Перспективы применения легкосплавных бурильных труб с наружным спиральным оребрением для бурения горизонтальных скважин и боковых стволов

Use perspectives of light-alloy drill pipes with outer spiral finning for drilling of horizontal wells and offshoots («rat holes»)

V. Basovich, I. Buyanovsky, «Akvatik-Drill Pipe» LLC, V. Sapunzhi, «Drill Pipes» Ltd

ООО «Акватик – Бурильные трубы» и ООО «Бурильные трубы» разработали и изготовили опытную партию легкосплавных спиральных бурильных труб, применение которых повышает продольную устойчивость бурильной колонны, снижает вероятность прихватов инструмента, улучшает очистку горизонтальной части ствола скважины от выбуренной породы.

«Aquatic - Drill pipes» LLC and «Drill pipes» LLC developed and made pilot batch of light-alloy spiral drill pipes which using increases drill string’s lateral stability, decreases possibility of instrument sticking, betters cleaning of drilled rock from wellbore’s horizontal part.

Основными ограничениями при бурении нижних интервалов горизонтальных скважин (ГС) являются проблемы очистки ствола от шлама, а также сложности при доведении осевой нагрузки и вращающего момента до долота в процессе преодоления сил сопротивления перемещению и вращению бурильной колонны (БК).

Учитывая, что при этих условиях вся БК, за исключением ее верхней части, находится в сжатом состоянии, необходимо кроме общепринятого расчета колонны на растяжение и кручение выполнять расчеты БК на продольную устойчивость при сжатии.

Наиболее опасным следствием действия сжимающих нагрузок является локальная потеря БК продольной устойчивости, которая происходит сначала в форме плоской синусоиды, переходящей по мере увеличения нагрузки к виду пространственной спирали, – так называемый «баклинг», соответственно, I или II рода. При бурении с вращением БК «баклинг» проявляется также в формах колеблющейся плоской синусоидальной или пространственной спиральной змейки, планетарно обкатывающейся вокруг оси скважины при действии сочетания нагрузок: сжимающих продольных и центробежных поперечных.

Превышение сжимающих усилий сверх критических нагрузок «баклинга» сопровождается прогрессирующим ростом прижимающих усилий в контакте «БК – стенки скважины», что может привести к «зависанию» и заклинке колонны.

При бурении ГС для борьбы с «баклингом» сжатой части БК, согласно рекомендациям [1], используются следующие методы:
  • применение более жестких компоновок БК, включающих трубы толстостенные, с увеличенным наружным диаметром, со спиральным оребрением наружной поверхности, а также оснащенные протекторами в центре трубы;
  • снижение веса БК на горизонтальном участке;
  • снижение сопротивлений при перемещении БК путем улучшения очистки ГС, включением в компоновку специальных устройств типа «гидроклин» и применением увеличенных частот вращения труб (более 120 об/мин);
  • ограничением режимов бурения в режиме «слайдинга», т.е. без вращения БК, применяя при необходимости корректировки траектории ствола роторные управляемые системы (РУС).
Все вышеуказанные рекомендации направлены, с одной стороны, на повышение продольной жесткости БТ, с другой – на снижение сопротивлений при перемещении БК по ГС. Однако нетрудно заметить, что приведенные рекомендации содержат взаимно противоречащие требования: увеличение жесткости стальных бурильных труб всегда связано с увеличением их веса, а следовательно, с ростом сопротивлений перемещению и вращению БК. Кроме того, применение высоких частот вращения БК вызывает повышенный износ замков и тела труб на горизонтальном участке ствола, а также снижает эксплуатационную долговечность бурильных труб.

Таким образом, оценка эффективности замены стальных бурильных труб (СБТ) на легкосплавные бурильные трубы повышенной надежности (ЛБТПН), в том числе оценка возможности увеличения при этом осевой нагрузки на долото и протяженности ГС, в конечном счете, зависит от соотношения весовых параметров и критических сил «баклинга» для сопоставляемых труб и условий бурения.

Решение вышеупомянутых проблем во многих случаях может быть достигнуто при использовании легкосплавных бурильных труб из алюминиевых сплавов с наружным винтовым спиральным оребрением (ЛБТПН-С), что связано со специфическими физико-механическими свойствами алюминиевых сплавов, обеспечивших их широкое применение. К таким свойст­вам относятся небольшой удельный вес, высокая плавучесть в буровом растворе, удельная прочность, более высокая, по сравнению с СБТ, гибкость, облегчающая вписываемость труб в сильно искривленные участки ствола и т.д.

В настоящее время ООО «Акватик – Бурильные трубы» и ООО «Бурильные трубы» завершили разработку и изготовили опытную партию легкосплавных спиральных бурильных труб ЛБТПН-103х11С из высокопрочного алюминиевого сплава 1953Т1, включение которых в компоновку БК при бурении ГС диаметром 139,7 – 155,6 мм позволит, в сравнении с применяемыми СБТ аналогичного назначения, обеспечить:
  • повышенную продольную устойчивость БК за счет увеличения изгибной жесткости оребренных бурильных труб;
  • снизить приложенные к БК силы и моменты сопротивления за счет кратного уменьшения веса алюминиевых труб в буровом растворе;
  • снизить вероятность возникновения прихватов инструмента за счет уменьшения площади контакта БК со стенками ГС скважины;
  • улучшить очистку горизонтальной части ствола скважины от выбуренной горной породы за счет более эффективного удаления отложений шлама в зоне «лежачей» стенки скважины вращающимся спиральным оребрением.
Обоснованность таких предположений подтверждается как выполненными экспериментальными исследованиями, так и положительным опытом применения стальных спиральных УБТ-С в составе КНБК при бурении наклонно-направленных и горизонтальных скважин.

ЛБТПН-103х11С (рис. 1) состоит из алюминиевой трубы (поз. 1) с навинченными элементами стального замка – муфтой (поз. 2) и ниппелем (поз. 3), по желанию заказчика может быть изготовлена из алюминиевых сплавов Д16Т или 1953Т1.
Рис. 1. Легкосплавная спиральная бурильная труба ЛБТПН-103х11С
Основная часть наружной поверхности трубы выполнена с утолщением за счет наружного спирального оребрения правого направления. В верхней части трубы под муфтой замка располагается проточка для работы с элеватором. Стальные замки ЗЛКА-120,6/68,0 присоединены к алюминиевой трубе с помощью специальной трапецеидальной резьбы ТТ-94х5,08х1:32 с коническим стабилизирующим пояском и упорным внутренним торцом. Резьба и стабилизирующий поясок выполнены с радиальными натягами. Свинчивание замков с трубой осуществлено методом «температурной» сборки по специальной технологии.
Табл. 1. Предельные значения силовых факторов для ЛБТПН 103х11С и ЛБТПН 103х11П
В табл. 1 приведены рассчитанные по номинальным размерам этих труб предельные значения растягивающих усилий, крутящих моментов и внутренних избыточных давлений для труб с протекторным утолщением и спиральным оребрением, под действием которых напряжения в теле алюминиевой трубы или стального замка достигают минимального предела текучести соответст­вующего материала.

При совместном действии растягивающей нагрузки и крутящего момента, предельные значения этих силовых факторов для аналогичных труб определяются с помощью диаграмм, приведенных на рис. 2.
Рис. 2. Сравнительные диаграммы предельной комбинации крутящего момента и растяжения для алюминиевых бурильных труб ЛБТПН 103х11С и ЛБТПН 103х11(П)
С включением ЛБТПН-103х11С в компоновку горизонтального участка можно поднять, по сравнению с СБТ близких типоразмеров, продольную устойчивость инструмента, снизить сопротивления его перемещению и вращению, улучшить очистку ствола, а следовательно, увеличить осевую нагрузку на долото и снизить крутящий момент на вращение колонны.

Повышение продольной устойчивости БК на горизонтальном участке ствола

Теоретическими исследованиями американских ученых [2] было доказано, что продольная устойчивость БК может быть охарактеризована критическими сжимающими усилиями Rsin или Rhel, превышение которых создает условия для возникновения синусоидального или спирального «баклинга», соответственно. При этом показано, что критические силы «баклинга» на прямолинейных участках ствола существенно ниже, чем на интервалах искривления, поэтому для оценки продольной устойчивости БК достаточно, как правило, определить критические силы на прямолинейных участках ствола.

Было также установлено, что квадраты критических сил «баклинга» прямо зависят от синуса зенитного угла наклона прямолинейного участка ствола, жесткости и погонного веса труб в жидкости, но обратно пропорциональны радиальному зазору между БК и стенкой скважины.

Именно такая модель «баклинга» лежит в основе практически всех известных компьютерных программ расчетов напряженно-деформированного состояния и продольной устойчивости БК (Maurer, Landmark, Pegas и т.п.). Основным недостатком этих моделей является, на наш взгляд, то, что ими практически никак не учитывается влияние на результаты расчета критических сил «баклинга» длины и конфигурации наружной поверхности бурильной трубы, геометрии замков и фактической формы радиального зазора между трубой и стволом скважины. В то же время, как показывает практика бурения, снижение расстояния между замками или наличие на трубе протекторного утолщения, а тем более спирального оребрения заметно увеличивает фактическую продольную устойчивость трубы.

Теоретическими исследованиями последних лет, выполненными компанией «Weatherford» [3, 4], было, в частности, установлено, что уменьшение рабочей длины трубы в 1,5 раза приводит к повышению ее продольной устойчивости, не менее чем на 25%, а введение протектора (оребрения) еще больше повышает продольную устойчивость ЛБТПН, которая по этому показателю может даже превосходить СБТ близких типоразмеров.

Результаты этих исследований и учет фактической конфигурации радиального зазора путем введения так называемого эквивалентного радиального зазора были реализованы в разработанной ООО «Акватик–БТ» специализированной компьютерной программе 3-DDTH (Drilling-Drag-Torque-Hudraulic), с помощью которой выполняются проектные и проверочные расчеты напряженно-деформированного состояния БК и потерь давления в циркуляционной системе скважины (ЦСС) с использованием банка данных как новых бурильных труб, так и с учетом их фактического износа.

Сравнение расчетов БК по программам Landmark и 3-DDTH показывает высокую степень совпадения результатов по расчетам технических параметров, не связанных с «баклингом», например, подъем и спуск инструмента и бурение вертикальных и слабонаклонных участков скважин. Более полный учет программой 3-DDTH условий, вызывающих «баклинг», позволяет точнее оценивать возможности применения тех или иных компоновок бурильных труб, а также режимов бурения для проводки ГС малых диаметров. Для расчетов и подбора рациональных компоновок БК с включением ЛБТПН компьютерная программа 3-DDTH является наиболее адаптированной.
Табл. 2. Критические нагрузки синусоидального и спирального «баклинга»
В табл. 2 приведены рассчитанные по программе 3-DDTH уточненные значения критических нагрузок синусоидального и спирального «баклинга» для оснащенных замком ЗЛКА 120,6/68 алюминиевых ЛБТПН 103х11 длиной 12 м, гладких; с протекторным утолщением ЛБТПН-103х11П длиной 12 м и со спиральным оребрением ЛБТПН-103х11С длиной 8,3 м при бурении ГС из-под башмака 7” ЭК долотом ∅152,4 мм и плотности бурового раствора 1200 кг/м3.

Для сравнения в той же табл. 2 представлены результаты расчета критических усилий «баклинга» применительно к СБТ, которые используются в аналогичных геолого-технологических условиях бурения: ТБПН 73х9,2 длиной 12 м с замком ЗП-105/54 и ТБПВ 89х9,4 длиной 12 м с замком ЗП-108/44.

Из приведенных в табл. 2 данных следует, что гладкие ЛБТПН-103х11 могут потерять продольную устойчивость при меньших значениях критических сжимающих нагрузок, чем СБТ близких типоразмеров. Однако введение протектора в середине алюминиевой трубы, а тем более оребрение наружной поверхности трубы заметно повышает ее продольную устойчивость.

Приведенные расчеты показывают, что укороченные спиральные алюминиевые бурильные трубы ЛБТПН-103х11С оказываются не менее устойчивыми к «баклингу», чем стальные ТБПВ - 89х9,4.

Несмотря на то что количественные значения критических сил «баклинга» для рассматриваемых бурильных труб при других технологических условиях применения (вращение БК, плотность бурового раствора, диаметр долота и т.п.) будут изменяться, но качественные соотношения между ними останутся неизменными.

Снижение сил сопротивления при бурении ГС

Эффективность применения легкосплавных бурильных труб со спиральным оребрением наружной поверхности по сравнению со стальными трубами заключается не только в увеличении продольной устойчивости, но и в снижении сопротивлений при перемещении и вращении БК в ГС, что позволяет довести до бурового долота более высокую осевую нагрузку и при необходимости увеличить протяженность ствола.

В общепринятых методиках и компьютерных программах по расчету напряженно-деформированного состояния БК для моделирования сопротивлений перемещению и вращению БК используется «кулоновское» представление и, соответственно, динамический коэффициент трения (ДКТ) принимается постоянным и определяется, как правило, в лабораторных условиях при оценке смазывающих свойств бурового раствора.

В реальных условиях причин, вызывающих сопротивление БК, значительно больше и они разнообразнее. Поэтому вместо ДКТ [1] рекомендуется ввести так называемый коэффициент сопротивления среды f, который в той или иной мере должен максимально полно учитывать условия бурения и СПО, в том числе:
  • истинную геометрию ствола, наличие уступов, желобов на «лежачей» стенке, каверн, спиральность, извилистость и отклонение сечения ствола от цилиндричности;
  • влияние на жесткость БК длины БТ, размеров замков, износа труб, центровки БК в стволе;
  • зашламованность ствола, в том числе толщину слоя шлама, его шероховатость, содержание песка;
  • свойства фильтрационной корки и возможность дифференциального прихвата БТ.
Важно также подчеркнуть, что коэффициент сопротивления в состоянии покоя примерно в 1,3 – 1,5 раза выше, чем в динамике, т.е. при движении БК.

В частности, установлено, что одним из главных факторов, определяющих сопротивления в скважине, является радиальный зазор между стенками ствола и перемещающейся в нем колонной труб. По этой причине f при спуске обсадных колонн (ОК) намного выше, чем при работе БК. Например, если при бурении его величина принимается равной 0,25 – 0,30 то при спуске ОК в ту же скважину f = 0,5 – 0,6.

То же относится и к выбору расчетного значения f в зависимости от радиального зазора в стволе. Например, при бурении ГС малых диаметров расчетная величина может составлять f = 0,4 – 0,5.

Эффект дифференциального прихвата, в случае его возникновения, рекомендуется рассматривать как одну из форм статического трения.

При бурении ГС протяженностью ствола L максимальная осевая нагрузка, которую можно без потери продольной устойчивости БК в форме синусоиды довести до долота G в режиме «слайдинга», т. е. без вращения БК, может быть определена по формуле (1):

G ≤ Rsin – L ƒ w, (1)

где:

ƒ – коэффициент сопротивления (трения) перемещению БК в ГС;

w – вес 1 погонного метра бурильных труб в буровом растворе с плотностью 1200 кг/м3, Н/м.

На рис. 3 в качестве примера приведены рассчита­нные по исходным данным табл. 2 с помощью формулы (1) сравнительные зависимости максимальной осевой нагрузки G, которую можно без потери БК продольной устойчивости довести до долота ∅152,4 мм, от длины ГС при бурении в режиме «слайдинга» с использованием труб ЛБТПН-103х11П, ЛБТПН-103х11С, ТБПВ 89х9,4 или ТБПН 73х9,2.
Рис. 3. Графики осевой нагрузки, которую можно довести до бурового долота ∅152,4 мм по горизонтальному участку БК, составленному из ТБПН 73х9,2; ТБПВ 88,9х9,4; ЛБТПН 103х11П или ЛБТПН 103х11С
Как следует из графиков на рис. 3, с помощью алюминиевых БТ, как оснащенных протектором, так и имеющих спиральное оребрение наружной поверхности, при одной и той же осевой нагрузке на долото и бурении в режиме «слайдинг» можно увеличить максимально достижимую, по условиям сохранения продольной устойчивости БК, длину ГС. Например, с осевой нагрузкой 42 кН расчетная максимально достижимая длина ГС, при указанных выше условиях бурения, может составить:
  • 240 м, при БК из стальных труб ТБПН-73х9,2;
  • 665 м, при БК из стальных труб ТБПВ-88,9х9,4;
  • 1050 м, при БК, составленной из ЛБТПН-103х11П;
  • 1250 м, при БК из ЛБТПН-103х11С.
Из приведенных графиков также следует, что, например, при длине ГС L = 850 м по стальным бурильным трубам ТБПН-73х9,2 уже не удастся подвести к долоту осевую нагрузку без риска потери БК продольной устойчивости; по трубам ТБПВ-88,9х9,4 можно создать нагрузку всего 25,8 кН, а по алюминиевым трубам ЛБТПН-103х11П или ЛБТПН-103х11С есть возможность подвести к долоту 49,5 кН и 61,0 кН, соответственно.

Условия эффективной очистки ГС от выбуренной породы

Согласно современным представлениям, ключевыми факторами эффективной очистки ГС от шлама являются частота вращения БК, расход и реологические параметры бурового раствора.

Установлено [1], что оптимальная частота в наибольшей степени зависит от параметра P-HAR (Pipe-Hole-Area-Ratio), равного отношению площадей сечений ствола скважины и бурильных труб:

P-HAR = (Dh/Dp),2 (2)

где: Dh, Dp – соответственно, диаметры ствола скважины и бурильных труб. Оптимальную частоту Nопт вращения БК при бурении ГС рекомендуется выбирать в зависимости от параметра P-HAR по правилу:

если P-HAR > 6,5, то Nопт ≥ 180 об/мин;

если 3,25 < P-HAR < 6,5, то 120 об/мин ≤ Nопт ≤ 180 об/мин;

если P-HAR < 3,25, то 90 об/мин ≤ Nопт ≤ 120 об/мин.

При работе БК, составленной из ЛБТПН-103х11С в стволе, пробуренном долотом ∅152,0 мм, параметр P-HAR = 1,73 и, следовательно, для нормальной очистки ГС требуется частота вращения инструмента в диапазоне Nопт = 90 – 120 об/мин.

Рис. 4. Расчетный профиль типовой скважины с горизонтальным окончанием
Эффективность очистки ствола может быть, как известно, увеличена при использовании в компоновке горизонтальной части БК турбулизаторов потока жидкости в затрубном пространстве, например, в виде рекомендуемого для бурения ГС так называемого гидроклина компании «VAM Drilling» [5]. Принцип действия «гидроклина» заключается в том, что шлам, поднятый его вращающимися вместе с БК лопастями с «лежачей» стенки ГС, попадает в зону движущегося турбулентного потока бурового раствора и выносится на некоторое расстояние, после чего вновь оседает на стенке скважины. Поэтому, согласно рекомендациям компании «VAM Drilling», секции «гидроклина» собираются в блок, называемый далее HDP, длиной 31´ (9,45 м). Блоки HDP компонуются чередованием с обычными СБТ, входя в состав каждой свечи БК между двумя однотрубками на всем протяжении разбуриваемого участка ГС. Таким образом, расстояние между соседними «гидроклинами» будет равно суммарной длине двух однотрубок.

При этом рекомендовано поддерживать среднюю скорость бурового раствора в затрубном пространстве не менее 0,75 м/сек, в идеале – 1 м/сек. При скоростях ниже 0,5 м/сек. невозможно обеспечить удовлетворительный вынос шлама из затрубья. Частота вращения БК выбирается согласно вышеупомянутым рекомендациям в зависимости от параметра P-HAR.

Очевидно, что ЛБТПН-103х11С тоже является турбулизатором бурового раствора. При разработке этих труб вопросы о влиянии расхода бурового раствора, частоты вращения, а также геометрии винтового оребрения на процесс выноса шлама при бурении ГС были предварительно исследованы в экспериментах на специальном стенде, выполненном в Уфимском нефтяном университете по заданию компании «Акватик».

Полученные результаты экспериментов позволили получить качественный характер влияния основных режимно-технологических факторов промывки и конструктивного исполнения оребрения на эффективность очистки ГС скважины с применением спиральных бурильных труб по сравнению с гладкими, которые легли в основу разработки ЛБТПН-103х11С.

Для оценки общей эффективности применения ЛБТПН-103х11С в составе БК в качестве примера ниже рассмотрены данные сравнительных расчетов напряженно-деформированного состояния БК при бурении долотом PDC-152,4 мм нижнего интервала бокового ствола ГС из-под башмака эксплуатационной колонны ∅177,8 мм, спущенной на глубину 3140 м в типовой скважине Приобского месторождения. Развертка профиля представлена на рис. 4, длина ствола – 3916 м; глубина скважины по вертикали – 2783 м, длина ГС – 776 м.

Расчеты выполнены с помощью специализированной компьютерной программы 3-DDTН.

Для расчетов напряженно-деформированного состояния БК и гидравлических потерь в ЦСС принимались следующие основные параметры режима бурения:
  • Методы бурения:
    • комбинированный (с приводом от забойного двигателя – ЗД – при одновременном вращении БК с частотой 60 об/мин.) – на участках стабилизации профиля;
    • слайдинг (с приводом от ЗД без вращения БК) – на участках набора кривизны и коррекции профиля.
  • Нагрузка на долото для всех режимов бурения – 5,0 т.
  • Момент сопротивления на долоте на всех режимах – 1,0 кН*м.
  • Площадь гидромониторных насадок долота – 2,5 см2 (5х7,14 + 1х7,94).
  • Подача бурового раствора – 16,7 л/сек.
  • Плотность бурового раствора – 1200 кг/м3.
  • Тип бурового раствора – полимерный раствор типа СПС.
  • Перепад давлений на ЗД ДРУ-127- 4,0 Мпа.
  • Скорость проведения СПО без вращения БК – 15 м/мин.
  • Коэффициент сопротивления в парах трения:
    • «сталь – сталь», «сталь – алюминий» – 0,30;
    • «порода – алюминий», «порода – сталь» – 0,40.
  • Распределение расчетной температуры по стволу:
    • на устье скважины – 10 °С;
    • на глубине 2800 по вертикали – 103 °С.
Сопоставлялись две компоновки БК:
  • Вариант S – стальная компоновка, включающая секцию ТБПВ 89х9,35-«М» длиной 1000 м + Ясс в комплекте с УБТ-120,6 мм общей длиной 230 м + секцию ТБПВ 89х9,35 – остальное.
  • Вариант А – легкосплавная компоновка, включающая секцию ЛБТПН-103х11С длиной 1000 м + Ясс в комплекте с УБТ-120,6 мм общей длиной 230 м + секцию ЛБТПН-103х11П – остальное.
При расчетах принималась одинаковая для сравниваемых компоновок КНБК, включающая буровое долото PDC-152,4 мм + ЗД ДРУ-127 + стабилизаторы + забойные телесистемы + немагнитные УБТ. Расчетная длина КНБК = 40 м, масса = 2,5 тонны.

Основные результаты сравнительных расчетов приведены в табл. 3.

Как следует из табл. 3, использование легкосплавных бурильных труб ЛБТПН-103х11С на горизонтальном участке ствола и ЛБТПН-103х11П в верхней части скважины по варианту компоновки А, в сравнении со стальной компоновкой по варианту S, обеспечивает при увеличении запаса прочности снижение основных параметров напряженно-деформированного состояния БК, в том числе:
  • веса инструмента в буровом растворе – в 1,7 раза;
  • усилия на подъем с проектной отметки – в 1,8 раза;
  • крутящего момента на приводе вращения БК – в 1,3 раза;
  • гидравлических потерь в ЦС скважины – в 1,6 раза.
Расчеты также показывают, что, в случае прихвата КНБК, через легкосплавную БК можно довести до прихваченной КНБК более высокую растягивающую нагрузку, чем по стальному инструменту, за счет кратного снижения собственного веса, более высокого облегчения в буровом растворе, а следовательно, и более низких значений сил сопротивления. Причем эта разница будет тем выше, чем глубже (длиннее) скважина.

Таким образом, использование БК, включающих оребренные легкосплавные бурильные трубы, при бурении горизонтальных скважин и боковых отводов малого диаметра имеет ряд технико-технологических преимуществ в сравнении с колоннами из СБТ, что позволяет реализовывать проекты на бурение таких скважин с меньшими материальными и трудовыми затратами.

Литература

  1. «Extended Reach Engineering Design and Implementation Course», «K&M Technology Group», 2011, Houston, USA (K&M).
  2. Wu J. and Juvkam-Wold H.C. Coiled Tubing Implication in Drilling and Completing Horizontal Wells // SPE Drilling & Completion. 1995, March. P. 16 – 21.
  3. Recommended Practice for Drill Stem Design and Operating Limits. STD. API RP-7G, 1998 – 2000.
  4. V.S. Tikhonov, A.I. Safronov «Analysis of Postbuckling Drillstring Vibrations in Rotary Drilling of Extended-Reach Wells», OMAE 2009 – 79086, 31 – June 5, 2009, Honolulu, Hawaii. Proceedings of the ASME 28th International Conference on Ocean, Offshore and Arctic Engineering.
  5. «VAM Drilling», Catalog 2011, p. 87 – 89.

Комментарии посетителей сайта

    Функция комментирования доступна только для зарегистрированных пользователей


    Авторизация


    регистрация

    Басович В.С.

    Басович В.С.

    к.т.н., генеральный директор

    ООО «Акватик – Бурильные Трубы»

    Буяновский И.Н.

    Буяновский И.Н.

    к.т.н., ведущий инженер

    ООО «Акватик – Бурильные Трубы»

    Сапунжи В.В.

    Сапунжи В.В.

    генеральный директор

    ООО «Бурильные трубы»

    Просмотров статьи: 6127

    Рейтинг@Mail.ru

    admin@burneft.ru