Размещено на http://www.allbest.ru/

Курсовой проект

По дисциплине: «Технология бурения нефтяных и газовых скважин»

На тему: «Проект технологии бурения разведочной скважины глубиной 1822 м на Кристаллический горизонт Елгинской площади Ромашкинского месторождении»

Исходные данные

№ пп	Наименование параметров	Обозначения в формулах	Единицы измерения	Значение
1	2	3	4	5
1	Глубина бурения скважины	L	М	1822
11	Глубина залегания кровли продуктивного пласта	Lк	м	1811
22	Пластовый флюид	Нефть
33	Пластовое давление	Рпл	МПа	15,5
44	Глубина залегания подошвы слабого пласта	Lп	м	858
55	Давление гидроразрыва	Рr	МПа	21
6 6	Свойства промывочной жидкости: а) плотность б) динамическое напряжение сдвига в) пластическая вязкость	с ф0 з	кг/м3 Па Па·с	1180 8 0,017
77	Марки и количество установленных буровых насосов	БРН-1	шт	2
88	Размеры наземной обвязки: а) условный размер стояка б) диаметр проходного канала бурового рукава в) диаметр проходного канала вертлюга г) диаметр проходного канала ведущей трубы	- - - -	мм мм мм	114 102 100 74
9 9	Минимальная скорость жидкости в затрубном пространстве, обеспечивающая вынос шлама	хк	м/с	0,5
110	Интервал обработки долот в скв. 1 и 2	?L	м	1700-1822
111	Типоразмер отработанных долот в скв. 1			215,9 СЗ-ГАУ
112	Проходка в скв. 1:на долото 1 2 3 4 5 6 7 8 9	hд1 hд2 hд3 hд4 hд5 hд6 hд7 hд8 hд9	м м м м м м м м м	78 72 76 74 56 45 52 48 49
113	Время бурения в скв. 1 долотом 1 2 3 4 5 6 7 8 9	t1 t2 t3 t4 t5 t6 t7 t8 t9	ч ч ч ч ч ч ч ч ч	17 14 16 14 28 16 24 18 20
114	Типоразмер отработанных долот в скв. 2			215,9 ТЗ-ГНУ
115	Проходка в скв. 2:на долото 1 2 3 4 5 6 7 8 9	hд1 hд2 hд3 hд4 hд5 hд6 hд7 hд8 hд9	м м м м м м м м м	78 69 77 76 47 53 46 55 49
116	Время бурения в скв. 2 долотом 1 2 3 4 5 6 7 8 9	t1 t2 t3 t4 t5 t6 t7 t8 t9	ч ч ч ч ч ч ч ч ч	17 12 15 14 19 25 16 24 20
117	Частота вращения ротора или тип турбобура			3ТСШ-195
118	Осевая нагрузка	Р1	кН	195
119	Подача жидкости	Q0	м3/с	0,027
220	Минимальный наружный диаметр труб в компоновке бурильной колонны	dн	м	0,127

Определение совместимых интервалов бурения. Построение совмещённого графика пластовых давлений и давлений гидроразрыва, определение конструкции скважины и плотности бурового раствора для совместимых интервалов бурения

Геологический разрез скважины представлен пластами значительной толщины. Верхняя граница пласта называется кровлей, и нижняя - подошвой пласта. Замеры пластового давления и давления гидроразрыва осуществляются лишь в отдельных точках. В задании даны замеры лишь одной точки. При проведении расчетов принимаются, что относительные давления в пределах пласта постоянные, т.е.

,

где - относительное пластовое давление и давление гидроразрыва; - давление столба воды на глубине замера соответствующих давлений:

, где - плотность воды; g - ускорение; z - глубина бурения по вертикали, на которой произведен замер соответствуещего давления. Принять = 1000 , g = 9,81 .

Пласты совместимы для бурения, если относительные плотности бурового раствора , рассчитанные по величинам названных давлений для этих пластов удоволетворяют неравенству

Где - минимально допустимая плотность бурового раствора, рассчитанная по пластовому давлению; - максимально допустимая плотность бурового раствора, рассчитанная по максимально допустимому давлению в скважине из условий гидроразрыва или экологических требований по предупреждению загрязнения буровым раствором пластов пресной воды и прдуктивных пластов.

и

Где и - коэффициенты запаса, учитывающие возможные колебания давления в скважине. Величины выбрать из таблицы, а принять 0,9. бурильный гидравлический рейнольдс

Экологические требования предусматривают ограничение избыточного статического давления бурового раствора на пласты с пресной водой и продуктивные пласты величиной .

1.=1000*9,81*60 = 0,58 МПа

2.= 1000*9,81*360=3,53 МПа

3.= 1000*9,81*600= 5,88 МПа

4.= 1000*9,81*833= 8,17 МПа

5.= 1000*9,81*1154=11,32 МПа

6.= 1000*9,81*1308=12,83МПа

7.= 1000*9,81*1560=15,30МПа

8.= 1000*9,81*1700=16,67 МПа

9.= 1000*9,81*1822=17,87 МПа

1.= 1,1*0,879 =0,966 кг/м

2.= 1,1*0,862 =0,948кг/м

3.= 1,1*0,895 =0,984 кг/м

4.= 1,1*0,913 =0,995 кг/м

5.= 1,05*0,937 =1,004кг/м

6.= 1,05*0,971 =1.019 кг/м

7.= 1,05*0,983=1.032 кг/м

8.= 1,05*0,989 =1.038 кг/м

9.= 1,05*0,953=1.000 кг/м

1.=0,9*1,387= 1,248кг/м

2.=0,9*1,390= 1,251кг/м

3.=0,9*1,471 =1,323 кг/м

4.=0,9*1,442 = 1,297 кг/м

5.=0,9*1,62= 1,458 кг/м

6.=0,9*1,326 = 1,193кг/м

7.=0,9*1,471= 1,323кг/м

8.=0,9*1,381 = 1,242 кг/м

9.=0,9*1,400 = 1,260кг/м

1.=0,879+1,5/0,58=3.46 г/см³

2.=0,862+1,5/3.53=1,286 г/см³

3.=0,895+1,5/5.88=1,150 г/см³

4.=0,913+1,5/8.17=1,096г/см³

5.=0,937+2,5/11.32=1,157г/см³

6.=0,971+2,5/12.83=1,165см³

7.=0,983+2,5/15,30=1,146г/см³

8.=0,989+2,5/16.67=1,122г/см³

9.=0,953+2,5/17,87=1,138 г /см³

№ интервала
1	0,58	0,879	1,1	0.966	3.46	1,5	1.248
2	3.53	0,862	1,1	0.948	1,286	1,5	1,251
3	5.88	0,895	1,1	0.984	1,150	1,5	1.323
4 5 6 7 8 9	8.17 11.32 12.83 15,30 16.67 17.87	0,913 0,937 0,971 0,983 0,989 0,953	1,1 1,05 1,05 1,05 1,05 1,05	0.995 1.004 1,019 1,032 1,038 1,000	1,096 1.157 1,165 1,146 1,122 1,138	1,5 2,5 2,5 2,5 2,5 2,5	1.297 1,458 1,193 1,323 1,242 1,260

1. Проверочный расчет расхода и плотности промывочной жидкости в ранее пробуренных скважинах при отработке долот

Для роторного способа 0-60м.

В исходных данных принято, что согласно опыту бурения скважин хорошая очистка кольцевого пространства от шлама осуществляется при скорости восходящего потока промывочной жидкости х_п = 0,48 м/с по формуле:

Здесь диаметр скважины d_с для упрощения расчетов на всем протяжении ствола принят равным диаметру долота.

Определим расход жидкости, необходимый для очистки забоя от шлама, по формуле:

Сравнивая значения Q1 и Q2 с фактическим расходом жидкости Q0 = 0,032 м³/с в скв. 1 и 2, видим, что он не удовлетворяет условию:

Q₀ = 0,032 м³/с ? max Q1 = 0,085 м³/с . Поэтому расход Q₀ принимаем равным 0,085 м³/с.

Проверим соответствие плотности промывочной жидкости, использованной в скважине 1 и 2, правилом безопасности.

Найденная плотность меньше плотности жидкости, примененной в скважине 1 и 2, и поэтому последняя не подлежит корректировке.

Для ГЗД 60-360. С учетом принятой для данной площади или указанной в задании скорости х_к = 0,5 м/с находим необходимый для выноса шлама расход промывочной жидкости по формуле:

0,027 (м³/с)

Здесь диаметр скважины d_с для упрощения расчетов на всем протяжении ствола принят равным диаметру долота.

Определим расход жидкости, необходимый для очистки забоя от шлама, по формуле:

Сравнивая значения Q₁ и Q₂ с фактическим расходом жидкости Q₀ = 0,027 м³/с в скв. 1 и 2, видим, что он не удовлетворяет условию:

Q₀ = 0,028 м³/с ? max Q₁ = 0,047 м³/с

Поэтому расход Q₀ принимаем равным 0,047 м³/с.

Проверим соответствие плотности жидкости, примененной в скв. 1 и 2, требованиям правил безопасности по формуле:

1257 кг/м³

что меньше фактической плотности. Поэтому последнюю будем использовать в дальнейших расчетах.

Для ГЗД 360-600

С учетом принятой для данной площади или указанной в задании скорости х_к = 0,5 м/с находим необходимый для выноса шлама расход промывочной жидкости по формуле:

0,012 (м³/с)

Здесь диаметр скважины d_с для упрощения расчетов на всем протяжении ствола принят равным диаметру долота.

Определим расход жидкости, необходимый для очистки забоя от шлама, по формуле:

В скважинах 1 и 2 промывка осуществлялась при расходе Q₀ = 0,028 м³/с. поэтому согласно выражению отработка долот производилась в условиях неудовлетворительной очистки забоя и ствола от выбуренной породы:

Q₀ = 0,026 м³/с > max { Q₁ = 0,012 м³/с; Q₂ = 0.026 м³/с}.

Проверим соответствие плотности промывочной жидкости, использованной в скважине 1 и 2, правилом безопасности.

1211 кг/м³

что меньше фактической плотности. Поэтому последнюю будем использовать в дальнейших расчетах.

Для ГЗД 600-833

С учетом принятой для данной площади или указанной в задании скорости х_к = 0,5 м/с находим необходимый для выноса шлама расход промывочной жидкости по формуле:

0,012 (м³/с)

Здесь диаметр скважины d_с для упрощения расчетов на всем протяжении ствола принят равным диаметру долота.

Определим расход жидкости, необходимый для очистки забоя от шлама, по формуле:

В скважинах 1 и 2 промывка осуществлялась при расходе Q₀ = 0,028 м³/с. поэтому согласно выражению отработка долот производилась в условиях неудовлетворительной очистки забоя и ствола от выбуренной породы:

Q₀ = 0,026 м³/с > max { Q₁ = 0,012 м³/с; Q₂ = 0.026 м³/с}.

Проверим соответствие плотности промывочной жидкости, использованной в скважине 1 и 2, правилом безопасности.

1319 кг/м³

найденная плотность меньше плотности жидкости, примененной в скважине 1 и 2, и поэтому последняя не подлежит корректировке.

Для ГЗД 833-1154

С учетом принятой для данной площади или указанной в задании скорости х_к = 0,5 м/с находим необходимый для выноса шлама расход промывочной жидкости по формуле:

0,012 (м³/с)

Здесь диаметр скважины d_с для упрощения расчетов на всем протяжении ствола принят равным диаметру долота.

Определим расход жидкости, необходимый для очистки забоя от шлама, по формуле:

В скважинах 1 и 2 промывка осуществлялась при расходе Q₀ = 0,028 м³/с. поэтому согласно выражению (4.3) отработка долот производилась в условиях удовлетворительной очистки забоя и ствола от выбуренной породы:

Q₀ = 0,026 м³/с > max { Q₁ = 0,012 м³/с; Q₂ = 0.026 м³/с}.

Проверим соответствие плотности промывочной жидкости, использованной в скважине 1 и 2, правилом безопасности.

1071,6кг/м³

найденная плотность меньше плотности жидкости, примененной в скважине 1 и 2, и поэтому последняя не подлежит корректировке.

Для ГЗД 1154-1308

С учетом принятой для данной площади или указанной в задании скорости х_к = 0,5 м/с находим необходимый для выноса шлама расход промывочной жидкости по формуле:

0,012 (м³/с)

Здесь диаметр скважины d_с для упрощения расчетов на всем протяжении ствола принят равным диаметру долота.

Определим расход жидкости, необходимый для очистки забоя от шлама, по формуле:

В скважинах 1 и 2 промывка осуществлялась при расходе Q₀ = 0,028 м³/с. поэтому согласно выражению отработка долот производилась в условиях удовлетворительной очистки забоя и ствола от выбуренной породы:

Q₀ = 0,026 м³/с > max { Q₁ = 0,012 м³/с; Q₂ = 0.026 м³/с}.

Проверим соответствие плотности промывочной жидкости, использованной в скважине 1 и 2, правилом безопасности.

985,9 кг/м³

найденная плотность меньше плотности жидкости, примененной в скважине 1 и 2, и поэтому последняя не подлежит корректировке.

Для ГЗД 1308-1560

С учетом принятой для данной площади или указанной в задании скорости х_к = 0,5 м/с находим необходимый для выноса шлама расход промывочной жидкости по формуле:

0,012 (м³/с)

Здесь диаметр скважины d_с для упрощения расчетов на всем протяжении ствола принят равным диаметру долота.

Определим расход жидкости, необходимый для очистки забоя от шлама, по формуле:

В скважинах 1 и 2 промывка осуществлялась при расходе Q₀ = 0,028 м³/с. поэтому согласно выражению отработка долот производилась в условиях удовлетворительной очистки забоя и ствола от выбуренной породы:

Q₀ = 0,026 м³/с > max { Q₁ = 0,012 м³/с; Q₂ = 0.026 м³/с}.

Проверим соответствие плотности промывочной жидкости, использованной в скважине 1 и 2, правилом безопасности.

1126 кг/м³

что меньше фактической плотности. Поэтому последнюю будем использовать в дальнейших расчетах.

Для ГЗД 1560-1700

С учетом принятой для данной площади или указанной в задании скорости х_к = 0,5 м/с находим необходимый для выноса шлама расход промывочной жидкости по формуле:

0,012 (м³/с)

Здесь диаметр скважины d_с для упрощения расчетов на всем протяжении ствола принят равным диаметру долота.

Определим расход жидкости, необходимый для очистки забоя от шлама, по формуле:

В скважинах 1 и 2 промывка осуществлялась при расходе Q₀ = 0,028 м³/с. поэтому согласно выражению отработка долот производилась в условиях удовлетворительной очистки забоя и ствола от выбуренной породы:

Q₀ = 0,026 м³/с > max { Q₁ = 0,012 м³/с; Q₂ = 0.026 м³/с}.

Проверим соответствие плотности промывочной жидкости, использованной в скважине 1 и 2, правилом безопасности.

992,6 кг/м³

найденная плотность меньше плотности жидкости, примененной в скважине 1 и 2, и поэтому последняя не подлежит корректировке.

Для ГЗД 1700-1822

С учетом принятой для данной площади или указанной в задании скорости х_к = 0,5 м/с находим необходимый для выноса шлама расход промывочной жидкости по формуле:

0,012 (м³/с)

Здесь диаметр скважины d_с для упрощения расчетов на всем протяжении ствола принят равным диаметру долота.

Определим расход жидкости, необходимый для очистки забоя от шлама, по формуле:

В скважинах 1 и 2 промывка осуществлялась при расходе Q₀ = 0,028 м³/с. поэтому согласно выражению (4.3) отработка долот производилась в условиях удовлетворительной очистки забоя и ствола от выбуренной породы:

Q₀ = 0,026 м³/с > max { Q₁ = 0,012 м³/с; Q₂ = 0.026 м³/с}.

Проверим соответствие плотности промывочной жидкости, использованной в скважине 1 и 2, правилом безопасности.

1235 кг/м³

что меньше фактической плотности. Поэтому последнюю будем использовать в дальнейших расчетах.

2. Выбор числа работающих насосов и диаметра цилиндровых втулок

Для роторного способа 0 - 60

Подача насосов определяется по формуле

где m - коэффициент наполнения;

Q-подача насоса при данном диаметре втулок (m=1); м³/с

n- число насосов .

Примем коэффициент наполнения насосов m = 0,8

Для создания равной или ближайшей большей подачи Q = 0,060 м³/с с учетом табл. будем из двух установленных насосов использовать два БРН-1 при втулках диаметром 150 мм. При этом подача насосов составит:

Q = 0,8 · 2,0 • 0,0509 = 0,056 < 0,060 м³/с

Таким образом, в дальнейших расчетах подача Q = 0,060 м³/с

Для ГЗД 60-360

Примем коэффициент наполнения насосов m = 0,9

Для создания равной или ближайшей большей подачи Q = 0,06 м³/с с учетом табл. будем из двух установленных насосов использовать два БРН-1при втулках диаметром 140 мм. При этом подача насосов составит:

Q = 0,9 · 2,0 • 0,0455 = 0,041 < 0,047 м³/с

Таким образом, в дальнейших расчетах подача Q = 0,047м³/с.

Для ГЗД 360-600

Для создания равной или ближайшей большей подачи Q = 0,048 м³/с с учетом табл. будем из двух установленных насосов использовать один БРН-1 при втулках диаметром 140 мм. При этом подача насосов составит:

Q = 0,9 · 2,0 • 0,0223 = 0,040 < 0,048 м³/с

Таким образом, в дальнейших расчетах подача Q = 0,048 м³/с.

Для ГЗД 360-833

Для создания равной или ближайшей большей подачи Q = 0,026 м³/с с учетом табл. будем из двух установленных насосов использовать два БРН-1 при втулках диаметром 140 мм. При этом подача насосов составит:

Q = 0,9 · 1,0 • 0,031 = 0,0279 < 0,028 м³/с

Таким образом, в дальнейших расчетах подача Q = 0,026 м³/с.

Для ГЗД 833-1154

Для создания равной или ближайшей большей подачи Q = 0,026 м³/с с учетом табл. будем из двух установленных насосов использовать один БРН-1 при втулках диаметром 140 мм. При этом подача насосов составит:

Q = 0,9 · 1,0 • 0,031 = 0,0259 < 0,026 м³/с

Таким образом, в дальнейших расчетах подача Q = 0,026 м³/с.

Для ГЗД 1154-1308

Для создания равной или ближайшей большей подачи Q = 0,026 м³/с с учетом табл. будем из двух установленных насосов использовать один БРН-1 при втулках диаметром 140 мм. При этом подача насосов составит:

Q = 0,9 · 1,0 • 0,031 = 0,0259 < 0,026 м³/с

Таким образом, в дальнейших расчетах подача Q = 0,026 м³/с.

Для ГЗД 1308-1560

Для создания равной или ближайшей большей подачи Q = 0,026 м³/с с учетом табл. будем из двух установленных насосов использовать один БРН-1 при втулках диаметром 140 мм. При этом подача насосов составит:

Q = 0,9 · 1,0 • 0,031 = 0,0259 < 0,026 м³/с

Таким образом, в дальнейших расчетах подача Q = 0,026 м³/с.

Для ГЗД 1560-1700

Для создания равной или ближайшей большей подачи Q = 0,026 м³/с с учетом табл. будем из двух установленных насосов использовать один БРН-1 при втулках диаметром 140 мм. При этом подача насосов составит:

Q = 0,9 · 1,0 • 0,031 = 0,0259 < 0,026 м³/с

Таким образом, в дальнейших расчетах подача Q = 0,026 м³/с.

Для ГЗД 1700-1822

Для создания равной или ближайшей большей подачи Q = 0,026 м³/с с учетом табл. будем из двух установленных насосов использовать один БРН-1 при втулках диаметром 140 мм. При этом подача насосов составит:

Q = 0,9 · 1,0 • 0,031 = 0,0259 < 0,026 м³/с

Таким образом, в дальнейших расчетах подача Q = 0,026 м³/с.

3. Разделение интервала отработки долот на участки пород одинаковой буримости

В разрезе выделяются интервалы бурения скважин шарошечными долотами одинакового диаметра. Интервалы одинаковой буримости уточняются согласно механическим скоростям бурения. Последние даны в ГТН на строительство скважины.

Работа долот

Интервал работ по стволу	Диаметр долота, мм	Скорость, м/ч	с, кг/м3	Q, м3/с
0-60	393,9	7-10	1039	0,060
60-360	295,3	18-20	1257	0,047
360-600	215,9	18-20	1211	0,048
600-833	215,9	18-20	1319	0.026
833-1154	215,9	18-20	1071.6	0,026
1154-1308		10-15	985.9
1308-1560	215,9	10-15	1275	0,026
1560-1700	215,9	18-20	992.6	0,026
1700-1822	215,9	18-20	1235	0.026

Скважина 1.	Скважина 2.
Глубина, Н, м	Время бурения, t, м	Глубина, Н, м	Время бурения, t, м
1822	5	1835	35,3
1800	18	1826	26,8
1785	38	1797	15,5
1767	94	1763	98
1745	26	1735	17,5
1723	20	1692	42,6

На рис. (скважина 1, скважина 2) с координатами «глубина скважины Н - время бурения t» наносим согласно исходным данным результаты отработки долот в каждом рейсе в скв. 1 и 2.

На рис. с координатами «глубина скважины Н - время механического бурения t» наносим согласно исходным данным результаты отработки долот в каждом рейсе в скважине 1 и 2. Излом линейной зависимости соответствует границе между двумя пачками пород с различной буримостью.

Излом линейной зависимости h_д = h_д· (t_б) в обеих скважинах соответствует границе между двумя пачками пород с различной буримостью.

Проверим результаты графического разделения интервала на пачки с помощью методики Д.А. Родионова. Согласно исходным данным составляем ряд значений средних за рейс механических скоростей проходки х_м в порядке их последовательности при бурении скв. 1 и 2. Каждый ряд из 5 значений механической скорости строим по формуле

Глубина, Н, м	Время бурения, t, ч
1822	5
1800	18
1785	38
1767	94
1745	26
1723	20

х_м1 = 60 м/ч; х_м4 = 2,12 м/ч; х_м7 = 5,26 м/ч

х_м2 = 16,6 м/ч; х_м5 = 3,846 м/ч;

х_м3 = 6,3 м/ч; х_м6 = 10 м/ч

Для первого ряда скоростей х_м в скв. 1 находим величину М по формуле

Для первого рейса (n= 1) долота в анализируемом ряду

Для второго рейса

Для третьего рейса

Для четвертого рейса

Для пятого рейса

Для шестого рейса

В результате расчетов:y₁=1,509; y₂=2,269; у₃ =3,262; у₄ = 0,561; у₅ =0,271

У₆ =0,3159

Глубина, Н, м	Время бурения, t, м
1835	35,3
1826	26,8
1797	15,5
1763	98
1735	17,5
1692	42,6

В скв. 2:

х_м1 = 8,5 м/ч; х_м4 = 3 м/ч;

х_м2 = 17,01 м/ч; х_м5 = 12,57 м/ч.

х_м3 = 18,96 м/ч; х_м6 =3

После проведения аналогичных вычислений по формуле (4.6) для второго ряда скоростей в скв. 2 получим:

Для первого рейса (n= 1) долота в анализируемом ряду

Для второго рейса

Для третьего рейса

Для четвертого рейса

Для пятого рейса

у₁ = 0,027; у₂ = 0,085; у₃ = 0,623; у₄ =0,124 ; у₅ =0,377

Максимальные значения функции у для ряда скоростей по скв. 1 и 2 имеют место при К = 3 и соответственно равны у₃ = 3,262 и у₃ =0,623. Они подтверждают результаты произведенного выше графического разделения разреза на два участка пород одинаковой буримости.

Анализируя табличные данные, объединяя интервалы с одинаковой механической скоростью и одинаковым диаметром долота, можно выделить 6 интервалов одинаковой буримости.

№ п/п	Интервал одинаковой буримости	Способ бурения	Диаметр долота, мм
1	0-60	роторный	394
2	60-360	турбинный	295,3
3	360-600	турбинный	215,9
4	600-833	турбинный	215,9
5	833-1154	турбинный	215,9
6	1154-1308	турбинный	215,9
7	1308-1560	турбинный	215,9
8	1560-1700	турбинный	215,9
9	1700-1822	турбинный	215,9

4. Выбор оптимального режима бурения и лучшего из поименных типов долот

Рассмотрим задачу для нижнего интервала пород одинаковой буримости 1700-1822 м, пробуренного в скв. 1 и скв. 2 пятью долотами одинакового размера при нагрузке на долото Р_д = 195 кН и частоте его вращения n_д = 450 об/мин. В скв. 1 были отработаны долота 215,9 СЗ ГАУ R-437, а скв. 2 - 215,9 ТЗ-ГАУ. Согласно информации, взятой из карточек отработки долот, определим в интервале средние арифметические значения проходки на долото h_д, стойкости долота t_б и механической скорости проходки х_м .

Скв. 1, нижняя пачка

Чтобы найти адаптационные коэффициенты по формулам:

,

принимаем частоту вращения долот 215,9 СЗ-ГАУ и 215,9 ТЗ-ГАУ по табл.n = 450 об/мин.

Скв. 2, нижняя пачка,

Устанавливаем предельные наиболее эффективные значения нагрузки и частоты с учетом паспортных данных используемых долот в скв. 1 и 2.

При этой нагрузке частота вращения долот не должна превышать значения, найденного по формуле:

где Р_{д min}, Р_{д max} - минимальная и максимальная нагрузка на долото;

n_min, n_max - минимальная и максимальная частота вращения долота.

Примем следующие значения постоянных в формуле

где

III 215,9 СЗ ГАУ R-437: С_в = 4375 руб/ч, t_сп=29,1 ч, С_д = 135000 руб,

III 215,9 ТЗ-ГАУ: С_д = 120000 руб, t_в=0,9 ч.

С учетом ранее найденных адаптационных коэффициентов К и А рассчитываем величины В, Д, М и С.

Скв. 2, долото нижняя пачка 215,9Т3-ГАУ:

При наиболее эффективных параметрах режима бурения Р_д = 175 кН и n = 444 об/мин минимальная стоимость одного метра будет:

Скв. 1, нижняя пачка долото III 215,9 СЗ-ГАУ:

При наиболее эффективных параметрах Р_д = 175 кН и n = 444 об/мин минимальная стоимость метра проходки будет

Таким образом, поскольку стоимость метра проходки долотом III 215,9 СЗ ГАУ R-437 больше, чем долотом III 215,9 ТЗ-ГАУ, то последнее рекомендуется использовать для бурения в интервале 1700-1822 м.

Найдем прогнозируемые показатели отработки долот III 215,9 СЗ-ГАУ при рекомендуемых эффективных параметрах бурения

Найдем прогнозируемые показатели отработки долот III 215,9Т3-ГАУ при рекомендуемых эффективных параметрах бурения

5. Проектирование бурильной колонны

Расчет колонны УБТ.

1)Интервал 0-60м-для роторного способа

Расчет компоновки КНБК.

Выбираем диаметр первой степени УБТ, расположенных над долотом. По формуле:

d_убт(1) =

С учетом табл. окончательно d_убт = 0,178 м.

По табл. согласно диаметру долота выбираем диаметр бурильных труб d_н = 0,140 м.

Примем диаметр труб наддолотного комплекта равным диаметру остальных бурильных труб:

D_нк = d_н = 0,140 м.

Наружный диаметр УБТ выбраны правильно.

Определяем тип УБТ: УБТ-178 изготовленные из стали «Д»..

Определим общую длину двухступенчатой УБТ для создания необходимой осевой нагрузки Р_д = 190 кН:

м

Окончательно принимаем ?_убт(1) = 200 м, т.е. 8 свечей по 25 метров

Общий вес УБТ в жидкости по формуле:

Общая длина компоновки низа бурильной колонны рассчитывается по формуле:

м

2)Интервал 60-360м-для ГЗД

В отличие от роторного способа бурения колонны рассчитывается лишь на статическую прочность с дополнительным учетом в КНБК веса турбобура

Выбираем диаметр первой степени УБТ, расположенных над долотом. По формуле:

d_убт(1) =

С учетом табл. окончательно d_убт = 0,178 м.

По табл. согласно диаметру долота выбираем диаметр бурильных труб d_н = 0,140 м.

Примем диаметр труб наддолотного комплекта равным диаметру остальных бурильных труб:

D_нк = d_н = 0,140 м.

Наружный диаметр УБТ выбраны правильно.

Определяем тип УБТ: УБТ-178 изготовленные из стали «Д»..

Определим общую длину двухступенчатой УБТ для создания необходимой осевой нагрузки Р_д = 190 кН:

Окончательно принимаем ?_убт(1) = 200 м, т.е. 8 свечей по 25 метров

Общий вес УБТ в жидкости по формуле (5.6):

Общая длина компоновки низа бурильной колонны рассчитывается по формуле:

м

3)Интервал 360-600м-для ГЗД

Выбираем диаметр первой степени УБТ, расположенных над долотом. По формуле:

d_убт(1) =

С учетом табл. окончательно d_убт = 0,178 м.

По табл. согласно диаметру долота выбираем диаметр бурильных труб d_н = 0,140 м.

Примем диаметр труб наддолотного комплекта равным диаметру остальных бурильных труб:

D_нк = d_н = 0,140 м.

Наружный диаметр УБТ выбраны правильно.

Определяем тип УБТ: УБТ-178 изготовленные из стали «Д».

Определим общую длину двухступенчатой УБТ для создания необходимой осевой нагрузки Р_д = 190 кН:

Окончательно принимаем ?_убт(1) = 200 м, т.е. 8 свечей по 25 метров

Общий вес УБТ в жидкости по формуле:

Общая длина компоновки низа бурильной колонны рассчитывается по формуле:

м

4)Интервал 600-833м-для ГЗД

Выбираем диаметр первой степени УБТ, расположенных над долотом. По формуле:

d_убт(1) =

С учетом табл. окончательно d_убт = 0,178 м.

По табл. согласно диаметру долота выбираем диаметр бурильных труб d_н = 0,140 м.

Примем диаметр труб наддолотного комплекта равным диаметру остальных бурильных труб:

D_нк = d_н = 0,140 м.

Наружный диаметр УБТ выбраны правильно.

Определяем тип УБТ: УБТ-178 изготовленные из стали «Д».

Определим общую длину двухступенчатой УБТ для создания необходимой осевой нагрузки Р_д = 190 кН:

Окончательно принимаем ?_убт(1) = 200 м, т.е. 8 свечей по 25 метров

Общий вес УБТ в жидкости по формуле:

Общая длина компоновки низа бурильной колонны рассчитывается по формуле:

м

5)Интервал 833-1154м-для ГЗД

Выбираем диаметр первой степени УБТ, расположенных над долотом. По формуле:

d_убт(1) =

С учетом табл. окончательно d_убт = 0,178 м.

По табл. согласно диаметру долота выбираем диаметр бурильных труб d_н = 0,140 м.

Примем диаметр труб наддолотного комплекта равным диаметру остальных бурильных труб:

D_нк = d_н = 0,140 м.

Наружный диаметр УБТ выбраны правильно.

Определяем тип УБТ: УБТ-178 изготовленные из стали «Д»..

Определим общую длину двухступенчатой УБТ для создания необходимой осевой нагрузки Р_д = 190 кН:

Окончательно принимаем ?_убт(1) = 200 м, т.е. 8 свечей по 25 метров

Общий вес УБТ в жидкости по формуле:

Общая длина компоновки низа бурильной колонны рассчитывается по формуле:

м

6)Интервал 1154-1308м-для ГЗД

Выбираем диаметр первой степени УБТ, расположенных над долотом. По формуле:

d_убт(1) =

С учетом табл. окончательно d_убт = 0,178 м.

По табл. согласно диаметру долота выбираем диаметр бурильных труб d_н = 0,140 м.

Примем диаметр труб наддолотного комплекта равным диаметру остальных бурильных труб:

D_нк = d_н = 0,140 м.

Наружный диаметр УБТ выбраны правильно.

Определяем тип УБТ: УБТ-178 изготовленные из стали «Д»..

Определим общую длину двухступенчатой УБТ для создания необходимой осевой нагрузки Р_д = 190 кН:

Окончательно принимаем ?_убт(1) = 200 м, т.е. 8 свечей по 25 метров

Общий вес УБТ в жидкости по формуле):

Общая длина компоновки низа бурильной колонны рассчитывается по формуле:

м

7)Интервал 1308-1560м-для ГЗД

Выбираем диаметр первой степени УБТ, расположенных над долотом. По формуле:

d_убт(1) =

С учетом окончательно d_убт = 0,178 м.

По табл. согласно диаметру долота выбираем диаметр бурильных труб d_н = 0,140 м.

Примем диаметр труб наддолотного комплекта равным диаметру остальных бурильных труб:

D_нк = d_н = 0,140 м.

Наружный диаметр УБТ выбраны правильно.

Определяем тип УБТ: УБТ-178 изготовленные из стали «Д»..

Определим общую длину двухступенчатой УБТ для создания необходимой осевой нагрузки Р_д = 190 кН:

Окончательно принимаем ?_убт(1) = 200 м, т.е. 8 свечей по 25 метров

Общий вес УБТ в жидкости по формуле (5.6):

Общая длина компоновки низа бурильной колонны рассчитывается по формуле:

м

8)Интервал 1560-1700м-для ГЗД

Выбираем диаметр первой степени УБТ, расположенных над долотом. По формуле:

d_убт(1) =

С учетом табл. окончательно d_убт = 0,178 м.

По табл. согласно диаметру долота выбираем диаметр бурильных труб d_н = 0,140 м.

Примем диаметр труб наддолотного комплекта равным диаметру остальных бурильных труб:

D_нк = d_н = 0,140 м.

Наружный диаметр УБТ выбраны правильно.

Определяем тип УБТ: УБТ-178 изготовленные из стали «Д»..

Определим общую длину двухступенчатой УБТ для создания необходимой осевой нагрузки Р_д = 190 кН:

Окончательно принимаем ?_убт(1) = 200 м, т.е. 8 свечей по 25 метров

Общий вес УБТ в жидкости по формуле:

Общая длина компоновки низа бурильной колонны рассчитывается по формуле:

м

9)Интервал 1700-1822м-для ГЗД

Выбираем диаметр первой степени УБТ, расположенных над долотом. По формуле:

d_убт(1) =

С учетом табл. окончательно d_убт = 0,178 м.

По табл. согласно диаметру долота выбираем диаметр бурильных труб d_н = 0,140 м.

Примем диаметр труб наддолотного комплекта равным диаметру остальных бурильных труб:

D_нк = d_н = 0,140 м.

Наружный диаметр УБТ выбраны правильно.

Определяем тип УБТ: УБТ-178 изготовленные из стали «Д».

Определим общую длину двухступенчатой УБТ для создания необходимой осевой нагрузки Р_д = 190 кН:

Окончательно принимаем ?_убт(1) = 200 м, т.е. 8 свечей по 25 метров

Общий вес УБТ в жидкости по формуле:

Общая длина компоновки низа бурильной колонны рассчитывается по формуле:

м

Расчет колонны бурильных труб на статическую прочность.

1)Интервал 0-60м-для роторного способа

Длину НК принимаем равной 250 м. С целью повышения усталостной прочности составим его из труб со стабилизирующими поясками типа ТБПВ-127х9Д (предел текучести у_т - 373 МПа).

Вес НК в жидкости вычисляем по формуле

кН

Возможный перепад давления в долоте при использовании гидромониторного эффекта (х_д ? 80 м/с) определим по формуле:

МПа

Растягивающие напряжения в верхнем сечении НК найдем по формуле

для используемых нами долот примем коэффициент б = 0,15. Тогда, мощность, расходуемую на разрушение породы долотами, определим по формуле:

Мощность, расходуемую на вращение бурильной колонны длиной ? = 450 м, вычислим по формуле:

Крутящий момент у верхнего конца НК рассчитаем по формуле (5.15)

нМ

Касательные напряжения в трубах у верхнего конца НК найдем по формуле:

МПа

Коэффициент запаса прочности определим по форму, считая, что используются трубы 2-го класса (н = 0.8)

что выше допустимого значения К_д = 1,45.

Проверим нижнюю секцию бурильных труб в сечении, расположенном над УБТ (z = 0), на усталостную прочность.

Стрелу прогиба колонны в скважине при диаметре замка ЗП-127 d_з = 0,127 м. вычислим по формуле:

м

Длину полуволны плоскости раздела сжатой и растянутой частей колонны, принятой у верхнего конца УБТ, рассчитаем по формуле:

м

Амплитуду переменных напряжений изгиба в резьбовом соединении труб найдем по формуле:

МПа

постоянное среднее напряжение изгиба в каждом цикле определим по формуле:

МПа

Коэффициент запаса прочности в сечении НК над УБТ (у₁ = 59 МПа) вычислим по формуле:

что превышает допустимый коэффициент n_д = 1,5.

Допустимую растягивающую нагрузку для них найдем по формуле:

кН

м

Допустимую длину первой секции бурильных труб вычислим по формуле:

Вес первой секции труб в жидкости рассчитаем по формуле:

кН

Допустимую растягивающую нагрузку для них найдем по формуле:

Кн

Найдем допустимую длину второй секции по формуле:

м

Уточним длину второй секции:

м

Вес второй секции труб в жидкости рассчитаем по формуле:

кН

Проверим по формуле прочность верхней трубы каждой секции при спуске их в клиновом захвате. Примем длину плашек 400 мм и коэффициент С = 0,7.

1 секция:

что выше допустимого значения 1,1.

2 секция:

что выше допустимого значения 1,15

По таблице определим крутящийся момент для свинчивания УБТ, изготовленных из стали «Д»: УБТ-178-32 кН

По таблице для соединения труб ТБПВ-127 выбираем бурильные замки типа ЗП-127 с минимальным диаметром проходного отверстия 0,095 м. Для свинчивания замков по таблице находим необходимый крутящийся момент: ТБПВ-127х9Е-14кНм; ТБПВ-127х9М-17,5кНм;

Показатели	Номер секции
	УБТ	НК	1	2
Тип труб	УБТ-178	ТБПВ-127	ТБПВ-127	ТБПВ-127
Наружный диаметр труб, мм	178	127	127	127
Внутренний диаметр труб, мм	80	109	109	109
Группа прочности материала труб	Д	Д	Е	М
Длина секции (ступеней), м	300	250	686	579
Нарастающий вес колонны, кН	615	379	318	214

2)Интервал 60-360м-для ГЗД

Длину НК примем равной 250 м. Его будем комплектовать из труб типа ТБПВ-127х9Д (предел текучести у_т = 373 МПа).

Вес НК в жидкости вычисляем по формуле:

кН

Перепад давления в турбобуре найдем по формуле (6.19):

МПа

Растягивающие напряжения в верхнем сечении НК найдем по формуле:

Коэффициент запаса прочности определим по формуле, считая, что используются трубы 2-го класса (н = 0.8)

Допустимую растягивающую нагрузку для них найдем по формуле:

кН

м

Допустимую длину первой секции бурильных труб вычислим по формуле:

Вес первой секции труб в жидкости рассчитаем по формуле:

кН

Допустимую растягивающую нагрузку для них найдем по формуле:

кН

Найдем допустимую длину второй секции по формуле:

м

Уточним длину второй секции:

м

Вес второй секции труб в жидкости рассчитаем по формуле:

кН

Проверим по формуле прочность верхней трубы каждой секции при спуске их в клиновом захвате. Примем длину плашек 400 мм и коэффициент С = 0,7.

1 секция:

что выше допустимого значения 1,1.

2 секция:

что выше допустимого значения 1,15

По таблице определим крутящийся момент для свинчивания УБТ, изготовленных из стали «Д»: УБТ-178-32 кН

По таблице для соединения труб ТБПВ-127 выбираем бурильные замки типа ЗП-127 с минимальным диаметром проходного отверстия 0,095 м. Для свинчивания замков по таблице находим необходимый крутящийся момент: ТБПВ-127х9Е-14кНм; ТБПВ-127х9М-17,5кНм;

Результаты расчетов сводим в табл.

Показатели	Номер секции
	УБТ	НК	1	2
Тип труб	УБТ-178	ТБПВ-127	ТБПВ-127	ТБПВ-127
Наружный диаметр труб, мм	178	127	127	127
Внутренний диаметр труб, мм	80	109	109	109
Группа прочности материала труб	Д	Д	Е	М
Длина секции (ступеней), м	200	250	280	1061,45
Нарастающий вес колонны, кН	588	382	319	270

3)Интервал 360-600м-для ГЗД

Длину НК примем равной 250 м. Его будем комплектовать из труб типа ТБПВ-127х9Д (предел текучести у_т = 373 МПа).

Вес НК в жидкости вычисляем по формуле:

кН

Перепад давления в турбобуре найдем по формуле:

МПа

Растягивающие напряжения в верхнем сечении НК найдем по формуле:

Коэффициент запаса прочности определим по формуле), считая, что используются трубы 2-го класса (н = 0.8)

Допустимую растягивающую нагрузку для них найдем по формуле:

кН

м

Допустимую длину первой секции бурильных труб вычислим по формуле:

Вес первой секции труб в жидкости рассчитаем по формуле (5.21):

кН

Допустимую растягивающую нагрузку для них найдем по формуле:

кН

Найдем допустимую длину второй секции по формуле:

м

Уточним длину второй секции:

м

Вес второй секции труб в жидкости рассчитаем по формуле:

кН

Проверим по формуле прочность верхней трубы каждой секции при спуске их в клиновом захвате. Примем длину плашек 400 мм и коэффициент С = 0,7.

1 секция:

что выше допустимого значения 1,1.

2 секция:

что выше допустимого значения 1,15

По таблице определим крутящийся момент для свинчивания УБТ, изготовленных из стали «Д»: УБТ-178-32 кН

По таблице для соединения труб ТБВК-127 выбираем бурильные замки типа ЗП-127 с минимальным диаметром проходного отверстия 0,095 м. Для свинчивания замков по таблице находим необходимый крутящийся момент: ТБПВ-127х9Е-14кНм; ТБПВ-127х9М-17,5кНм;

Результаты расчетов сводим в табл.

Показатели	Номер секции
	УБТ	НК	1	2
Тип труб	УБТ-178	ТБВК-127	ТБВК-127	ТБВК-127
Наружный диаметр труб, мм	178	127	127	127
Внутренний диаметр труб, мм	80	109	109	109
Группа прочности материала труб	Д	Д	Е	М
Длина секции (ступеней), м	200	250	447	894,45
Нарастающий вес колонны, кН	589	383	320	228

4)Интервал 600-833м-для ГЗД

Длину НК примем равной 250 м. Его будем комплектовать из труб типа ТБПВ-127х9Д (предел текучести у_т = 373 МПа).

Вес НК в жидкости вычисляем по формуле:

кН

Перепад давления в турбобуре найдем по формуле:

МПа

Растягивающие напряжения в верхнем сечении НК найдем по формуле:

Коэффициент запаса прочности определим по формуле, считая, что используются трубы 2-го класса (н = 0.8)

Допустимую растягивающую нагрузку для них найдем по формуле:

кН

м

Допустимую длину первой секции бурильных труб вычислим по формуле:

Вес первой секции труб в жидкости рассчитаем по формуле:

кН

Допустимую растягивающую нагрузку для них найдем по формуле

:

кН

Найдем допустимую длину второй секции по формуле:

м

Уточним длину второй секции:

м

Вес второй секции труб в жидкости рассчитаем по формуле:

кН

Проверим по формуле прочность верхней трубы каждой секции при спуске их в клиновом захвате. Примем длину плашек 400 мм и коэффициент С = 0,7.

1 секция:

что выше допустимого значения 1,1.

2 секция:

что выше допустимого значения 1,15

По таблице определим крутящийся момент для свинчивания УБТ, изготовленных из стали «Д»: УБТ-178-32 кН

По таблице для соединения труб ТБПВ-127 выбираем бурильные замки типа ЗУК-127 с минимальным диаметром проходного отверстия 0,095 м. Для свинчивания замков по таблице находим необходимый крутящийся момент: ТБПВ-127х9Е-14кНм; ТБПВ-127х9М-17,5кНм;

Результаты расчетов сводим в табл.

...

Показатели	Номер секции
	УБТ	НК	1	2
Тип труб	УБТ-178	ТБПВ-127	ТБПВ-127	ТБПВ-127
Наружный диаметр труб, мм	178	127	127	127
Внутренний диаметр труб, мм	80	109	109	109

Подобные документы

• 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
  

• 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 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
  

• 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
  

• Разработка проекта строительства дополнительного ствола из эксплуатируемой скважины №37,глубиной Н = 1985м, на Пылинском месторождении

  История освоения Пылинского месторождения, гидрогеологическая характеристика реставрируемой скважины №37, нефтеносность. Проектирование и расчет конструкции бокового ствола и забоя; технология строительства, подготовка к спуску эксплуатационной колонны.
  
  курсовая работа [295,0 K], добавлен 24.01.2012
  

• Расчёт эксплуатационной колонны нефтяной скважины с глубиной подошвы продуктивного горизонта 3250 метров

  Определение особенностей обсадных колонн, предназначенных для изоляции стенок скважин. Анализ условий нагружения обсадной колонны, которые зависят от глубины ее спуска, сложности строения геологического разреза, назначения скважины и назначения колонны.
  
  курсовая работа [925,2 K], добавлен 05.02.2022
  

• 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
  

• 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
  

• Конструктивные особенности современных алмазных долот

  Изучение особенностей алмазного долота для бурения пород малой, средней и высокой абразивности. Основные элементы и рабочие органы алмазных долот и бурильных головок. Применение в производстве импрегнированных и термоустойчивых поликристаллических долот.
  
  презентация [1,1 M], добавлен 05.12.2014
  

• Расчет и эксплуатация нефтяных скважин

  Определение значения числа Рейнольдса у стенки скважины перфорированной эксплуатационной колонны. Расчет количества жидкости в нагнетательной скважине для поддержания давления. Определение пьезометрического уровня на забое скважины для сохранения дебита.
  
  контрольная работа [534,6 K], добавлен 12.06.2013
  

• 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
  

• Технологический расчет буровой скважины

  Проблемы строительства скважин на Карсовайском нефтегазовом месторождении по причине осыпей, обвалов и прихватоопасных зон. Литолого-стратиграфическая характеристика и физико-механические свойства горных пород по разрезу. Расчет конструкции скважины.
  
  курсовая работа [510,0 K], добавлен 16.09.2017
  

• Расчет и проектирование ректификационной колонны насадочного типа

  Расчет и проектирование колонны ректификации для разделения смеси этанол-вода, поступающей в количестве 10 тонн в час. Материальный баланс. Определение скорости пара и диаметра колонны. Расчёт высоты насадки и расчёт ее гидравлического сопротивления.
  
  курсовая работа [56,3 K], добавлен 17.01.2011
  

• Строительство поисковой скважины на Камовской площади

  Проектирование технологического процесса крепления скважины. Построение эпюр избыточных внутренних давлений при испытании на герметичность. Мероприятия по предупреждению осложнений и аварий. Обоснование типа и класса буровой установки. Охрана труда.
  
  дипломная работа [3,7 M], добавлен 10.12.2012
  

• Заканчивание эксплуатационной скважины №8 Пинджинского месторождения глубиной 2650 (2720) метров

  Разработка конструкции скважины №8 Пинджинского месторождения; обеспечение качества буровых, тампонажных работ, повышение нефтеносности. Технология первичного вскрытия продуктивного пласта. Расчет обсадной колонны и режима закачки; крепление, испытание.
  
  курсовая работа [1,7 M], добавлен 05.12.2013
  

• 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
  

• Проектирование ректификационной тарельчатой колонны с ситчатыми тарелками для разделения смеси бензол - уксусная кислота

  Изучение ректификации как процесса многократного частичного испарения жидкости и конденсации паров. Определение параметров и разработка проекта ректификационной тарельчатой колонны с ситчатыми тарелками для разделения смеси бензол - уксусная кислота.
  
  курсовая работа [235,2 K], добавлен 20.08.2011
  

• Расчет ректификационной колонны для разделения смеси ацетон-вода с ситчатыми тарелками

  Расчет ректификационной колонны непрерывного действия для разделения бинарной смеси ацетон-вода. Материальный баланс колонны. Скорость пара и диаметр колонны. Гидравлический расчет тарелок, определение их числа и высоты колонны. Тепловой расчет установки.
  
  курсовая работа [2,2 M], добавлен 02.05.2011
  

• Особенности конструкции долот фирмы "БУРИНТЕХ" (БИТ) на Красноленинском месторождении

  Размещение и геологический профиль месторождений Красноленинского нефтегазоносного района. Инженерно-технологическое сопровождение разработки скважин. Сравнительный анализ буровых долот НПП "БУРИНТЕХ" и "NOV Reed Hycalog" на объектах ОАО "ТНК-Нягань".
  
  курсовая работа [3,8 M], добавлен 05.06.2014
  

• Проектирование ректификационной колонны непрерывного действия

  Материальный баланс ректификационной колонны непрерывного действия для разделения ацетона и воды, рабочее флегмовое число. Коэффициенты диффузии в жидкости для верхней и нижней частей колонны. Анализ коэффициента массопередачи и расчет высоты колонны.
  
  курсовая работа [107,7 K], добавлен 20.07.2015
  

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