не только оптимальную осевую нагрузку, но и скорость вращения ротора по критерию «минимум стоимости метра проходки», системы некоторых фирм (Drill-AU-Mation Inc, Dresser Macgobar, Baroid и др.) выполняли обширный комплекс геолого-геофизических измерений характеристик как бурового раствора, так и пластов и пластовых давлений и др, для чего измеряли на буровой до 46 параметров. Такие системы применялись на иностранных буровых в количестве около 22−25 экземпляров, они же продолжают эксплуатироваться на более совершенной технической, технологической и программной основе — используется новее, более совершеннее буровое оборудование (в частности — долота), улучшились свойства промывочной жидкости, в качестве базовых ЭВМ применяются промышленные компьютеры, программное обеспечение использует современные операционные системы, модифицированный комплекс программ расчёта оптимальных параметров и т. п. По некоторым данным в США до 40% скважин проводится с применением систем контроля и управления.

После примерно 1985 года в области оптимизации процесса бурения наступил спад, который продолжается и в настоящее время, отдельные научные материалы, которые появляются в печати, связаны с уточнением, корректировкой моделей и методик оптимизации [6, 22, 31, 57 и др.].

Это связано с тем, что процесс разрушения породы долотом изучен достаточно полно, разработана его теория, основанная на многочисленных экспериментальных данных практического бурения во всех регионах планеты, поэтому принципиально новые математические модели не могут появиться, т.к. недра, ли-тологический состав залегаемых пород остались прежними.

Новое в оптимизации ТП бурения свзывается только с совершенствованием технической и технологической базы буровой, в первую очередь с появлением новых, безопорных долот РБС, улучшением качества промывки, свойств буровых растворов, забойных датчиков и измерительных приборов и т. п. К примеру, вооружение долот РБС позволяет пройти без замены до 2500 м. В этом случае математическая модель разбуривания породы упрощается, т. е. из неё исключается уравнение времени работы долота по опоре. Однако на практике применение РОС-долот составляет около 10 — 20%, в основном, по данным ООО «Филиал КубаньБУРГАЗ» и др. на буровых продолжают использоваться шарошечные долота. Это связано не только со стоимостью РБС-долот (500−1500 тыс. руб.), но и с производственной необходимостью достаточно частого подъёма бурильной колонны, например, для измерения азимута и других операций, в ходе которых экономически выгоднее заменить также и недорогое шарошечное долото.

В настоящее время на некоторых отечественных буровых эксплуатируются системы контроля и управления бурением «Леуза 1» и «Леуза 2», которые решают на буровой те же задачи, что и их предшественники — контроль и регистрацию параметров, сбор статистических данных, включая оптимизацию механического бурения по одному параметру — осевой нагрузки на долото в виде рекомендуемой зоны — интервала его изменения.

Применение на буровой автоматизированной системы оперативного управления с моделью бурения, непрерывно подстраивающейся к ситуации на забое и учитывающей как механические параметры разрушения породы долотом, так и гидравлические параметры очистки забоя и ствола скважины от выбуренной породы позволяет исключить эти и другие недостатки и существенно повысить экономическую эффективность и скорость строительства скважин.

В состав системы должно входить измерительное оборудование (приборы и датчики), проводные и беспроводные (радио-, виброи др.) каналы связи, промышленный компьютер с повышенной степенью вибропылевлагозащиты, программное обеспечение (операционная система + пакет прикладных программ) и др.

Программный комплекс должен обеспечивать расчёт режимных параметров и оперативное управление процессом механического бурения, промывкой забоя и ствола скважины, спуско-подъёмными операциями по замене долота и проработкой ствола скважины, контроль и оперативное реагирование на превышение технических (защита оборудования) и технологических ограничений (предупреждение аварий и осложнений), раннее распознавание аварийных ситуаций, расчёт параметров ликвидации проявлений, выбросов и фонтанов, режимов глушения скважины и др.

Технологический процесс (ТП) бурения скважин роторным способом является сложным для управления, многозадачным и многокритериальным процессом. Математические модели, описывающие процесс проводки скважины, являются многофакторными, поэтому важной является задача выявления основных параметров модели, обеспечивающих достижение целей управления. При этом большое значение имеют как вид модели (дифференциальная или алгебраическая) и входящие в неё управляющие параметры, так и способ получения модели — детерминированная или адаптационная.

Детерминированные модели, как дифференциального, так и алгебраического вида получены в результате достаточно обширного опыта бурения скважин в России (СССР), Азербайджане, США, Канаде и др. странах, их исследование проведено в нефтяных научно-исследовательских и учебных заведениях СССР (ВНИИБТ, ВНИИКР, ВНИИКАнефтегаз, Азинефтехим им. Азизбекова, МИНХ и ГП им. И. М. Губкина и др.) и их преемниках в Российской Федерации (ОАО «НК «Роснефть» и его подразделения, НПО «Бурение», ООО «НК РН-Краснодарнефте-газ», МАНТ им. И. М. Губкина и др.). Результаты работы описаны в многочисленных литературных источниках [9, 13, 22, 29, 32, 35, 36, 38, 39, 62 и др.]. Ценность этих моделей заключается в том, что в них явно отражены те управляющие параметры, от которых зависит значение показателей процесса и их значимость для достижения целей управления.

Адаптационные модели получают, в основном, в ходе пробного бурения скважины в результате регрессионного анализа полученных данных, они дают неявную зависимость показателей бурения от влияющих на них параметров и неудобны для исследовательских и управленческих целей [60 и др.].

Анализ всех моделей ТП роторного бурения необходимо проводить с позиций их пригодности к использованию в системе адаптивного управления (САУ) процессом, при этом основное внимание должно уделяляться общему виду модели, а не конкретным значениям её коэффициентов и показателей степени, т.к. основной принцип адаптационного управления заключается в автоматическом перерасчёте этих величин и постоянной корректировке модели в ходе процесса с целью её адаптации к текущим условиям бурения.

Оперативное адаптивное управление позволяет автоматически распознавать смену пачки пород и подстраивать режимы их проходки по текущим параметрам, причём на оптимальном уровне. Для неё не требуется определять время смены долота по усреднённым данным статистики проводки предыдущих скважин (которое фактически приводит к невыработке ресурса долота на примерно 20%, т.к. контроль за текущим, а не среднестатистическим состоянием долота позволит более точно определить время его замены.

Основные выводы и результаты.

1 Бурение скважин по оптимизированному проекту и геолого-технологическому наряду не обеспечивает оптимального управления процессом, для повышения эффективности процесса необходимо применение на буровой автоматизированной системы управления, оперативно реагирующей на ситуацию на забое скважины.

2 Основными составляющими математического описания ТП бурения являются модели механического разрушения породы долотом, гидравлической промывки забоя и ствола скважины, спуско-подъёмных операций и контроля технологических и технических ограничений.

3 Основой матописания ТП бурения является математическая модель механического разрушения породы долотом, она содержит три зависимостимеханической скорости проходки, времени работы опоры долота и времени работы вооружения долота.

4 В результате обработки экспериментальных данных выведена зависимость механической скорости от механических и гидравлических параметров им =К-Р5-паИд" 1. При этом решена обратная задача бурения — определение коэффициентов математической модели по опытным данным бурения, что является одним из принципов работы разрабатываемой САУ.

5 Основным для САУ является критерий механической скорости проходки, по нему проводится оптимизация процесса бурения с помощью целевой функции dm= к-05-па-Кдш —> max. Вторым критерием является критерий «максимум рейсовой скорости», по которому рассчитываются максимально возможные для залегаемых пластов скорости и ускорения СПО. Критерий — «минимум стоимости 1 метра проходки» рассчитывается в САУ как один из показателей процесса бурения в целом.

6 Разработана методика расчёта режимов промывки скважины, обеспечивающая равновесное бурение, защиту пластов от гидроразрыва и защиту оборудования.

7 Разработана методика расчёта режимов СПО, обеспечивающая достижение критерия «максимум рейсовой скорости» и учитывающая гидравлические, инерционные давления в скважине и в трубах для определения максимально возможных скоростей и ускорений спуска и подъёма труб, допустимых исходя из условия целостности пластов.

8 Разработана модель контроля технологических и технических ограничений ТП бурения, которая обеспечивает защиту наземного и скважинного оборудования от перегрузок, рациональную отработку его элементов и защиту пластов от гидроразрыва.

9 Основной принцип работы СДАУ заключается в следующем: в начале бурения по заданным проектом данным рассчитываются оптимальные значения G, п и N-(, обеспечивающие достижение максимума механической скорости им= k-Gs-na-N-(m= шах и на них производится бурение в течение 10 мин. В ходе бурения снимаются реальные значения параметров управления G, п и, по которым перерасчитываются коэффициенты К, 8, а и m уравнения механической скорости им, т. е. она адаптируется к реальным условиям на забое. Для модели с новыми коэффициентами определяется максимум, новые оптимальные G, п и устанавливаются на буровой, с ними производится новое бурение в течение 10 мин., получившиеся реальные G, п и Мд снова вводятся в модель и т. д.

10 Разработаны алгоритмы и программы расчёта оптимальных параметров управления ТП бурения по критерию «максимум механической скорости», расчёта параметров режима промывки скважины, режимов спуско-подъёмных операций для определения максимально возможных скоростей и ускорений движения колонны труб при СПО, алгоритм и программа контроля технологических и технических ограничений ТП бурения.

11 Система ограничений позволяет предупреждать скручивание труб и поломки опор долота, защищает талевый канат от разрыва и лебёдку от разрушения (поломки), контролирует ресурс работы талевого каната по суммарной нагрузке в тонно-часах, предупреждает прихваты и заклинивания колонны в скважине, предупреждает поглощения, проявления, выбросы и фонтаны при бурении и СПО (защита недр), защищает обвязку насосов от излишнего давления промывочной жидкости по условиям прочности соединительных шлангов, штуцеров и др.

12 Расчёт экономической эффективности показал, что в результате применения СДАУ на одной буровой установке при бурении скважин глубиной порядка 5000 метров экономится примерно 7 833 ООО рублей. ки в инженерном деле при строительстве нефтяных и газовых скважин. -М.: ОАО «Издательство «Недра», 2003.-240 с.

2. Анализ технологического процесса роторного бурения и разработка его полного математического, алгоритмического и программного обеспечения. Отчёт о НИОКР ООО «Система-ВЦ», ФСРМФП в НТС, г/к № 3919р/5988 от 29.12.2005, -М.: ВНТИЦ, № 01.02.006 9 162 от 06.02.2006 г.

3. А. с. 945 402 СССР, МКИЗ Е 21 В 47/06. Способ определения гидродинамического давления в скважине при спуско-подъёмных операциях с колоннами труб / В. З. Дигалёв, В. В. Грачёв, В. Д. Малеванский, Е. Г. Леонов, А. А. Цуприков (СССР). — 6 е.: ил.

4. Басарыгин Ю. М. Булатов А.И. Проселков Ю. М. Осложнения и аварии при бурении нефтяных и газовых скважин. -М.: ОАО «Издательство «Недра», 2000. -270 с.

5. Басарыгин Ю. М., Булатов А. И., Проселков Ю. М. Бурение нефтяных и газовых скважин: Учеб. пособие для вузов. — М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2002. — 632 е.: ил.

6. Беркунов B.C., Леонов Е. Г. Обобщенные формулы для определения оптимальных значений времени отработки долота и его проходки. НТЖ «Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море» -М.: ВНИИОЭНГ, № 10, 1999. -с. 2021.

7. Бревдо Г. Д. Проектирование режима бурения. — М.: Недра, 1988. -200 е.: ил.

8. Бревдо Г. Д., Гериш К. Оптимизация параметров режима бурения. Обзорная информация, сер. «Бурение», М., ВНИИОЭНГ, 1980. — 59 с.

9. Булатов А. И., Аветисов А. Г. Справочник инженера по бурению: В 4 кн. Кн. 1 — 2-е изд., перераб. и доп. -М.: Недра, 1995. -272 е.: ил.

Ю.Булатов А. И., Макаренко П. П., Проселков Ю. М. Буровые промывочные и тампонажные растворы: Учеб. пособие для вузов. -М.: ОАО «Издательство «Недра», 1999. -370 с.

11 .Булатов А. И., Демихов В. И., Макаренко П. П. Контроль процессов бурения нефтяных и газовых скважин. -М.: ОАО «Издательство «Недра», 1998. — 345 с. ил.

12.Бусленко Н. П. Моделирование сложных систем. -М.: Наука, 1978. — 400 с.

13. Вопияков В. А., Колесников П. И., Афонин JT.A. и др. Диспетчерское управление буровыми работами. М., Недра, 1974.

14. ГОСТ 7.32−2001 СИБИД. Отчет о научно исследовательской работе. Структура и правила оформления.

15.ГОСТ 7.1−84 Библиографическое описание документа. Общие требования и правила составления.

16. ГОСТ 19–101. Виды программ и программных документов.

17. ГОСТ 24.602−86. Единая система стандартов автоматизированных систем управления. Автоматизированные системы управления. Состав и содержание работ по стадиям создания.

18.ГОСТ 34.201−89. Виды, комплектность и обозначение документов при создании автоматизированных систем.

19.ГОСТ 34.601−90. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания.

20.Гонтарева И. И., Немчинова М. Б., Попова A.A. Математика и кибернетика в экономике. Словарь-справочник. Изд. 2-е, перераб. и доп. -М.: Экономика, 1975. -700 с.

21. Грачёв В. В., Дигалёв В. З., Малеванский В. Д., Леонов Е. Г., Цуприков A.A. Определение информативности параметров технологических процессов. Краснодар: Кубан. Гос. технол. ун-т, Труды КубГТУ, -2003. Т. XVIII — Серия: Информатика и управление. — Вып. 2. -228 е., с. 106−111.

22. Грачёв В. В., Дигалёв В. З., Малеванский В. Д., Леонов Е. Г., Цуприков A.A. Математическая модель промывки скважины с учётом механических параметров для управления процессом. Кубан. Гос. технол. ун-т, Труды КубГТУ, -2003, — Т. XVIII — Серия: Информатика и управление. — Вып. 2. -228 е., с. 47−52.

23.Гукасов H.A., Брюховецкий О. С., Чихоткин В. Ф. Гидродинамика в разведочном бурении. -М.: ОАО «Издательство «Недра», 2000. -150 с.

24. Гулизаде М. П., Иманов К. С., Исхати Х. Н., Халимбеков Б. М. Адаптивное управление процессом турбинного бурения скважин. Азербайджанское нефтяное хозяйство, 1972. № 6.

25. Гулизаде М. П., Иманов К. С., Исхати Х. Н., Халимбеков Б. М. Адаптивное управление процессом турбинного бурения скважин. Азербайджанское нефтяное хозяйство, 1972. № 9.

26. Единые технические правила ведения работ при строительстве скважин на нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождения, 1983.

27. Калинин А. Г., Левицкий А. З. Технология бурения разведочных скважин на жидкие и газообразные полезные ископаемые. -М.: Недра, 1988. -374 с.

28. Калинин А. Г. Левицкий А.З. Мессер А. Г. Соловьев Н.В. Практическое руководство по технологии бурения скважин на жидкие и газообразные полезные ископаемые. -М.: ОАО «Издательство «Недра», 2001. — 320 с.

29. Коршунов Е. С., Плотель С. Г., Романова Е. И., Эскин М. Г. Оптимизация режимов бурения шарошечными долотами при различных приводах долота. -М.: ВНИИОЭНГ, 1967.

30. Кремер Н. Ш., Путко Б. А., Тришин И. М., Фридман М. Н. Исследование операций в экономике: Учеб. Пособие для вузов /Под ред. проф. Н. Щ. Кремера. -М.: ЮНИТИ, 2006. -407 с.

31. Леонов Е. Г. Новая модель оптимизации режимов роторного бурения. Выбор лучшего типа долота. НТЖ «Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море» -М.: ВНИИОЭНГ, № 5,2005. -с. 2−5.

32. Леонов Е. Г., Исаев В. И. Гидроаэромеханика в бурении. Учебник для вузов. -М.: Недра, 1987. — 304 с.

33. Малкин И. Б., Мительман Б. И., Резников A.B. Экспериментальное определение технологически необходимого расхода промывочной жидкости. -М.: Тр. ВНИИБТ, вып. XXIV, 1970.

34. Овчаров JI.A. Битюков B.C. Волков В. М. Юдовский О.В. Молотков Г. П. Кучин Б.JT. Куроптева И. С. Математические модели информационных процессов и управления. -М.: ОАО «Издательство «Недра», 2001. -150 с.

35. Орлов A.B. Установление оптимального сочетания осевой нагрузки на долото и скорости его вращения при глубоком бурении. Труды ВНИИБТ, вып. 13. М.: Недра, 1974.

36. Определение необходимого и достаточного объёма информации для управления процессом бурения различных по назначению скважин: Отчёт о НИР (проме-жуточ.) / Всеоюз. науч.- иссл. и проектн.-конструкт. ин-т комплекс, автом-и нефт. и газ. пром-ти. -ЗШ1−25 НО- №ГР 73 060 243- Инв. №Б 341 280. -М.: 1973. — 168 с.

37.Пантелеев A.B., Летова Т. А. Методы оптимизации в примерах и задачах: Учеб. пособие. -М.: Высш. шк., 2002. -544 с.:ил.

38. Погарский A.A., Чефранов К. А., Шишкин О. П. Оптимизация процессов глубокого бурения. М., Недра, 1981, 296 с.

39. Погарский A.A. Автоматизация процесса бурения глубоких скважин. М., Недра, 1972.

40.Программа ддя ЭВМ. Свидетельство № 2 006 612 197 от 23.06.2006. Вычисление оптимальных значений управляющих параметров режимов бурения и промывки. / Бондаренко С. А., Цуприков A.A., Цуприков JI.A., Шакурова Н. В. — 7 с.

41. Программа для ЭВМ. Свидетельство № 2 007 610 272 от 12.01.2007. Вычисление оптимальных значений управляющих параметров режимов механического бурения. / Бондаренко С. А., Цуприков A.A., Цуприков JT.A., Шакурова Н. В. — 7 с.

42. Румшиский JI.3. Математическая обработка результатов эксперимента. Справочное руководство. -М.: Наука, 1971. -192 с.

43. Середа Н. Г., Соловьёв Е. М. Бурение нефтяных и газовых скважин. -М.: Недра, 1974.

44. Словарь по кибернетике. (Под ред. ак. В.М. Глушкова). -Киев: Главная редакция УСЭ, 1979. — 624 с.

45. Совершенствование технологии и оптимизация режимов бурения. Обзор зарубежной литературы. Серия «Бурение». М.: ВНИИОЭНГ, 1970.

46.Спивак А. И., Попов А. Н., Акбулатов Т. О. и др. Технология бурения нефтяных и газовых скважин. -М.: ОАО «Издательство «Недра», 2003. -420 с.

47. Справочник по теории автоматического управления /Под ред. A.A. Красов-ского. -М.- Наука. Гл.ред. физ.-мат. Лит., 1987. -712 с.

48. Сухарев А. Г., Тимохов A.B., Федоров В. В. Курс методов оптимизации. -М.: Наука, 1990.

49. Томович Р., Вукобратович М. Общая теория чувствительности. -М.: Советское радио, 1972. 240 с.

50. Федосеев В. В., Гармаш А. Н., Орлова И. В., Половников В. А. Экономико-математические методы и прикладные модели: Учеб. пособие для вузов / Под. ред. В. В. Федосеева. -2-е изд., перераб. и доп. -М.: ЮНИТИ-ДАНА, 2005. — 304 с.

51. Филатов Б. С. Гидродинамика буровых растворов и тампонажных смесей. -В кн.: Справочник инженера по бурению. Под ред. В. И. Мищевича и H.A. Сидорова. Т. 1, М.: Недра, 1973, с. 446−490.

52. Цуприков A.A., Чигликова Н. Д., Цуприков Л. А. Энергосберегающий контроль ограничений процесса бурения. Электромеханические преобразователи энергии. Материалы 3-й межвузовской научной конференции. Сборник материалов. -Краснодар: КВАИ, 2004 г. -225 е., с. 188−190.

53. Цуприков Л. А. Определение параметров модели механической скорости бурения методом наименьших квадратов // Телекоммуникационные и информационные системы / Труды междунар. конф. СПб.: Изд — во Политехи, ун-та, 2007. -с. 274 -276.

54. Цуприков Л. А. Основные принципы адаптивного управления процессом роторного бурения // Телекоммуникационные и информационные системы / Труды междунар. конф. СПб.: Изд — во Политехи, ун-та, 2007. -с. 279 — 280.

55. Цуприков A.A., Цуприков Л. А. Алгоритм поиска максимума механической скорости бурения // Телекоммуникационные и информационные системы / Труды ме-ждунар. конф. СПб.: Изд — во Политехи, ун-та, 2007. -с. 308 — 310.

56. Цуприков JI.A., Атрощенко В. А., Цуприков A.A. Адаптивное управление процессом роторного бурения скважин. Сборник материалов «Научно-технические ведомости СПбГТУ» № 4, -2007.-СП6.: Изд-во Политехи, ун-та, 2007. -с. 153−156.

57. Цуприков JI.A. Модель механической скорости бурения с учётом гидравлических параметров //Энергои ресурсосберегающие технологии. Сб. «Материалы Пятой Южно-Российской научной конференции «, ЮРНК-07, Краснодар, -2007.-c.94−98.

58. Чефранов К. А. Регулирование процесса бурения. М., Недра, -1972.

59. Эйгелес P.M., Стрекалова Р. В. Расчёты и оптимизация процессов бурения скважин. М., Недра, -1977.

60. RU (11)2244117 (13) С2. БИМП № 1, 10.01.2005. Способ управления работой в скважине и система бурения скважины / Элдред Уолтер. (GB), Михан Ричард (Ш). — с. 732.

61. RU (11)2244119(13) С1. БИМП № 1, 10.01.2005. Способ доставки приборов в скважину и устройство для его осуществления / Пасечник М. П., Ковалёв В. И., Молчанов Е. П., Коряков Е. С. (RU). — с. 733.

62. Computerized drilling seen possible in 1980's. -Oil and Gas J. 1974/. Vol.72, #12, p. 57−59.

63. BAH РИТ Эгберт Ян (NL) Устройство и способ динамического регулирования давления в кольцевом пространстве. RU (21) 2 004 127 944|03 (13) А/Заявки РФ на изобрениения, № 63. -2005., с. 569.