Способ компоновки бурильной колонны для вторичного вскрытия продуктивного пласта
METHOD FOR ASSEMBLING A DRILL COLUMN FOR SECONDARY PENETRATION OF A PRODUCTIVE RESERVOIR

Область техники
Техническое решение относится к области бурения скважин и может быть использовано при их капитальном ремонте методом глубокой перфорации разветвленными каналами со сверхмалыми диаметрами и радиусами кривизны в резкоизменяющихся геологических условиях.
Уровень техники
Известны способы компоновок бурильной колонны (КБК) при бурении забойными двигателями (ЗД), включающие сборку низа бурильной колонны из стальных бурильных труб (СБТ), утяжеленных бурильных труб (УБТ), легкосплавных бурильных труб (ЛБТ), которые нашли широкое применение при проводке глубоких скважин в резкоизменяющихся условиях бурения. [1, 2, 3, 4].
Недостатком известных способов является необходимость для каждых конкретных условий рассчитывать и подбирать длину, количество и место установки СБТ, ЛБТ и УБТ, чтобы исключить влияние случайных факторов на эффективную работу компоновки [5, 6], а также невозможность бурения каналов со сверхмалыми радиусами кривизны из-за больших изгибных жесткостей компоновок.
Известны также другие способы компоновки низа бурильной колонны, включающие сборку долота, 3Д, центраторов, установленных в составе компоновки, учитывающих различную частоту собственных колебаний ЛБТ и УБТ и далее колонны СБТ [7, 8].
Но компоновки по этим способам эффективно работает только в определенных условиях (например, обеспечивается стабилизация профиля скважин с малыми зенитным углом около 2°). Однако из-за воздействия случайных факторов (нагрузки, буримости горных пород, их анизотропии, реологических свойств промывочной жидкости и прочее) снижается эффективность работы компоновки и не всегда обеспечивается проводка скважины в требуемых параметрах и не может осуществлять различные колебательные режимы.
Наиболее близким техническим решение к заявленному является способ компоновки низа бурильной колонны, повышающий эффективность работы компоновки за счет снижения воздействия случайных факторов на работу низа бурильной колонны в резкоизменяющихся условиях бурения, но учитываются только продольные и, как правило, грунтовые колебания долота.
Для этого компоновку низа бурильных колон собирают из рабочих элементов бурильных труб, УБТ, ЛБТ и др. рабочие элементы с частотами собственных колебаний, соотносящимися между собой как ряд случайных чисел, количество членов которого ограничено длиной динамически возмущенного участка сжатой части бурильной колонны упругими волнами сжатия при заданном режиме бурения [9].
Длина динамически возмущенного участка сжатой части бурильной колонны, которая характеризует энергию упругих волн сжатия, влияющих на надежность компоновки, определяют по известной зависимости [10, 11, 12]
d
L=a⋅1,
где а=5100 м/с - скорость распространения продольных волн в бурильной колонне;
t=T/2 - момент времени максимального динамического возмущения;
Т=2 π/ω - период продольных колебаний долота с угловой частотой ω;
2
в
ш
2
в
ш
ω=ω⋅K⋅K, где ω=πn/30 - угловая (круговая) частота долота, при частоте оборотов забойного двигателя n; K - эмпирический коэффициент; K - число шарошек долота.
В процессе бурения компоновка низа бурильной колонны, собранная по предлагаемому способу из элементов, имеющих частоту собственных колебаний в соответствии с распределением случайных чисел, при воздействии колебательных процессов, имеющих стохастическую природу, действие которых проявляется в виде случайных нагрузок, будет в меньшей степени снижать механическую скорость бурения, влиять на работоспособность долота, забойного двигателя, бурильных труб, кривизну наклонно направленного участка, т.е. будет обеспечивать вибрационную надежность КБК.
c
л
ж
Однако компоновки по известному способу эффективно работают только в условиях бурения скважин большого диаметра, где превалирующее значение имеют продольные колебания характеризующиеся распространением энергии упругих волн сжатия, бегущих по колонне со скоростью звука в стальных колоннах: C≈5100 м/сек, в легкосплавных (ЛБТ): С≈5040 м/сек, волн в столбе промывочной жидкости: С≈7200…1350 м/сек.
При этом не учитывается внутреннее демпфирование в трубах, марка стали и трение элементов КБК о стенки скважины, характеризующее комплексной скоростью волн  где η - тангенс фазового угла между возмущающей силой и смещением; ρ - плотность материала труб.
Энергия, затрачиваемая на крутильные колебания КБК, характеризуется скоростью распространения крутильных колебаний:
Поперечные колебания, распространяющиеся со скоростью:
например: при коэффициенте Пуассона, равном 0,25
И
Изгибные С и поверхностные волны Рэлея:  относящиеся друг к другу как:
Сущность технического решения
Предлагаемое техническое решение решает задачу повышения эффективности работы компоновки при бурении длинных каналов малого диаметра и радиуса кривизны по заданной траектории в резкоизменяющихся условиях бурения.
Техническим результатом заявленного технического решения является повышение безаварийности работы элементов нижней части бурильной колонны при бурении наклонных и горизонтальных участков длинных каналов малого диаметра и радиуса кривизны с сильной перемежаемостью буримых пород требующих изменения режима бурения и упруго-вязких параметров компоновки для снижения вероятности прихватов вызванных действием перепада давления, заклинивания инструмента, сужение канала при выпучивании пород от усталости и из-за не надлежащей очистки скважины при действии продольных, поперечных и крутильных колебаний стохастической (случайной) природы.
Указанный технический результат достигается тем что, способ компоновки бурильной колонны как технической динамической системы - связанных осцилляторов, для бурения разветвленных каналов малого диаметра, включающий сборку рабочих элементов с различными собственными частотами, размещенных в динамически возмущенном участке нагруженной части бурильной колонны, причем собирают на испытательном стенде компоновку бурильной колонны, включающую размещенные как связанные осцилляторы, долото, шпиндельную секцию забойного двигателя, силовые секции винтового забойного двигателя, компоновки жестких и гибких труб с упруговязкими механическими характеристиками и различными собственными частотами, а также устройство для регулирования осевой нагрузки, осуществляют стендовые испытания по смоделированным программам возможных аварийных или безаварийных режимов работы компоновки как в целом, так и отдельных ее элементов, осуществляют замеры и получают значения амплитуды, виброскорости и виброускорения продольных, поперечных и крутильных колебаниях компоновки при бурении каждой из пород, тренды суммарных волновых движений осцилляторов перемещающихся с общей групповой скоростью, осуществляют аналитическую обработку полученных значений и определяют на испытательном стенде места устойчивости движения, определяют закономерности амплитуд перемещений и виброскорости и виброускорения продольных, поперечных и крутильных колебаний в процессе бурения на стенде, осуществляют спектральный анализ полученных результатов, путем вычисления спектральных плотностей рабочих элементов компоновки, получают траектории движения рабочих элементов размещенных в динамически возмущенном участке КБК на фазовой плоскости, при этом определяют длину динамически возмущенного участка нагруженной части бурильной колонны с использованием групповой скорости распространения энергии пакета монохромных продольных, поперечных и крутильных волн, отличающихся друг от друга по фазе и частоте и распространяющиеся по колонне с превалирующими собственными частотами, с различными фазовыми скоростями при линейных и нелинейных, стохастических колебаниях, возникающих в бурильной колонне, за счет выходов из образующихся узлов устойчивости движения, причем дополнительно размещают регулятор осевой нагрузки в местах «узлов устойчивости движения», выполненного с возможностью работы при различных коэффициентах демпфирования, превалирующую собственную частоту которого получают после статистической обработки динамограмм спектральных плотностей и фазовых траекторий, подбирают необходимый режим работы компоновки и ее рабочих элементов: собственные частоты с учетом различных изгибных и крутильных жесткостей, демпфирующие свойства регуляторов осевой нагрузки их оптимальное размещение.
В частном случае реализации заявленного технического решения групповую скорость вычисляют как математическое ожидание полученных величин фазовых скоростей, где весами служит вероятность частоты регистрации этих величин при испытании компоновки на стенде, причем среднее значение соответствующей скорости как случайной величины равна сумме произведений случайной величины на вероятность ее появления, деленную на их количество.
В частном случае реализации заявленного технического решения групповую скорость вычисляют как среднюю геометрическую замеряемых на стенде фазовых скоростей продольных, поперечных и крутильных колебаний;
В частном случае реализации заявленного технического решения групповую скорость вычисляют как средняя арифметическую величину при небольшой разнице возмущающих частот или для не сгруппированных данных
В частном случае реализации заявленного технического решения стенд комплектуют датчиками замеров амплитуды, виброскорости и виброускорения продольных, поперечных и крутильных колебаниях компоновок при бурении пород различной прочности, выбранных из группы: известняки, доломиты, гранит, мрамор или песчано-цементного блока, выполненного по стандарту API 19В.
Краткое описание чертежей
Детали, признаки, а также преимущества настоящего технического решения следуют из нижеследующего описания вариантов реализации заявленного технического решения с использованием чертежей, на которых показано:
Фиг. 1 - фазовая траектория компоновки КБК многомассовой колебательной системы с длинной динамически возмущенного участка 14 метров, с двумя узлами устойчивости;
Фиг.2 - амплитудная модуляция;
Фиг. 3 - испытательный стенд;
Фиг. 4 - принципиальная схема восьми массовой инструментальной компоновки для бурения глубоких разветвленных каналов со сверхмалыми диаметрами и радиусами кривизны;
Фиг. 5 - закономерности амплитуд перемещений виброскорости и виброускорения продольных, поперечных и крутильных колебаниях при «раскачке» компоновки в процессе бурения на стенде;
Фиг. 6 - графики амплитуд перемещений;
Фиг. 7 - графики спектральных плотностей анализируемых зависимостей;
Фиг. 8 - фазовая траектория долота;
Фиг. 9 - фазовая траектория долота и фрезы;
Фиг. 10 - фазовая траектория малогабаритного винтового забойного двигателя;
Фиг. 11 - фазовая траектория устройства регулирования осевой нагрузки.
На фигурах цифрами обозначены следующие позиции:
1 - корпус перфобура с размещенным внутри его КБК изображенная на фигуре 4; 2 - клин-отклонитель; 3 - силовая секция винтового забойного двигателя; 4 - шпиндель с центратором; 5 - долото; 6 - перфорационный канал; 7 - искусственный песчано-цементный блок; 8 - приемная емкость; 9 - привод ходового винта-нагружателя; 10 - ходовой винт; 11 - трубопровод низкого давления для слива промывочной жидкости; 12 - выкидная линия насоса; 13 - трехпоршневая насосная станция СИН 46 с частотно-регулируемым приводом насос; 14 - компенсатор колебаний давления; 15, 19 - контрольно-измерительные приборы (датчики); 16 - регулятор осевой нагрузки на долото; 17 - рукав высокого давления; 18 емкость с технологической жидкостью; 19 - амплитудная модуляция; 20 - ω-линия; 21 - (ω+ε) - линия; 22 - (ω-е) линия;
На фигурах также обозначены буквами следующие позиции:
А - амплитуды отдельных гармоник с близкими частотами;
2А - максимальное значение амплитуд двух гармоник при явлении биения;
3А - максимальное значение амплитуд трех гармоник при явлении биения;
2
8
0
8
4
m, …, m - сосредоточенные массы (осцилляторы), участвующие в стохастических колебаниях при бурении определенного типа пород; k, …k - динамические жесткости узлов, входящих в состав много массовой компоновки для перфобурения; S - спектральная плоскость.
Подробное описание
Способ компоновки бурильной колонны как технической динамической системы связанных осцилляторов, для бурения разветвленных каналов малого диаметра, включающий сборку рабочих элементов состоящих из долота, малогабаритного забойного двигателя, гибких и жестких труб с различными собственными частотами, размещенных в динамически возмущенном участке нагруженной части бурильной колонны. Определяют длину динамически возмущенного участка нагруженной части бурильной колонны с использованием групповой скорости распространения энергии пакета монохромных продольных, поперечных и крутильных волн.
Групповую скорость вычисляют, например, как средневзвешенное значение - то есть как математическое ожидание полученных величин фазовых скоростей, где весами служит вероятность частоты регистрации этих величин при испытании КБК на стенде, причем среднее значение соответствующей скорости как случайной величины равна сумме произведений случайной величины на вероятность ее появления; либо как средняя геометрическая замеряемых на стенде фазовых скоростей продольных, поперечных и крутильных колебаний; или как средняя арифметическая величина при небольшой разнице возмущающих частот или для не сгруппированных данных.
При этом сборку рабочих элементов с подобранными собственными частотами осуществляют с учетом их различных изгибных и крутильных жесткостей, а демпфирующие свойства компоновки при необходимости усиливают дополнительным размещением регуляторов осевой нагрузки с изменяющимся коэффициентом демпфирования в местах «узлов устойчивости движения», полученных на стенде после аналитической обработки экспериментальных фазовых траекторий.
д
r
ф
Длина динамически возмущенного участка бурильной колонны L как технической динамической системы определяется по известной зависимости с использованием групповой скорости v распространения энергии пакета монохромных продольных, поперечных и крутильных волн, отличающихся друг от друга по фазе и частоте и распространяющиеся по компоновке с различными фазовыми скоростями v при линейных и не линейных, стохастических колебаниях, возникающих в бурильной компоновке, работающей в бурящемся искривленном канале, причем стохастические свойства результирующего движения определяются случайными возмущениями, характеризующимися сложной фазовой траекторией, у которой имеется скелет технической динамической системы (совокупность состояния равновесия периодических движений) указанный на фигуре 1.
Д
Г
L=v⋅t,
Г
где v - групповая скорость распространения энергии пакета волн, волновые числа К которых лежат вблизи полученных и оцененных оптимальных значений скоростей на испытательном стенде [13];
f
где λ - длина волны; - частота колебаний; ω - круговая частота колебаний.
t=Т/2 - момент времени максимального динамического возмущения;  период колебаний КБК при амплитудной модуляции с круговой частотой ε.
Амплитудная модуляция (результирующее движение) (19) с переменной амплитудой A⋅(1+2⋅cos(ε⋅t)) и круговой частотой ε и с квазипериодом  трех колебаний с разными частотами ω - линия (20), (ω+ε) линия 21 и (ω-ε) линия 22 изображена на фигуре 2. Тогда закон движения с несущей частотой ω запишется:
Компоновка для бурения глубоких разветвленных каналов сверхмалого диаметра и радиусами кривизны собирается для испытания и устанавливается на испытательном стенде, схема которого представлена на фигуре 3. Компоновка включает в себя долото (фрезу) (5), шпиндельную секцию забойного двигателя (4), силовые секции винтового забойного двигателя (3), компоновки гибких труб с упруго-вязкими механическими характеристиками и различными собственными частотами размещается внутри корпуса (1), а также устройство регулирования осевой нагрузки (16). Модель компоновки, размещенной в корпусе перфобура (1), представлена на фигуре 4 [14].
Стенд комплектуется датчиками замеров амплитуды (перемещение), виброскорости и виброускорения продольных, поперечных и крутильных колебаниях КН КБК при бурении пород различной прочности 7 (например: известняков, доломитов, гранита, мрамора или песчано-цементного блока, выполненного по стандарту API 19В).
На фигуре 4 изображена принципиальная схема восьми массовой инструментальной компоновки для бурения глубоких разветвленных каналов со сверхмалыми диаметрами и радиусами кривизны.
0
1
2
8
0
1
2
4
5
6
7
Например: для бурения канала длиной 14 м диаметром 58 мм КБК будет состоять из: m, m, m, …, m - сосредоточенные массы (осцилляторы) участвующие в стохастических колебаниях при бурении определенного типа пород (где: m, m, m, m, m, m, m - весовые характеристики рабочих элементов компоновки);
0
2
m…m - массы жестких труб диаметром 43и толщиной стенки 4,5 мм общей длиной 10 м, с весом 1 м - 4,3 кг где G - модуль упругости при сдвиге:
3
для стали 40ХН G=81000 МПа; m - весовые характеристики устройства регулирования осевой нагрузки длиной 2 м - 34 кг,
4
7
8
m…m - массы гибких труб диаметром 28 и толщиной стенки 3,5 мм общей длиной 14 м, с весом 1 м -2 кг, G- модуль упругости при сдвиге: для стали 12Х18Н9Т G=77000 МПа; m - весовые характеристики винтового забойного двигателя 2Д 43.5/6.21 с двумя узлами перекоса и длиной 2 м - 18,7 кг и долота диаметром 58 мм - 0,5 кг (фрезы диаметром 71 мм - 0,7 кг)).
0
k, …, kg - динамические жесткости узлов входящих в состав много массовой компоновки для перфобурения, жесткость отдельных труб, как пружинных систем определяем по В.Е. Капылову [15]:
Г
Г
Например: динамическая жесткость 7 метровой гибкой трубы: k=5 Н/м; динамическая жесткость 3,5 метровой гибкой трубы k=2,5 Н/м;
ж
ж
динамическая жесткость 10 метровой жесткой трубы: k=11,4 Н/м; динамическая жесткость 7 метровой жесткой трубы: k=16,3 Н/м;
Основные собственные частоты определяются по известным зависимостям:
i
- собственные частоты соответствующих труб массами m - как осцилляторов КБК;
где: Е - модуль Юнга, для жестких труб (сталь 40ХН…40ХН2МА):
5
Е=(2,0…2,1)10 МПа;
для гибких труб (сталь 12Х18Н9Т), в зависимости от термообработки:
5
Е=(1,3…1,9)10 МПа;
i
2
S - площадь сечения труб, м;
i
I - длина участка соответствующих труб, м;
F(t) - возмущающая сила (нагрузка на долото);
с - гидравлическое сопротивление (коэффициент демпфирования) устройства регулирования осевой нагрузки, определяется по формуле:
Например, при: А - амплитуда грунтовых колебаний долота (например: А=0,001 м);
-1
ω - круговая частота долота, ω=125,6 мин;
ш
К - число шарошек или число лопастей, для долот типа PDC:
ш
выбираем К=4;
в
в
К- коэффициент выступов (по Балицкому В.П.), К=1;
1
1
d - диаметр поршня, d=0,043 м;
2
2
d - диаметр штока, d=0,034 м;
3
з
d- диаметр дросселя, d=0,0012…0,0025 м;
i
ic
μ - коэффициент истечения жидкости из устройства регулирования осевой нагрузки, μ=0,85.Собственные частоты труб достаточно точно для инженерных расчетов можно определить так же, как [15]: , где x - линейная деформация конкретной i-й трубы в см, собственная частота i-трубы ω- в Гц.
r
Получаем, в результате замеров: амплитуды (перемещение), виброскорости и виброускорения продольных, поперечных и крутильных колебаниях КБК при бурении пород определенной прочности, тренды суммарных волновых движений осцилляторов перемещающихся с общей групповой скоростью v представленные на фигурах 5 и 6.
На фигуре 5 представлены закономерности амплитуд перемещений виброскорости и виброускорения продольных, поперечных и крутильных колебаниях при «раскачке» компоновки в процессе бурения на стенде канала диаметром 58 мм и длиной 14 м.
3
Повышение гидравлического сопротивления в устройстве регулирования осевой нагрузки за счет уменьшения диаметра d с 25 мм (фигура 5) до 12 мм, привело к выравниванию колебаний в компоновке для бурения, о чем свидетельствуют графики амплитуд перемещений на фигуре 6.
П
2
Далее проводим спектральный анализ полученных результатов указанных на фигурах 5 и 6, путем вычисления спектральных плотностей осцилляторов компоновки (графики спектральных плотностей анализируемых зависимостей представлены на фигуре 7 (масштаб по оси oY полулогарифмический, на оси оХ отложены превалирующие (преобладающие) частоты группового волнового процесса W в масштабе 10).
П
i
iс
П
П
В результате получаем траектории движения рабочих элементов размещенных в динамически возмущенном участке КБК на фазовой плоскости. Как видно на фигуре 7, отмечаются четыре превалирующие частоты группового волнового процесса W: 170; 240; 450 и 530 Гц около которых сконцентрирована энергия колебаний рабочих узлов - труб КБК с различными массами m и собственными частотами ω. Средняя величина частоты волнового процесса W=347 Гц, с периодом Т=2π/347=0,0181 с.
На фигурах 1,8-11 изображены траектории движения осцилляторов входящих в компоновку КБК. Фазовые траектории долота и фрезы изображены на фигурах 8 и 9 соответственно, на фигуре 10 фазовая траектория малогабаритного винтового забойного двигателя, а на фигуре 11 - фазовая траектория устройстве регулирования осевой нагрузки.
В результате испытаний вышеописанной КБК получили, что наиболее энергоемкой является спектральная плотность S4 изображенная на фигуре 7, чему соответствует фазовая траектория устройства регулирования осевой нагрузки в режиме «раскачки» компоновки в процессе бурения глубокого канала длиной 14 м для ликвидации возможного прихвата инструмента.
Как видно из фигуры 7, превалирующие частоты случайного процесса колебания осцилляторов не изменяются, что говорит об установившемся режиме нелинейных колебаний
Из анализируемых результатов видно, что мы получили определенную синхронизацию в ряде парциальных осцилляторов, хотя общей согласованности в колебаниях отдельных осцилляторов не наблюдается, таким образом данный режим (режим «раскачки») подойдет для борьбы с возможным дифференциальным прихватом.
Ф1
1
Ф2
2
Ф3
3
Г
Фазовая скорость продольных колебаний КБК, представленной на фигуре 4, при бурении (например) песчано-цементного блока составляла V=5850 м/с с вероятностью повторений P=0,95; фазовая скорость поперечных колебаний составляла V=3230 м/с с вероятностью Р=0,45, а фазовая скорость крутильных колебаний составляла V=2970 м/с с вероятностью Р=0,85. Тогда групповая скорость v, как среднее значение случайных величин фазовых скоростей равна сумме произведенных полученных величин на вероятность ее появления, деленной на их количество (n):
Средняя геометрическая групповой скорости, без анализа структуры данных колебаний определиться как:
Средняя арифметическая групповой скорости для не сгруппированных данных:
Д
Г
П
Д
Таким образом, длина динамически возмущенного участка КБК с учетом стохастичности процесса будет равна: L=VТ/2=28,7 м, а оптимальное место установки устройства регулирования осевой нагрузки, считая от долота определиться: L/2=14 м.
ic
j
Подобрав необходимые параметры рабочих элементов: собственные частоты (ω) с учетом различных изгибных (EJ) и крутильных (GJ) жесткостей, k- динамические жесткости гибких и жестких труб, демпфирующие свойства регуляторов осевой нагрузки (С), их оптимальное размещение в местах «узлов устойчивости движения», позволит подобрать наиболее благоприятный режим работы компоновки и ее рабочих элементов, таким образом добиться достижения искомого технического результата.
Источники информации
1. Белоруссов В.О. Подбор компоновок низа бурильной колонны для безориентированного бурения скважин за рубежом / В.О. Белоруссов // Техника и технология бурения скважин / ВНИИОЭНГ. - 1988. - Вып. 8. - 39 с.
2. Буслаев В.Ф. Результаты применения способа управления траекторией ствола наклонно-направленных скважин для изменения их азимута / В.Ф. Буслаев // Бурение: РНТС / ВНИИОЭНГ. - 1983. - №4. - С. 5-6.
3. СТО 03-144-90. Инструкция по бурению наклонно-направленных кустовых скважин в Башкирии. Введ.01.06.90. - Уфа: БашНИПИнефть, 1990. - 61 с.
4. Сушон Л.Я. Управление искривлением наклонных скважин в Западной Сибири / Л.Я. Сушон, П.В. Емельянов, Р.Т. Муллагалиев - М.: Недра, 1988. - 124 с.
5. Григулецкий В.Г. Проектирование компоновок нижней части бурильной колонны / В.Г. Григулецкий, В.Т. Лукьянов. - М.: Недра, 1990. - 302 с.
6. Гулизаде М.П. Регулирование азимутального искривления при бурении наклонно-направленных скважин с применением неориентируемых КНБК / М.П. Гулизаде, O.K. Мамедбеков // Строительство скважин: РНТС / ВНИИОЭНГ. - 1989. - Вып. 1. - С. 6-8.
7. Янтурин А.Ш. Передовые методы эксплуатации и механика бурильной колонны / А.Ш. Янтурин. - Уфа: Башкнигоздат, 1988. - 168 с.
8. Янтурин А.Ш. О некоторых вопросах практики и совершенствования эксплуатации бурильных колонн / А.Ш. Янтурин, P.P. Сафиуллин // Современные проблемы буровой и нефтепромысловой механики / Уфим. нефт. ин-т. - Уфа, 1986. - С. 46-50.
9. Пат. №2147669 Российская Федерация. Способ компоновки низа бурильной колонны / И.Е. Ишемгужин, А.В. Лягов, Е.И. Ишемгужин и др. - Опубл.2000, Бюл. №11.
10. Балицкий В.П. К вопросу изучения собственных продольных колебаний бурильной колонны и ее резонансных свойств / В.П. Балицкий // Машины и нефтяное оборудование: РНТС / ВНИИОЭНГ. - 1979. - №12. - С. 12-19.
11. Балицкий В.П. К вопросу о контроле забойных параметров при турбинном бурении / В.П. Балицкий // Автоматизация и телемеханизация нефтяной промышленности: РНТС / ВНИИОЭНГ. - 1976. - №8. - С. 7-11.
12. Балицкий П.В. Взаимодействие бурильной колонны с забоем скважины / П.В. Балицкий. - М.: Недра, 1975. - 293 с.
13. Вибрации в технике: справочнике 6-ти т. / Ред. В.Н. Челомей. - М.: Машиностроение, 1978.
Т. 1. Колебания линейных систем / Под ред. В.В.Болотина. - 1978. - 352 с.
14. Лягов И.А., Лягов А.В., Сулейманов И.Н., Качемаева М.А. Создание технической системы «Перфобур» и исследование ее работоспособности в сильно искривленном канале при вынужденных продольных колебаниях // Электронный научный журнал «Нефтегазовое дело». 2015. №5. С.45-105. URL: http://ogbus.ru/issues/5_2015/ogbus_5_2015_p45-105 LyaqovIA ru.pdf
15. Быстроразъемные и упругие соединения бурильных труб: учебн. пособие для студентов спец. 0211 "Бурение нефт. и газовых скважин" / В.Е. Копылов, В.Н. Артюшкин. - Тюмень: ТГУ 1983. - 87 с.