-механическая скорость бурения;

-суммарное газосодержание бурового раствора.

Пульт бурильщика имеет стандартные параметры входа и может использоваться не только с нашей регистрирующей аппаратурой, но и с аппаратурой, разработанной сторонними предприятиями.

При использовании программы "Регистрация" на пульте бурильщика отображаются не только регистрируемые, но и расчетные параметры, выводится аварийная сигнализация и сообщения в бегущей (информационной) строке.

Рис Схема бурения

Пульт бурильщика осуществляет:

-автоматизированный сбор информации с датчиков технологических параметров бурения;

-обработку и отображение на 12 линейных и цифровых индикаторах;

-контроль параметров по установленным пороговым значениям;

-распознавание в автоматическом режиме аварийных ситуаций

-вывод световой и звуковой аварийной сигнализации;

-вывод сообщений для бурильщика в бегущей (информационной) строке;

-двустороннюю связь с компьютером для передачи/приема информации.

Функциональные особенности:

-возможность подключения как аналоговых, так и цифровых датчиков;

-стандартные параметры входа (совместимость с регистрирующей аппаратурой сторонних предприятий);

-2 вида связи с компьютером: по кабелю и радиосвязь (по выбору заказчика).

Пульт бурильщика размещается на буровой в непосредственной близости от бурильщика под легким укрытием.

Сигнальное устройство

Представляет собой фонарь красного цвета.

- световой индикатор (фонарь)

- звуковая сирена

Рабочее место оператора

- компьютер;

- принтер;

- программы:

а) Регистрация

б) DrillRep

в) GeoData и др.

Технические средства беспроводной передачи данных с пульта бурильщика на компьютер

- устройство беспроводной передачи/приема данных (комплекс: радиомодем-антенна-кабель) - 2 шт.

-Дальность действия - 1,5 км в прямой видимости.

Технические средства и ПО передачи данных с буровой

- модем (радиомодем, GSM-модем)

- программное обеспечение приема/передачи данных

При необходимости станция «Леуза-2» может комплектоваться дополнительным набором датчиков, контролирующих электропроводность раствора на входе и на выходе, температуру раствора на входе и на выходе, момент на ключе, суммарное газосодержание и др., всего до 32 параметров.

Датчик температуры ПЖ на входе/выходе:

Диапазон измерения, °С	0-100
Уровень выходного сигнала, В	от 0 до 5
Напряжение питания, В	+12
Масса, кг	3,0
Габариты, мм	410х270х110
Предел допускаемой основной абсолютной погрешности	±(0,5+0,01Х)

Предназначен для измерения температуры промывочной жидкости (ПЖ) на входе (в приемной емкости) и/или на выходе (в желобе).

Крепление - Датчик крепится с помощью крепежного приспособления.

Датчик температуры ПЖ на входе крепится к корпусу приемной емкости, термометр сопротивления погружается в ПЖ в приемной емкости.

Датчик температуры ПЖ на выходе крепится в желобной системе, термометр сопротивления погружается в ПЖ в желобе.

Датчик электропроводности ПЖ на выходе

Диапазон измерения, См/м	0,1 -10
Уровень выходного сигнала, В	0-5
Напряжение питания, В	±12
Масса, кг	3,0
Габариты, мм	150х110х520
Предел допускаемой основной абсолютной погрешности	±(0,05+0,02(50/Х-1))

Предназначен для измерения электропроводности промывочной жидкости (ПЖ).

Принцип действия датчика основан на измерении электропроводности жидкостного витка связи индукционным трансформаторным методом.

Крепление - в желобе с помощью крепежного приспособления, прилагаемого к датчику.

Датчик крутящего момента на роторе токовый:

Диапазон измерения, А	0-1000
Уровень выходного сигнала, В	от 0 до 5
Напряжение питания, В/Гц	220/50
Масса, кг: токоизмерительный датчик электронный блок	1 4
Габариты, мм: токоизмерительный датчик электронный блок	190х110х80 210х180х135

Предназначен для определения крутящего момента на роторе косвенным способом - по величине потребляемой мощности электропривода роторного стола.

Используется на буровых установках, роторный стол которых приводится в движение электродвигателем (а не дизелем).

Состав: токоизмерительный преобразователь и электронный блок, соединённые между собой кабелем.

Крепление - датчик устанавливается таким образом, чтобы силовой провод проходил через отверстие токоизмерительного датчика.

Датчик момента на ключе:

Диапазон измерения, кН·м	0-50
Уровень выходного сигнала, В	от 0 до 5
Напряжение питания, В	+12
Масса, кг	3,5
Габариты, мм	280х160х80
Предел допускаемой основной абсолютной погрешности	±(0,3+0,015Х)

Предназначен для измерения момента на машинном ключе бурового оборудования.

Принцип действия - датчик представляет собой тензометрический преобразователь усилий.

Крепление - датчик размещается между штоком пневмораскрепителя и тросом ключа.

Датчик уровня ПЖ в приёмной ёмкости герконовый:

Диапазон измерения, м по заказу	0-2,5 0-5
Погрешность измерения, мм	5
Уровень выходного сигнала, В	от 0 до 5
Напряжение питания, В	+12
Масса, кг	5
Габариты, мм	2675 х 190 х 190
Предел допускаемой основной абсолютной погрешности	±(0,02+0,01Х)

Предназначен для измерения уровня промывочной жидкости (ПЖ) в приемной емкости.

Принцип действия - основан на выдаче сигнала стандартного уровня при изменении поплавка в емкости относительно штанги.

Крепление - Датчик крепится к емкости с использованием прилагаемых хомута и уголка.

Информация с первичных датчиков поступает на табло бурильщика и визуализируется на цифровых и линейных индикаторах в наглядном для бурильщика виде. В последующем вся информация после оцифровки и первичной обработки поступает в компьютер на рабочем месте мастера.

2.2 Программное обеспечение (ПО) станции «Леуза-2»

Состоит из двух частей: программное обеспечение регистрации технологических данных и программное обеспечение просмотра и обработки сохраненных данных.

Программное обеспечение регистрации технологических данных предназначено для сбора, хранения и обработки информации, поступающей с датчиков, расположенных на буровой, и позволяет в масштабе реального времени решить следующие задачи:

-прием и оперативную обработку информации от датчиков технологических параметров бурения, расположенных на буровой;

-расчет вторичных параметров;

-визуализацию информации на мониторе в виде диаграмм и в табличном виде;

-формирование базы данных реального времени в масштабах времени, глубины и «исправленной» глубины с дальнейшим сохранением всей информации на жестком диске;

-расчет и рекомендация наиболее оптимальных нагрузок;

-выдачу оперативной информации на печать.

Программное обеспечение просмотра и обработки сохраненных данных предназначено для последующего просмотра, анализа и интерпретации зарегистрированных данных, записанных предварительно в базу данных реального времени. По регистрируемым материалам в автоматическом режиме составляются суточные рапорта, а также рапорта по каждому долблению и по всей скважине. Рассчитываются и выдаются технико-экономические показатели бурения.

Обработка хроматографической и технологической информации производится программами "РЕГИСТРАЦИЯ", "CHROM", "GEODATA", работающими под управлением среды "Windows".

2.2.1 ПРОГРАММА "GEODATA" (ПРОГРАММА ОБРАБОТКИ ДАННЫХ ГТИ)

Назначение: Обработка, просмотр и печать геолого-технологической информации, полученной в процессе бурения скважины. Формирование и печать выходных сводных диаграмм.

Область применения: Бурение скважин на нефть и газ. Контроль процесса бурения и геолого-технологические исследования скважин. Используется в станции «Леуза-2», станции ГТИ «Геотест-5» или автономно.

Программа обеспечивает:

- обработку исходной геолого-технологической информации;

- возможность моделирования выходной диаграммы представления информации;

- наглядный и гибкий интерфейс ввода и редактирования данных в диаграмме;

- возможность пользовательской настройки интерфейса программы;

- удобный режим подготовки документа к печати;

- соответствие стандартам представления в выходных диаграммах геолого-технологической информации.

Программа позволяет работать со следующими данными:

- информация о литологии пород;

- характеристика горной породы (плотность, пористость, карбонатность);

- описание породы (в текстовом виде);

- возраст отложений (в текстовом виде);

- люминесцентно-битуминологический анализ (ЛБА);

- покомпонентный состав газа и суммарный газ;

- технологические данные: вес на крюке, нагрузка на долото, давление ПЖ на входе, уровень в приемной емкости, плотность раствора, расход раствора на входе и на выходе, скорость бурения, скорость СПО, момент на роторе и т.д.

Форматы данных: Las-файл, файлы реального времени системы регистрации параметров станций "Леуза-2", «Геотест-5»

Рис Регистрация параметров ГТИ

В верхней части располагаются меню и панель инструментов. С их помощью производится настройка интерфейса, редактирование информации, сохранение настроек и т.д. Каждой кнопке на панели инструментов соответствует свой пункт меню, т. е. для того, чтобы выполнить какую-либо операцию, можно либо выбрать определенный пункт меню, либо нажать соответствующую кнопку. Кнопки на панели инструментов разделены на группы. Можно указать, какие группы будут присутствовать на экране, а какие нет. Можно также передвигать группы кнопок внутри панели инструментов.

Рабочая область программы состоит из колонок и полосы прокрутки. Полоса прокрутки нужна для просмотра данных, не умещающих на экран. На ней расположен бегунок, который можно передвигать или при помощи стрелок, расположенных на его концах, или непосредственно двигая его мышкой. Вся информация, обработанная программой, выводится на экран в колонках.



Рис Пример обработки результатов ГТИ: а - колонка для вывода глубин. б - текстовая колонка; в, г - графические колонки; д - колонка для вывода замеров ЛБА; е - литологическая колонка

На экране могут присутствовать любые колонки в любых качествах. Также можно устанавливать какую угодно ширину для каждой колонки.

Одна из колонок, представленных на экране, может быть выделенной. Выделенная колонка отличается от остальных тем, что толщина линии по ее параметру больше, чем у остальных колонок.

2.2.2 ПРОГРАММА «DRILLREP»

Назначение: Оперативное создание стандартных отчетов о процессе бурения нефтегазовой скважины для представления заказчику и контроля строительства скважины.

Область применения: Контроль процесса бурения скважин на нефть и газ. Используется в станции «Леуза-2», станции ГТИ «Геотест-5».

Описание: Программа создает отчеты на базе информации, регистрируемой станцией контроля процесса бурения "Леуза-2" или станцией ГТИ "Геотест-5", т.е. используя базу данных реального времени, формируемую в процессе бурения программой "Регистрация".

Программа позволяет осуществлять контроль строительства и анализ исследований скважины с помощью оперативных и заключительных отчетов по бурению.

Виды отчетов:

1. Отчет по скважине.

2. Отчет по рейсам.

3. Отчет за период: сутки; смену; произвольный период времени.

4. Рейсовый отчет.

5. Суточная сводка по ГТИ.

6. График строительства скважины.

7. Журнал операций.

8. Таблица данных по времени.

Программа автоматически создает требуемый отчет на основе указанного пользователем фактического материала.

В отчетах фигурируют сведения по инструменту, характеристики по типам операций, средние значения ряда параметров, баланс времени и др. Отдельные показатели иллюстрируются диаграммами. Отчеты генерируются и сохраняются в виде электронных таблиц Excel.

Рис Пример отчёта технологических исследований

2.2.3 Программа регистрации и контроля параметров бурения

Программное обеспечение регистрации технологических данных предназначено для сбора, хранения и обработки информации, поступающей с датчиков, расположенных на буровой, и позволяет в реальном масштабе времени решить следующие задачи:

- прием и оперативную обработку информации от датчиков технологических параметров бурения, расположенных на буровой;

- визуализацию информации на мониторе в виде диаграмм и в табличном виде;

- формирование базы данных реального времени в масштабах времени, глубины и "исправленной" глубины с дальнейшим сохранением всей информации на жестком диске;

- расчет и рекомендация наиболее оптимальных нагрузок;

- выдачу оперативной информации на печать.

Программа включает несколько экранов, позволяющих одновременно получить исчерпывающую информацию как о состоянии скважины и бурового оборудования, так и о техническом состоянии самой информационно-измерительной системы.

Основной экран программы регистрации включает меню, информационную панель, колонки параметров и строку с подсказкой.

Меню, расположенное в верхней части экрана, представляет собой список ключевых слов: "Рейс", "Операции", "Вид", "Настройки", "Колонки", "Разное", "Отчеты", "Справка". После выбора любого из этих пунктов меню появляется список команд (или пунктов), содержащихся в данном меню. С помощью меню оператор управляет программой, ее действиями и настройкой.

Информационная панель предназначена для отображения такой наиболее важной технологической информации, как наличие веса на крюке и давления, тип операции, положение инструмента и глубина забоя. На информационной панели расположены индикатор оптимальной нагрузки, поле для установки вместимости экрана (промежуток времени, выбранный оператором для вывода информации на экран), часы и кнопки для управления программой.

В колонках в виде графиков и диаграмм отображаются значения контролируемых параметров. С левой стороны, как правило, размещаются две колонки, куда выводятся данные по глубине и по времени. Далее строятся информационные колонки, причем их количество может быть от одной до восьми, они могут быть любой ширины и располагаться в любой последовательности. Данные могут отображаться в масштабе времени и глубины. В верхней части каждой информационной колонки указывается название параметра и диапазоны вывода. Цвет названия совпадает с цветом графика. В колонках помещаются данные, собранные за указанное время. На экран может быть одновременно выведена информация, зарегистрированная за период от 3 мин до 24 ч.

Строка с подсказкой располагается в нижней части экрана и на ней в текстовом виде выводится подсказка по тому элементу экрана, над которым расположен курсор мышки.

Кроме основного экрана имеется несколько дополнительных, в каждом из которых своя форма представления текущей информации .

Дополнительные экраны могут быть вызваны через меню "Экраны":

"Параметры" - вызывает экран, в котором выводятся текущие цифровые значения параметров. Окно представляет собой таблицу, состоящую из двух столбцов. В левом столбце выводится название параметра, а в правом - его числовое значение и единица измерения.

"Циркуляция" - вызывает экран с мнемоническим изображением всех основных узлов бурового оборудования. На экране в динамике (в виде светящихся и движущихся символов) отображается текущая ситуация на буровой на основании реальных показаний датчиков. Экран отражает наличие давления, положение инструмента над забоем, уровень ПЖ в емкостях, работу насоса. Его вторая функция - отображать результаты диагностики датчиков, т.е. показывать их неисправность. Чтобы перевести экран в режим отображения неисправности датчиков, нужно в меню "Режим" выбрать пункт "Диагностика датчиков". Если датчик исправен, овал с его названием заполнен зеленым цветом, в противном случае название датчика начинает мигать красным цветом.

"Журнал событий" - вызывает экран со списком событий (аварий, предупреждений и т.д.) Экран содержит таблицу с двумя столбцами: датой и временем и описанием события. Все события, произошедшие во время регистрации, записываются в журнал событий, причем для удобства аварийные события пишутся красным цветом, начало и окончание рейсов - синим, все остальные события - черным.

"Табло бурильщика" - показания индикаторов идентичны показаниям индикаторов пульта бурильщика на буровой.

"Отработка долота" - вызывает экран с графиками рейсовой скорости и стоимости метра проходки, по которым оценивается степень износа долота и выдается заключение о необходимости подъема долота.

"Панель с индикаторами" - вызывает экран, в котором изображено табло, где значения параметров отображены в цифровой форме. Для удобства восприятия табло разделено на три зоны. Первая - наиболее информативна при проведении спуско-подъёмных операций. Во второй - размещена группа регистрируемых и расчетных параметров, позволяющих оценить эффективность работы долота на забое. В третьей - отображаются значения параметров промывочной жидкости.

Программа позволяет в реальном масштабе времени рассчитать наиболее оптимальные значения нагрузки. После вызова режима "Расчет оптимальной нагрузки" появляется диалоговое окно.

Синим цветом на экране отображено текущее значение нагрузки, ярко-белая зона соответствует области разгрузки колонны. Красная вертикальная линия проходит через точку оптимальной нагрузки на графике, а заштрихованный зеленый прямоугольник - область наиболее оптимальных значений нагрузки.

В программе регистрации предусмотрена возможность составления и распечатки по стандартным формам различных текстовых отчетов. Например:

"Печать рапорта по рейсу" - для распечатывания рапорта по предыдущему рейсу.

"Печать суточного рапорта" - для распечатывания рапорта за предыдущие сутки.

Программа для просмотра сохраненных данных предназначена для последующего просмотра, анализа и интерпретации зарегистрированных данных, записанных предварительно на жесткий диск. Удобная система поиска файлов позволяет быстро найти любую нужную информацию по конкретной скважине за любой интервал времени и глубины.

На базе этой программы работает система удаленного мониторинга "RT Leuza".

Система удаленного мониторинга скважин "RT-Leuza"

Удаленное наблюдение и корректировка процесса бурения нефтяных и газовых скважин

Система "RT-Leuza" обеспечивает в режиме реального времени:

удаленное наблюдение (в офисе) процесса бурения скважины;

передачу сообщений (рекомендаций, руководящих указаний) оператору на буровой;

просмотр ряда скважин;

одновременное наблюдение с нескольких рабочих мест;

удаленный просмотр архивных файлов и отчетных документов.

Для работы системы "RT-Leuza" необходимо:

оснащение буровых станциями, регистрирующими процесс бурения:

станциями контроля процесса бурения "Леуза-2" или

станциями ГТИ "Геотест-5".

Использование системы "RT-Leuza":

-дисциплинирует буровую бригаду;

-снижаются неоправданные простои;

-минимизируются нарушения технологии и отклонения от ГТН;

-повышаются технико-экономические показатели строительства скважины;

оптимизирует процесс бурения;

-непрерывный контроль и оперативное вмешательство в процесс бурения со стороны заказчика или супервайзера позволяет избегать грубых ошибок, приводящих к аварийным ситуациям.

Состав системы "RT-Leuza"

-Программное обеспечение:

-программа "RT- Proxy" - сервер подключений

-программа "RT- Client" - рабочее место

-Технические средства передачи и приема данных по интернету:

GSM-модем + направленная антенна (2 комплекта)

-Программа "RT- Proxy" устанавливается на сервер на предприятии наблюдателя (или у провайдера интернет-услуг).

- Программа "RT- Client" устанавливается на рабочие места наблюдения.

Техническая характеристика системы "RT-Leuza"

Передаваемые данные, Основные регистрируемые и расчетные параметры; тип операции; комментарии оператора; геологические данные; архивные файлы, текстовые документы, отчеты. Периодичность поступления данные в режиме реального времени - каждые 10 с; в пакетном режиме - по выбору заказчика.

Рекомендуемая скорость линии - не ниже 9600 бит/с. Тип обратной связи - текстовые сообщения.

Рабочие экраны наблюдения системы "RT-Leuza"

- Основной экран наблюдения удаленной скважины.

- Экран состояния процесса бурения.

- Экран состояния емкостей.

-Обмен сообщениями с оператором на буровой

-Выбор скважины для наблюдения

-Выбор удаленного документа для просмотра

Рис Схема удалённого мониторинга скважин

Рис. Просмотр удалённых данных ГТИ.

3. Сбор и обработка информации

К информации, которая собирается, контролируется и обрабатывается в процессе технологических исследований, относятся следующие ее виды:

-проектная информация о разрезе, технологии и режиме проводки скважины (техпроект, ГТН, РТК);

-фактические технико-технологические данные по скважине и применяемому буровому оборудованию;

-результаты автоматического измерения технологических параметров ;

-фактические данные о геологическом разрезе по результатам

-анализа шлама, керна, бурового раствора.

В процессе технологических исследований оператор-технолог ведет журнал, оформляет диаграммы аналоговой и цифровой регистрации параметров, заполняет рабочие формы и ежесуточные технологические сводки.

3.1 Ведение журнала геолого-технологических исследований

Журнал по технологическим исследованиям ведется на каждую исследуемую скважину с момента установки на буровой станции ГТИ и вплоть до момента ее снятия. При временном прекращении технологических исследований на данной скважине и последующем их восстановлении (например, после вывода скважины из консервации) продолжается старый журнал.

В журнале до начала исследований должны быть зафиксированы сведения о скважине (УБР, площадь, номер скважины, категория, цель бурения, проектная глубина, конструкция), буровом оборудовании (установка, тип насосов), аппаратуре ГТИ (тип станции, наименование регистрируемых параметров). Здесь же должен быть список членов партии ГТИ, фамилии мастера и бурильщиков.

В процессе технологических исследований в журнал заносятся и корректируются по мере изменения следующие сведения:

- диаметры и интервалы открытого ствола скважины;

- диаметр и глубина спуска последней обсадной колонны;

- конструкция бурильной колонны;

-количество емкостей, включенных в циркуляцию, и площадь их поверхности;

-наименование используемых систем очистки и дегазации бурового раствора;

-результаты проверок работоспособности аппаратуры и датчиков ГТИ;

- замечания о неполадках в работе датчиков и аппаратуры и отметки об их устранении.

Оперативно в процессе технологических исследований в журнал заносятся следующие сведения:

- прием и сдача вахты с указанием фамилий операторов;

- наименование производимых на буровой операций с указанием времени начала и конца;

- оценка ситуаций и краткая их характеристика;

- выдаваемые буровой бригаде предупреждения и рекомендации;

- оценка действий буровой бригады после выдачи предупреждений и рекомендаций;

- величины расчетных параметров (если для их записи нет специальных рабочих форм);

- типоразмеры спускаемых долот, фактическая проходка и время долбления;

- параметры бурового раствора, измеряемые вручную.

В процессе работы оператором проводятся и фиксируются в журнале следующие обязательные определения и расчеты:

- объем слива из желобов и манифольда после выключения циркуляции и объем их заполнения после включения (по уровню и рабочей емкости);

- объем бурового раствора в трубах VT, кольцевом пространстве VK.П и общий объем в скважине (расчет производится через каждые 50 м проходки, а также при изменении конструкции скважины или бурильной колонны):

(10)

(11)

- продолжительность полуциклов циркуляции по трубам и кольцевому пространству и общего цикла циркуляции (расчет см. по формуле (I);

- теоретический вес бурильной колонны для положения ведущей трубы над ротором:

(12)

где gi - приведенный вес одного метра труб i-й секции, т ;

li- длина 1-й секции, м;

n - число секций труб;

- плотность металла труб, г/см3;

WB - вес вертлюга с грязевым шлангом и ведущей трубой, т;

- сопоставление фактического веса колонны (определяется как полусумма значений веса по индикатору или диаграмме веса при медленном плавном подъеме и таком же спуске колонны на длину квадрата) с теоретическим в начале каждого долбления, но не реже чем 1 раз за 10 наращиваний.

Форма журнала устанавливается руководством экспедиции ГТИ.

По мере окончания технологических исследований журнал подписью начальника партии ГТИ сдается в экспедицию ГТИ (контору, трест).

3.2 Оформление диаграмм

Оперативное представление заказчику получаемой в процессе бурения геологической информации является важным звеном в общей технологической схеме геолого-технологических исследований. Информация может представляться в виде копий диаграмм регистрации суммарных газопоказаний Гсум, продолжительности бурения Т, расхода бурового раствора Q , коэффициента разбавления Е, результатов раздельного анализа углеводородных газов, результатов анализа проб шлама и керна, графиков изменения измеряемых и расчетных параметров в функции глубины или времени. Для оперативной передачи в УБР (УРБ) информации по геологическим исследованиям за каждые сутки составляется ежесуточная сводка геолого-технологических исследований, которая подписывается геологом станции ГТИ и буровым мастером. Сводка является отчетным документом и остается у начальника партии ГТИ до окончания работ на скважине, после чего сдается в контору (экспедицию). По желанию заказчика копия сводки может передаваться в геологическую службу УБР (УРБ) объединения.

Дежурный оператор-геолог немедленно ставит в известность буровую бригаду при возрастании газосодержания бурового раствора, поглощениях или проявлениях, признаках вскрытия зон аномально-высоких даровых и пластовых давлений, признаках подхода или вскрытия пласта-коллектора. При несоответствии прогнозного геологического разреза фактическому оператор-геолог информирует буровую бригаду и дежурного геолога УБР (УРБ) о литологии проходимых пород и о смене литолого-стратиграфических комплексов. В перспективных участках разреза при признаках вскрытия коллектора оператор-геолог в зависимости от конкретных условий выдает рекомендации на проведение необходимых и наиболее эффективных в данном случае операций и видов исследований: промывку скважины, отбор керна или образцов грунтов, свабирование, испытание, ГИС, изменение режима бурения с целью повышения информативности методов ГТИ. Рекомендации, выдаваемые оператором-геологом, являются обязательными для исполнения буровой бригадой. Отменить выданные рекомендации может только главный геолог или начальник геологической службы УБР (УРБ), объединения. Оператор-геолог при выдаче рекомендаций дает ее обоснование и несет ответственность за правильность выданной рекомендации.

В процессе проведения ГТИ оператор-геолог оформляет диаграммы, заполняет рабочие журналы, расчетные листы, бланки и формы.

На диаграмме регистрации суммарных газопоказаний Гсум должны быть следующие данные:

-результаты калибровки газоанализатора с указанием времени
ее проведения;

-масштаб записи;

-остановки в бурении и перерывы в циркуляции (с указанием
времени, глубины скважины и причины) и добавки химреагентов;

-причина выявленных аномалий;

-время отставания и глубина скважины с учетом отставания не
реже чем через 5 м проходки.

На диаграмме регистрации продолжительности бурения Т, расхода бурового раствора Qвых и коэффициента разбавления Е отмечаются следующие данные:

-масштабы регистрации параметров Т,Qвых , Е;

-интервалы работы с расходомером и имитатором;

-параметры бурового раствора (не реже I раза в смену), а также после добавки воды, химреагентов и нефтепродуктов.

Диаграмма компонентного анализа должна содержать следующие данные:

-результаты калибровок хроматографа (не реже одного раза в месяц) эталонными газовыми смесями с указанием времени выхода компонентов;

-объем дозы;

-масштаб записи компонентов;

-глубина скважины через каждые 5 м проходки;

-перерывы в циркуляции и добавки химреагентов»

При заполнении диаграмм пользуются условными обозначениями.

В процессе проведения газового каротажа ведется журнал геолого-технологических исследований, в который заносятся вид выполняемых на буровой работ (бурение, проработка скважины, промывка, ремонт оборудования, геофизические исследования и т.д.), типоразмер долота и состав бурильного инструмента, параметры бурового раствора (плотность, вязкость, водоотдача), добавки в буровой раствор, номера отбираемых проб бурового раствора и шлама с указанием времени отставания, отметки о калибровке аппаратуры, выданные рекомендации с кратким обоснованием их, подпись дежурного оператора.

Результаты анализа проб шлама и образцов керна представляются в журнале оператора-геолога, куда заносятся следующие данные: интервал и время отбора пробы шлама (керна), литологическое описание пород с указанием возраста, фракционный состав шлама, карбонатность, люминесценция, плотность и пористость пород. При проведении исследований дополнительными методами их результаты заносятся в графу "Примечание".

В журнал оператора-геолога записываются также выдаваемые оператором рекомендации с кратким обоснованием причины выдачи. Каждая страница журнала подписывается дежурным оператором. К журналу прилагаются расчетные листы с графиками по определению газосодержания бурового раствора, калибровочные и эталонировочные графики.

Информация по геолого-геохимическим исследованиям ежесуточно передается в экспедицию ГТИ (контору, трест).

Сводная диаграмма геологических исследований служит для представления результатов геологических исследований по разрезу скважины с привязкой по глубинам.

Заполнение сводной диаграммы осуществляется оператором-геологом в процессе бурения в масштабах 1:200 или 1:500, в перспективных участках разреза 1:50. В графе I сводной диаграммы отмечается дата (число, месяц) пробуренного интервала в течение суток. Суточные границы выделяются чертой. В графе 2 строятся кривые механического каротажа и расхода бурового раствора. В графах 3 и 4 указывается глубина забоя скважины и возраст вскрытых пород. Стратиграфические границы определяются оператором и контролируются по IMC. В графы 5-17 заносятся данные по шламу и керну: плотность и карбонатность пород, шламограмма, интервалы отбора керна, литологическая колонка с описанием пройденных пород, результаты ЛБА, пористость и газонасыщенность пород. В графы 18-20 сводится информация о буровом растворе. После проведения геофизических и гидродинамических исследований в графе 21 указывается интервал исследований, комплекс выполненных исследований, основные параметры пласта и результаты испытаний.

Сводная диаграмма газового каротажа заполняется, если в процессе бурения исследования шлама и керна не проводятся. Сводная диаграмма заполняется оператором в процессе бурения скважины в масштабах 1:200 или 1:500. На диаграмме строятся кривые продолжительности проходки Т, расхода бурового раствора Qвых, суммарное содержание УВГ в буровом растворе с учетом степени дегазации желобного дегазатора. Приводится также относительный состав УВГ в виде цифровых данных, люминесценция шлама (керна), параметры бурового раствора и добавки в него химреагентов Сводные диаграммы геологических исследований и газового каротажа составляются операторами и подлежат сдаче в КИП экспедиции (конторы, треста). При исследовании глубоких поисковых и разведочных скважин, бурящихся с низкими скоростями (v<1 м/ч), копии сводных диаграмм представляются заказчику через каждые 50 м проходки, но не реже 1 раза в месяц. При исследовании скважин, бурящихся со скоростью более I м/ч, копии сводных диаграмм могут представляться после окончания бурения скважины, но не реже I раза в месяц. Оригиналы сводных диаграмм хранятся в экспедиции (конторе, тресте). В сводных диаграммах расписывается начальник партии (отряда) и дежурные операторы. К сводной диаграмме прилагается пояснительная записка с предварительным заключением о перспективности пройденного разреза на нефть и газ, указываются выделенные коллекторы и нефтегазонасыщенные пласты с характеристикой по результатам проведенных исследований.

Акт на результаты геолого-технологических исследований (см. приложение 2) является обязательным отчетным документом, по которому можно оценить эффективность работы партии (отряда) ГТИ на скважине. Акт составляется после окончания работ по ГТИ на скважине и подписывается начальником партии (отряда), буровым мастером и главным геологом УБР (УРБ). Акт составляется в двух экземплярах, один из них передается в УБР (УРБ), другой - остается в экспедиции (конторе, тресте).

В процессе решения отдельных технологических задач оператором заполняются специальные рабочие формы. Рабочие формы не подлежат сдаче в КИП экспедиции, пока не будут закончены работы по технологическим исследованиям. По требованию заказчика ему могут передаваться копии таких форм. Сводная диаграмма технологических исследований заполняется КИПом экспедиции (треста).

Ежесуточная технологическая сводка составляется оператором по результатам работ на скважине за прошедшие сутки. Форма сводки устанавливается по согласованию с заказчиком. При низких скоростях проходки и нецелесообразности ежесуточного сбора информации возможна ее комплектация за любой другой, удобный для заказчика, интервал времени или глубины.

Ежесуточная сводка должна в обязательном порядке содержать выписки из журнала о времени начала и конца всех проводимых на буровой операций, величину суточной проходки на долото, усредненные значения режимных параметров за интервал проходки одним долотом, а также отметки о выдаваемых предупреждениях и рекомендациях и их выполнении.

Ежесуточная сводка отправляется заказчику в КИП и в УБР по интернету с помощью модема.

3.3 Контроль параметров и обнаружение их аномалий

Все параметры, контролируемые в процессе технологических исследований, делятся на режимные и реагирующие.

К режимным относятся следующие параметры, значения которых заданы условиями бурения:

- нагрузка на долото;

- число оборотов ротора;

- расход на входе (число двойных ходов насоса);

- характеристики бурового раствора на входе (плотность, вязкость, напряжение сдвига, фильтрация, минерализация, газосодержание, температура).

Величины режимных параметров устанавливаются и поддерживаются в соответствии с техническим проектом ГТН и РТК.

Реагирующие параметры отличаются от режимных тем, что могут изменяться при сохранении режимных параметров постоянными и эти изменения бурильщиком (технологом) практически не регулируются.

Аномальным изменением параметра (аномалией) называют любое изменение параметра на величину, превышающую погрешность определения данного параметра.

Технологической аномалией называется отклонение режимного параметра от проектного значения или значения, обусловленного нормальным процессом проводки скважины, аномальное изменение реагирующего параметра, обусловленное изменением режимного, а также проведением специальных технологических операций. К таким аномалиям относятся отклонения от технического проекта, ГТН, РТК, все аномалии реагирующих параметров при изменении режимных, а также аномалии, появляющиеся при обработке и перекачке раствора, переключении насосов, движении инструмента и т.п. Отклонения фактических режимных и реагирующих параметров от проектных могут иметь случайный или вынужденный характер, случайные отклонения обусловлены произвольными действиями буровой бригады, вынужденные - геолого-технико-технологическими причинами: отсутствием или недостатком запланированных технических средств, непредвиденными свойствами разреза, осложнениями и т.п.

Опасной аномалией называется аномальное изменение реагирующего (а в некоторых случаях и режимного) параметра, не обусловленное изменением режимного или технологической операцией. Такие аномалии возникают в результате изменения условий бурения, воздействия скважины, нарушения режима работы оборудования и бурильного инструмента. Именно эти аномалии являются признаками возможных предаварийных ситуаций. Характер изменения режимных и реагирующих параметров при наиболее типичных изменениях условий бурения скважины приведены в таблицах.

Порядок работы оператора-технолога при обнаружении аномалий следующий:

-аномалии, обусловленные технологическими операциями - пояснение на соответствующей диаграмме аналоговой регистрации;

- случайные отклонения от проекта - пояснение на диаграмме, предупреждение буровой бригаде, сообщение о характере и величине отклонения, рекомендация на приведение параметра в норму; при отказе - запись в журнале;

- отклонения от проекта по геолого - техническим причинам - запись в журнале, анализ отклонений и рекомендации по оптимизации отработки долота;

- опасные аномалии - анализ и оценка ситуации, проведение необходимых расчетов и выдача рекомендаций.

3.4 Анализ опасных аномалий и оценка ситуаций

Порядок работы оператора-технолога при обнаружении опасной аномалии следующий:

- предупреждение буровой бригаде;

- анализ аномалии, определение наиболее вероятной ее причины и немедленная реакция на аномалию;

- формулирование и сообщение рекомендации буровой бригаде на проведение специальных работ;

- анализ результатов специальных работ, проведение необходимых расчетов и окончательная оценка ситуация;

- сообщение буровой бригаде о ситуации, результатах расчетов и выдача рекомендаций.

Порядок анализа основных и наиболее типичных опасных аномалий с последующей оценкой ситуации представлен в приложении 14, где выделены три этапа анализа:

1)аварийный (немедленный) анализ, по которому информация должна быть выдана немедленно (не позже трех минут после возникновения аномалии) и который предусматривает немедленные технологические действия бурильщика;

2)срочный анализ, для которого может потребоваться дополнительная информация, выполнение кратковременных специальных работ. Рекомендация должна быть выдана не позже 15 мин после возникновения аномалии, если нет других специальных указаний;

3)оперативный анализ выполняется на основе более длительных наблюдений (например, после полуцикла циркуляции, бурения определенного интервала и т.д.).

Пример. В процессе контроля оператор отметил аномальное повышение давления на входе в скважину, остальные параметры оставались стабильны. Оператор делает вывод: аномалия давления является опасной. Оператор находит описание. Согласно указаниям этого пункта оператор предупреждает бурильщика о возможности сальника на инструменте или обвала стенок скважины, как наиболее опасных ситуаций для возникновения прихвата, и дает рекомендацию продолжать бурение с периодическим отрывом от забоя на длину квадрата. В процессе бурения оператор контролирует давление, момент на роторе и изменение веса при отрывах от забоя и постановке на забой. Через 15 мин отмечается следующая ситуация: давление продолжает расти, при подъеме инструмента наблюдаются небольшие (5-6 тс) затяжки, величина момента повышается, скорость проходки несколько снизилась. Согласно этому оператор дает рекомендацию на промывку скважины, контролирует при этом изменение давления и выносимый шлам (данные по шламу получает от оператора-геолога и проводит проверку достаточности скорости течения раствора в кольцевом пространстве на вынос шлама. Через некоторое время (в пределах полуцикла по кольцу) в шламе наблюдается повышенное содержание обвальной породы, давление несколько снизилось, но остается аномально завышенным, скорость раствора в кольцевом пространстве достаточна для выноса шлама. Оценка ситуации - осыпи стенок скважины, в результате чего недостаточная очистка забоя. Оператор производит оценочный расчет интервала неустойчивости ствола (глубины, на которой осыпаются стенки скважины) по времени появления аномального количества обвальной породы в шламе, а также режима течения бурового раствора в кольцевом пространстве для условий усиленной промывки и сообщает эти данные буровой бригаде. Эти данные используются бурильщиком или мастером для нормализации процесса бурения.

Глава 4. Геолого-технологические исследования скважины № 344

В задачи геолого-технологических исследований входили:

1) измерить и зарегистрировать.

1.1.контроль параметров бурения (нагрузка на долото, объем промывочной жидкости в приемных емкостях, механическая скорость бурения, скорость спуско-подъемных операций, глубина скважины, время бурения различных технологических операций, вес на крюке, давление промывочной жидкости на входе, положение талевого блока, скорость потока промывочной жидкости на выходе из скважины, плотность промывочной жидкости на входе.);

2) вычисление технико-экономических характеристик бурения.

2.1. баланс времени работы буровой бригады;

2.2. контроль технологических параметров по рейсам, построение графика строительства скважины.

2.3. составление и выдача заказчику результатов исследования.

1) Основные геолого-технологические данные по скважине.

Технологические исследования проводились силами отряда ТИ ЭГТИ Уфимского УГР круглосуточно в период с 21.12.06 00 час 00 мин и по 17.01.07 24 час.00 мин, включая монтаж и демонтаж оборудования, в интервале глубин с 0 м до 2407 м. В процессе исследований применялся комплекс контроля параметров процесса бурения «Леуза-2» производства НПФ «Геофизика» с программным обеспечением.

Регистрация данных и обработка результатов осуществлялись непрерывно во время всех технологических операций бурения. Результаты технологических исследований в виде файлов предоставлялись заказчику в электронном виде по спутниковой связи технологической службе ООО Уфимское УБР, ЦОИ и Уфимское УГР ОАО “Башнефтегеофизика». По окончании работы составлен настоящий отчет.

В процессе технологических исследований регистрировались следующие параметры:

H - глубина скважины, м;

Т - время бурения различных технологических операций, час;

Wк - вес на крюке, т;

Рвх - давление промывочной жидкости на входе, атм;

Нт.б. - положение талевого блока, м;

Qвых - скорость потока промывочной жидкости на выходе из скважины л/с;

Пл.вх - плотность промывочной жидкости на входе, г/см3.

Регистрация параметров производилась с привязкой по времени и по глубине. На основе прямых измерений вычислялись следующие технологические параметры:

-нагрузка на долото, т;

-объем промывочной жидкости в приемных емкостях, м3;

-механическая скорость бурения, м/час;

-скорость спуско-подъемных операций, м/час.

Вычислялись технико-экономические характеристики бурения, фиксировался баланс времени работы буровой бригады. Баланс времени по скважине составлен по форме федерального государственного статистического наблюдения за строительством скважин на нефть и газ (форма №1-ТЭК (бур)) согласно инструкции.

По результатам технологических исследований в функции времени построены рейсовые диаграммы основных технологических параметров, прилагаемые к данному отчету. К отчету также прилагается ряд таблиц и диаграмм, характеризующих основные технико-экономические показатели строительства скважины.

График строительства Ивановской площади



Рис 4.1 График строительства Ивановской площади

На рисунке 4.1 приведён график строительства скважины №344 Ивановской площади. Строительство скважины началось 21.12.06 и закончилось17.02.07. В первые два дня было пробурено 32 м. Бурение велось без остановки ежедневно и к 17.02.07. глубина пробуренной скважины составило 2407м. В таблице 1 приведена зависимость значение глубины от времени по дням в период строительства скважины.

Таблица 1. Значение глубины от времени

Дата (месяц, число)	Глубина (метры)
21.12.06	0-32
23.12.06	32-136
25.12.06	136-237
27.12.06	237-356
30.12.06	356-607
1.1.07	607-833
3.1.07	833-1227
5.1.07	1227-1478
7.1.07	1478-1559
9.1.07	1559-1695
11.1.07	1695-1938
13.1.07	1938-1971
18.1.07	1971-2033
20.1.07	2033-2053
22.1.07	2053-2089
24.1.07	2089-2137
26.1.07	2137-2184
30.1.07	2184-2199
1.2.07	2199-2281
3.2.07	2281-2323
6.2.07	2323-2354
7.2.07	2354-2378
9.2.07	2378-2407
10.2.07	2407

Рис 4.2 Регистрация основных параметров ТИ по времени с 9.00-15.00.

На рисунке 4.2 приведена диаграмма регистрации основных параметров ТИ. В период с 9.00-13.00 проводилось бурение скважины. С 13.00-14.30- Отогрев оборудования в связи с замерзанием датчиков на буровой. С 15.00- перекачка бурового раствора.



Рис 4.3 Регистрация основных параметров ТИ по времени с 17.00-22.30.

На рисунке приведена диаграмма регистрации основных параметров ТИ. В данный период времени на скважине велись буровые работы.

Рис 4.4 Регистрация основных параметров ТИ по времени с 21.00-03.00

Основные технико-технологические параметры бурения скважины №344 Ивановской площади (средние за рейс).

Таблица 2. Технико-технологические параметры бурения

Рейс	Интервал	Дата	Ткал	Прох	Vмех	Vр	Wд	Рвх	Q	Параметры ПЖ
№	Начало	Конец	Начало	Конец							вых	Уд. вес	Вязк	В/отд
	метр	метр	Д.Г.М.Ч.М	час	метр	м/ч	м/ч	т	атм	л/с	г/см3	сек	см/ 30мин
1	0.00	34.93	23.12.06 1:00	24.12.06 3:10	26:10:00	35	7.8	1.3	2.5	8	17	1.16	30	7
2	34.93	137.13	24.12.06 3:20	25.12.06 21:10	41:50:00	102	12.4	2.4	3.6	40	37	1.16	30	7
3	137.13	137.13	25.12.06 21:20	26.12.06 3:59	6:39:20	0	0.0	0.0	0.0	0	0	1.16	30	7
4	137.13	137.13	26.12.06 4:00	26.12.06 8:32	4:32:00	0	0.0	0.0	0.0	0	0	тех. вода.
5	137.13	137.13	26.12.06 8:33	27.12.06 7:31	22:58:20	0	0.0	0.0	0.0	0	0	тех. вода.
6	137.13	250.80	27.12.06 8:17	28.12.06 7:09	22:52:00	113	9.3	4.9	7.0	54	33	тех. вода.
7	250.80	250.80	28.12.06 7:09	30.12.06 9:13	50:04:00	0	0.0	0.0	0.0	0	0	тех. вода.
8	250.80	369.25	30.12.06 9:14	31.12.06 4:02	18:48:00	118	14.0	6.0	6.0	58	29	тех. вода.
9	369.25	484.67	31.12.06 4:02	31.12.06 21:38	17:35:40	115	13.0	6.0	6.0	71	26	тех. вода.
10	484.67	609.93	31.12.06 21:40	02.01.07 0:03	26:23:00	125	20.0	5.0	8.0	66	26	тех. вода.
11	609.93	637.01	02.01.07 0:04	02.01.07 10:51	10:47:00	27	55.0	3.0	10.0	68	26	тех. вода.
12	637.01	777.50	02.01.07 10:53	03.01.07 7:59	21:07:00	140	29.0	6.0	10.0	81	30	тех. вода.
13	777.50	837.82	03.01.07 8:03	04.01.07 0:33	16:30:00	61	20.0	3.6	12.0	87	30	тех. вода.
14	837.82	977.80	04.01.07 0:37	04.01.07 20:26	19:49:00	140	28.0	7.0	10.0	93	32	тех. вода.
15	977.80	1252.68	04.01.07 20:30	06.01.07 5:41	33:11:00	275	18.3	8.3	14.3	108	35	тех. вода.
16	1252.68	1332.84	06.01.07 5:42	07.01.07 0:24	18:41:20	80	14.8	4.3	11.9	121	34	тех. вода.
17	1332.84	1480.33	07.01.07 0:25	08.01.07 3:09	26:46:00	147	13.6	5.5	12.3	134	34	тех. вода.
18	1480.33	1480.33	08.01.07 3:11	08.01.07 13:55	10:45:00	0	0.0	0.0	0.0	84	35	тех. вода.
19	1480.33	1628.81	08.01.07 13:56	10.01.07 12:12	46:20:00	149	13.4	3.2	12.1	126	34	тех. вода.
20	1628.81	1678.08	10.01.07 12:16	11.01.07 13:33	25:18:00	53	15.0	2.0	8.5	126	34	тех. вода.
21	1678.08	1714.83	11.01.07 13:34	12.01.07 8:53	19:20:00	33	13.5	1.7	12.7	108	35	тех. вода.
22	1714.83	1939.09	12.01.07 8:54	14.01.07 1:21	40:30:00	224	13.6	5.5	10.0	129	35	тех. вода.
23	1939.09	1939.09	14.01.07 1:23	16.01.07 18:48	65:42:00	0	0.0	0.0	0.0	73	34	1.16	35	7
24	1939.09	1972.90	16.01.07 18:51	18.01.07 21:28	50:25:00	34	4.0	0.7	11.5	98	31	1.16	35	<...

Подобные документы

• Оптимизация процессов бурения скважин

  Оптимизация процесса бурения по различным критериям, расчет оптимальной механической скорости проходки для осуществления процесса бурения скважин с допущением, что проведены испытания в идентичных горно-геологических условиях и с одинаковыми режимами.
  
  курсовая работа [419,5 K], добавлен 14.12.2010
  

• Способы бурения скважин. Причины и механизм самопроизвольного искривления скважин. Контроль пространственного положения скважин

  Метод ударно-канатного бурения скважин. Мощность привода ротора. Использование всех типов буровых растворов и продувки воздухом при роторном бурении. Особенности турбинного бурения и бурения электробуром. Бурение скважин с забойными двигателями.
  
  курсовая работа [1,5 M], добавлен 10.10.2011
  

• Технология бурения нефтяных и газовых скважин

  Изучение технологических процессов бурения нефтяных и газовых скважин на примере НГДУ "Альметьевнефть". Геолого-физическая характеристика объектов, разработка нефтяных месторождений. Методы увеличения производительности скважин. Техника безопасности.
  
  отчет по практике [2,0 M], добавлен 20.03.2012
  

• Оценка методологического обеспечения бурения скважин

  Особенности буровых работ. Методы контроля и регулирования, применяемые в процессе бурения скважины. Общая характеристика некоторых прогрессивных методик, обеспечивающих процесс бурения. Критерии оценки технического состояния скважин. Организация ГИС.
  
  шпаргалка [73,1 K], добавлен 22.03.2011
  

• Бурение поисково-разведочной скважины на месторождении каменного угля

  Геолого-технические условия бурения. Проектирование конструкции скважины. Выбор и обоснование способа бурения. Выбор бурового инструмента и оборудования. Проектирование технологического режима бурения. Мероприятия по предупреждению аварий в скважине.
  
  курсовая работа [927,4 K], добавлен 30.03.2016
  

• Бурение скважин на воду

  Геолого-технические условия бурения скважины. Выбор и расчет водоприемной части скважины, ее проектная конструкция. Способ и технология бурения, буровое оборудование и инструмент. Вскрытие и освоение водоносного горизонта, расчет водоподъемной установки.
  
  курсовая работа [39,6 K], добавлен 19.06.2011
  

• Геофизические методы исследования скважин

  Анализ компьютерных технологий геолого-технологических исследований бурящихся нефтяных и газовых скважин. Роль геофизической информации в построении информационных и управляющих систем. Перспективы российской службы геофизических исследований скважин.
  
  практическая работа [32,1 K], добавлен 27.03.2010
  

• Разведочное бурение

  Геолого-технические условия бурения и отбора керна. Способ бурения и конструкция скважины. Разработка режимов бурения скважины. Повышение качества отбора керна. Искривление скважин и инклинометрия. Буровое оборудование и инструмент. Сооружение скважин.
  
  курсовая работа [778,6 K], добавлен 05.02.2008
  

• Применение технологии сверхглубокого бурения для изучения земной коры

  История развития и проблемы сверхглубокого бурения скважин. Особенности Кольской и Саатлинской сверхглубоких скважин. Характеристика способов бурения и измерение физических свойств пород. Новая техника и новые технологии бурения, их научные результаты.
  
  курсовая работа [130,5 K], добавлен 02.03.2012
  

• Экономическая оценка результативности проекта доразведки на Милорском лицензионном участке

  Основные фонды геологических предприятий. Расчет необходимых капитальных вложений. Определение стоимости бурения добывающей, нагнетательной и резервной скважин. Промысловое обустройство месторождения. Прирост добычи от бурения рекомендуемых скважин.
  
  курсовая работа [266,4 K], добавлен 06.02.2013
  

• Бурение скважин

  Краткая история развития бурения. Области его применения. Основные операции технологического процесса. Категории бурения скважин в зависимости от их глубин. Способы воздействия на горные породы и характер их разрушения на забое. Типы буровых долот.
  
  реферат [121,9 K], добавлен 03.10.2014
  

• Использование глубоководного бурения для решения геологических задач

  Принципы локации объектов глубоководного бурения, их местоположения. Полезные ископаемые в океане. Методы и средства исследований. Исследования, проводимые в институтах геологического профиля Новосибирского центра СО РАН, и анализ их результатов.
  
  курсовая работа [3,8 M], добавлен 02.07.2012
  

• Телеметрические системы в процессе бурения

  Геолого-технические условия бурения нефтегазовых скважин Западной Сибири, условия и принципы работы телеметрических систем. Геологическое строение участка: литолого-стратиграфический разрез, доюрские образования, нефтеносность. Оборудование для бурения.
  
  отчет по практике [1,6 M], добавлен 22.04.2011
  

• Газовый каротаж

  Цели, функции и задачи геолого-технологических исследований скважин в процессе бурения. Изучение количества и состава газа, попавшего в буровой раствор методом газового каротажа. Проведение исследований с применением известково-битумных растворов.
  
  контрольная работа [516,4 K], добавлен 23.06.2011
  

• Породоразрушающий инструмент для бурения кольцевым забоем

  Основные сведения о бурении скважин. Общая схема колонкового бурения. Тампонирование скважины как комплекс работ по изоляции отдельных ее интервалов. Диаметры колонковых скважин, зависящие от целей их проходки и от типа породоразрушающего инструмента.
  
  презентация [175,8 K], добавлен 18.10.2016
  

• Ремонт и обслуживание скважин и оборудования для бурения

  Виды скважин, способы добычи нефти и газа. Вскрытие пласта в процессе бурения. Причины перехода газонефтепроявлений в открытые фонтаны. Общие работы по ремонту скважин. Обследование и подготовка ствола скважины. Смена электрического центробежного насоса.
  
  учебное пособие [1,1 M], добавлен 24.03.2011
  

• Эффективность восстановления скважин методом бурения боковых стволов в НГДУ "Лянторнефть"

  Характеристика продуктивных горизонтов. Анализ фонда скважин. Технология зарезки и бурения боковых стволов. Расчет технико-экономического обоснования необходимости бурения боковых стволов на Лянторском месторождении. Промысловые геофизические работы.
  
  дипломная работа [102,6 K], добавлен 28.02.2013
  

• Морское бурение разведочных скважин

  Выбор способа бурения и построения конструкции скважины. Проверочный расчет буровой вышки. Технология погружения обсадной колонны, отбора керна, вращательного бурения. Составление геологического наряда. Организация морского бурения, ликвидационные работы.
  
  курсовая работа [2,3 M], добавлен 14.06.2014
  

• Система безопасности бурения газовых скважин

  Проведение анализа опасности технологического процесса бурения скважины. Исследование рисков возникновения и развития аварийной ситуации. Ознакомление с организационными и инженерно-техническими мероприятиями по обеспечению безопасности на объекте.
  
  курсовая работа [827,8 K], добавлен 27.03.2016
  

• Постановка поисково-оценочного бурения на Иньвинской площади

  Цели и задачи поисково-оценочного бурения. Выбор типовой скважины и ее геологический разрез. Обоснование для постановки поисково-оценочного бурения на Иньвинской площади. Подсчет ожидаемых запасов нефти и газа. Ликвидация и консервация скважин.
  
  курсовая работа [1,0 M], добавлен 09.12.2010
  

• главная
• рубрики
• по алфавиту
• вернуться в начало страницы
• вернуться к началу текста
• вернуться к подобным работам