Техника и технология строительства скважин в сложных горно-геологических условиях

43,30

60,75

75,8

56,1

2,3

-

Бурение

1611

1916

1

ТБПК 127Ч9,19 «Е»

ЗП-162-92

1717,05

53,61

72,16

80,8

52,2

2,2

-

Бурение

1916

2289

1

EU 89Ч9,35 «G-105»

3 1/2 IF

1486,5

31,81

53,02

53,6

32,1

3,2

-



Таблица 39 - Масса применяемых бурильных труб по интервалам бурения, расчет элементов веса бурильной колонны для транспортировки

Бурение под колонну	Интервал бурения, м	Название, шифр, условное обозначение элемента	Вес 1 м трубы или элемента колонны, т	Количество элементов на конец интервала	Дефицит кол-ва элементов на интервал	Вес для транспортир. т
						теоретический	с 4% допуском и 5% запасом на трубы
	от	до			ед.изм.	кол.
Направление 324 мм	0	50	Квадратная штанга	0,11	м	1	1	1,7	1,86
			УБТ- 178	0,1632	-//-	16	16	2,61	2,85
			УБТ-203	0,1992	-//-	8,0	8,0	1,59	1,73
			КС 392	0,595	шт.	1	1	0,595	0,65
			ПК 127Ч9,19 «Е»	0,03122	м	3,17	3,17	0,098	0,11
			Износ труб	0,0097	-//-	30	30	0,033	0,033
			Итого в два конца	2Ч	13,25	14,46
Кондуктор 245 мм	50	1100	УБТС-203	0,2146	м	18	18	3,86	4,21
			УБТС-178	0,156	-//-	24	24	3,74	4,08
			ПК 127Ч9,19 «Е»	0,03122	-//-	537	533	16,64	18,17
			Износ труб	0,00097	-//-	470	470	0,45	0,49
				0,00228	-//-	120	120	0,27	0,29
			Итого в два конца	2Ч	49,92	54,48
Эксплуатационная колонна 178мм	2826	3133	УБТ- 165	0,1372	м	56	-	-	-
			ТБТ-127	0,0751	-//-	144	-	-	-
			ПК 127Ч9,19 «Е»	0,03122	-//-	1387	-	-	-
			Износ труб	0,00594	м	401	401	2,38	2,6
			Итого в два конца	2Ч	4,76	5,2
Хвостовик 114мм	2894	4148	УБТ 108	0,0588	м	80	80	4,70	5,13
			EU 89Ч9,35 «G-105»	0,0214	-//-	1486	1486	31,80	34,72
			Износ труб	0,00594	м	84	84	0,49	0,53
				0,00831	-//-	289	289	2,40	2,62
			Итого в два конца	2Ч	78,78	86

Таблица 40 - Оснастка талевой системы

Интервал по стволу, м	Название технологической операции (бурение, спуск обсадной колонны)	Тип оснастки МК
от (верх)	до (низ)		М	К
БУ 2500/160ДГУ, ZJ-30
0	50	Бурение под направление 324 мм	4	5
0	50	Спуск направления 324 мм	4	5
50	1100	Бурение под кондуктор 245 мм	4	5
0	1100	Спуск кондуктора 245 мм	4	5
1108	3133	Бурение под эксплуатационную колонну 168 мм	4	5
0	3133	Спуск эксплуатационной колонны 168 мм	4	5
4148	4148	Бурение под хвостовик 114 мм	4	5
2894	4148	Спуск хвостовика 114 мм	4	5

Таблица 41 - Режим работы буровых насосов

Интервал, м	Вид технологической операции	Тип буровых насосов	Количество насосов, шт.	Режим работы бурового насоса	Суммарная производительность насосов в интервале, л/с
от (верх)	до (низ)				коэффициент использования гидравлической мощности	диаметр цилиндровых втулок, мм	допустимое давление, МПа	коэффициент наполнения	число двойных ходов в мин	производительность, л/с
БУ 2500/160 ДЭП-1
0	30	Бурение	НБТ-600	1	0,9	170	11,12	0,85	103	25	25
30	620	Бурение	НБТ-600	2	0,9	150	14,3	0,85	134	25	50
620	1000	Бурение	НБТ-600	2	0,9	130	19,06	0,85	106	15	30
1000	1111	Бурение	НБТ-600	2	0,9	130	19,06	0,85	106	15	30
1111	1515	Бурение	НБТ-600	2	0,9	130	19,06	0,85	106	15	30
1515	1804	Бурение	НБТ-600	2	0,9	130	19,06	0,85	106	15	30
1804	2127	Бурение	НБТ-600	2	0,9	120	22,06	0,85	106	15	30
1515	1611	Бурение	НБТ-600	2	0,9	130	19,06	0,85	106	15	30
1611	1916	Бурение	НБТ-600	2	0,9	130	19,06	0,85	106	15	30
1916	2289	Бурение	НБТ-600	1	0,9	120	22,06	0,85	127	15	15
ZJ-30
0	50	Бурение	F-1300	1	0,9	170	18,63	0,85	86	25	25
50	1100	Бурение	F-1300	2	0,9	170	18,63	0,85	86	25	50
1000	1111	Бурение	F-1300	1	0,9	140	27,46	0,85	76	15	30
1111	1515	Бурение	F-1300	1	0,9	140	27,46	0,85	76	15	30
1515	1804	Бурение	F-1300	1	0,9	140	27,46	0,85	76	15	30
1804	2127	Бурение	F-1300	1	0,9	140	27,46	0,85	76	15	30
1515	1611	Бурение	F-1300	2	0,9	150	23,95	0,85	66	15	30
1611	1916	Бурение	F-1300	2	0,9	150	23,95	0,85	66	15	30
1916	2289	Бурение	F-1300	1	0,9	150	23,95	0,85	66	15	15

Таблица 42 - Распределение потерь давлений в циркуляционной системе буровой

Интервал, м	Вид технологической операции	Давление на стояке в конце интервала, МПа	Потери давлений (МПа) для конца интервала в
от (верх)	до (низ)			элементах КНБК	бурильной колонне	кольцевом пространстве	обвязке буровой установки
				долоте (насадках)	забойном двигателе	УБТ и телесистеме
БУ 2500/160 ДЭП-1
0	30	Бурение	1,11	-	-	0,31	0,4	-	0,7
30	620	Бурение	13,66	2,69	3,44	0,34	4,66	0,08	2,79
620	1000	Бурение	15,63	1,08	7,36	1,11	6	0,18	1
1000	1111	Бурение	15,48	1,16	7,89	1,54	4,94	0,41	1,08
1111	1515	Бурение	18,21	1,16	7,89	2,24	7,72	0,37	1,08
1515	1804	Бурение	17,17	1,16	7,89	1,54	6,63	0,41	1,08
1804	2127	Бурение	20,3	1,18	7,94	2,58	9,59	0,49	1,09
1515	1611	Бурение	18,48	1,16	7,89	1,78	7,95	0,4	1,08
1611	1916	Бурение	17,47	1,16	7,89	0,73	6,89	0,45	1,08
1916	2289	Бурение	19,45	1,71	3,71	0,89	12,2	1,55	0,28
ZJ-30
0	50	Бурение	1,12	-	-	0,25	0,41	-	0,71
50	1100	Бурение	13,12	2,74	2,78	0,34	4,75	0,02	2,84
620	1000	Бурение	15,81	1,1	7,43	1,11	6,12	0,14	1,02
1000	1111	Бурение	15,51	1,18	7,96	1,54	5,03	0,24	1,1
1111	1515	Бурение	18,4	1,18	7,96	2,24	7,85	0,29	1,1
1515	1804	Бурение	17,32	1,18	7,96	1,54	6,75	0,33	1,1
1804	2127	Бурение	20,27	1,18	7,96	2,58	9,65	0,38	1,1
1515	1611	Бурение	18,74	1,18	7,94	1,82	8,05	0,49	1,09
1611	1916	Бурение	17,54	1,18	7,94	0,71	6,98	0,36	1,09
1916	2289	Бурение	19,36	1,71	3,7	0,88	12,19	1,48	0,28



Таблица 43 - Гидравлические показатели промывки

Интервал, м	Вид технологической операции	Наименьшая скорость восходящего потока в открытом стволе, м/с	Удельный расход, л/с·см2	Схема промывки долота (центральная, периферийная, комбинированная)	Диаметр сопла на центральном отверстии, мм	Гидромониторные насадки	Скорость истечения, м/с	Мощность срабатываемая на долоте, л.с.
от (верх)	до (низ)						количество	диаметр, мм
БУ 2500/160 ДЭП-1
0	30	Бурение	0,18	0,064	Центральная	80	Без насадок	-	-
30	620	Бурение	0,687	0,17	Периферийная	-	6	12,7Ч3;13Ч3	64,4	137,5
620	1000	Бурение	0,908	0,139	-//-	-	8	9,5Ч4; 12Ч4	40,8	33,1
1000	1111	Бурение	0,908	0,139	-//-	-	8	9,5Ч4; 12Ч4	40,8	35,5
1111	1515	Бурение	0,908	0,139	-//-	-	8	9,5Ч4; 12Ч4	40,8	35,5
1515	1804	Бурение	0,908	0,139	-//-	-	8	9,5Ч4; 12Ч4	40,8	35,5
1804	2127	Бурение	0,913	0,14	-//-	-	8	9,5Ч4; 12Ч4	41,1	36,1
1515	1611	Бурение	0,908	0,139	-//-	-	8	9,5Ч4; 12Ч4	40,8	35,5
1611	1916	Бурение	0,908	0,139	-//-	-	8	9,5Ч4; 12Ч4	40,8	35,5
1916	2289	Бурение	1,092	0,106	-//-	-	3	10Ч1; 12Ч2	49,6	26,4
ZJ-30
0	30	Бурение	0,149	0,064	Центральная	80	Без насадок	-	-
30	620	Бурение	0,562	0,171	Периферийная	-	6	12,7Ч3;13Ч3	65	141,3
620	1000	Бурение	0,717	0,14	-//-	-	8	9,5x4; 12x4	41,2	34
1000	1111	Бурение	0,717	0,14	-//-	-	8	9,5x4; 12x4	41,2	36,4
1111	1515	Бурение	0,717	0,14	-//-	-	8	9,5x4; 12x4	41,2	36,4
1515	1804	Бурение	0,717	0,14	-//-	-	8	9,5x4; 12x4	41,2	36,4
1804	2127	Бурение	0,717	0,14	-//-	-	8	9,5x4; 12x4	41,2	36,4
1515	1611	Бурение	0,715	0,14	-//-	-	8	9,5Ч4; 12Ч4	41,1	36,1
1611	1916	Бурение	0,715	0,14	-//-	-	8	9,5Ч4; 12Ч4	41,1	36,1
1916	2289	Бурение	0,846	0,106	-//-	-	3	10Ч1; 12Ч2	49,6	26,3

3.3.9 Выбор буровой установки

Исходными данными при выборе буровой установки являются проектная глубина и конструкция скважины. Буровую установку для бурения конкретной скважины или группы скважин выбирают по допускаемой нагрузке на крюке, которую не должна превышать масса (в воздухе) наиболее тяжёлой колонны.

При выборе типоразмера и модели установки данного класса следует учитывать конкретные геологические, климатические, энергетические, дорожно-транспортные и другие условия бурения. В соответствии с этим выбирается тип привода (дизельный, электрический), а также схема монтажа и транспортировки буровой установки.

Выбор буровой установки на строительство скважин должен производиться с таким расчетом, чтобы сумма статических и динамических нагрузок при спуске (подъеме) наиболее тяжелых бурильных или обсадных колонн, а также при ликвидации аварий (прихватов) не превышала величину параметра «Допускаемая нагрузка на крюке» выбранной буровой установки. Как правило, нагрузка на крюке от максимальной расчетной массы бурильной колонны и наибольшей расчетной массы обсадных колонн не должны превышать соответственно 0,6 и 0,9 «Допускаемой нагрузки на крюке». Выбор должен производиться по наибольшей из указанных нагрузок.

1). Расчет наиболее тяжелой бурильной колонны:

Q_бк= q_бт х l_бт + q_убт x l_убт + q_зд (34)

где q_бт - вес 1 погонного метра бурильной трубы, Н;

l_бт - длина бурильной трубы, м;

q_убт - вес 1 метра утяжеленной бурильной трубы, Н;

q_зд - вес забойного двигателя, Н;

Q_бк= q_бт х l_бт + q_убт x l_убт + q_зд = 230,5*2179 + 1529.8*120 + 17946.2 = 0,704 МН.

2). Расчет массы наиболее тяжелой обсадной колонны: 

Q_ок = L_ок х q_ок (35)

где L_ок - длина обсадной колонны, м;

q_ок - вес 1 метра обсадной колонны, Н;

Q_ок = L_ок х q_ок = 1916*0,000263 = 0,504 МН

При строительстве рассматриваемой скважины максимальный вес бурильной колонны составит 70,4 т, максимальный вес обсадной колонны 50,4 т.

3). Находим грузоподъемность (в тоннах) применяемых буровых установок:

- по бурильной колонне не менее Q_бк : 0,6 (тонн) (36)

70,4 : 0,6 = 117,3 т.

- по обсадной колонне не менее Q_к : 0,9 (тонн) (37)

50,4 : 0,9 = 56 т.

В соответствие с ГОСТ 16-293-89 условиям бурения эксплуатационной скважины Южно-Люкского месторождения соответствует буровая установка четвертого класса - грузоподъемностью 160 т.

4). Определяем допустимую нагрузку на крюке буровой установки БУ 2500/160:

- при подъеме (спуске) бурильных колонн, т:

Q_доп = 0,6 * q_гп (38)

где q_гп - грузоподьемность буровой установки, т.

Q_доп = 0,6*160=96 т; - при спуске обсадных колонн, т:

Q_доп = 0,9 * q_гп (39)



Qдоп = 0,9*160 =144 т.

5). Определяем наибольшую расчетную массу бурильной колонны при строительстве проектируемой скважины:

Q_max = Q_бк + q_в + q_вт (40)

где q_в - вес вертлюга, т;

q_вт - вес ведущей трубы, т.

Q_max = 70,4+ 1 + 1,7 = 73,1 т.

6). Определяем запас по нагрузке на крюке для буровой установки БУ 2500/160:

n = q_гп/Q_max (41)

n = 160/73,1= 2,18 > 0,9.

7). Определяем запас по нагрузке на крюке при спуске обсадной колонны для буровой установки БУ 2500/160:

n= q_гп/Q_к (42)

n=160/50,4 = 3,17 > 0,9.

Буровая установка «БУ 2500/160» удовлетворяет по грузоподъемности бурению эксплуатационной скважины на Южно-Люкском месторождении до проектной глубины, при использовании проектных КНБК и бурильных колонн.

3.4 Буровые растворы

3.4.1 Обоснование плотности применяемых буровых растворов

Плотность буровых растворов для интервалов совместимых условий бурения рассчитывается исходя из условий сохранения устойчивости горных пород, слагающих стенки скважины, а в интервалах содержащих напорные пласты - создания столбом раствора гидростатического давления на забой, предотвращающего поступление пластового флюида в ствол скважины.

В соответствии с ПБ в НГП рассчитывается минимально допустимая плотность бурового раствора из условия создания столбом раствора гидростатического давления на забой скважины при вскрытии продуктивного горизонта, превышающего проектные пластовые давления на величину не менее:

- 10 % для скважин глубиной до 1200 м (интервалов от 0 до 1200 м);

- 5 % для интервалов от 1200 м до проектной глубины.

Максимально допустимая плотность бурового раствора рассчитывается из условия - противодавление на горизонты не должно превышать пластовые давления на 1,5 МПа для скважин глубиной до 1200 м и 2,5 - 3,0 МПа для более глубоких скважин.

Расчёт плотности раствора:

(43)

где: Р_пл - пластовое давление, МПа;

К - коэффициент запаса (К=1,10 для скважин глубиной до 1200 м, К=1,05 для скважин глубиной свыше 1200 м);

Н - глубина по вертикали кровли продуктивного пласта или глубина скважины, м.

Направление:

_напр =00г/см³

Кондуктор: 

_конд = г/см³

Эксплуатационная колонна:

_{эксп =}г/см³

Хвостовик:

_{хвост =}г/см³

Исходя из опыта бурения , применяем раствор с плотностью = 1.12 г/см³ для бурения направления, кондуктора и эксплуатационной колонны, = 1.2 г/см³ для бурения хвостовика.

3.4.2 Химические реагенты и обработка буровых растворов

Обработка бурового раствора

Обработка бурового раствора определяется геологическими условиями бурения, Правилами безопасности в нефтяной и газовой промышленности, требованиями к буровому раствору - обеспечение эффективности вскрытия продуктивного пласта, безаварийной проводки скважин и малой экологической опасности раствора для окружающей природной среды.

В качестве резервного варианта при бурении применяют другие рецептуры бурового раствора, если они малоопасны для окружающей природной среды, имеют отработанную технологию применения, эффективны для вскрытия продуктивного пласта (при выполнении п.2.7.3 “Правил безопасности”).

Хранить химреагенты следует в сухих проветриваемых помещениях вдали от открытого огня.

Работы по приготовлению и применению бурового раствора на основе рекомендуемых химических реагентов необходимо проводить в соответствии с действующими правилами безопасности при бурении скважин.

Буровая бригада для работы с химическими реагентами должна быть обеспечена специальной одеждой, резиновыми перчатками, фартуками, респираторами и защитными очками.

Химреагенты должны храниться в упаковке, в специально отведённых для них местах на стеллажах и с соответствующими надписями.

Контроль параметров бурового раствора

Таблица 44 - Типы и параметры буровых растворов

Название (тип) раствора	Интервал, м	Параметры бурового раствора
	от (верх)	до (низ)	плотность, кг/м3	условная вязкость, с	водоотдача, см3/30 мин	СНС, дПа через, мин	рН	минерализация, кг/л	пластическая вязкость, мПа	Корка, мм	динамическое напряжение сдвига, дПа	содержание колл. твердой фазы, %
						1	10
Глинистый буровой раствор (ГБР)	0	30	1120	25-40	10	-	-	8-9	0,02	-	1,5	-	до 12
Глинистый буровой раствор (ГБР)	30	250	1120	20-25	8	-	-	8-9	0,02	-	1,5	-	до 10
Полимер глинистый буровой раствор	250	620	1120	20-30	4-6	60/100	100/140	8-9	0,5-1,0	-	0,5	-	до 8
Пилот
Калий хлор биополимерный буровой раствор	620	1088	1200	40-60	6	25/45	45/90	10-11	60-90	20	0,5	70-120	до 4,0
	1088	2027	1120	40-60	6	25/45	45/90	10-11	60-90	20	0,5	70-120	до 3,0
	2027	2127	1200	40-60	6	25/45	45/90	10-11	60-90	20	0,5	70-120	до 3,0
Основной ствол
Калий хлор биополимерный буровой раствор	1515	1916	1120	40-60	4-5	25/45	45/90	10-11	60-90	20	0,5	70-120	до 2,0
Калий хлор биополимерный буровой раствор	1916	2289	1200	40-60	4-5	25/45	45/90	10-11	60-90	20	0,5	70-120	? 2,0



Таблица 45 - Компонентный состав бурового раствора и характеристика компонентов

Номер интервала с одинаковым долевым составом бурового раствора	Интервал, м	Название (тип) раствора	Плотность раствора, г/см3	Смена раствора для бурения интервала (ДА. НЕТ)	Название компонента	Плотность, г/см3	Содержание вещества в товарном продукте (жидкости),%	Влажность, %	Сорт	Содержание компонента в буровом растворе, т/м3
	от (верх)	до (низ)
1	0	30	Глинистый буровой раствор (ГБР)	1,12	ДА	Глинопорошок (ПБН)	2,6	90-94	2	2	0.08
						Na2CО3	2,5	99	5	4	0.001
2	30	250	Глинистый буровой раствор (ГБР)	1,12	НЕТ	Глинопорошок (ПБН)	2,6	90-94	2	2	0.07
						Na2CО3	2,5	99	5	4	0.001
3	250	620	Полимер-глинистый буровой раствор	1,12	НЕТ	КССБ-2М			10	2	0.015
						Пеногаситель	0,87				0.002
						Кальцинированная сода (Na2CO3)	2,5				0.001
						Боросиликатный реагент					0.025
						КМЦ-800					0.001
пилот	620	1088	Калий хлор биополимерный буровой раствор	1,20	ДА	Пеногаситель					0.001
						Крахмал					0.025
						КОН					0,001
						Известь					0,003
						Биополимер					0.004
						Калий Хлористый					0,08
						Карбонат Кальция					0,08
						Бактерицид					0,001
						Смазочная добавка					0.03
	1088	2027	Калий хлор биополимерный буровой раствор	1,12	НЕТ	Пеногаситель					0.001
						Крахмал					0.025
						КОН					0,001
						Известь					0,003
						Биополимер					0.004
						Калий Хлористый					0,08
						Карбонат Кальция					0,08
						Бактерицид					0,001
						Смазочная добавка					0.03
	2027	2127	Калий хлор биополимерный буровой раствор	1,20	НЕТ	Пеногаситель					0.001
						Крахмал					0.025
						КОН					0,001
						Известь					0,003
						Биополимер					0.005
						Калий Хлористый					0,08
						Карбонат Кальция					0,25
						Бактерицид					0,001
Основной ствол
4	1515	1916	Калий хлор биополимерный буровой раствор	1,12	НЕТ	Пеногаситель					0.001
						Крахмал					0.025
						КОН					0,001
						Известь					0,003
						Биополимер					0.005
						Калий Хлористый					0,08
						Карбонат Кальция					0,08
						Бактерицид					0,001
						Смазочная добавка					0.04
5	1916	2289	Калий хлор биополимерный буровой раствор	1,20	ДА	Пеногаситель					0.001
						Крахмал					0.025
						КОН					0,001
						Известь					0,003
						Биополимер					0.005
						Калий Хлористый					0,08
						Карбонат Кальция					0,25
						Бактерицид					0,001
						Смазочная добавка					0.04



Таблица 46 - Потребность бурового раствора и компонентов (товарный продукт) для его приготовления, обработки и утяжеления

Интервал, м	Коэффициент запаса раствора на поверхности	Название (тип) бурового раствора и его компонентов	Плотность бурового раствора, кг/м3	Нормы расхода бурового раствора, м3/м и его компонентов, т/м3 в интервале	Потребность бурового раствора, м3 и его компонентов, т
от	до					на исходный объем	на бурение интервала	суммарная в интервале	на запас на поверхности
					величина	источник нормы	Поправочный коэффициент
0	30	1	Глинистый буровой раствор (ГБР)	1120	0,64		-	50	19,2	69,2	-
			Глинопорошок (ПБН)		0,08		-	4	1,53	5,53	-
			Na2CО3		0,001		-	0,05	0,02	0,07	-
30	250	1	Глинистый буровой раствор (ГБР)	1120	0,36		-	-	79,2	79,2	-
			Глинопорошок (ПБН)		0,07		-	-	5,54	5,54	-
			Na2CО3		0,001		-	-	0,08	0,08	-
250	620	1	Полимер-глинистый буровой раствор	1120	0,36		-	47,2	133,2	180,4	-
			КССБ-2М		0,015		-	0,71	1,99	2,70	-
			Пеногаситель		0,002		-	0,09	0,27	0,36	-
			Кальцинированная сода (Na2CO3)		0,001		-	0,05	0,13	0,18	-
			Боросиликатный реагент		0,025		-	1,18	3,33	4,51	-
			КМЦ-800		0,001		-	0,05	0,13	0,18
Пилотный ствол
620	1088	2	Калий хлор биополимерный буровой раствор	1200	0,24		-	55,1	112,3	167,4	42,2
			Пеногаситель		0,001		-	0,05	0,11	0,17	0,08
			Крахмал		0,025		-	1,38	2,81	4,18	2,11
			КОН		0,001		-	0,05	0,11	0,17	0,08
			Известь		0,003		-	0,16	0,33	0,50	0,25

Подобные документы

• Расчет технологического режима эксплуатации - предельный безводный дебит на примере скважины Комсомольского газового месторождения

  Геолого-промысловая характеристика Комсомольского газового месторождения. Технологические режимы эксплуатации скважин, причины ограничения дебитов. Расчет безводного дебита скважины, зависимости дебита от степени вскрытия пласта, параметра анизотропии.
  
  контрольная работа [293,6 K], добавлен 14.02.2015
  

• Технология строительства скважины

  Условия проводки скважины, осложнения. Техника для строительства скважины. Безопасность и экологичность проекта: вопросы охраны труда и окружающей среды. Освоение скважины: выбор метода вызова притока из пласта. Выбор буровой установки, обогрев зимой.
  
  дипломная работа [409,9 K], добавлен 13.07.2010
  

• Технология и техника строительства нефтяной эксплуатационной скважины № 240 месторождения "Одопту-Море"

  Водонефтегазоносность пластового давления. Проектирование конструкции скважины. Выбор компоновок бурильного инструмента. Режим спуска эксплуатационной колонны. Требования к составу и свойствам промывочной жидкости для вскрытия продуктивного горизонта.
  
  дипломная работа [1,6 M], добавлен 25.09.2014
  

• Методы и средства геофизических исследований скважин

  Выбор и обоснование комплекса геофизических методов для выделения пластов-коллекторов. Анализ условий вскрытия, обоснование метода вскрытия пластов. Выбор метода вскрытия пласта и типоразмера перфоратора в зависимости от геолого-технических условий.
  
  курсовая работа [489,6 K], добавлен 16.11.2022
  

• Больше-Троицкое месторождение богатых железных руд

  Оценка горно-геологических условий месторождения. Выбор схемы вскрытия и системы разработки. Технологические процессы добычи. Расчет параметров струи, эрлифта. Добычные скважины, гидродобычная установка. Подземное оборудование, трубопроводы напорные.
  
  курсовая работа [2,4 M], добавлен 17.12.2014
  

• Разработка мероприятий по повышению дебита скважин нефтегазодобывающего предприятия

  Экономическая характеристика промышленного предприятия. Мероприятия по улучшению использования фонда скважины, оборудованной установкой электрического центробежного насоса. Эксплуатация скважин с повышенным содержанием асфальтосмолопарафинового отложения.
  
  курсовая работа [38,9 K], добавлен 13.10.2017
  

• Проект регламента на технологию вскрытия продуктивных пластов в условиях депрессии на Бавлинском месторождении

  Краткая геолого-промысловая справка по Коробковскому участку Бавлинского месторождения. Конструкция скважин. Разработка рецептуры буровых растворов для вскрытия продуктивных пластов в условиях депрессии и глушения скважины. Компоновка бурильной колонны.
  
  дипломная работа [3,7 M], добавлен 13.07.2010
  

• Определение влияния геологических и технологических факторов на производительность горизонтальных скважин на примере морского нефтяного месторождения Кравцовское Д-6

  Анализ результатов испытания скважин Кравцовского месторождения. Обоснование способов воздействия на пласт и призабойную зону. Технология и техника добычи нефти и газа. Исследование влияния различных факторов на производительность горизонтальных скважин.
  
  дипломная работа [4,8 M], добавлен 25.09.2012
  

• Контроль за техническим состоянием ствола и колонной скважины

  Измерение кривизны ствола скважины. Построение инклинограммы и геологических карт. Проведение измерения диаметра скважины. Возможные причины повреждения обсадных колонн. Определение места нарушения колонны. Исследование скважин по шумовым эффектам.
  
  реферат [5,6 M], добавлен 27.12.2016
  

• Обоснование необходимости и перспективы использования частотного метода телеметрии забойных параметров

  Сущность процесса бурения скважин, классификация способов и методов реализации данного процесса. Элементы буровой скважины, функциональные особенности турбобура и электробура. Сведения о передаче сигналов между забоем скважины и ее поверхностью.
  
  дипломная работа [4,8 M], добавлен 27.09.2014
  

• Анализ добывных возможностей скважин Озерного месторождения, оборудованных УЭЦН

  Общие сведения об Озерном месторождении: литолого-стратиграфическая характеристика, тектоника, нефтегазоносность. Физико-химические свойства флюидов и коллекторов, типовая конструкция и дебит скважин; анализ добывных возможностей. Охрана окружающей среды.
  
  курсовая работа [2,1 M], добавлен 02.08.2012
  

• Проект строительства новой разведочной скважины №281 Речицкого месторождения

  Состояние наклонно направленного бурения при строительстве скважин в РУП "ПО "Белоруснефть". Геологическое строение Речицкого месторождения. Выбор конструкции скважины. Технология бурения, расчет бурильных колонн. Рекомендации по заканчиванию скважины.
  
  дипломная работа [166,9 K], добавлен 02.06.2012
  

• Технология и техника строительства разведочной скважины №5 Берямбинского месторождения

  Назначение и проектирование конструкции скважины. Отбор керна и шлама. Опробование и испытание перспективных горизонтов. Определение числа колонн и глубины их cпуска. Выбор способа бурения. Обоснование типов и компонентного состава буровых растворов.
  
  дипломная работа [674,1 K], добавлен 16.06.2013
  

• 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
  

• Проект разведочной скважины глубиной 540 метров

  Проектирование разведочной скважины. Проработка целевого задания и геологических условий бурения. Выбор и обоснование способа бурения, конструкции скважины, бурового оборудования. Мероприятия по повышению выхода керна. Меры борьбы с искривлением скважин.
  
  курсовая работа [52,4 K], добавлен 07.02.2010
  

• Технология сбора, подготовки и хранении нефти на ЦПНГ №5 "Гремиха" ОАО "Удмуртнефть"

  Геолого-технический наряд на бурение скважины. Схема промывки скважины при бурении. Физические свойства пластовой жидкости (нефти, газа, воды). Технологический режим работы фонтанных и газлифтных скважин. Системы и методы автоматизации нефтяных скважин.
  
  отчет по практике [3,1 M], добавлен 05.10.2015
  

• Совершенствование профилей наклонно направленных скважин и технология их реализации на Игольско-Таловом месторождении

  Характеристика газонефтеводоносности месторождения. Выбор и обоснование способа бурения. Конструкция и профиль проектной скважины. Выбор и обоснование буровой установки, ее комплектование. Расчет нормативной продолжительности строительства скважины.
  
  дипломная работа [557,7 K], добавлен 05.07.2010
  

• Заканчивание скважин

  Географо-экономическая характеристика района работ. Обоснование конструкции эксплуатационного забоя. Выбор интервалов цементирования. Проектирование обвязки устья скважины. Технология первичного вскрытия продуктивного пласта. Расчет обсадной колонны.
  
  курсовая работа [463,8 K], добавлен 17.01.2014
  

• Ликвидация осложнений при строительстве скважин с использованием профильных перекрывателей

  Методы борьбы с катастрофическими поглощениями промывочной жидкости при бурении скважин. Использование ОЛКС для изоляции водопритоков при креплении скважин. Технология установки перекрывателя. Экологический раздел. Техника безопасности. Экономический эффе
  
  реферат [41,1 K], добавлен 11.10.2005
  

• Бурение нефтяных скважин

  История развития и формирования одной из крупнейших нефтяных компаний России "Татнефти". Мероприятия по охране окружающей среды при бурении скважин. Проектирование конструкции скважины. Технология, обоснование и расчет профиля скважины и обсадных колонн.
  
  курсовая работа [158,9 K], добавлен 21.08.2010
  

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