Анализ работы наддолотных эжекторных систем в условиях бурения скважин Текст научной статьи по специальности «Энергетика и рациональное природопользование»

Оригинальная статья / Original article

УДК: 622.24+621.694.2

DOI: 10.21285/1814-3520-2016-12-49-59

АНАЛИЗ РАБОТЫ НАДДОЛОТНЫХ ЭЖЕКТОРНЫХ СИСТЕМ В УСЛОВИЯХ БУРЕНИЯ СКВАЖИН

© А.П. Мельников1, Н.А. Буглов2

1Геологоразведочный техникум ИРНИТУ, 640074, Российская Федерация, г. Иркутск, ул. Лермонтова, 104. 2 Иркутский национальный исследовательский технический университет, 664074, Российская Федерация, г. Иркутск, ул. Лермонтова, 83.

РЕЗЮМЕ. ЦЕЛЬ. Повышение эффективности использования, а также регулировка режима работы скважинных струйных насосов в процессе бурения нефтяных и газовых скважин. МЕТОДЫ. Использовалось математическое моделирование процесса с применением законов сохранения, непрерывности массы и количества движения жидкости потоков. Применялась теория распределения потоков в разветвленной и замкнутой гидравлической системе. РЕЗУЛЬТАТЫ. Предложена методика расчета гидравлической системы наддолотного устройства для бурения нефтяных и газовых скважин. Выбрана оптимальная гидравлическая схема наддолотной эжекторной системы (НЭС) для бурения скважин. ЗАКЛЮЧЕНИЕ. Ценность работы заключается в разработке общих принципов регулировки режима работы эжекторной системы на отдельных этапах сооружения нефтегазовых скважин. Ключевые слова: бурение, струйный насос, эжектор, относительный напор, коэффициент эжекции, первичное вскрытие, депрессия пласта.

Формат цитирования: Мельников А.П., Буглов Н.А. Анализ работы наддолотных эжекторных систем в условиях бурения скважин // Вестник Иркутского государственного технического университета. 2016. Т. 20. № 12. С. 49-59. DOI: 10.21285/1814-3520-2016-12-49-59

ANALYSIS OF NEAR BIT EJECTOR SYSTEM OPERATION UNDER WELL DRILLING A.P. Melnikov, N.A. Buglov

Geological Prospecting College of Irkutsk National Research Technical University,

104, Lermontov St., Irkutsk, 640074, Russian Federation.

Irkutsk National Research Technical University,

83, Lermontov St., Irkutsk, 664074. Russian Federation.

ABSTRACT. The PURPOSE of the work is to improve operation efficiency and adjust the operation mode of downhole jet pumps under drilling of oil and gas wells. METHODS. The following methods are used: mathematical modeling of the process with the use of the conservation laws of mass and the momentum of fluid flows; the theory of flow distribution in bifurcated and closed-circuit hydraulic systems. RESULTS. The calculation methodology of the hydraulic system of the near bit device for drilling oil and gas wells is proposed. An optimal hydraulic circuit diagram of the near bit ejector system for well drilling is selected. CONCLUSION. This paper contributes to the development of the general principles of ejector system operation mode adjustment at specific stages of oil and gas well construction. Keywords: drilling, jet pump, ejector, relative pressure head, ejection coefficient, initial opening, reservoir drawdown

For citation: Melnikov A.P., Buglov N.A. Analysis of near bit ejector system operation under well drilling. Proceedings of Irkutsk State Technical University. 2016, vol. 20, no. 12, pp. 49-59. (in Russian) DOI: 10.21285/1814-3520-2016-12-49-59

Введение

Промывка скважины в процессе бу- шлама из забоя, смазку и охлаждение до-рения достаточно сложная операция: необ- лота; осуществлять контроль и управление ходимо обеспечивать эффективный вынос скважиной при газонефтеводопроявлениях,

1

Мельников Александр Павлович, преподаватель, e-mail: melnikov200910@yandex.ru Aleksandr P. Melnikov, Lecturer, е-mail: melnikov200910@yandex.ru

2Буглов Николай Александрович, кандидат технических наук, доцент, заведующий кафедрой нефтегазового дела.

Nikolai A. Buglov, Candidate of technical sciences, Associate Professor, Head of the Department of Oil and Gas Business.

©

укреплять стенки скважины и препятствовать их разрушению. Для достижения этих целей служит интенсивная промывка скважины, т.е. обеспечение максимальной подачи буровых насосов (помимо этого существует множество других мероприятий). Но высокая подача буровых насосов увеличивает скорость восходящего потока от забоя скважины, что может привести к промывам стенок ствола скважины, не говоря уже о значительных гидравлических потерях давления в процессе циркуляции бурового раствора. Поэтому возникает необходимость балансировать между максимальной и минимальной подачей буровых насосов. В идеале важно обеспечить интенсивную промывку забоя скважины и ламинарный режим восходящего потока от забоя, хотя по ряду объективных причин это невозможно или противопоказано: риск прихвата бурильной колонны, образование сальников, гидроразрыв пласта и т.п.

Струйные насосы могут образовывать дополнительный контур интенсивной циркуляции в призабойной зоне за счет ин-жекции промывочной жидкости из затруб-ного пространства бурильной колонны, инициируя перепад давления в зоне забоя скважины, т.е. создают местную депрессию пласта (давление пласта превышает гидростатическое давление). Данное обстоятельство делает применение струйных насосов в процессе бурения скважин достаточно актуальным, особенно в зонах поглощения бурового раствора.

Анализ гидравлических схем наддолот

Рассмотрим несколько гидравлических схем использования струйных насосов в наддолотных эжекторных системах для бурения нефтяных и газовых скважин.

Схема 1. Наддолотная эжекторная система (НЭС) для бурения скважин, предложенная Б.З. Султановым [5]. Гидравли-

Струйные насосы в бурении нефтяных и газовых скважин применялись на месторождениях Сахалина, Саратова, Республики Татарстан, Западной Сибири.

Исследование в этом направлении является актуальной задачей, имеющей практическое значение не только при бурении скважин, но и при использовании струйных насосов в других отраслях.

Известны работы, посвященные струйным насосам, таких авторов, как Р.С. Яремийчук [1], Ю.А. Сазонов3, П.Н. Каменев [2], Ю.Л. Кирилловский [3], Е.Я. Соколов [4] и др.

Цель работы - повышение эффективности использования скважинных струйных насосов в процессе бурения нефтяных и газовых скважин.

Основные задачи исследования:

- разработать гидравлическую схему эжекторного устройства для бурения скважин с учетом возможности его применения для различных условий бурения;

- определить методику расчета разработанной гидравлической системы.

Объект исследования - скважинный струйный насос для бурения скважин.

Предмет исследования - эксплуатация скважинных струйных насосов для первичного вскрытия продуктивного горизонта при бурении нефтегазовых скважин.

В ходе исследования применялась теория распределения потоков в разветвленной и замкнутой гидравлической системе.

эжекторных систем для бурения скважин

ческая схема изображена на рис. 1. В состав устройства входит долото, наддолот-ный переводник с размещенным в нем струйным насосом. Струйный насос данного устройства состоит из рабочей насадки 4, диффузора 2 и камеры смешения 3. Рабочая насадка струйного насоса соединена

3Сазонов Ю.А. Разработка устройства, снижающего дифференциальное давление на забое скважины и повышающего скорость бурения: дис. ... канд. техн. наук: 130602. Москва, 1989. 176 с. / Sazonov Yu.A. Development of a device reducing differential pressure in the bottom hole and increasing drilling speed: Candidate's Dissertation in technical sciences: 130602. Moscow, 1989. 176p.

с каналом для подвода бурового раствора, диффузор соединен с промывочным каналом долота 1, а камера смешения - с наддолотным пространством. Устройство работает следующим образом: за счет потока промывочного раствора в колонне бурильных труб формируется рабочий поток струйного насоса, который на выходе рабочей насадки 4 создает зону пониженного давления, за счет чего инжектируется жидкость из наддолотного пространства. Смешанный поток рабочей и инжектируемой жидкости поступает

в гидравлическую систему долота 1.

Схема 2. НЭС для бурения скважин (рис. 2) состоит из струйного насоса (рабочая насадка 4, камера смешивания 3, диффузор 2), гидромониторных насадок долота 1 и байпас-насадки 5. Данная схема характерна наличием байпаса через байпас-насадку 5. Расход рабочей жидкости регулируется с помощью дросселирующей байпас-насадки 5. Принцип действия данного устройства аналогичен принципу действия устройства, изображенного на рис. 1.

Рис. 1. Устройство для бурения скважин: 1 - долото с гидромониторными насадками; 2 - диффузор; 3 - камера смешивания; 4 - рабочая насадка струйного насоса; QBH - подача буровых насосов; QP - рабочий поток жидкости; QИ - количество инжектируемой жидкости; Qд - расход жидкости через гидромониторные насадки долота; Q3 - расход жидкости в затрубном пространстве Fig. 1. A device for borehole drilling: 1 - jet nozzle bit; 2 - diffuser; 3 - mixing chamber; 4 - jet pump working nozzle; Q5H - mud pump rate; QP - fluid working flow; QИ - amount of the injected fluid; Qд - fluid flow through the jet nozzles of the bit; Q3 - fluid flow in the annulus

Рис. 2. Наддолотная эжекторная система для бурения скважин: 1 - долото с гидромониторными насадками; 2 - диффузор; 3 - камера смешивания; 4 - рабочая насадка струйного насоса; 5 - байпас-насадка; 0Бн - подача буровых насосов; QP - рабочий поток жидкости; 0И - количество инжектируемой жидкости; QH - расход жидкости через байпас-насадку; Qд - расход жидкости через гидромониторные насадки долота; Q3 - расход жидкости в затрубном пространстве Fig. 2. Near bit ejector system for borehole drilling: 1 - jet nozzle bit; 2 - diffuser; 3 - mixing chamber; 4 - jet pump working nozzle; 5 - bypass nozzle; Q^ - mud pump rate; QP - fluid working flow; QИ - amount of the injected fluid; QH - fluid flow through the bypass nozzle; Qд - fluid flow through the jet nozzles of the bit;

Q3 - fluid flow in the annulus

Ш

Схема 3. Устройство для бурения скважин с параллельным соединением струйных насосов (рис. 3) работает следующим образом: промывочная жидкость по каналу бурильных труб равномерно распределяется и поступает на рабочие насадки 4, дальше через параллельно со-

единенные камеры смешивания 3 и диффузоры 2 промывочная жидкость поступает на гидромониторное долото 1. Рабочий поток рабочих насадок 4 создает разрежение, которое инжектирует жидкость с кольцевого канала скважины, за счет чего интенсифицируется промывка забоя скважины.

Рис. 3. Наддолотная эжекторная система с паралельным соединением струйных насосов: 1 - долото с гидромониторными насадками; 2 - диффузор; 3 - камера смешивания; 4 - рабочая насадка струйного насоса; QБН - подача буровых насосов; QP - рабочий поток жидкости; QИ - количество инжектируемой жидкости; Qд - расход жидкости через гидромониторные насадки долота; Q3 - расход жидкости в затрубном пространстве Fig. 3. Near Bit ejector system with the parallel connection of jet pumps: 1 - jet nozzle bit; 2 - diffuser; 3 - mixing chamber; 4 - jet pump working nozzle; QБН- mud pump rate; QP - fluid working flow; QИ - amount of the injected fluid; Qд - fluid flow through the jet nozzles of the bit; Q3 - fluid flow in the annulus

Необходимо проанализировать преимущества рассмотренных НЭС, чтобы

определить условия их применения для бурения нефтяных и газовых скважин.

Основы расчета эжекторной системы для бурения скважин

Для анализа эффективности различных схем компоновок скважинных струйных насосов рационально использовать сравнение рабочих параметров НЭС в аналогичных условиях скважины, для чего рассматриваются следующие факторы:

- потери давления на рабочей насадке струйного насоса;

- коэффициент инжекции НЭС;

- КПД НЭС.

Принимаются исходные данные для расчета различных компоновок НЭС в условиях скважины (табл. 1).

Далее необходимо определить параметры циркуляционной системы скважины, которые не зависят от характеристик НЭС. Результаты расчета помещены в табл. 2.

©

Таблица 1

Исходные данные

Table 1

Input data_

Параметр / Parameter Значение/ Value

Глубина скважины, м / Hole depth, m 4000

Диаметр долота, м / Bit diameter, m 0,216

Диаметр бурильной колонны (внутренний), м / Drilling string inside diameter, m 0,102

Диаметр бурильной колонны (наружный), м / Drilling string outside diameter, m 0,127

Плотность бурового раствора, кг/м3 / Drilling mud density, kg/m3 1150

Вязкость бурового раствора, Па*с / Drilling mud viscosity, Pa*s 0,10

СНС1, Па / СНС1, Pa 4,00

Подача буровых насосов, мЛ3/с / Mud pump rate, mA3/s 0,02

Пластовое давление, МПа / Formation pressure, MPa 40,00

Максимальное давление на выходе бурового насоса, МПа / Maximum pump discharge pressure, MPa 53,00

Число насадок долота / Number of nozzles 3

Таблица 2

Расчет циркуляционной системы скважины

Table 2

_Well circulation system calculation_

Параметр циркуляционной системы скважины / Parameter of the well circulation system Значение/ Value

Скорость бурового раствора в бурильной колонне, м/с / Mud velocity in a drilling string, m/s 2,45

Параметр Сен-Венана в бурильной колонне / Saint-Venant parameter in a drilling string 1,67

Число Рейнольдса в бурильной колонне / The Reynolds number in a drill string 3670

Коэффициент гидравлического трения в бурильной колонне / Drilling string friction factor 0,041

Потери давления в бурильной колонне, МПа / Pressure losses in a drilling string, MPa 4,12

Скорость восходящего потока, м/с / Ascending flow velocity, m/s 0,83

Параметр Сен-Венана восходящего потока / Saint-Venant parameter of the ascending flow 4,27

Число Рейнольдса восходящего потока / The Reynolds number of the ascending flow 557

Коэффициент гидравлического трения в кольцевом сечении скважины / Friction factor in a borehole ring cross section 0,065

Потери давления в кольцевом сечении скважины, Мпа / Pressure losses in a borehole ring cross section, MPa 0,88

После предварительных расчетов скважины (см. рис. 1). (см. табл. 2) выполняются расчеты для со- - Схема 2. Наддолотная эжекторная

ответствующих эжекторных систем: система для бурения скважин (см. рис. 2). - Схема 1. Устройство для бурения - Схема 3. Наддолотная эжекторная

система с параллельным соединением струйных насосов (см. рис. 3).

Дальнейший расчет был проведен с соблюдением следующих принципов:

- Давление инжекции в расчетах принимается равным пластовому давлению.

- Предварительно выполняется расчет схемы 1: выбор геометрических параметров проточной части струйного насоса и диаметр гидромониторных насадок долота.

- Результаты расчета геометрических параметров схемы 1 принимаются в качестве исходных данных для схем 2 и 3 (для возможности их сравнивать относительно характеристики соответствующего струйного насоса).

- Перепад давления в рабочей насадке струйного насоса для схемы 1 равен 80% от резерва давления буровых насосов: от максимального давления на выходе буровых насосов вычтены потери давления на прокачку жидкости в циркуляционной системе скважины, за исключением потерь в гидравлической системе долота (20% общих потерь давления).

- Перепад давления в рабочих насадках НЭС и долота схем 2 и 3 определяются по формуле [2]

АР =

Р-Q2 - f2

(1)

где ¡ия = 0,95 - коэффициент потери рабочей насадки; / - площадь поперечного

сечения насадки; Q - расход жидкости

через насадку; р - плотность бурового раствора.

- Относительный напор эжекторной системы определяется формулой [4]

Р - Р

h = Рд-Ри-

P - Р

рр ри

(2)

где р - давление рабочего потока жидкости, который подается буровым насосом на

рабочую насадку струйного насоса; р -

давление смешанного потока жидкости на выходе из диффузора струйного насоса; р - давление потока жидкости, инжектированной скважинным насосом из затруб-ного пространства бурильной колонны.

- Основное геометрическое соотношение струйного насоса определяется по формуле [4]

kch =

0,88

(3)

Коэффициент инжекции [4]

. -b + yjЬ2 - 4ac

г = ■

2a

(4)

a = 1,19--

0,78

K,

ch

v kch 1j

b = 2,38

(5)

= -[0,86/h -1,19]

для схемы 3 [7]

г 1

(d ^ а д ( n

V dp V *

h -1

-1,

(6)

где ^ - диаметр гидромониторных насадок долота; ^ - диаметр рабочей насадки

струйного насоса; п - число гидромониторных насадок долота; г - число параллельных струйных насосов.

- КПД НЭС определяется по формуле [4]

И ■ /

"=гИ ■ (7)

Результаты расчетов НЭС по схемам 1-3 сведены в табл. 3.

2

Таблица 3

Расчеты НЭС

Table 3

Calculations of the near bit ejec for system (NBES)

Параметр / Parameter Номер схемы / Scheme no.

Схема 1 / Scheme 1 Схема 2 / Scheme 2 Схема 3 / Scheme 3

Давление инжекции струйного насоса, Мпа / Jet pump injection pressure, MPa 40,00 40,00 40,00

Перепад давления на струйном насосе, Мпа / Jet pump pressure fall, MPa 3,56 0,89 0,89

Рабочее давление струйного насоса, МПа / Head of a jet pump, MPa 43,56 40,89 40,89

Давление на выходе струйного насоса, МПа / Jet pump discharge pressure, MPa 40,71 40,18 40,18

Относительный напор эжекторной системы / Jet system relative head 0,20 0,20 0,20

КСН струйного насоса / Jet pump КСН 4,40 4,40 4,40

Коэффициент инжекции / Injection rate 1,04 1,04 0,39

Объемный расход рабочей жидкости, m3/c / Volume flow rate of the operating fluid, m3/s 0,02 0,01 0,02

Массовый расход рабочей жидкости, кг/с / Mass flow rate of the operating fluid, kg/s 23,00 11,50 23,00

Массовый расход инжектируемого потока, кг/с / Mass flow rate of the injected flow, kg/s 23,92 11,96 8,90

Диаметр рабочей насадки струйного насоса, м / Diameter of the jet pump working nozzle, m 0,018 0,018 0,018

Диаметр камеры смешения, м / Mixing chamber diameter, m 0,039 0,039 0,039

Потери давления на рабочей насадке струйного насоса, Мпа / Pressure losses on the jet pump working nozzle, MPa 3,56 0,89 0,89

Диаметр насадок долота, м / Diameter of bit nozzles, m 0,025 0,025 0,025

Потери давления в гидромониторных насадках долота, Мпа / Pressure losses in bit jet nozzles, MPa 0,48 0,12 0,22

Необходимое давление на выходе буровых насосов, МПа / Required mud pump discharge pressure, MPa 42,00 38,97 39,07

Резерв давления буровых насосов, МПа / Mud pump pressure reserve, MPa 11,00 14,03 13,93

КПД НЭС / NBES efficiency 0,26 0,26 0,10

©

Как видно из результатов расчета наддолотных эжекторных систем, схема 1 (см. рис. 1) характеризуется относительно высоким КПД (по отношению к другим вариантам) и коэффициентом инжекции, хотя потери давления в рабочей насадке данной гидравлической схемы остаются значительными. Поэтому данная схема не рекомендуется к применению в циркуляционной системе промывки скважины на предельных (максимальных) рабочих давлениях буровых насосов (незначительный резерв давления) или в тех случаях, где резерв давления используется для создания гидромониторного эффекта на забое скважины, или при использовании забойных двигателей.

Схема 2 (см. рис. 2) отличается высоким коэффициентом инжекции и таким

же, как и у схемы 1, КПД. Но потери давления на рабочей насадке в 4 раза меньше относительно схемы 1. Резерв давления больше на 3 Мпа, чем у схемы 1, что весьма полезно для создания дополнительного гидромониторного эффекта на забое скважины.

Схема 3 (см. рис. 3) характеризуется низким КПД (10%), коэффициент инжекции более чем в два раза ниже, чем у предыдущих вариантов. Но, несмотря на это, массовый расход инжектируемого потока соразмерен с аналогичным параметром у схемы 1 - 23 кг/с. Кроме того, эта схема обладает незначительными гидравлическими потерями в рабочих насадках -0,89 МПа. Поэтому схема 3 более предпочтительна в эксплуатации, несмотря на низкий КПД.

Относительные характеристики НЭС

Необходимо проверить результаты проведенных расчетов графоаналитическим методом, выразив характеристики НЭС в относительном выражении: И = / (/).

Относительные характеристики схем 1 и 2 аналогичны и выражаются уравнениями [7]:

(

h =

1 + кр

Kp =

(1+Z Г

Y

Р

- fpp

кд =

Р

2ßl - n2 - fД

(8)

(9)

(10)

где ^ = 0,95 - коэффициент потери рабочей насадки; / - площадь поперечного сечения рабочей насадки струйного насоса; / - площадь поперечного сечения рабочей насадки гидромониторного долота; п - число насадок гидромониторного долота.

Характеристика эжекторной схемы 3 выражается уравнением [7]

h =

1 +

n - d2 * - d2

-(1+' r

(11)

Для получения рабочих точек НЭС необходимо совместить их относительные характеристики с характеристикой струйного насоса этого же типоразмера.

Характеристика струйного насоса определяется уравнением [4]

ho =

CH

•2

1,76 + 0,7-

kCH 1

-1,07

(1 + г )2

CH

.(12)

Графическое выражение уравнений (7) и (10) показано на рис. 4.

Как видно на рис. 4, гидравлическая система 3 обладает меньшим коэффициентом инжекции, чем схемы 1 и 2 (кривая 2), но большей мощностью, так как ее характеристика (кривая 3) находится выше и более стремительно растет с увеличением коэффициента инжекции, что и подтверждает предварительные расчеты и выводы.

1

Рис. 4. Относительные характеристики НЭС: 1 - характеристика струйного насоса; 2 - характеристика НЭС с байпас-насадкой; 3 - характеристика НЭС с параллельным соединением струйных насосов; А - рабочая точка НЭС с байпас-насадкой; В - рабочая точка НЭС с параллельным соединением

струйных насосов Fig. 4. NBES relative characteristics: 1 - jet pump characteristic; 2 - characteristic of the NBES with a bypass nozzle; 3 - characteristic of the NBES with the parallel connection of jet pumps; A - operating point of the NBES with a bypass nozzle; B - operating point of the NBES with the parallel connection of jet pumps

Заключение

Научная новизна работы заключается в следующем: изменен характер распределения потоков в гидравлической системе скважинного струйного насоса, что в дальнейшем позволит усовершенствовать: -структуру уравнения напорной характеристикой струйного насоса;

-схему гидравлических связей элементов эжекторной системы для бурения скважин.

Ценность работы заключается в разработке общих принципов создания математических моделей работы эжекцион-ной системы на отдельных этапах сооружения нефтегазовых скважин.

Таким образом, с помощью данного анализа удалось обосновать рациональную область применения наддолотных эжекторных систем для бурения скважин.

1. Яремийчук Р.С. Создание депрессии на пласт с помощью струйных аппаратов // Нефтяное хозяйство. 1981. № 11. С. 12-14.

2. Каменев П.Н. Гидроэлеваторы в строительстве. М.: Стройиздат, 1970. 416 с.

3. Кирилловский Ю.Л., Подвидз Л.Г. Рабочий процесс и основы расчета струйных насосов // Труды ВИГМ. М., 1960. Вып. 26. С. 96-135.

4. Соколов Е.Я., Зингер Н.М. Струйные аппараты. М.: Энергия, 1970. 288 с.

кии список

5. Султанов Б.З. Управление устойчивостью и динамикой бурильной колонны. М.: Недра, 1991. 208 с.

6. Мельников А.П., Буглов Н.А. Эжекторное устройство для первичного вскрытия продуктивного горизонта // Вестник ИрГТУ. 2015. № 12 (107). С. 75-79.

7. Мельников А.П., Паневник А.В. Эксплуатация струйных насосов на буровых предприятиях нефтегазовой отрасли // Нефтяное хозяйство. 2014. № 4. С. 46-47.

References

1. Yaremiichuk R.S. Sozdanie depressii na plast s pomoshch'yu struinykh apparatov [Creation of reservoir drawdown by means of jet devices]. Neftyanoe kho-zyaistvo [Oil Industry]. 1981, no. 11, pp. 12-14. (In Russian)

2. Kamenev P.N. Gidroelevatory v stroitel'stve [Hydraulic elevators in civil engineering]. Moscow, Stroiizdat Publ., 1970, 416 p. (In Russian)

3. Kirillovskii Yu.L., Podvidz L.G. Rabochii protsess i osnovy rascheta struinykh nasosov [Workflow and bases of jet pump calculation]. Trudy VIGM [Proceedings of the All-Russia Institute of Hydraulic Machinery]. Moscow, 1960, issue 26, pp. 96-135. (In Russian)

4. Sokolov E.Ya., Zinger N.M. Struinye apparaty [Jet devices]. Moscow, Energiya Publ., 1970, 288 p. (In Russian)

Критерии авторства

Мельников А.П., Буглов Н.А. имеют на статью равные авторские права и несут равную ответственность за плагиат.

5. Sultanov B.Z. Upravlenie ustoichivost'yu i dinamikoi buril'noi kolony [Control of drill string stability and dynamics]. Moscow, Nedra Publ., 1991, 208 p. (In Russian)

6. Mel'nikov A.P., Buglov N.A. Ezhektornoe ustroistvo dlya pervichnogo vskrytiya produktivnogo gorizonta [Ejector device for production horizon primary opening]. Vestnik IrGTU. 2015 [Proceedings of Irkutsk State Technical University], no. 12 (107), pp. 75-79. (In Russian)

7. Mel'nikov A.P., Panevnik A.V. Ekspluatatsiya struinykh nasosov na burovykh predpriyatiyakh nefte-gazovoi otrasli [Jet pump operation on drilling enterprises of oil and gas industry]. Neftyanoe khozyaistvo. [Oil Industry]. 2014, no. 4, pp. 46-47. (In Russian)

Contribution

Melnikov A.P., Buglov N.A. have equal author's rights and bear equal responsibility for plagiarism.

Конфликт интересов

Авторы заявляют об отсутствии конфликта интересов.

Conflict of interests

The authors declare that there is no conflict of interests regarding the publication of this article.

Статья поступила 25.11.2016 г.

The article was received 25 November 2016