Главная Коллекция "Otherreferats" Геология, гидрология и геодезия Технология строительства скважины

Технология строительства скважины

Проектирование профиля скважины. Обоснование конструкции скважины и выбор ПВО. Выбор растворов и их химическая обработка по интервалам бурения. Выбор компоновок бурильного инструмента. Проектирование режима бурения. Вскрытие продуктивных пластов.

Рубрика Геология, гидрология и геодезия
Вид курсовая работа
Язык русский
Дата добавления 14.08.2010
Размер файла 359,9 K

Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже

Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.

Страница:

- прочность тампонажного камня, сформированного при соответствующих температурах, должна соответствовать требованиям ГОСТ 1581-96;

- объем тампонажного раствора для цементирования обсадной колонны следует рассчитывать для каждой конкретной скважины с учетом данных каверно - и профилеметрии;

- перед цементированием обвязка цементировочных агрегатов с колонной подвергается опрессовке на полуторакратное давление от максимального, ожидаемого в процессе цементирования.

2.3.1 Выбор тампонажных материалов

Тампонажные материалы и растворы на их основе должны соответствовать диапазону статических температур в скважине по всему интервалу цементирования.

Применение цемента без проведения лабораторного анализа для условий предстоящего цементирования этой колонны запрещается.

С целью надежного разобщения продуктивных пластов нижнюю часть эксплуатационной колонны, планируется цементировать высококачественным тампонажным цементом класса ПЦТ1-100, либо класса “G”, которые полностью соответствует требованиям ГОСТ 1581-96.

Цемент класса ПЦТ1-100 является высокочистым портландцементом, отличается повышенной разобщающей и изолирующей способностью, а цементный камень - повышенной прочностью и адгезией, низкой проницаемостью.

Для цементирования верхней части эксплуатационной колонны используется тампонажный раствор плотностью от 1400 до 1420 кг/м3. Такой раствор готовят, используя цемент ПЦТ1-50 и облегчающие добавки [12]. В качестве наполнителя используется глинопорошок.

Для цементирования кондуктора планируется использовать цемент ПЦТ1-50, причем в интервале на 150 метров от башмака кондуктора будет размещен тампонажный раствор плотностью от 1800 до 1830 кг/м3, остальная часть заполняется тампонажным раствором плотностью от 1470 до 1530 г/см3 и приготовляется на основе цемента ПЦТ1-50 с добавкой глинопорошка.

Тампонажные смеси должны готовятся на централизованной базе с помощью специальных дозировочных устройств. В качестве ускорителя схватывания цемента при цементировании кондуктора рекомендуется использовать хлористый кальций, в количестве 64,5 м3 .

Для улучшения реологических свойств в тампонажный раствор рекомендуется добавлять определённые химреагенты.

Сульфацелл - водорастворимая гидроксиэтилцеллюлоза, - представляет собой белого или желтовато-белого цвета порошок или гранулы, хорошо растворяется в холодной и горячей воде. Добавляется в количестве от 0,1 до 0,5 % от массы цемента.

Сульфацелл используется с целью понижения водоотдачи. Благодаря неионному характеру сульфацелл обладает широким спектром совместимости с другими реагентами. Он экологически безвреден, т.к. подвергается медленному биоразложению, не образуя вредных веществ.

ТБФ. В целях предотвращения вспенивания тампонажного раствора предлагается использовать пеногаситель ТБФ. Добавки ТБФ варьируются от 0,01 до 0,1%.

Для понижения водоотделения цементных растворов используется КМЦ, либо КАМЦЕЛЛ.

2.3.2 Цементирование эксплуатационной колонны

Определение объёмов тампонажных растворов для цементирования эксплуатационной колонны

Определение объёма цементного раствора

Объем цементного раствора для крепления скважины определяется из выражения:

гдеdЭК,- диаметр эксплуатационной колонны;

LЦР - длина интервала крепления цементным раствором по стволу, м;

VCT - объём цементного стакана.

Рассчитаем объём цементного раствора:

Определения объёма облегчённого цементного раствора

Объем облегченного цементного раствора находится из формулы:

гдеDКОНД, LКОНД - внутренний диаметр и глубина спуска кондуктора.

Рассчитаем объем облегченного цементного раствора:

Определение объёма продавочной жидкости

Объём продавочной жидкости рассчитывается из выражения:

,

гдеVМ - объём манифольда, можно принять VМ=0,5 м3;

dЭКвн - внутренний диаметр эксплуатационной колонны;

hCT - высота цементного стакана, м.

Рассчитаем объем продавочной жидкости:

Определение объёма буферной жидкости

Расчёт буферной жидкости ведём из условия, что высота столба буферной жидкости в кольцевом пространстве скважины была бы равна НБЖ=200 м:

Определение количества цемента и воды для затворения

Количество цемента для приготовления 1 м3 цементного раствора определяется из уравнения:

(2.7)

где - плотность цементного раствора, кг/м3;

В/Ц - водоцементное отношение.

Тогда необходимая масса сухого цемента для приготовления расчетного объема цементного раствора будет равна:

Масса сухой смеси цемента с глинопорошком для приготовления облегченного цементного раствора:

Объем воды, необходимый для затворения цемента рассчитывается по формуле

(2.8)

Объем воды для приготовления цементного раствора будет равен:

Объем воды для приготовления гельцементного раствора будет равен:

Определение реологических параметров закачиваемых растворов

Таблица 2.6 - Реологические параметры промывочной жидкости по интервалам бурения

Тип или название жидкости для цементирования

Плотность, г/см3

o, Па

, Пас

Цементная

1,8

8,3

0,0374

Гельцементная

1,41

4,985

0,0224

Буферная

1,05

1,93

0,0087

Продавочная

1,08

2,18

0,0098

Аналогично проводятся расчёты для направления и кондуктора. Результаты расчётов приведены в таблице 2.7.

Таблица 2.7 - Компонентный состав жидкостей для цементирования и характеристика компонентов

Название колонны

Тип или название жидкости для цементирования

Название компонента

Плотность, кг/м3

Объём порции, м3

Расход компонента, кг

Направление

Буферная

Вода техническая

1000

2

1988

НТФ

1250

12,0

Цементная

Вода техническая

1000

5

3125,0

ПЦТ1- 50

3170

6250,0

Кальций хлористый

2510

30,5

Продавочная

Буровой раствор

1170

3,5

-

Кондуктор

Буферная

Вода техническая

1000

4

4000,0

НТФ

1250

7,5

Цементная

Вода техническая

1000

64,5

40313

ПЦТ1- 50

3150

80625

Кальций хлористый

2510

100

Сульфацелл

-

323

КССБ

-

30,1

ТБФ

-

4,0

Продавочная

Буровой раствор

1170

31,5

-

Эксплуата-ционная

Буферная

Вода техническая

1000

6,3

6300

НТФ

1250

18,0

Гельцементная

Вода техническая

1000

63,7

47070

ПЦТ1-50

3170

30542

Глинопорошок

2600

14367

Камцелл

-

330

КССБ

-

198

Кальций хлористый

2510

320

ТБФ

-

23,0

Цементная

Вода техническая

1000

12,77

7660

ПЦТ1-100

3150

16090

Сульфацелл

-

85

ТБФ

-

4,5

Продавочная

Буровой раствор

1080

35,86

-

2.3.3 Выбор технических средств цементирования

Для подачи воды и закачки тампонажных растворов в скважину используем ЦА-320М, характеристики ЦА-320М приведены в таблице 2.8.

Таблица 2.8 - Подача и давление, развиваемые ЦА-320М

Скорость

Диаметр втулки, мм

Давление, МПа

Подача, л/с

1

125

24

2,3

2

125

19

4,3

3

125

10

8,1

4

125

6

14,5

Для приготовления цементного раствора используем смесители 2МСН-20 с емкостью бункера 14,5 м3, грузоподъемность 20 т. Производительность смесителей 2МСН-20 приведена в таблице 2.9.

Таблица 2.9 - Производительность смесительных машин 2МСН-20 по тампонажному раствору, л/с

Водоцементное отношение раствора (В/Ц)

Подача водяного насоса (Qв), л/с

7

10

13

0,4 - 0,5

11 - 12

15-17

21 - 22

0,8 - 1,2

8,5 - 9,6

12,3-13,8

16 - 18

Для упрощения схемы обвязки тампонажной техники при цементировании используем блок манифольдов БМ-700.

Для обеспечения постоянной плотности тампонажных растворов используем осреднительную емкость УСО-20 с вместительностью 20 м3.

Для контроля процесса цементирования применяем станцию контроля цементирования СКЦ-2М.

Определение режима работы цементировочной техники

Число смесительных машин для каждого вида тампонажного материала (псм) определяется по формуле:

,(2.9)

гдетНАС - насыпная плотность сухой тампонажной смеси, кг/м3;

VБУНК - ёмкость бункера смесительной машины, м3.

Рассчитаем потребное количество тампонажной техники по формуле 2.9.

Цементный раствор, mНАС=1400 кг/м3:

Производительность машины будет равна QСМЦР=11 л/с.

Облегченный цементный раствор, mНАС=1200 кг/м3:

Производительность машины будет равна QСМОЦР=9 л/с.

Для закачки в осреднительную ёмкость достаточно по одному цементировочному агрегату на один смесительный агрегат, как при закачке цементного раствора, так и при закачке облегченного цементного раствора.

Для работы со смесительными агрегатами необходимо 8 цементировочных агрегата.

Общая потребность в цементировочной технике и схема ее расстановки при цементировании

Общая потребность в тампонажной технике приведена в таблице 2.10.

Таблица 2.10 - Общая потребность в тампонажной технике

Наименование агрегата

Цель работы

Количество, шт

2СМН-20

приготовление цементного раствора

1

2СМН-20

приготовление гельцементного раствора

3

ИТОГО 2СМН-20:

4

ЦА-320М

работа со смесительным агрегатом при приготовлении цементного раствора

2

ЦА-320М

работа со смесительным агрегатом при приготовлении гельцементного раствора

6

ЦА-320М

подача технической воды

1

ЦА-320М (пробочник)

продавка разделительной пробки из цементировочной головки

1

ИТОГО ЦА-320М:

10

СКЦ-2М

контроль процесса цементирования

1

БМ-700

упрощение схемы обвязки тампонажной техники при цементировании

1

Проведём распределение тампонажных материалов по смесительным и цементировочным агрегатам результаты приведены в таблице 2.11.

Таблица 2.11 - Распределение тампонажных материалов

Смесительный агрегат

Цементировочный агрегат

Материал

Цемент, т

Вода, м3

Буф. Ж, м3.

Продавка, м3

1

1

ЦР

8045

3800

3,15

2

8045

3800

3,15

2

3

ОЦР

7484,83

7,84

4

7484,83

7,84

3

5

ОЦР

7484,83

7,84

16,5

6

7484,83

7,84

16,5+2,86

4

7

ОЦР

7484,83

7,84

8

7484,83

7,84

-

9

Подача воды, продавочной и буферной жидкости с буровой

-

10

Сдвиг разделительной пробки

1

Далее приведём расчёты, сделанные в программе Zement.exe

Конструкция скважины:

Интервал

Длина интервала, м

Диаметр, мм

2

769.00

227.00

1

1825.00

248.00

Диаметр обсадной колонны, мм D=146.00

Профиль скважины:

Участок

Длина по стволу, м

Зен. Угол в конце участка, град.

Радиус искривления, м

1

90.00

0.00

1000000.00

2

126.00

14.45

499.60

3

2129.00

14.45

1000000.00

4

249.00

10.00

3205.99

Конструкция колонны:

Секция

Длина секции, м

Толщина стенки, мм

1

10.00

7.00

2

2584.00

7.00

Параметры жидкостей:

Вид жидкости

Объем, м3

Плотность, кг/м3

Динам. вязкость, Пас

Пласт. вязкость, Пас

ДНС, Па

Промывочная

111.35

1080

0.01

-

-

Буферная

6.30

1050

0.01

-

-

ОЦР

63.70

1410

-

0.022

4.985

ЦР

12.77

1800

-

0.037

8.300

Продавочная

35.86

1080

0.01

-

-

Значения расходов, л/с - Q(B); B=1,VV:

2.3014.50 8.10 14.50 16.20 29.00

Результаты расчёта процесса закачки цементного раствора.

%

М3

При расходе, л/с

Давление на устье, МПа

Гидр.стат

2,3 л/с

4,3 л/с

8,1 л/с

14,5 л/с

16,2 л/с

29 л/с

0.00

0.00

0.00

0.03

0.06

0.18

0.49

0.59

1.64

10.00

11.81

-1.15

-1.05

-1.02

-0.91

-0.63

-0.53

0.55

20.00

23.63

-3.86

-3.61

-3.57

-3.48

-3.25

-3.17

-2.01

30.00

35.44

-6.56

-6.17

-6.13

-6.05

-5.86

-5.80

-4.56

40.00

47.25

-7.67

-7.15

-7.11

-7.04

-6.87

-6.83

-5.54

50.00

59.07

-6.49

-5.89

-5.85

-5.77

-5.60

-5.56

-4.28

60.00

70.88

-5.56

-4.87

-4.82

-4.74

-4.57

-4.52

-3.26

70.00

82.69

-7.60

-6.72

-6.66

-6.56

-6.38

-6.33

-5.05

80.00

94.51

-3.73

-2.91

-2.85

-2.73

-2.49

-2.42

-1.24

90.00

106.32

0.68

1.46

1.53

1.68

1.96

2.04

3.11

100.00

118.13

9.58

10.32

10.39

10.56

10.88

10.97

11.90

%

М3

Давление на забое, МПа

Гидр.стат

2,3 л/с

4,3 л/с

8,1 л/с

14,5 л/с

16,2 л/с

29 л/с

0%

0.00

26.69

26.71

26.72

26.75

26.84

26.87

27.19

10%

11.81

26.69

26.71

26.72

26.75

26.84

26.87

27.19

20%

23.63

26.69

26.71

26.72

26.75

26.84

26.87

27.19

30%

35.44

26.69

26.71

26.72

26.75

26.84

26.87

27.19

40%

47.25

27.19

27.24

27.25

27.28

27.38

27.41

27.72

50%

59.07

28.36

28.50

28.51

28.55

28.65

28.68

28.97

60%

70.88

29.53

29.76

29.78

29.82

29.92

29.95

30.23

70%

82.69

30.71

31.01

31.04

31.09

31.19

31.22

31.48

80%

94.51

31.88

32.27

32.30

32.35

32.46

32.48

32.73

90%

106.32

33.36

33.88

33.91

33.98

34.08

34.10

34.33

100%

118.13

36.34

37.06

37.11

37.19

37.30

37.32

37.52

На основе полученных расчетов построим график зависимости Ру=f(VЖ).

Расчёт времени цементирования

Буферная жидкость:

Облегченный цементный раствор:

Цементный раствор:

Продавка:

Общее времени цементирования обсадной колонны с 10 % потерями на различные задержки t=89,921,1=1 ч. 38 мин.

Расчётное время цементирования меньше, чем время начала схватывания, цементного раствора (tнсхв3:20-3:40).

Общая потребность в тампонажной технике на строительство скважины приведена в таблице 2.40.

Таблица 2.12 - Потребное количество цементировочной техники для цементирования обсадных колонн

Название или шифр

Потребное количество

Номера колонн в порядке спуска

Суммарное на скважину

Направление

Кондуктор

Эксплуатационная

ЦА-320

3

7

10

20

2СМН-20

1

4

4

9

БМ-700

-

1

1

2

СКЦ-2М

-

1

1

2

2.3.4 Контроль качества цементирования

Для контроля технологических параметров цементирования используется станция контроля цементирования.

Наличие цементного камня проверяется с помощью АКЦ и ГГКц после ОЗЦ.

Наиболее эффективным методом, позволяющим получить максимальную информацию о качестве цементирования обсадных колонн независимо от температуры и плотности тампонажного камня, является акустическая цементометрия. Для контроля качества цементирования ОК применяем акустические цементомеры АКЦ-1 и АКЦ-2. Путем совместной интерпретации акустической цементограммы продета является возможным:

- определить высоту подъема тампонажного раствора за ОК;

- оценивать состояние контакта цементного камня с колонной, а в некоторых случаях и с породой в кольцевом пространстве;

- исследовать процессы формирования цементного камня в затрубном пространстве во времени и оценивать степень влияния на камень различных нагрузок, испытываемых OK при перфорации, избыточных внутренних давлениях и выполнении различных технологических операций в скважине.

С целью повышения информативности акустической цементометрии желательно использовать приставки к наземной аппаратуре цементомера, позволяющей регистрировать полный акустический сигнал, попадающий в приемник цементомера. На основе интерпретации характеристик полного акустического сигнала достаточно уверенно оценивается состояние контакта цементного камня с породой, учитывается влияние факторов на результаты измерений.

Для оценки герметичности ОК нужно провести опрессовку ствола скважины после получения момента «СТОП».

Давление опрессовки должно быть не менее 12,5 МПа. Колонна считается герметичной, если при опрессовке ее водой давление за 30 мин снижается не более чем на 0,5 МПа.

Цементное кольцо опрессовывается после разбуривания цементного стакана и углубления под следующую колонну на 1-3 м.

2.4 Освоение скважины

2.4.1 Испытание скважины

Испытанию в эксплуатационной колонне подлежат отложения: мегионской свиты (пласт ). Согласно техническому заданию на проектирование проектом принята закрытая конструкция забоя, т.е. до начала работ по испытанию пласты будут перекрыты зацементированной обсадной колонной.

Испытание продуктивных горизонтов производится с передвижного агрегата А-50.

2.4.2 Вскрытие пласта перфорацией

В качестве основного способа вторичного вскрытия пласта служит способ перфорации в условиях депрессии. Резервным способом вторичного вскрытия пласта является способ перфорации в условиях равновесного давления. Перфорационной средой является товарная нефть.

В целях повышения гидродинамического совершенства скважины и сохранения целостности цементного кольца за колонной рекомендуется применять для вторичного вскрытия пластов новые модификации перфораторов, в частности, ПМИ-48.

Перед перфорацией на устье скважины устанавливается перфозадвижка - ЗФПЛ-12514.

2.4.3 Способ притока и очистка пласта

В качестве основного способа вызова притока предусматривается метод свабирования. Для его осуществления необходимо иметь следующее оборудование и технику: подъемную установку (А-50), геофизический подъемник типа ПКС-5 с геофизическим кабелем, лубрикатор, емкость объемом 10-20 м3 (с уровнемером), ЦА-320 - 1шт., ППУ - 1шт. (при температуре окружающей среды ниже 0оС), оборудование, монтируемое на устье скважины, и оборудование, спускаемое в скважину.

Основные технические требования по подготовке скважины к свабированию: НКТ должны быть новые, при спуске они должны быть прошаблонированы, низ НКТ оборудуется специальной воронкой, механическим пакером или «стоп -кольцом», предназначенным для предотвращения падения сваба в интервале перфорации, скважина должна быть оборудована превентором с глухими плашками и стандартной фонтанной арматурой.

Основные технологические особенности процесса свабирования следующие: первый раз сваб спускают на глубину 200 - 300 м под уровень жидкости и производят подъем до глубины 25 - 300 м от устья на 3 или 4 скорости подъемника; дальнейшие спуски производят на глубину 200 - 500 м ниже установившегося уровня жидкости скважины; свабирование заканчивают после получения притока флюида или снижения уровня жидкости до проектной глубины.

В случае отсутствия притока, в результате циклического воздействия на пласт в течение 2-3 ч. (15-20 циклов), решается вопрос о целесообразности применения метода циклического воздействия в сочетании с обработкой пласта раствором ПАВ - гидрофобизаторов в промысловой нефти. Сущность комбинированного воздействия заключается в следующем: при отсутствии притока (при слабом притоке) после 15-20 циклов воздействия через струйный насос в пласт закачивают раствор ПАВ - гидрофобизатора нефти. Далее продолжают циклическое воздействие на пласт с помощью струйного насоса (количество циклов воздействия уточняется на практике), а затем закаченный раствор ПАВ откачивают из пласта на поверхность с помощью того же струйного насоса.

Допускается использование малорастворимого неионогенного ПАВ - неонола. Неонол по степени воздействия на организм относится к третьему классу (умеренно опасные вещества). Не летуч, на кожу оказывает слабое раздражающее действие.

Благодаря гидрофобизации поверхности пор пласта и твердых загрязнений создаются благоприятные условия для удаления из пласта застрявших в поровом пространстве твердых частиц. Циклическое гидродинамическое воздействие на пласт в присутствии нефтяного раствора на ПАВ усиливает эффект очистки пласта от жидких и твердых загрязнений (проявляется эффект активизатора стиральной машины).

В качестве дополнительного метода повышения нефтеотдачи пласта, преимущественно в зонах ухудшенных коллекторов, предлагается проведение гидроразрыва пластов.

При производстве работ по испытанию скважин, для жидкостей извлекаемых из скважины, на кустовой площадке устанавливаются емкости из расчета 2-х объемов жидкости вытесняемой из скважины (пока вывозится жидкость из одной, заполняется другая). В данном случае полный объем жидкости вытесняемой из обсадной колонны равен 20 м3. То есть, необходимы 2 емкости по 30 м3.

Жидкость, получаемая в результате испытания скважины, вывозится на ближайшую ДНС или закачивается в коллектор рабочей скважины, если таковая имеется.

Страница:


Подобные документы

  • Бурение поисково-разведочной скважины на месторождении каменного угля

    Геолого-технические условия бурения. Проектирование конструкции скважины. Выбор и обоснование способа бурения. Выбор бурового инструмента и оборудования. Проектирование технологического режима бурения. Мероприятия по предупреждению аварий в скважине.

    курсовая работа [927,4 K], добавлен 30.03.2016

  • Проектирование нефтяной скважины

    Геологические сведения о месторождении. Технология и этапы проектирования наклонно-направленной бурильной скважины. Тектоническая характеристика и строение нефте- и газоносных пластов. Конструкция и профиль скважины, выбор инструмента, режима бурения.

    дипломная работа [430,1 K], добавлен 31.12.2015

  • Расчёт конструкции скважины

    Общие сведения о горных породах. Выбор технологических регламентов бурения скважин. Требования к конструкции скважины. Выбор конструкции скважины. Выбор профиля скважины. Выбор типа шарошечного долота. Породоразрушающий инструмент. Долота.

    контрольная работа [16,4 K], добавлен 11.10.2005

  • Расчет бурильной скважины

    Геологические условия бурения. Расчет плотности растворов. Выбор конструкции скважины и способа бурения, гидравлической программы бурения скважины. Выбор типа промывочной жидкости. Расчет обсадных колонн на прочность. Характеристика бурильной установки.

    курсовая работа [74,5 K], добавлен 20.01.2016

  • 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

  • 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 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

  • 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

  • Техника разведки

    Технологии проведения геологоразведочных работ и проектирование геологоразведочных работ. Выбор и обоснование способа бурения и основных параметров скважины. Выбор и обоснование проектной конструкции скважины. Расчет параметров многоствольной скважины.

    курсовая работа [224,7 K], добавлен 12.02.2009

  • Проект буровых работ на стадии оценки запасов рудного золота в пределах Центрально-восточного участка Михайловского железорудного месторождения

    Вещественный состав полезного ископаемого. Гидрогеологические исследования в скважинах. Выбор и обоснование способа бурения и профиля скважины. Колонковые наборы и вспомогательный инструмент. Проектирование технологического режима бурения скважины.

    дипломная работа [954,0 K], добавлен 15.06.2012

Работы в архивах красиво оформлены согласно требованиям ВУЗов и содержат рисунки, диаграммы, формулы и т.д.
PPT, PPTX и PDF-файлы представлены только в архивах.
Рекомендуем скачать работу.

© 2000 — 2023, ООО «Олбест» Все права защищены