Применение винтовых забойных двигателей для бурения наклонно-направленных скважин в СФ ЗАО "Сибирская сервисная компания"

Покупка и внедрение данного оборудования позволила повысить некоторые из основных технико-экономических показателей. Покупка оборудования для безамбарного бурения сделала возможным разбуривание куста № 242 Советского месторождения, так как куст находится в водоохранной зоне и бурение с амбаром здесь не допустимо.

Долота фирм «SMIT» типа 9?FG - 15 и 9? FGSS+ применялись для бурения нижних интервалов с использованием винтовых забойных двигателей УД - 195РС. Применение этих долот позволяет вскрывать продуктивный пласт за 1 долбление, сокращая время на СПО и повысить нефтеотдачу пласта за счет снижения динамической фильтрации при его вскрытии, так как использовались малогабаритные забойные двигатели УД - 195РС.

Годовой экономический эффект от внедрения на одной скважине долот фирмы «SMIT» составил 3196555 руб.

Долота фирмы «Волгбурмаш» применялись для бурения верхних и средних интервалов, экономический эффект от их применения на одной скважине составил 278422 руб.

В 2001 году было запланировано получить выручку от реализации всего объема продукции 231668 тыс. руб, а фактически этот показатель увеличился, и составил 296041 тыс. руб (127,8%), что произошло за счёт увеличения объемов бурения.

Как видно, выручка от реализации всего объема продукции меньше себестоимости выполненных работ. Это произошло по той причине, что НК «ЮКОС» изымает значительные средства из прибыли СФ ЗАО «ССК», ограничивая предприятие в развитии. Необходимо учитывать следующие факт: бурение скважин ведется с использованием импортного оборудования, что позволяет увеличить проектный дебит почти в 2 раза, но этот факт не принимается во внимание руководством и скважины продаются по цене зависящей от проектного дебита. С фактическими же дебитом, который увеличился вследствие качественного ведения работ, скважины имеют гораздо большую стоимость и продажа по этой цене позволит увеличить выручку от реализации продукции. Так же следует отметить, что необходимость вложения средств на внедрение новых технологий и техники назрела и стоит остро.

Окончательный финансовый результат за 2001 год составил 18921 тыс. руб.

Среднемесячная зарплата одного рабочего по сравнению с 2000 годом повысилась и составила 4229 руб, увеличился и фонд заработной платы до 57911 тыс. руб. Увеличение заработной платы связано с увеличением цены на нефть на рынке, а увеличение фонда заработной платы связано с увеличением числа работающих в СФ ЗАО «ССК».

Число работающих увеличилось на 209 человек и составило1157 человек. Увеличение рабочего персонала произошло в связи с увеличением объема бурения и как следствие увеличение потребности в кадрах.

Балансовая прибыль по предприятию составила 2242 тыс. руб.

На основании анализа ТЭП можно сделать вывод, что для повышения показателей необходимо провести следующие мероприятия:

Ввести более жёсткие штрафные санкции по отношению к вышкомонтажному цеху, тампонажному цеху, геофизическим партиям и УТТ.

Вносить в сметную стоимость налог на пользование дорогами.

Установить контроль за охраной окружающей среды или перейти на менее опасные (в экологическом плане) технологии.

Создать группу технологов для бурения горизонтальных скважин и технологов по бурению скважин без амбара.

Создать инженерную группу по работе и эксплуатации импортного оборудования (система очистки, забойные двигатели и т. д.), а также организовать ремонтный цех по его ремонту и обеспечить наличие запасных частей.

Принять меры по повышению трудовой дисциплины, и организовать контроль за соблюдением технологии работ.

Общий баланс рабочего времени приведён в приложении В.

Организационные простои в буровых бригадах составил за2001 год 2469 часов. Расшифровка организационных простоев представлена в табл. 5.1.

Таблица 5.1. Расшифровка организационных простоев

Организационные простои	Закиев	Сиротин	Патрахин	Кадыров
1. Отключение электроэнергии, час	258	142	212	185
2. Ожидание материалов и химреагентов, час	5	2	23	8
3. Ожидание тампонажной техники, час	124	146	97	101
4. Отогрев линии, час	92	26	86	42
5. Ожидание геофизиков, час	37	12	16	30
6. Ожидание запчастей, оборудования, час	51	24	3	5
7. Ожидание электрооборудования, час	19	2	28	4
8. Бездорожье, час	24	12	10	25
9. Климатические условия, час	73	51	42	101
10. Ожидание передвижки БУ, час	72	64	81	134
Итого по бригадам, час	755	481	598	635

Из табл. 5.1. видно, что основное время организационных простоев составляют простои: из-за отключения электроэнергии - 797 часов, ожидание тампонажной техники - 378 часов, ожидание передвижки буровой установки - 351 час, отогрев линии - 267 часов, простой из-за климатических условий 258 часов.

Таким образом, уменьшить время организационных простоев можно , организовав, бесперебойное снабжение электроэнергией или при наличии дизельных генераторов электрического тока, своевременным приездом тампонажных агрегатов, лучшим утеплением всех коммуникаций в зимнее время, лучшей работой вышкомонтажных бригад и применением новых технологий при которых сокращается время передвижки буровой установки.

Время на ликвидацию аварий по СФ ЗАО «ССК» в 2001 году составило 612 часов или 26 дней. Аварийность работ в бригадах тесно связана с текучестью кадров, высококвалифицированные специалисты уходят в другие организации, где организация труда и отдыха, а также социальное обеспечение рабочих ведётся намного лучше.

Так только 30% рабочих в бригадах Патрахина и Закиева составляют квалифицированные рабочие. Также на этот факт влияет то, что основное число рабочих это люди предпенсионного возраста имеющие слабое представление о новых приемах труда, организации и ведении трудового процесса, новых технологиях и технике. Поэтому надо бороться с текучестью кадров, повышая зарплату, социальное обеспечение, уровень организации труда и отдыха, а также стремится к тому, чтобы на предприятии приходило и работало всё больше молодых, хорошо обученных, квалифицированных специалистов.

Время на подготовительно- вспомогательные работы по предприятию за 2001 год составило 4007 часов или 167 дней. Расшифровка времени на ПВР представлена в табл. 5.2.

Таблица 5.2 Расшифровка времени на ПВР

Подготовительно-вспомогательные работы	Закиев	Сиротин	Патрахин	Кадыров
1. Электрометрические работы, час	348	400	362	410
2. Проработка, час	30	11	23	16
3. Смена долота, час	66	49	62	59
4. Разборка и сборка компоновки, час	70	78	67	71
5. Проверка, смазка и профилактика, час	94	92	79	105
6. Выброс инструмента, час	17	14	32	28
7. ПЗР, час	23	0	19	5
8. СПО (холостые), час	12	0	17	8
9. Установка превентора, час	68	56	40	48
10. Промывка скважины, час	259	225	268	202
11. Обработка раствора, час	42	8	15	0
12. Смена талевого каната, час	33	12	21	14
13. Сборка, проверка турбобуров, час	10	18	0	5
Итого по бригадам, час	1068	963	1009	971

Из табл. 5.2. видно, что основное время ПВР занимают электрометрические работы, смена долота, сборка и разборка компоновок, СПО и проверка, смазка и профилактика оборудования. Снизить время, затрачиваемое на ПВР можно снижением времени выполнения вышеперечисленных операций посредством применения новой техники и технологий как, например использование долот типа FGSS+ и FG-15, которые обладают большой проходкой на 1 долото и тем самым уменьшают время СПО, сборки и разборки компоновок, смены долота и др.

На ремонтные работы в 2001 году было затрачено 293 часа или 12 дней. Расшифровка времени затраченного на ремонтные работы приведены в табл. 5.3.

Таблица 5.3. Расшифровка времени ремонтных работ

Ремонтные работы	Закиев	Сиротин	Патрахин	Кадыров
1. Ремонт насоса, час	30	9	54	18
2. Ремонт лебёдки, час	11	4	24	0
3. Ремонт цепи, час	31	13	22	12
4. Ремонт ключей, час	4	0	0	0
5. Ремонт системы очистки, час	0	5	0	3
6. Ремонт манифольда, час	0	0	0	0
7. Ремонт электрооборудования, час	10	0	3	6
8. Ремонт компрессора, час	24	3	10	0
Итого по бригадам, час	105	36	113	39

Из табл. 5.3. видно, что основное время ремонтных работ занимает время на ремонт насоса и ремонт цепи. Время, затрачиваемое на ремонт насоса (смена цилиндрических втулок, поршней и т.д.), можно уменьшить за счёт более качественной очистки бурового раствора, уменьшая содержание твёрдой фазы в нём, что достигается применением четырёхступенчатой системы очистки. Необходимо искать и внедрять технологии разработки выше перечисленных механизмов, применение которых сводит к минимуму время ремонтных работ.

За 2001 год общее количество отработанных часов составило 28868, из них праздничных - 790 часов. Количество дней - неявок составляет 262 дня, из них неявки по болезни - 91 день, неявка вследствие отпуска - 165 дней.

Анализируя вышесказанное, можно сделать вывод, что для увеличения прибыли предприятия необходимо предпринять следующие шаги:

Организовать своевременное обеспечение буровых бригад необходимым оборудованием, инструментом, материалами.

Улучшить энергоснабжение района работ и оснастить каждую буровую дизельным генератором тока.

Скорректировать график работы вышкомонтажных и буровых бригад, чтобы исключить простои из-за несвоевременного монтажа буровой установки.

Вести работы на оборудовании, исключающем остановки из-за климатических условий.

Применять новые технологии и оборудование для передвижки и монтажа буровых установок, которые позволяют монтировать и передвигать буровую установку в минимальные сроки.

Организовать диспетчерские службы и мобильную связь с руководящими работниками, чтобы уменьшить простои из-за ожидания распоряжений.

Проводить производственный инструктаж по внедрению новых приёмов труда.

Уменьшить количество аварий и брака за счёт внедрения нового, наиболее эффективного оборудования и инструмента.

Принять меры по ликвидации текучести кадров, создать условия для прихода на производство молодых, квалифицированных кадров.

Улучшить физиологические и эстетические условия труда, организовать проведение досуга и отдыха в вахтовых посёлках, что повысит производительность труда.

5.3 План организационно-технических мероприятий (ОТМ) по повышению ТЭП

На основе анализа ТЭП, баланса рабочего времени и производственной деятельности предприятия составляется оргтехплан. Мероприятиями оргтехплана предусмотрено сокращение времени на непроизводственные затраты, простои, ремонты и т.д. В результате сокращения времени на непроизводственное время увеличивается время на механическое бурение, что даёт в конечном итоге увеличение прибыли. Снижение себестоимости и увеличение прибыли от реализации продукции увеличивает валовой фонд предприятия.

План организационно-технических мероприятий (ОТМ) по повышению ТЭП представлен в табл. 5.4.

Таблица 5.4 План ОТМ по повышению ТЭП

ОТМ	Базовый вариант	Новый вариант	Ожидаемый экономичес-кий эффект
1. Технические средства. 1.1. Буровая установка. 1.2. Система очистки бурового раствора.	БУ-3000ЭУК-1М Отечественная	БУ-3900/200ЭК-БМ Фирмы «DERRICK»	99670 руб. 63295 руб.
2. Инструмент: 2.1.Породоразрушающий инструмент. 2.2. Ключи для свинчивания обсадных труб.	МСЗ-ГНУ 244,5 ПБК	9 ? FG-15 и 9 ? FGS+C Гидравлический ключи с моментомером «ЕККЕL»	252684 руб. 291746 руб.
3. Технологический режим бурения. 3.1. Качество промывочной жидкости.	Обработка: Гипан КМЦ нефть	Обработка: Сайпан Камцел-3 ФК-2000	51266 руб. 38154 руб. 50546 руб.
4. Совершенствование условий труда. 4.1. Создание микроклимата на рабочих местах. 4.2. Обеспечение бесперебойного обслуживания рабочих мест 4.3. Строительство бани на буровой, своевременная замена вагонов - домиков 4.4. Организация полноценного питания 4.5. Организация досуга и отдыха	Неутепленные рабочие места Не обеспечивается снабжением Ведётся Ведётся Не ведется	Утепленные рабочие места Обеспечивается снабжением Ведётся Улучшить Ведётся	18929 руб. 18929 руб. 18929 руб. 18929 руб.
5. Улучшение жилищно-бытовых условий 5.1. Строительство жилья, детсадов	Не ведется	Ведётся	18929 руб.
6. Повышение квалификации рабочих	Ведётся	Улучшить	36911 руб.
Общий экономический эффект от внедрения всех мероприятий			809557 руб.

5.4 Определение нормативной продолжительности строительства скважин

Нормативную продолжительность цикла строительства скважин определяют по отдельным составляющим его производственных процессов:

ь строительно-монтажные работы;

ь подготовительные работы к бурению;

ь бурение и крепление ствола скважины;

ь испытание скважин на продуктивность.

Продолжительность строительно-монтажных работ берётся из готового наряда на производство работ, так как не вносит не каких изменений в технику и организацию вышкомонтажных работ. Продолжительность строительно-монтажных работ составляет 73,7 суток. Продолжительность подготовительных работ к бурению и самого процесса бурения рассчитывают при составлении нормативной карты (см. приложение В). При расчёте затрат времени в нормативной карте используются:

ь данные геологической, технической и технологической части проекта;

ь нормы времени на проходку 1 метра и нормы проходки на долото;

ь справочник для нормирования спускоподъемных операций, вспомогательных, подготовительно-заключителных, измерительных и работ связанных с креплением и цементированием скважин.

Время подготовительно-заключителных работ к бурению составляет 1,2 суток. Суммарное нормативное время на механическое бурение по отдельным нормативным пачкам определяется по формуле:

Т_Б=Т_Б1h час, (5.1)

где Т_Б1 - норма времени на бурение одного метра по ЕНВ, час;

h - величина нормативной пачки, метр.

При расчёте нормативного времени на СПО вначале определяют количество спускаемых и поднимаемых свечей, а также число наращиваний по каждой нормативной пачке при помощи вспомогательных таблиц в справочнике или по формулам:

N_СП=(n (H₁+H₂-2d - h))/2L, (5.2)

N_ПОД= N_СП +(n h)/L, (5.3)

где N_СП, N_ПОД - соответственно количество спускаемых и поднимаемых свечей;

H₁, H₂ - соответственно начальная и конечная глубина интервала, метр;

d - длина неизменной части инструмента (ведущая труба, турбобур, калибратор, долото), м;

h - проходка на долото, м;

L - длина свечи, м;

n - количество долблений в данном интервале.

Нормативное время на СПО определяется по формулам:

Т_СП= N_СП Т_1СВ/60 час, (5.4)

Т_ПОД=N_ПОД Т_1СВ/60 час, (5.5)

Где N_СП, N_ПОД - соответственно количество спускаемых и поднимаемых свечей;

Т_СП, Т_ПОД - соответственно время спуска и подъёма свечей, час;

Т_1СВ - нормативное время на спуск и подъём одной свечи по ЕНВ, час.

Нормативное время на выполнение остальных операций рассчитывают на основании объема этих работ и норм времени по ЕНВ.

Время бурения одной скважины глубиной 2774 метров составляет 1,35 суток (механического бурения), время СПО составит 6,8 суток (см. приложение Г).

Продолжительность испытания скважины определяется в зависимости от принятого метода испытания и числа испытываемых объектов по нормам времени на отдельные процессы, выполняемые при испытании скважин. Время на испытание скважины всего составляет 7,8 суток.

Общая продолжительность бурения и крепления скважины составляет 23 дня.

После обоснования продолжительности цикла строительства скважины должны быть определены скорости:

Механическая скорость бурения определяется по формуле:

V_М=H/t_М м/час , (5.6)

где Н - глубина скважины, м;

t_М - продолжительность механического бурения, час;

V_М=2774/32,524=85,29м/час.

Рейсовая скорость бурения определяется по формуле:

V_Р=H/(t_М+ t_СПО+ t_ПВР) час, (5.7)

где t_СПО - время СПО, час;

t_ПВР - время на предварительно-вспомогательные работы, связанные с рейсом, час;

V_Р=2774/(32,524+122,9+ 40,86)=14,13 м/час.

Коммерческая скорость определяется по формуле:

V_К=H720/Т_К м/ст.мес, (5.8)

где Т_К - календарное время бурения, час.

V_К=2774720/552=3618 м/ст.мес.

Цикловая скорость определяется по формуле:

V_Ц=H720/Т_Ц м/ст.мес, (5.9)

где Т_Ц - время цикла строительства скважины, час;

V_Ц=2774720/564,47=3538 м/ст.мес.

Техническая скорость определяется по формуле:

V_Т=H720/ t_ПВ м/ст.мес, (5.10)

где t_ПВ - производительное время бурения, час;

V_Т=2774720/480=4161 м/ст.мес.

Средняя проходка на долото по скважине определяется по формуле:

hср=H/n м, (5.11)

где n - количество долот, необходимых для бурения скважины;

hср=2774 /5=554,8 м.

На основании вышеизложенного, составляется нормативная карта на проводку скважины (приложение Г).

При составлении линейно-календарного графика выполнения работ учитывается то, что буровые бригады должны работать непрерывно, без простоев и пробурить все запланированные скважины за запланированное время.

Остальные бригады (вышкомонтажные и освоения) не должны по возможности простаивать.

Количество монтажных бригад определяется из условия своевременного обеспечения буровых бригад устройством и оборудованием новых кустов.

При составлении графика учитывается тип буровой установки, месячная производительность, то есть число скважин законченных за месяц буровой бригадой и количество календарных часов для бурения.

Линейно-календарный график представлен в табл. 5.5.

Таблица 5.5. Линейно-календарный график выполнения работ	Месяцы	12
					Скважина № 12
		11			Скважина № 11
					Скважина № 10
					Скважина № 9
		110		Скважина № 12
				Скважина № 11
		9
				Скважина № 10	Скважина № 8
					Скважина № 7
		8		Скважина № 9	Скважина № 6
					Скважина № 5
				Скважина № 8
		7
				Скважина № 7
		6
				Скважина № 6	Скважина № 4
					Скважина № 3
				Скважина № 5	Скважина № 2
		5			Скважина № 1
				Скважина № 4
				Скважина № 3
		44
				Скважина № 2
		3		Скважина № 1
			Монтаж 2,4 месяца
		22
		1
	Затраты времени на одну скважину, месяц	0,026	0,66	0,26
	Бригады, участвующие в строительстве скважины	Вышкомонтаж- ные	Буровые	Испытания

Условные обозначения к табл. 5.5.:

Вышкомонтажная бригада (передвижка 5 метров);

Вышкомонтажная бригада (передвижка 15 метров);

Вышкомонтажная бригада (первичный монтаж);

Буровая бригада (бурение);

Бригада испытания;

Проектируемая скважина.

5.5 Расчет экономической эффективности разработанных ОТМ

При определении годового экономического эффекта должна быть обеспечена сопоставимость сравниваемых вариантов новой и базовой техники, используемой на строительстве скважин.

Расчёт экономической эффективности новой техники ведётся по формуле:

Э_СКВ=[(С_С+Е_НК_УС)-(С_Н+ Е_НК_УН)] Нскв руб, (5.12)

где Э_Г - ожидаемый экономический на скважине эффект на скважине, руб;

Е_Н - коэффициент нормативной эффективности капиталовложений, Е_Н=0,15;

К_УС, К_УН - коэффициент удельных капиталовложений, соответственно, старой и новой техники, руб/м;

С_С, С_Н - стоимость одного метра скважины при бурении с использованием старой и новой техники, руб/м;

Нскв - глубина скважины, м.

Коэффициенты удельных капиталовложений старой и новой техники определяются по формулам:

К_УС=Ц_С/ Нскв, (5.13)

К_УН=Ц_Н/ Нскв, (5.14)

где Ц_С и Ц_Н - цена старой и новой техники соответственно.

Стоимость одного метра скважины при бурении с использованием старой и новой техники определяется по формулам соответственно:

С_С=К_ПС_СС/Н_СКВ руб, (5.15)

С_Н=С_С -(У_П - У_П/К) руб, (5.16)

где С_СС - сметная стоимость скважины, С_СС=525208 руб;

К_П - коэффициент приведения сметных расценок к расценкам действующим на сегодняшний день, К_П=13,4;

У_П - условно-постоянные затраты, руб/м;

К - коэффициент повышения производительности труда.

Условно-постоянные затраты определяются по формуле:

У_П= К_ПЗ_ЗВ/Н_СКВ руб, (5.17)

где З_ЗВ - затраты зависящие от времени, З_ЗВ=141258 руб.

У_П= 13,4141258/2774=682 руб.

С_С=13,4525208/2774=2537 руб.

С_Н=2537-(682 - 682/1,2)=2423 руб.

Расчет экономической эффективности от внедрения мероприятий сокращающих затраты времени и повышающих производительность труда производится по формуле:

Э_СКВ=(У_П^I Э_ВР - Е_Н З_ЕД) руб, (5.18)

где У_П^I - условно постоянные затраты зависящие от времени, руб/сут;

З_ЕД - затраты на одну единицу продукции, рубль.

Условно постоянные затраты зависящие от времени определяются как:

У_П^I = К_ПЗ_ЗВ/Т_Б руб/сут, (5.19)

где Т_Б - время бурения одной скважины, Т_Б=23 сут.

У_П^I = 13,4141258/23=82298 руб/сут,

Величина экономии времени определяется по формуле:

Э_ВР=ДПТ_Б/(100+ ДП) сут, (5.20)

где ДП - процент повышения производительности и сокращения затрат времени.

Затраты на единицу продукции определяются по формуле:

З_ЕД=N_Н Ц_Н - N_С Ц_С час, (5.21)

где N_Н, N_С - соответственно количество единиц новой и старой техники, расходуемых на одну скважину, шт.

Определяется экономический эффект при бурении одной скважины от внедрения буровой установки БУ - 3200/200 ЭК-БМ. Цн=70000000 руб и Цс=60000000 руб, тогда по формулам (5.2), (5.3):

К_УС=60000000/ 2774=21629 руб/м.

К_УН=70000000/ 2774=25234 руб/м.

По формуле (5.12):

Э_СКВ=[(2537+0,1521629)-(2423+0,1525234)] 2774=-1183804.5 руб.

Определяется экономический эффект при бурении одной скважины от применения долота типа 9 ? FG-15 фирмы «Смитт».

По формуле (5.20) при ДП=15%:

Э_ВР=1523/(100+ 15)=3 сут.

Цн=5900 $ и Цс=1613 $, при курсе 1$=30 руб - Цн=177000 руб и Цс=48389 руб тогда по формуле (5.21):

З_ЕД=2 177000-9 48389 = 81501 руб.

По формуле (5.18):

Э_СКВ=(82298 3 - 0,15 (- 81501))=259119 руб.

Определяется экономический эффект при бурении одной скважины от применения гидравлического ключа с моментомером для свинчивания обсадных труб фирмы «ECKEL». Цн=94300 $ и Цс=94300 руб, при курсе 1$=30 руб - Цн=2829000 руб, тогда по формулам (5.13),(5.14):

К_УС=94300/ 2774=33.9 руб/м.

К_УН=2829000/ 2774=1020 руб/м.

По формуле (5.12):

Э_СКВ=[(2537+0,1533.9)-(2423+0,151020)] 2774=726788 руб.

Определяется экономический эффект при бурении одной скважины от применения системы очистки фирмы «DERRICK». Цн=339000 $ и Цс=3500000 руб, при курсе

1$=30 руб - Цн=10170000 руб, тогда по формулам (5.13),(5.14):

К_УС=3500000/ 2774=1262 руб/м.

К_УН=10170000/ 2774=3666 руб/м.

По формуле (5.12):

Э_СКВ=[(2537+0,151262)-(2423+0,153666)] 3105=-684068 руб.

Экономический эффект от применения системы очистки фирмы «DERRICK» на первом этапе будет отрицательным, в виду высокой разности в стоимости комплектов отечественного и импортного оборудования. После разбуривания 3-4 куста оборудование полностью себя окупает.

Определяется экономический эффект при бурении одной скважины от применения смазочной добавки ФК - 2000 вместо нефти.

По формуле (5.20) при ДП=2%:

Э_ВР=223/(100+ 2)=0,45 сут.

Стоимость расходуемой на бурение одной скважины Цс=116100 руб, а ФК - 2000 Цн=20401 руб, тогда по формуле (5.20):

З_ЕД=20401 - 116100= -95699 руб.

По формуле (5.18) :

Э_СКВ=(94643 0,39 + 0,15 95699)=51266 руб.

Определяется экономический эффект при бурении одной скважины от применения химреагента КМЦ марки Габроил вместо КМЦ.

По формуле (5.20) при ДП=2%:

Э_ВР=223/(100+ 2)=0,45 сут.

Стоимость тонны расходуемой на бурение одной скважины химреагента Цс=30450 руб, а Цн=40320 руб, тогда по формуле (5.21):

З_ЕД=0,7 40320 - 1,2 30450= -8316 руб.

По формуле (5.18) :

Э_СКВ=(94643 0,45 + 0,15 8316)=43836 руб.

Определяется экономический эффект при бурении одной скважины от применения химреагента сайпан вместо гипана.

По формуле (5.20) при ДП=2%:

Э_ВР=223/(100+ 2)=0,45 сут.

Стоимость тонны расходуемой на бурение одной скважины химреагента Цс=87813 руб, а Цн=95903 руб, тогда по формуле (5.21):

З_ЕД=0,7 87813 - 1,2 95903= -90931 руб.

По формуле (5.18) :

Э_СКВ=(94643 0,45 + 0,15 90931)=56229 руб.

Определяется экономический эффект от создания микроклимота на рабочих местах по формуле:

Э_СКВ=У_П^I Э_ВР руб. (5.22)

По формуле (5.9) при ДП=1%:

Э_ВР=123/(100+1)=0,227 сут.

По формуле (5.22):

Э_СКВ=94643 0,227=21483,96 руб.

Определяется экономический эффект от обеспечения бесперебойного обслуживания рабочих мест.

По формуле (5.20) при ДП=1%:

Э_ВР=123/(100+1)=0,227 сут.

По формуле (5.22) :

Э_СКВ=94643 0,227=21483,96 руб.

Определяется экономический эффект от обеспечения полноценного питания на рабочих местах.

По формуле (5.20) при ДП=1%:

Э_ВР=123/(100+1)=0,227 сут.

По формуле (5.22):

Э_СКВ=94643 0,227=21483,96 руб.

Определяется экономический эффект от обеспечения досуга и отдыха.

По формуле (5.20) при ДП=1%:

Э_ВР=123/(100+1)=0,227 сут.

По формуле (5.22):

Э_СКВ=94643 0,227=21483,96 руб.

Определяется экономический эффект от обеспечения от улучшения желищнобытовых условий.

По формуле (5.20) при ДП=1%:

Э_ВР=123/(100+1)=0,227 сут.

По формуле (5.22):

Э_СКВ=94643 0,227=21483,96 руб.

Определяется экономический эффект от повышения квалификации рабочих.

По формуле (5.20) при ДП=2 %:

Э_ВР=223/(100+ 2)=0,45 сут.

По формуле (5.22):

Э_СКВ=94643 0,45=42589,35 руб.

Общий экономический эффект от внедрения мероприятий оргтехплана составит:

Э_ОБЩ=259119+726788-684068+51266+43836+56229+21483,96+21483,96+

+21483,96+21483,96+21483,96+42589,35=603179,16руб.

Реальная себестоимость скважины с учетом коэффициента приведения Кп=13,4 составит 7037787 руб, общий экономический эффект от внедрения мероприятий оргтехплана Э_ОБЩ=603179,16 руб, что составит 8,5 %.

6. СПЕЦИАЛЬНАЯ ЧАСТЬ

Применение винтовых забойных двигателей для бурения наклонно- направленных скважин в СФ ЗАО «Сибирская сервисная компания»

Винтовые забойные двигатели (ВЗД) [28], разработанные Пермским филиалом ВНИИБТ ОАО НПО «Буровая техника», широко используются при бурении наклонно-направленных скважин (глубина скважин 3100-3200м, угол наклона до 45^о) в СФ ЗАО «Сибирская сервисная компания»

В интервале 400-2200 м для набора угла и корректировки траектории ствола скважины применяются двигатели - отклонители ДГ-195 с усиленными осевыми и радиальными опорами шпинделя, основное бурение данных участков скважины проводится турбобуром. Угол искривления двигателя - отклонителя 1,5° обеспечивает интенсивность набора зенитного угла скважины до 2° на 10 м. Конструкция двигателя ДГ-195 позволяет производит замену косого переводника непосредственно на буровой. Усиленные опоры шпинделя двигателя ДГ-195 обеспечивают низкий темп нарабатывания осевого радиального люфта вала шпинделя (межремонтный период шпинделя около 180 час) и стабильность бурения наклонного участка скважины. Механическая скорость бурения и ресурс работы рабочей пары

Д5-195, применяемой в двигателе ДГ-195, приведены в табл.6.1.

Бурение проводится с применением долот диаметром 244,5 мм следующих типов:

? трёхшарошечных отечественного производства МЗГВ-R155, СГВУ-R190;

? шарошечных долот импортного производства FGSS+, FG-15;

? долот с алмазным вооружением типа PDC-TX 445, M40HQX, ATX447.

Используется полимерный глинистый буровой раствор плотностью 1,10-1,12 г/см³. Режим бурения: расход 30-35 л/с, давление на манифольде 110-140 атм, осевая нагрузка на долото 10-20 т.

Эффективное использование ВЗД во многом зависит от показателей энергетических характеристик и долговечности его рабочих органов.

Основным направлением повышения показателей энергетических характеристик и стойкости рабочих органов ВЗД является увеличение их длины, а точнее длины активной зубчатой части ротора и статора [26-27].

Увеличение длины рабочих органов позволяет значительно снизить уровень контактных нагрузок в зацеплении зубьев статора и ротора, уменьшить интенсивность их износа и предотвратить преждевременное разрушение резиновых зубьев из-за повышенных деформаций и разогрева резины.

Повышение ресурса за счёт увеличения длины рабочих органов объясняется также возможностью их наработки до больших величин зазоров в зацеплении ротор-статор до 0,5 мм и более. Однако увеличение длины рабочих органов ограничивается достигнутым уровнем технологии изготовления ВЗД.

Наиболее известный отечественный серийно выпускаемый двигатель Д2-195 имеет длину активной части статора 1800 мм. Двигатели зарубежных фирм аналогично класса имеют длину активной части статора 2800-5000 мм. В течение 1999-2001 гг. в СФ ЗАО «Сибирская сервисная компания» осуществлялся переход от двигателей Д2-195 к более совершенным двигателям с увеличенной до 2400 мм длиной активной части статора, созданным в Пермском филиале ВНИИБТ. Для расширения эксплуатационных возможностей, определяемых технологией бурения, характеристиками разбуриваемых пород и используемых долот, были разработаны рабочие органы ВЗД, унифицированные по присоединительным размерам, но отличающиеся кинематическим отношением - количеством зубьев ротора и статора. Основное преимущество таких ВЗД - возможность в производственных условиях собирать двигатели с различной частотой вращения.

В табл. 6.2 приведены технические характеристики двигателей. В табл.6.1 приведены показатели работы винтовых забойных двигателей ПФ ВНИИБТ при бурении наклонно-направленных скважин в СФ ЗАО «Сибирская сервисная компания» в 1999-2001 гг.

Таблица 6.1 Показатели работы ВЗД диаметром 195 мм СФ ЗАО «ССК»	2001	ДГ-195	2400	9/10	52	53520	4722	11,3	75,7 851	1029 (4632)	90,8* (321)
		ДВ-195	2400	6/7	62	49284 4073	5848 1390	8,4 2,9	84,1 621	860,6 940410	116,7* (294)
		Д4-195	2400	7/8	23	22537 982	2563 336	8,8 2,9	85,3 692	1022,6 (3586)	126* (317)
		Д5-195	2400	9/10	115	58999 19036	7337 6529	8,0 2,5	93,9 499	678,6 (2886)	120,6* (332)
		Д2-195	1800	9/10	67	18092 10507	2391 3957	7,6 2,7	88,2 397	427 (1815)	94,7 (279)
	2000	ДГ-195	2400	9/10	20	25408	2249	11,3	66,1 747	1270 (2858)	112,5 (175)
		ДВ-195	2400	6/7	14	12752 744	1428 347	8,9 2,1	92,7 491	964 (1239)	126,8 (220)
		Д4-195	2400	7/8	7	6934 426	841 257	8,2 1,7	86,4 632	1051 (1800)	156,9 (234)
		Д5-195	2400	9/10	46	28758 11607	3509 2811	8,2 4,1	94,5 585	878 (2387)	137,4 (338)
		Д2-195	1800	9/10	219	61108 39408	8258 10278	7,4 3,8	84,6 459	459 (1785)	84,6 9275)
	1999	Д5-195	2400	9/10	29	20817	3451	6,0	119 607	718	119
		Д2-195	1800	9/10	98	51312	9085	5,6	92,7час 524м	524	92,7
		Тип двигателя	Длина активной части, мм	Заходность рабочих органов	Количество рабочих пар	Проходка (экспл./разв.), м	Время бурения (экспл./разв), час	Скорость бурения (экспл./разв.), м/ч	МРП двигателя, ч/м	Проходка на рабочую пару, м	Ресурс рабочей пары, час

Примечание:

Интервал применения двигателей-отклонителей ДГ-195-400-2200 метров.

Интервал бурения двигателями Д2-195, Д5-195, Д4-195, ДВ-195-2300-3100м.

Параметры в скобках- максимальные показатели.

*-пары продолжают эксплуатироваться (20-40%).

61108-показатели эксплуатационного бурения, 39408-показатели разведочного бурения.

Из данных табл.6.2 видно, что рабочие пары двигателей Д5-195, Д4-195 и ДВ-195 с длиной активной части статора 2400 мм имеют ресурс на 20-60% больше, чем пары двигателей Д2-195 с длиной активной части рабочих органов 1800 мм. Кроме того, увеличилась средняя механическая скорость бурения с 7,4 м/ч до 8,0 - 8,9 м/ч. Значительно возросла проходка на одну рабочую пару с 427-459 м до 678-1051 м. Следует отметить, что средняя механическая скорость бурения Д5-195,Д4-195 и ДВ-195 отличается не более, чем на 10%, несмотря на значительную (до двух раз) разницу частоты вращения данных двигателей. Более высокая скорость бурения двигателей ДГ-195 объясняется отличием интервала применения. Разница скорости

бурения в эксплуатационном и разведочном бурении связана с частым применением ВЗД в разведочном бурении для отбора керна.

Анализ времени работы рабочих пар Д5-195, Д4-195 и ДВ-195 показывает, что 40% пар снимаются с эксплуатации при наработке до 100 ч, 40% нарабатывают более 150 ч (Д2-195 только 10%). Основная причина отбраковки пары - износ статора и ротора, появление зазора.

Таким образом, опыт изготовления и эксплуатации подтверждает очень важный вывод о том, что увеличение длины рабочих органов является одним из главных путей повышения долговечности ВЗД. В 2001 г. объём бурения наклонно-направленных скважин в СФ ЗАО «Сибирская сервисная компания» усовершенствованными двигателями Д5-195, Д4-195, ДВ-195 и ДГ-195 составил 208 тыс. м против 28 тыс. м, пробуренных двигателями Д2-195. В работе находилось 252 усовершенствованные рабочие пары и 67 рабочих пар Д2-195.

Таблица 6.2 Технические характеристики ВЗД диаметром 195 мм.

Параметры	Д2-195	Д5-195	Д4-195	ДВ-195	ДГ-195
Длина двигателя ,мм	5300	6000	6000	6000	6800
Длина активной части статора ,мм	1800	2400	2400	2400	2400
Кинематическое отношение	9/10	9/10	7/8	6/7	9/10
Расход рабочей жидкости л/с	25-35	25-35	25-35	25-35	25-35
Частота вращения с-1: На холостом ходу; В режиме максимальной мощности	1,8-2,5 1,5-1,9	1,8-2,5 1,5-2,0	2,2-3,2 1,8-2,4	3,5-5,0 2,5-4,0	1,8-2,5 1,5-2,0
Момент силы в режиме максимальной мощности ,кН-м	5,2-7,0	7,0-9,0	6,0-8,0	5,5-7,0	7,0-9,0
Перепад давления режиме максимальной мощности ,Мпа	5,0-7,0	6,0-9,0	6,9-9,0	8,0-12,0	7,0-9,0
Мощность максимальная ,кВт	50-80	65-110	70-120	85-175	65-110

Начиная с 2002 г., в СФ ЗАО «Сибирская сервисная компания»провела промышленные испытания и постепенно перешла на использование универсального двигателя УД-195РС фирмы ООО «Радиус-Сервис» в котором в качестве двигательной секции могут быть использованы двигатели со следующими типами рабочих пар:

- Д2-195 ( отношение числа зубьев ротора и статора 9/10, длина 2300 мм;

- Д2-195 ( отношение числа зубьев ротора и статора 9/10, длина 2800 мм;

- Д5-195 ( отношение числа зубьев ротора и статора 9/10, длина 2800 мм;

- Д4-195 ( отношение числа зубьев ротора и статора 7/8, длина 2800 мм;

- ДВ-195 ( отношение числа зубьев ротора и статора 6/7, длина 2800 мм.

В 2002 году по Южно-Васюганской группе месторождений было принято решение о строительстве эксплуатационных скважин с кондуктором 273мм и колонной 194мм. Заводы по производству породоразрушающего инструмента выпускают только два типа долот: III-349.2 МГВУ и III-244.5 МСЗГНУ. Было принято решение о бурении под эксплуатационную колонну 194мм низкооборотными долотами фирмы “Смит ЕА” 244,5 FGS+С и 244,5 FG-15 с применением опытных винтовых забойных двигателей ДГ-195, ДГ3-195, УД-195РС, УД1-195РС, УД1-195РС PV Fluid. Всего в 2002 году было пробурено 10 скважин под эксплуатационную колонну 194мм.

Применение опытных турбобуров на скважинах №№ 22, 24, 34, 13 Западно-Моисеевского месторождения и №№ 82, 67, 85, 98, 100, 92 Двуреченского месторождения отраженно в табл. 6.3.

 Таблица 6.3. Наработка винтовых забойных двигателей.

№№ n/n	Тип ВЗД	Проходка метр	Кол-во долот, шт.	Кол-во долбл.	Время бурения час	Проходка на долото метр	Vмех . м/час	Стойкость долота, час.
1	ДГ-195	3074	3	15	215.5	1024.7* / 204.9**	14.3	71.8*/14,3**
2	ДГ3-195	2355	3	16	179	785* / 147.2**	13.2	59.7*/11,2**
3	УД1-195РС	8934	10	38	792	893.4* / 231.5**	11.1	80.8*/20,8**
4	УД1-195РС PV Fluid	6940	8	31	490	867.5*	14.2	61.3*

Примечание:

-^*- долото фирмы “Смит ЕА”;

-^**- отечественное долото.

Универсальный двигатель УД-195РС фирмы ООО «Радиус-Сервис»

1.Назначение и конструктивные особенности.

1.1 Универсальный двигатель УД1-195РС предназначен для бурения нефтяных и газовых скважин долотами диаметром 215,9…244,5 мм с использованием в качестве промывочной жидкости воды или глинистого раствора плотностью до1300 кг/м³.

1.2 Особенностями конструкции двигателя является:

1.2.1. Возможность установки на двигатель среднего и нижнего центраторов ш213 и ш241 мм;

1.2.2. Возможность оперативно изменять в условиях буровой на устье скважины угол перекоса двигателя путём замены косого переводника , что исключает необходимость иметь на буровой несколько двигателей с различными углами перекоса;

1.2.3. Соединение торсиона двигательной секции и вала шпиндельной секции осуществляется с помощью карданного вала с двумя маслонаполненными шарнирами.

1.3 Конструктивные особенности шпиндельной секции:

1.3.1. Шпиндельная секция выполнена с осевой опорой качения. В качестве осевой опоры служит упорно-радиальный многорядный шарикоподшипник. Применение осевой опоры качения в конструкции шпиндельной секции снижает потери на трение и облегчает запуск двигателя;

1.3.2. Вал шпиндельной секции имеет противоаварийный бурт, исключающий в случае поломки вала потерю инструмента в скважине;

1.3.3. Нижняя радиальная опора максимально приближена к долоту, что снижает изгибающую нагрузку на вал.

Таблица 6.4. Основные параметры и размеры УД-195РС

Тип	Винтовой гидравлический
Наружный диаметр, мм	195
Длина двигателя, мм	6364±5%
Длина нижней секции двигателя до точки искревления,мм	2355±5%
Присоединительные резьбы по ГОСТ 28487-90:
-к бурильным трубам -к долоту	З-147 З-117
Диапазон углов косых переводников	0?-2?
Диаметр применяемых долот ,мм	215.9…244.5
Расход бурового раствора, л/с	25…35
Параметры бурового раствора:
-плотность ,кг/м3 ,не более -содержание песка, %, не более -содержание нефтепродуктов , %, не более	1500 1 10
Момент силы на выходном валу кгс•м:
-в режиме максимальной мощности -в тормозном режиме	450…600 600…800
Частота вращения выходного вала, об/мин
-в режиме холостого хода -в режиме максимальной мощности	114…150 78…108
Перепад давления при частоте вращения, кгс/см2
-в режиме холостого хода -в режиме максимальной мощности -в тормозном режиме	15…20 45…70 70…90
Натяг в зацеплении ротор-статор новой рабочей пары, мм	0.10…0.40
Допустимая осевая нагрузка, кгс	25000
Допустимые утечки между выходным валом и корпусом шпинделя, не более	25% расхода бурового р-ра
Масса, кг	955±5%

Примечания: Параметры двигателя приведены для рабочей пары с отношением числа зубьев ротора и статора 9/10 и длиной 2800 мм приработе на воде.

Допускается отклонение фактических параметров двигателя от указанных в пределах ±20%.

Состав изделия и комплект поставки

Двигатель включает следующие основные узлы: секцию шпиндельную, карданный вал, секцию двигательную и переливной клапан.

Двигательная секция может быть укомплектована рабочими парами различных типов (Д2-195; Д4-195; Д5-195; ДВ-195).

Наиболее часто встречающиеся отказы ВЗД:

1. Срыв резины по середине винтовой пары - Д2-195 (1800мм); ДВО-195(1800мм).

2. Вырыв кардана из шпинделя - УД-195РС(4260мм, 5х6).

3. Износ упорно-радиального многорядного шарикоподшипника и радиальных опор скольжения (в основном в исполнении с косым переводником - до 10-14мм по осевому люфту; до 4-6мм по радиальному).

4. Смена косого переводника на буровой на прямой или центратор реально реализовано на УД1-195 РС. На применяемых ДГ-195, ДГ3-195 в условиях буровой смену косого переводника или центратора, произвести не удалось.

Следует учесть, что пока ни один из ВЗД не рассчитан на интенсивные нагрузки при бурении с вращением дополнительно ротором бурильной колонны до 25 об/мин, а также при СПО, с возможным подъемом с затяжками.

Таблица 6.5. Средняя наработка на ВЗД по Стрежевскому филиалу ЗАО“ССК” в 2002 году

Типоразмер ВЗД	Проходка общая, м.	Время общее,ч.	Мех. скорость, м...

Подобные документы

• Программа расчетов потерь давления на различных участках скважины

  Разработка программы бурения скважины; выбор плотности и предварительной подачи насосов. Расчет гидравлических параметров промывки для начала и конца бурения, потери давления. Гидродинамические расчеты спуска колонны труб в скважину; допустимая скорость.
  
  курсовая работа [979,5 K], добавлен 03.11.2012
  

• Проект строительства наклонно направленной эксплуатационной скважины глубиной 2972 м на Фаинском нефтяном месторождении

  Геолого-геофизическая, литолого-стратиграфическая характеристика и нефтеносность месторождения. Проектирование режимов способа бурения скважины. Разработка гидравлической программы проводки скважины. Расчет затрат на бурение и сметной стоимости проекта.
  
  дипломная работа [3,3 M], добавлен 11.06.2015
  

• Проект бурения нефтяной скважины

  Обоснование выбора конструкции скважины, параметры промывочных растворов. Характеристика выбора способа бурения и проектирование его режимов. Методы ликвидации аварий. Анализ и расчет способов вхождения в продуктивный пласт и освоения нефтяной скважины.
  
  курсовая работа [368,8 K], добавлен 08.06.2011
  

• Строительство нефтяных и газовых скважин на примере скважины № 135 Ножовского месторождения

  Характеристика литолого-стратиграфического разреза. Возможные осложнения при строительстве скважины. Особенности геофизических работ в скважине, проектирование ее конструкции. Выбор конструкции забоя и расчет глубины скважины. Выбор способа бурения.
  
  курсовая работа [618,1 K], добавлен 28.12.2014
  

• Поглощение бурового раствора

  Определение конструкции скважин с помощью графика совмещённых давлений. Выбор типа бурового промывочного раствора и расчёт его расходов. Определение рационального режима промывки скважины. Виды осложнений и аварии при бурении скважин и их предупреждение.
  
  курсовая работа [116,1 K], добавлен 23.01.2012
  

• Установка колтюбинговая для бурения боковых стволов. Винтовой забойный двигатель Д1-195

  Назначение и краткая характеристика колтюбинговой установки для бурения боковых стволов. Монтаж винтовых забойных двигателей. Проверочный расчет вала шпиндельной секции. Правила эксплуатации двигателей. Расчет геометрических и энергетических параметров.
  
  курсовая работа [2,5 M], добавлен 18.07.2012
  

• Бурение и освоение нефтяных и газовых скважин

  Технические средства направленного бурения скважин. Компоновки низа бурильной колонны для направленного бурения. Бурение горизонтальных скважин, их преимущества на поздних стадиях разработки месторождения. Основные критерии выбора профиля скважины.
  
  презентация [2,8 M], добавлен 02.05.2014
  

• Поисково-оценочные работы на железорудном месторождении

  Задачи, объёмы, сроки проведения буровых работ на исследуемом участке, геолого-технические условия бурения. Обоснование выбора конструкции скважин. Выбор бурового снаряда и инструментов для ликвидации аварий. Технология бурения и тампонирование скважин.
  
  курсовая работа [93,2 K], добавлен 20.11.2011
  

• Составление регламента на углубление с горизонтальным окончанием нефтяной добывающей скважины глубиной 2150 м на Самотлорском месторождении

  Анализ техники и технологии бурения скважин на месторождении или в районе строительства скважины. Выбор типа долота и его промывочного узла. Расчет гидравлической мощности буровых насосов, их типа и количества, корректировка расхода промывочной жидкости.
  
  курсовая работа [1,9 M], добавлен 24.01.2023
  

• Проектирование системы водоснабжения деревни Федоры

  Проектирование водонапорной башни, водозабора и насосной станции. Разбивка трассы трубопровода. Определение количество потребляемой воды и режима её потребления. Гидравлический расчёт водопроводной сети. Выбор способа бурения скважины, бурового станка.
  
  дипломная работа [185,9 K], добавлен 26.11.2010
  

• Назначение и классификация буровых вышек

  Схема колонкового бурения с применением буровой установки. Конструкция, назначение и классификация буровых вышек, буров, труб, долот. Причины аварий при различных способах бурения, способы их ликвидации. Режимы бурения нефтяных и газовых скважин.
  
  реферат [662,7 K], добавлен 23.02.2009
  

• Проект строительства эксплуатационной скважины на нефть глубиной 2900 м на Правдинском нефтяном месторождении

  Сведения о районе строительства нефтяной скважины. Геологическая и литолого-стратиграфическая характеристика разреза. Проектирование конструкции и профиля скважины. Выбор буровых растворов и способа бурения. Предупреждение и ликвидация пластовых флюидов.
  
  курсовая работа [1,0 M], добавлен 27.03.2015
  

• Бурение нефтяных и газовых скважин

  История бурения нефтяных и газовых скважин, способы их бурения. Особенности вращательного бурения. Породоразрушающие инструменты (буровые, лопастные, алмазные долота). Инструмент для отбора керна. Оборудование для бурения, буровые промывочные жидкости.
  
  курсовая работа [2,2 M], добавлен 27.09.2013
  

• Установки для глубокого бурения нефтегазоносных скважин

  Назначение, устройство основных узлов и агрегатов буровых установок для глубокого бурения нефтегазоносных скважин. Конструкция скважин, техника и технология бурения. Функциональная схема буровой установки. Технические характеристики буровых установок СНГ.
  
  реферат [2,5 M], добавлен 17.09.2012
  

• Проект на бурение скважин в районе деятельности СУБР-1 "ОАО Сургутнефтегаз"

  Строительство горизонтально-направленной скважины с пилотным стволом. Компоновка бурильной колонны. Расчет промывки скважины, циркуляционной системы, рабочих характеристик турбобура. Конструктивные особенности применяемых долот. Охрана окружающей среды.
  
  курсовая работа [612,0 K], добавлен 17.01.2014
  

• Оборудование для кустового бурения скважин

  Проблема сезонности бурения. Специальные буровые установки для кустового строительства скважин, особенности их новых модификаций. Устройство и монтаж буровых установок и циркулирующих систем. Характеристика эшелонной установки бурового оборудования.
  
  курсовая работа [2,5 M], добавлен 17.02.2015
  

• Технология и бурение нефтяных и газовых скважин

  Геологическое строение нефтегазоконденсатного месторождения. Литологическая характеристика разреза скважины. Регулирование свойств буровых растворов. Расчет гидравлической программы бурения. Выбор породоразрушающего инструмента, промывочной жидкости.
  
  курсовая работа [78,3 K], добавлен 07.04.2016
  

• Станки шарошечного бурения

  Проходка скважин станками шарошечного бурения. Буровой инструмент станков шарошечного бурения. Очистные комплексы и агрегаты для добычи полезного ископаемого. Условия применения очистных комплексов, их основные виды и характеристика особенностей.
  
  реферат [1,3 M], добавлен 13.10.2013
  

• Процесс бурения

  Содержание, принципы, основные компоненты организации производственного процесса бурения. Методы организации и производственный цикл процесса бурения. Бурение нефтяных скважин. Меры по охране недр и окружающей среды. Влияние сероводорода на людей.
  
  курсовая работа [72,1 K], добавлен 22.05.2009
  

• Автоматизация процесса бурения

  Буровая скважина и ее основные элементы. Методика разрушения горной породы на забое. Рассмотрение классификации способов бурения. Задачи автоматизации производственных процессов. Сущность и схема турбинного и роторного процессов бурения скважин.
  
  презентация [1010,8 K], добавлен 25.05.2019
  

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