Главная Коллекция "Otherreferats" Геология, гидрология и геодезия Технология бурения глубоких скважин

Технология бурения глубоких скважин

Характеристика Сугмутского нефтегазоконденсатного месторождения. Литолого–стратиграфическая характеристика разреза. Основные расчёты промывки скважины: выбор реологических параметров, плотности, расхода промывочной жидкости. Проектирование режима бурения.

Рубрика Геология, гидрология и геодезия
Вид контрольная работа
Язык русский
Дата добавления 13.01.2011
Размер файла 68,1 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.

Размещено на http://www.allbest.ru/

Министерство образования РФ

Уфимский государственный нефтяной

Технический университет

Кафедра Бурения нефтяных и газовых скважин

Пояснительная записка

Технология бурения глубоких скважин

Содержание

Введение

1.Геологическая часть

1.1 Орогидрография. Общие сведения о районе ведения работ

1.2 Стратиграфия

1.3 Тектоника

1.4 Нефтегазоводоносность

1.5 Давление и температура по разрезу

1.6.Возможные осложнения при бурении

2.Технико-технологическая часть

2.1 Конструкция скважины

2.2 Выбор и расчёт профиля скважины

2.3 Выбор способа бурения

2.4 Применяемые промывочные жидкости и их параметры по интервалам

2.5 Компоновка и расчёт бурильной колонны

3. Расчёт промывки скважины

3.1 Выбор плотности промывочной жидкости

3.2 Выбор расхода промывочной жидкости

3.3 Выбор реологических параметров промывочной жидкости

3.4 Расчёт потерь давления в различных участках циркуляционной системы

3.5 Построение НТС-номограммы

3.6 Выбор гидравлической программы бурения

4.Расчёт рабочих характеристик турбобура

5.Проектирование режима бурения

Специальная часть

нефтегазоконденсатный скважина реологический бурение

Введение

В данном курсовом проекте рассматривается технология бурения скважин на Сугмутском месторождении.

В современной России уровень добычи нефти и газа определяет благосостояние государства, т. к. основные средства в государственный бюджет поступают от экспортных поставок нефти и газа эти отрасли являются одними из основных, т. к. природный газ и нефть используются в больших объёмах.

При свободном рынке предприятия должны быть конкурентно-способны ми и рентабельными, что возможно лишь при выполнении множества требований. Для предприятий буровой отрасли такими требованиями выступают: минимальная стоимость строительства скважин за счёт оптимальной организации труда и работы предприятия, планирования работы предприятия, планирования экономичных способов строительства скважин путём усовершенствования технологии и т. п.

Буровое предприятие «Cервисная Буровая Компания «, входящее в состав ОАО «Сибнефть» осуществляет разработку нефтегазоконденсатного месторождения, выдержало трудности переходного периода и сохранило высокий уровень производства, за счёт применения передовой технологии ведения буровых работ, особенность которых представлена в курсовом проекте. Также «СБК» является подрядчиком на строительство скважин у многих нефтяных предприятий и активно сотрудничает с такими крупнейшими нефтяными предприятиями мира как Speery Sun,Shlumberge, Halliburton и др.

1.Геологическая часть

1.1 Орогидрография. Общие сведения о районе ведения работ

Сугмутское нефтегазоконденсатное месторождение находится на севере Тюменской области в Ямало-ненецком автономном округе.

Разрез месторождений севера Тюменской области представлен мощным осадочным комплексом юрских, меловых палеогеновых и четвертичных отложений, сложенных преимущественно чередованием глин, песчаников, алевролитов и аргиллитов с практически горизонтальным простиранием. Углы падения пластов изменяются от 0 до 10.

Особенностью геологического строения месторождения является наличие в верхней части разреза многолетнемёрзлых пород (ММП) значительной мощности (до 400 м), которые представлены мёрзлыми песками и глинами различной толщины, отличающимися своими свойствами при расщеплении в процессе проводки скважины, что необходимо учитывать при выборе конструкции скважины, её профиля и схемы кустования скважин.

Другой характерной особенностью разреза является неоднородность переслаиваемых песчано-глинистых отложений по своему генезису и физико-механическим свойствам. По физико-механическим свойствам геологический разрез представлен, в основном, мягкими и средними породами плотностью от 1900 до 2200 кг/м3, твёрдостью от 130 до 1640 МПа, категорией абразивности от 3,5 до 8.

По геолого-промысловой информации в разрезе месторождений выделяются три крупных продуктивных комплекса, различающиеся по своему строению и свойствам коллекторов:

верхний комплекс - газоконденсатные залежи сеноманского, альбского и аптского ярусов, залегающие на глубине от 600 до 2100м;

средний комплекс - неокомские нефтегазоконденсатные залежи валанжинского яруса до глубины 3500 м;

нижний комплекс - нефтегазоконденсатные залежи отложений ачимовской толщи и юрской системы на глубине от 3400 до 5000 м.

Залежи верхнего комплекса относятся к залежам сводовым, водоплавающим, массивного типа с неоднородным терригенным коллектором порового типа, с прерывистым распространением пропластков, прослоев глин и глинистых пород по площади месторождений. Газонасыщенная высота сеноманских залежей достигает 230 м.

В разрезе валанжинских отложений выделены от 13 до 20 продуктивных пластов, залежи различного типа:

газоконденсатные литологически экранированные;

газоконденсатные с нефтяными оторочками козырькового и кольцевого типов с газонасыщенной толщиной от 2 до 30 м, нефтенасыщенной - до 8 м.

Некоторые продуктивные горизонты являются сложными по геологическому строению, характеризуются значительной неоднородностью строения по разрезу и площади.

На некоторых участках крупных месторождений, вступающих в позднюю стадию разработки, в верхнем продуктивном комплексе и отдельных пластах среднего комплекса отмечается наличие зон с аномально низким пластовым давлением (АНПД).

Характерной особенностью строения среднего комплекса является залегание над валанжинскими продуктивными пластами пачки неустойчивых «шоколадных» глин, сложенной переуплотнёнными обезвоженными глинистыми частицами чешуйчатой формы, склонных к потере устойчивости при взаимодействии с буровым раствором на водяной основе. В частности, на Сугмутском месторождении в интервале залегания этой пачки из-за обвалов стенок скважины спуск бурильного инструмента производится с постоянными проработками. Толщина пачки по месторождениям изменяется от 8 до 30 м.

Рельеф местности представлен сильно заболоченной слабовсхолмленной равниной с большим количеством рек, озёр и ручьёв. Абсолютные отметки от 5 до 70 м. Растительный покров - тундра кустарниковая, по берегам рек берёза, лиственница, кустарник.

Среднегодовая температура воздуха -8 0С, максимальная летняя температура +30 0С, минимальная зимняя -54 0С.

Среднегодовое количество осадков 500-600 мм. Интервал залегания многолетнемёрзлых пород 0-400 м. Мощность сезоннооттаивающего слоя 20-50 см. Толщина снежного покрова 1-2 м. Направление преобладающего ветра южное. Наибольшая скорость ветра 28-30 м/с.

1.2 Стратиграфия

Разрез скважины сложен в основном терригенными породами - песками, песчаниками, алевролитами, глинами. Литолого-стратиграфическая характеристика разреза представлена в таблице 1.1.

Таблица 1 Литолого-стратиграфическая характеристика разреза

Интервал

Краткое описание горной породы

Плотность, кг/м3

Пористость, %

Глинистость, %

Предел

текучести, МПа

Категория твёрдости

Категория

абразивности

Категория

породы по промышленной классификации

Коэффициент

Пуассона

От

До

0

48

Пески, супеси

2,0

35

15-20

60-170

3-4

7-8

мёрзлые

0,2-0,38

48

81

Пески

2,0

35

15-20

60-170

3-4

7-8

мёрзлые

0,2-0,38

81

114

Пески, глины

2,0

35

15-20

60-240

3-4

7-8

мёрзлые

0,2-0,38

114

370

Глины

опоковидные

1,8

35

95-100

60-240

1,5

3,0

мягкие,

средние

0,31

370

538

Пески с

прослоями глин

2,0

32

25-30

60-170

4,0

6,0

средние

0,31

538

772

Глины

алевритистые

2,2

28

90-100

60-240

3,5

4,0

мягкие,

средние

0,31

772

992

Глины

опоковидные

1,9

25

95-100

60-250

2,0

6,0

средние

0,31

992

1046

Глины аргиллитоподобные

2,2

20

95-100

60-300

3,5

4,0

мягкие

0,31

1046

1924

Песчаники, алевролиты

2,2

25-30

25

90-2130

3,5

3,5

средние

0,28-0,31

1924

2760

Песчаники

2,2

15-17

40-60

210-1640

4,5

6,0

средние

0,28-0,31

1.3 Тектоника

Таблица 2

Стратиграфическое

подразделение

Глубина

залегания, м

Угол падения пластов по подошве, град

Стандартное описание горной породы

Название

Индекс

От

До

Четвертичные

Q

0

44

0,3

Торф, супеси, суглинки, пески

Некрасовская

Pg3пk

44

81

0,3

Пески

Чеганская

Pg2-3cg

81

114

0,3

Пески, глины песчаные и алевритистые

Люлинворская: -верхняя

-средняя

-нижняя

Pg2ll

114

154

221

154

221

370

0,3

Глины алевритистые, диатомитовые, опоковидные

Тибейсалинская:

-верхняя

-нижняя

Pg1tbs

370

446

446

538

0,3

Пески и песчаники серые, тонкозернистые с прослоями глин, в нижней части глины с прослоями песчаников и алевролитов

Ганькинская

K2gn

538

772

до 1,0

Глины серые алевритистые, с включением алевритового материала

Берёзовская: -верхняя

-нижняя

K2br

772

921

921

992

0,4

Глины слабо алеврит истые, в нижней части опоковидные

Кузнецовская

K2kz

992

1046

до 1,0

Глины плотные, аргиллитоподобные

Покурская

K1-2pk

1046

1924

0,2-0,3

Песчаники и алевролиты с прослоями глин

Вартовская

K1vr

1924

2760

0,2-0,3

Переслаивание песчаников, алевролитов с преобладанием аргиллитов

1.4 Нефтегазоводоносность

Таблица 4Водоносность

Индекс подразделения

Интервал, м

Плотность, кг/м3

Состав воды в мг-экв/л

Общая, мг-экв/л

От

До

Анионы

Катионы

Cl-

SO4-

HCO3-

Na+

Mg++

Ca++

Q- Pb2 - 3Cg

0

114

1000

0,03-0,44

0-0,005

0,02-0,6

0,02-0,59

0,01-0,46

0,05-0,38

0,25-2,6

P1ll - K2kz

114

1046

При опробовании талых включений верхнепалеоценового горизонта в скважине 168 притока флюида не было получено

K2pk

1046

1924

1009-1011

265-327

0-0,35

0,7-8,6

246-291

3,5-1,0

9,9-33

536-656

K2vr

1924

2760

1002-1009

63-199

0,1-0,9

6,4-39

87-171

0,2-1,4

4,0-36

183-418

1.5Давления и температуры по разрезу скважины

Таблица 5Градиенты давлений и температур по разрезу скважины

Индекс подразделения

Интервал, м

Градиенты

От

До

Пластового давления, МПа/м

Гидроразрыва пород, МПа/м

Геотермический, Гр./м

Q- Pg2-3cg

0

114

0,01

0,017

ММП

Pg2ll

114

370

0,01

0,017

ММП

Pg1tbs

370

538

0,01

0,0174

3,1

K2gn- K2br

538

992

0,01

0,0176

3,1

K2kz

992

1046

0,01

0,0174

3,1

K2kz

1046

1250

0,006

0,0175

3,1

K1-2pk

1250

1924

0,01

0,0175

3,1

K1vr

1924

2630

0,01

0,0178

3,1

K1vr

2630

2760

0,01

0,018

3,1
1.6 Возможные осложнения при бурении

Таблица 6

Индекс подразделения

Интервал, м

Вид осложнения

Характеристика осложнения и условия возникновения

От

До

Q - P1tbs

0

400

Растепление ММП, прихваты инструмента

Длительная остановка скважины, плохое качество бурового раствора (высокая водоотдача, большое содержание песка, низкая вязкость)

Pg1tbs

400

446

Прихваты обсадной колонны

При недостаточной подготовке ствола скважины к спуску обсадных колонн. Низкое качество бурового раствора.

P2pk (сеноман)

1046

1250

Газоводопроявления

При снижении давления на газоносный пласт во время бурения, СПО и т.д.

K1-2pk

1250

1924

Интенсивная наработка бурового раствора, прихваты инструмента

При несоответствии параметров бурового раствора проектным (большое содержание твёрдой фазы, высокая водоотдача). Оставление без движения бурового инструмента в открытом стволе скважины.

K1vr

1924

2760

Газоводопроявления, затяжки и прихваты инструмента

При несоответствии параметров бурового раствора проектным, длительное оставление инструмента без движения.

2.Технико-технологическая часть

2.1 Конструкция скважины

Кондуктор диаметром 323,9 мм. Глубина спуска по вертикали 450 м. Спускается для перекрытия зоны неустойчивых четвертичных и многолетне мёрзлых пород с целью предупреждения перетоков газа, образования грифонов, а также для оборудования на устье ПВО.

Техническая колонна диаметром 244,5 мм. Глубина спуска по вертикали 1380 м. Спускается с целью перекрытия сеноманских отложений и предупре ждения межпластовых перетоков пластового флюида в сеноман в случае проявления пластов БУ при закрытом устье.

Эксплуатационная колонна диаметром 168,3 мм. глубина спуска по вертикали 2700 м. Спускается с целью добычи газоконденсата.

2.2 Выбор и расчёт профиля скважины

На Уренгойском ГКМ при бурении на валанжинские отложения применяют скважины с пятиитервальным профилем, который включает следующие участки:

I - вертикальный участок;

II - участок набора зенитного угла;

III - участок стабилизации;

IV - участок выбора зенитного угла;

V - пологий (горизонтальный) участок;

Из фактических данных скважин 5410, 5411, 5412, 5413, 5642, 5644 и т. д. видно, что вместо участка стабилизации следует участок естественного падения зенитного угла. Средние радиусы искривления определяем из фактических данных:

R1 - средний радиус искривления на первом участке набора зенитного угла R1 = 450м.

R2 - средний радиус искривления на втором участке набора зенитного угла R2 = 550м.

R3 - средний радиус искривления на участке естественного падения зенитного угла R3 = 2640м.

В связи с этим выбираем пятиинтервальный профиль с двумя участками набора зенитного угла и участком естественного падения зенитного угла.

Исходные данные для расчёта:

Нскв - глубина скважины, Нскв = 2726м.

Нкр - глубина залегания кровли продуктивного пласта, Нкр = 2670м.

Нв - длина вертикального участка, Нв = 1400м.

Акр - отход на кровле продуктивного пласта, Акр = 1070м.

&к - угол входа в пласт, &к = 70 гр.

R1 = 450м.

R2 = 550м.

R3 = 2640м.

Определим вспомогательные параметры (рис 1.)

O1O3= R1+R3; O2O3= R2+R3; O2O2'= R2*sin&k; A2'=R2*cos&k+Akp;

O1O1'= A2'-R1= Akp+R2*cos&k-R1;

O2O1'= Hkp-Hв - O2O2'= Hkp-Hв-R2*sin&k;

O2O1=sqr(O'1O1^2+O'1O2^2)= sqr[(Akp+R2*cos&k-R1)^2 + (Hk -Hв-R2*sin&k)^2];

Q=arctg (O'1O2/O`1O1)=arctg[(Hkp-Hв-R2*sin&k)/( Akp+R2*cos&k-R1)];

&1=180-bQ; &2=90-(180-b2-(90-Q))=b2-Q;

cosb1=[(O1O3^2+O1O2^2-O2O3^2)/(2*O1O3*O1O2)];

cosb2=[(O1O2^2+O2O3^2-O1O3^2)/(2*O1O2^2*O2O3)];

Зенитный угол в конце первого участка набора зенитного угла:

&1=180- arctg[(Hkp-Hв-R2*sin&k)/( Akp+R2*cos&k-R1)]-arccos{[(R1+R3)^2+(Akp+R2cos&k-R1)^2+( Hkp-Hв-R2*cos&k)^2-(R2+R3)^2]/[2(R1+R3)^2*sqr((Akp+R2*cos&k-R1)^2+( Hkp-Hв-R2*sin&k)^2)]};

Имеем &1=52 гр.

Зенитный угол в начале второго участка набора зенитного угла:

&2=arccos{[(Akp+R2*cos&k-R1)^2+( Hk-Hв-R2*sin&k)^2+(R2+R3)^2-(R1+R3)^2]/[2(R2+R3)*sqr((Akp+R2*cos&k-R1)^2+( Hkp-Hв-R2*sin&k)^2)]}- arctg[(Hkp-Hв-R2*sin&k)/( Akp+R2*cos&k-R1)];

Имеем &2=32 гр.

Участок 1.

L1=Hв=1400м;

H1= Hв=1400м;

A1=0.

Участок 2.

L2=П*R1*&1/180=3.14*450*52/180=408.3м;

H2=R1*sin&1=450*sin52=354.6м;

A2=R1(1-cos&1)=450*(1-cos52)=172.9м.

Участок 3.

L3=(П/180)*R3(&1-&2)=(3.14/180)*2640*(52-32)=929.9м;

H3=R3*(sin&1-sin&2)=2640*(sin52-sin32)=688.5м;

A3=R3*(cos&2-Cos&1)=2640*(cos32-cos52)=617.8м.

Участок 4.

L4=П*R2*&2/180=3.14*550*32/180=366.6м;

H4=R2*(sin&k-sin&2)=550*(sin70-sin32)=226.9м;

A4=R2*(cos&2-cos&k)=550*(cos32-cos70)=279.3м.

Участок 5.

L5=(Hскв-Нкр)/cos&k=(2726-2670)/cos70=163.7м;

A5=tg&k*( Hскв-Нкр)=tg70*(2726-2670)=153.9м.

Таблица № 7 Проектный профиль ствола скважины.

№ участка

L,м

H,м

A,м

1

1400

1400

0

2

408,3

354,6

172,9

3

929,9

688,5

617,8

4

366,6

226,9

279,3

5

163,7

56

153,9

Сумма

3269

2726

1224

2.3 Выбор способа бурения

В соответствии с применяемыми способами бурения на Уренгойском ГКМ принимаем:

- Бурение под кондуктор - роторный способ.

- Бурение под техническую и эксплуатационную колонну - турбинный способ.

2.4 Компоновка и расчёт бурильной колонны

Участок падения зенитного угла.

Компоновка: Долото 215,9 + КЛС215,9 + 3ТРХ-195.

Выбираем: УБТ-159, СБТ-127*9, АбТ-129*11.

Проверка бурильной колонны:

Дсбт/Дубт=127/159=0,8 Е[0,75…0,8], то принимаем УБТ-159, промежуточной УБТ не надо.

Выбор длины УБТ:

При бурении забойными двигателями

G0>(Gд-b*Gзд-0.9*Pkp3)/b*q0*g*cos&,

где Gд- осевая нагрузка на долото, Gд=160кН;

Gзд- вес забойного двигателя, Gзд=47,9кН;

q0- масса единицы длины УБТ, 135,4кг.м;

Pkp3- критическая нагрузка на УБТ.

Pkp3=16*П^2*EI/lkp^2, EI- жёсткость УБТ.

I=П.64*(Д^4-d^4)=3.14/64*(0.127^4-0.109^4)=5.84*10^-6 м^4;

EI=2*10^11*5.84*10^-6=12.26*10^5 Н*м^2;

b=1-(pж/рст)= 1- (1100/7800)=0,86;

lkp=2.65*sqr^3*(EI/b*q*g)=44.7 м.

q-масса единицы длины СБТ, q=30,3 кг/м

Pkp=(16*П*1.226*10^6/44.7^2)+(0.86*30.3*9.81*44.7/2)=102469 H;

G0> (160000-0.86*47900-0.9*102469)/0.86*135.4*9.81*cos42=32.5 м.

Выбираем 3 трубы УБТ-159 по 12 м =>36м.

Выбор длины СБТ

Lсбт=1.2* Gд-b*Gубт/ b*q0*g*cos&=1,2*160000-0,85*135,4*9,81*36/ 0,86*30,3*9,81*сos42=798 м.

Выбираем 67 труб СБТ-127*9 по 12 м =>804м.

Участок стабилизации в кровле продуктивного пласта.

Компоновка: Долото 215,9+ КЛС215,9 +3ТРХ-195

Выбираем: УБТ-159, СБТ-127*9, АБТ-129*11

Выбор длины УБТ:

l0=(160000-0.86*47900*9.81-0.9*102469)/0.86*135.4*9.81*cos70=70 м.

Выбираем 6 труб УБТ по 12 м => 72 м.

Выбор длины СБТ:

Lсбт=(1,2*160000-0,86*135,4*9,81*72)/0,86*30,3*9,81*cos70=1258 м

Выбираем 105 трубок СБТ-127 по 12 м => 1260 м.

Для бурения под кондуктор, на участках набора зенитного угла принимаем стандартные компоновки.

Компоновки бурильного инструмента по интервалам профиля.

0-450 м Долото 393,7+УБТ-159-72м+СБТ-127*9

450-1400 м Долото 295,3+УБТ-159-36м+СБТ-127*9

1400-1808 м Долото 215,9+КЛС215,9+ТО2-195+УБТ-159-24+СБТ-127*9-

400м+АБТ-129*11

1808-2738 м Долото 215,9+КЛС215,9+3ТРХ-195+УБТ-159-36м+СБТ127*9

-804м+АБТ129*11

2738-3105 м Долото215,9+КЛС215,9+Д1-195+УБТ-159-24м+СБТ-127*9-

700м+АБТ-129*11

3105-3269 м Долото215,9+КЛС215,9+3ТРХ-195+УБТ-159-72м+СБТ-127*9

-1260м+АБТ-129*11.

Расчёт бурильной колонны на прочность при подъёме с промывкой.

Самые большие растягивающие нагрузки возникают при бурении в интер вале стабилизации зенитного угла в кровле продуктивного пласта.

Компоновка: Долото215,9+КЛС215,9+3ТРХ-195+ УБТ-159-72м+СБТ-127*9

-1260м+АБТ-129*11.

Таблица 9. Расчёт растягивающих нагрузок.

№

&, рад

&cp,рад

d&,рад

L,м

q,H

b

T,kH

0

1,22

1,22

0

72

1354

0.86

0

1

1,22

1,22

0

92

303

0.86

28.7

2

1,22

0,88

-0,67

367

303

0.86

43.6

3

0,55

0,7

0,3

801

303

0.86

144.6

4

0,85

0,88

0,048

129

170

0.6

367.1

5

0,906

0,45

-0,906

408

170

0.6

384

6

0

0

0

1400

170

0.6

553.2

7

0

--

---

--

--

--

695.9

T=T0*e^(d&*f)+b*q*l*e^(0.5*d&*f)*(cos&+f*sin&), f=0.3, d&01=0, T0=0

T1=0*e^0.03+0.86*1354*72*e^(0.5*0.03)*(cos1.22+0.3*sin1.22)=28.7kH;

d&12=0;

T2=28.7*e^0.03+0.86*303*92*e^(0.5*0.03)*(cos1.22+0.3*sin1.22)=43.6;

d&23= - l23/R= -367/550= -0.67;

T3=144.6kH;

d&34=0.3; T4=367.1;

d&45=0.048; T5=384kH;

d&56= -0.906; T6=553.2kH;

d&67=0; T7=695.9kH;

Наибольшие растягивающие напряжения получаются на устье скважины, однако на участке набора зенитного угла к ним добавляются напряжения изгиба. Поэтому в конце вертикального участка результирующие напряжения

СИГМАрез = СИГМАр+СИГМАизг

Таблица 10. Результирующие напряжения в точках 6,7 от действия растягивающих нагрузок.

Точки

Т, кН

СИГМАр

СИГМАизг

СИГМАрез

6

553,2

169

10,3

179,3

7

695,9

204

0

204

Растягивающие напряжения:

СИГМАр=(Т+Ру*Sk)/Sкп; Ру=15МПа;

Sкп- площадь кольцевого пространства;

Sкп=П/4*(0,129^2-0.107^2)=0.00408 м^2;

Sk - площадь трубного пространства;

Sk =П/4*(0,107^2)=0.00899 м^2;

СИГМАр6=(553.2*10^3+15*10^6*0.0899)/0.00408=169МПа;

СИГМАр7=(695,9*10^3+15*10^6*0.00899)/0.00408=204МПа;

Изгибающие напряжения: СИГМАизг=E*D/2*R;

СИГМАизг=72*10^9*0.129/2*450=10.3МПа;

Тогда СИГМАрез6=179,3МПа, СИГМАрез7=204МПа.

Прочность бурильной колонны обеспечена, если СИГМАрез =< [ СИГМА], где [ СИГМА]= СИГМАт/n, где СИГМАт - предел текучести материала труб СИГМАт =300МПа;

n- коэф. Запаса прочности, n=1,4 =>

[ СИГМА]= 300/1.4=214.3МПа;

т.к. СИГМАрез67< [ СИГМА], то прочность бурильной колонны при подъёме с промывкой обеспечена.

Расчёт на внутреннее давление.

Прочность бурильных труб обеспечена, если Рв.из.=< [Pв.и], где

Рв.из - внутреннее избыточное давление, Рв.из=15МПа

[Pв.и]= Рв.кр/ n,

Рв.кр- предельное внутреннее давление. Для АБТ-129*11, Рв.кр=41,7МПа, то

[Pв.и]=41,7/1,4=29,7МПа > Рв.из=15МПа, то прочность обеспечена.

3. Расчёт промывки скважины

3.1 Выбор плотности промывочной жидкости

В соответствии с таблицей 5 для всех интервалов бурения grad Pпог=0,01 МПа/м, то из условия недопущения поглощения промывочной жидкости

pотн >= (k* grad Pпог/g*pв),

где к - коэф. превышения давления столба промывочной жидкости над пластовым, учитывающий уменьшение давления в скважине при подъёме.

К=1,04…1,05 при Н > 2500м

Тогда pотн >= 1,05*0,01^6/9.81^3=1.07, то р>=1070 кг/м^3

В соответствии с таблицей 5 минимальный grad Pгр=0,017МПа/м, то из условия недопущения гидроразрыва горных пород:

pотн =< grad Pгр/k*g* pв, тогда pотн =<0,017*10^6/1,05*9,81*10^3=1.66, то p=<1650 кг/м^3, то выбираем p=1100 кг/м^3, которая удовлетворяет всем условиям бурения.

3.2 Выбор расхода промывочной жидкости

Расход необходимый для очистки забоя:

Q>=q*Fз,

где q-удельный расход, при гидромониторной промывке, q=0,35м/с;

Fз=П*0,2159^2/4=0.036 м^2

Q1>=0.036*0.35=0.0128 м^3

Расход необходимый для подъёма шлама:

Q2 >= 1.15*Uос*F кп, где

F кп - максимальная площадь кольцевого пространства.

Uос =4*sqr(dэ(рп-рж )/ рж), где

dэ- размер наиболее крупных частиц выбуренной породы

dэ=0,002+0,037*Dд=0,002+0,037*0,2159=0,01м

Uос =4*sqr(0,01*(2000-1100)/1100)=0,36м/с

Q2 >= 1.15*0,36*П/4(0,227^2-0.127^2)=0.0115 м^3/с

Расход необходимый для ГЗД

Q2 >=Qc*sqr(Mуд*G*pc/Mc* рж*k),

Для 3ТРХ-195 при pc=1000 кг/м^3, Qc=28 л/с, Мс=1720 Нм;

K=(1-kэ), где kэ - коэф. учитывающий потери момента в осевой опоре турбобура, kэ=0,3

Mуд - удельный момент на долоте; Mуд=0,007 м

G - нагрузка на долото; G=160 kH;

Q3>=28*sqr(.007*160000*10^3/1720*1100*(1-0.3)=24л/с.

Тогда: расход, необходимый для очистки забоя Q1>=0.0128 м^3;

расход необходимый для подъёма шлама Q2 >= 0.0115 м^3/с;

расход необходимый для ГЗД Q3>=0,024 м^3/с.

Выбираем: Q3>=0,024 м^3/с.

3.3 Выбор реологических параметров промывочной жидкости

р=1100 кг/м^3;

1.Структурная вязкость

n=(0,004…0,005)*т0=0,005*2,35=0,012 Па*с

2.Динамическое напряжение сдвига:

т0=8,5*10^-3*p-7=8.5*10^-3*1100-7=2.35Па

3.4 Расчёт потерь давления в различных участках циркуляционной системы

Потери давления в АБТ-129*11:

LАБТ=3269-Lзд-LУБТ-LСБТ=3269-26-72-1260=1911 м.

S= П*dАБТ^2/4=3.14/4*(0.107)^2=0.009 м^2/

V=Q/S=0.024/0.009=2.67 м/с

Определим параметр Рейнольдса:

Re=V*d*p/n= 2.67*0.107*1100/0.012=26179;

Определим критический параметр Рейнольдса:

Reкр=2100+7,3*He^0.58;

He=d^2*т0* рж/n^2=0.107^2*2.35*1100/0.012^2=205525

Reкр=2100+7.3*205525^0.58=10906

Re=26179> Reкр=10906, значит режим течения турбулентный =>

dP=Y*L*V^2* рж/2*d,

Y=0.3164/Re^0.25+10*He/Re^2=0.0279;

dP=0.0279*1911*2.67*1100/2*0.107^2=1.95 МПа.

Расчёт потерь давления в СБТ и УБТ аналогичны и представлены в таблице 11.

Потери давления в 3ТРХ-195:

dP=a*Q^2* рж,

где a=dPc/Qc^2*pc; pc=1000 кг/м^3; Qc=28 л/с; dPc=6.4МПа

а=6,4*10^6/0.028^2*1000=8.16*10^6;

dP=8.16*10^6*0.024^2*1100=5.17МПа.

Потери давления в долоте:

Гидромониторные насадки 3шт. d=15 мм;

F=3*П*dн^2/4=3*3.14*0.015^2/4=0.00053 м^2;

dP=a*Q^2* рж, где

а=0,5/Мн^2*f^2=0.5/0.9^2*0.00053^2=2.19*10^6;

Мн=0.9…0.95;

dP=2.19*10^6*0.024^2*1100=1.39МПа;

Потери давления в замках АБТ:

Тип замка ТБПВ, для АБТ-129*11, при L=1911м;

dP=a*Q^2* рж, где a=(8*E*L)/(П^2*d^4*lт), где E=[dт^2/dmin^2 - 1]^2;

dт=107 мм, dmin=95 мм, то E=[(107/95)^2 - 1]^2=0.072;

a=(8*0.072*1911)/(3.14^2*0.107^2*12)=81276;

dP=81276*0.024^2*1100=0.05МПа;

Потери давления в кольцевом пространстве УБТ:

S=П*(D^2-d^2)/4=3.14/4(0.2159^2-0.159^2)=0.0168 м^2;

V=Q/S=0.024/0.0168=1.43 м/с;

Найдём обобщённый параметр Рейнольдса:

Re*=(V*Dг*рж)/(n+ т0*Dг/6*V)=1.43*(0.2159-0.159)*1100/0.012+2.35*(0.2159-0.159)*/6*1.43=3720;

Re*>Re=3000, то режим турбулентный.

Y=0.075/Re*^0.125=0.075/3720^0.125=0.0284,

dP=0.0254*72*1.43^2*1100/2*(0.2159-0.159)=0.04;

Расчёт потерь давления для кп ЗД аналогичен, результат представлен в таблице 11.

Потери давления в кп СБТ:

S=П(D^2-d^2)/4=3.14*(0.2159^2-0.127^2)=0.0238

V=Q/S=0.024/0.0238=1 м/с;

Re*=1(0.2159-.0127)*1100/0.012+2.35*(0.2159-.0127)/6*1=2097

Re*<Rekp=3000 значит режим ламинарный.

Для ламинарного режима:

dP=4* т0*l/b*Dг, где b=f(sen)

Sen= т0*(D-d)/n*V=2.35*(0.2159-0.127)/0.012*1=17.4 => b=0.48

dP=4*2.35*1260/0.48*(0.2159-0.127)=0.28 МПа

Расчёт потерь давления для кп АБТ-1 и АБТ-2 аналогичен и представлен в таблице 11.

3.5 Построение НТС-номограммы

НТС- номограммой называется график совмещённых гидравлических характеристик насоса, гидравлического ЗД и скважины.

Характеристика бурового насоса:

Гидравлическая характеристика бурового насоса - это зависимость его произ водительности и допустимого давления от диаметра втулок и частоты ходов в координатах P - Q.

Условия выбора насоса:

[P]>EdP

EQн>=Qp, где E-сумма

При Q=24л/с, dP=11,93МПа, выбираем насос У8-5М

Характеристика бурового насоса У8-5М представлена далее.

Таблица 11Характеристика У8-6М

Dвт, мм

Qт, л/с

[P], МПа

Qфакт, л/с

[P]факт, МПа

200

50,9

10

45,81

8

190

45,5

11,1

40,95

8,88

180

40,4

12,5

36,36

10

170

35,5

14

31,95

11,2

160

31

16,3

27,9

13,04

150

26,7

19

24,03

15,02

140

22,7

22,3

20,43

17,84

130

18,9

25

17,01

20

Характеристика турбобура.

Характеристика турбобура - это зависимость потерь давления в турбобуре при различных подачах.

Для 3ТРХ-195 dP=f(Q)=a*Q^2*pж, а=8,16*10^6;

Q

10

15

20.43

24.03

27.9

dP

0.9

2.02

3.75

5.17

6.99

Характеристика скважины.

Характеристика скважины - это зависимость потерь давления в скважине от подачи и глубины скважины.

dPc=EdPi- dРт=11,93-5,17=6,76 МПа

При Q =24л/с, L=2335 МПа

Рс2335= Рс3269-dPАБТ934-dP кп АБТ934- dP кп СБТ423+ dP кп СБТ423

dPАБТ934=1,95*934/1911=0,95 МПа;

dP кп АБТ9340,27*934/1400=0,18 МПа;

dP кп СБТ423=0,28*423/1260=0,09 МПа;

Потери давления в СБТ - 2:

S=П*(D^2-d^2)/4=3.14*(0.227^2-0.127^2)/4=0.028 м^2;

V=Q/S=0.024/0.028=0.85 м/с;

Re*=(V*Dг*рж)/(n+ т0*Dг/6*V)=0.85*(0.227-0.127)*1100/0.012+2.35*(0.227-0.127)/6*0.85=1612;

Re*<Rekp=3000 значит режим ламинарный.

Sen= т0*(D-d)/n*V=2.35*(0.227-0.127)/0.012*0.85=23.04 => b=0.52

dP=4*2.35*423/0.52*(0.227-0.127)=0.07 МПа;

Тогда Рс 2335=6,76-0,95-0,18-0,09+0,07=5,61МПа;

Расчёт потерь давления в скважине при L=1400 м, аналогичен и представлен в таблице 12.

При Q=27.9л/с; L=3269м;

dPАБТ=1,95*(27,9/24)^2=2,63 МПа;

dPСБТ=1,19*(27,9/24)^2=1,6 МПа;

dPУБТ=1,29*(27,9/24)^2=1,74МПа;

dPдол=2,19*10^6*0.0279^2*1100=1.87 МПа;

dPзамки=0.05*(27,9/24)^2=0.07 МПа;

dPкп зд=0,22*(27,9/24)^2=0,29 МПа;

dP кп УБТ=0,04*(27,9/24)^2=0,05 МПа;

кп СБТ: V=Q/S=0.0279/0.0238=1.17 м/с;

Re*= 1,17*(0.2159-0.127)*1100/0.012+2.35*(0.2159-0.127)/6*1,17=2790;

Re*< Rekp=3000 значит режим ламинарный => ,что в кп АБТ-1 и кп АБТ-2 режим тоже ламинарный.

dP кп СБТ=0,28*(27,9/24)=0,32 МПа;

dP кп АБТ-1=0,12*(27,9/24)=0,14 МПа;

dP кп АБТ-2=0,27*(27,9/24)=0,31 МПа;

dP3269=2.63+1.6+1.74+1.87+0.07+0.29+0.05+0.32+0.14+0.31=9.02 МПа;

Расчёт потерь давления при Q=20,43 л/с аналогичен и представлен в таблице 12.

Таблица 12. Характеристика скважины.

L, м\Q, л/с

dP=20.43

dP=24.03

dP=27.9

3269

5.26

6.76

9.02

2335

4.19

5.61

7.62

1400

3.02

4.39

6.24

3.6 Выбор гидравлической программы бурения

Таблица 13. Гидравлическая программа проводки скважины.

Интервал, м

Расход, л/с

Dвт, мм

Р, МПа

Р, г/см^3

УВ, с

0-450

42

200

4

1100

40-50

450-1380

35

180

12

1100

27-32

1380-2000

24

150

12

1100

22-30

2000-2800

24

150

14

1100

30-35

2800-3300

24

150

12

1100

200-300

4.Расчёт рабочих характеристик турбобура

Тип турбобура: 3ТРХ-195.

Тип шпинделя: резинометаллический.

Тип турбины: А7П3-26/16,5

Количество ступеней: 90/240

Характеристика при р=1000 кг/м^3: Расход: 28л/с;

Рабочая частота вращения 373 мин^-1

Рабочий момент 1,72 кН*м

Перепад давления 6,4 МПа

Длина 25,7 м

Вес 4790 кг

Данные в соответствии с групповым рабочим проектом № 107-95[5].

При Q=24 л/с, р=1100 кг/м^3;

n=ncQ/Qc=337*24/28=323 мин^-1;

M=Mc(Q/Qc)^2*(pж/pc)=1.72*(24/28)^2*1100/1000=1.39 kHм;

dP=dPc(Q/Qc)^2*(pж/pc)=6.4*(24/28)^2*1100/1000=5.2 МПа;

Mi=Mп+Mд, где

Mп-момент подшипника, Mп=m*p*IGi-PтI, где

m-коэф трения в опоре; m=0,12 для турбобуров с резино-металлической опорой.

p- средний радиус трения;

p=1/3*(D1^3-D2^3)/ (D1^2-D2^2), где D1=0,149 мм, D2=0,124мм.

р=1/3*(0,149^3-0.124^3)/(0.149^2-0.124^2)=0.068 м.

Pт- гидравлическая нагрузка на долото;

Pт=П/4*(Dc^2*dPт+Dв^2*dPд)+В, где

Dc- средний диаметр турбины турбобура, Dc=0,013 м;

Dв- диаметр вала шпинделя турбобура, Dв=0,135 м;

dPт- перепад давления в турбобуре, dPт=5,2 МПа;

dPд- перепад давления в долоте, dPд=1,39 МПа;

В- вес вращающихся деталей турбобура;

В=9,81*Gт/2=9,81*4790/2=23,5 кН;

Р=П/4(0,13^2*5.2*10^6+0.135^2*1.39*10^6)+23500=112372 H;

Mд= M0+Mуд*Gi, где

M0-трение долота о стенки скважины, M0=550*Dд=550*0,2159=119Нм;

Mуд- удельный момент на долоте, Mуд=0,007 м.

Тогда ni=n/M(2*M-(M0+ Mуд*Gi +m*p*IGi-PтI),

Mд= Mуд*Gi+M0; Ni=Mд*n*П/30;

ni= 323/1390[2*1390-(119+0.007*Gi+0.12*0.068*IGi-112372I)];

ni=0.23*[2780-(119+0.007*Gi+0.00816*IGi-112372I)];

n0=405мин^-1; n200=126 мин^-1;

n50=418мин^-1;

n100=427мин^-1;

n112=435мин^-1;

n150=303мин^-1;

M(P50)=0.007*50=0.35kНм;

M(P100)=0.007*100=0.7 kНм;

M(P112)=0.007*112=0.78кНм;

M(P150)=0.007*150=1.05кНм;

M(P200)=0.007*200=1,4кНм;

N(P50)=0.35*418*3.14/30=15.3кВт;

N(P100)=0.7*427*3.14/30=31,3кВт;

N(P112)=0.78*435*3.14/30=35.5кВт;

N(P150)=1,05*303*3.14/30=33.3кВт;

N(P200)=1,4*126*3.14/30=18.4кВт.

Таблица 14. Рабочая характеристика турбобура 3ТРХ-195.

G, kH

0

50

100

112

150

200

np,мин^-1

405

418

427

435

303

126

Mp, kHм

0

0,35

0,7

0,78

1,05

1,4

Np, kBт

0

15,3

31,3

35,5

33,3

18,4

5.Проектирование режима бурения на основе статистической обработке данных

Предварительная разбивка разреза на режимно-технологические пачки производится по буримости горных пород, параметрам промывочной жидкости, литологии и механическим свойствам горных пород.

Таблица 14. Предварительная разбивка разреза на пачки.

Стратиграфическое

подразделение

Интервал,м

Литология

Вид БПР, плотность

Пачка

Четвертичное- Тибейсалинская

0-450

Пески, глины алевролитовые, песчаники

Полимер - глинистый

1,05-1,08 г/см^3

1

Тибейсалинская -

Покурская

450-1380

Глины плотные,

песчаники и алевролиты

Естественный

полимер - глинистый

1,05-1,1 г/см^3

2

Покурская

1380-1926

Песчаники и алевролиты

Естественный

полимер - глинистый

1,02-1,05 г/см^3

3

Вартовская

1926-2800

Переслаивание

песчаники и алевролиты

Естественный

полимер - глинистый

1,07 г/см^3

4

Вартовская

2800-3300

Переслаивание

песчаники и алевролиты

Естественный

полимер - глинистый

1,15-1,12 г/см^3

5

Так как 1 пачка бурится под кондуктор долотом 393,7 мм, 2 пачка под техническую колонну долотом 295,3мм, а 3,4,5 под эксплуатационную колонну долотом 215,9мм, то будем рассматривать только 3,4,5 пачки.

В 3,4,5 пачках используется в основном долота 215,9 МЗГВ, 215,9 МСГНУ с турбобурами 3ТРХ-195, 2ТН-195, Д-195, при нагрузке 6…16 т.

Проходка и механическая скорость бурения по долотам представлена в приложении 1.

Произведём сравнения буримостей 3 и 4 режимных пачек при общих для них сочетаниях факторов: долото 215,9 МЗГВ, 3ТРХ-195 при G=11…16 т. с помощью критерия Стьюдента.

Таблица 16. Вариационные ряды для 3 и 4 пачек по показателям буримости.

пачка

З

н

а

ч

е

н

и

е

V

мех

,

м/ч

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

3

50,5

35,5

31,7

15,4

19,1

39

8,9

16,5

30,3

6,25

9,63

7,95

4

18,8

12,7

19,1

15,5

17,8

16,5

10

20

14

10,4

21,3

6,25

13

14

15

16

17

18

19

20

21

22

23

24

3

21,3

8,9

16,5

30,3

17,8

16,5

17,9

16,7

46,7

56,7

14

4

9,63

8

20

14

10

10,4

3,75

9,23

8,75

9,57

10

20

Средние значения механической скорости:

Vмех3=23,2 м/ч;

Vмех4=12,9 м/ч;

Среднеквадратическое отклонение:

S3=14;

S4=4.9;

Доверительные интервалы:

Vмех3=23,2(+-)5.7;

Vмех4=12,9 (+-)1.9;

Средневзвешанное среднеквадратическое отклонение:

Si,i+1=sqr[(Si^2/ni)+(Si+1^2/n i+1)]=sqr[14^2/23+4.9^2/24]=3.1

Эмпирические значения критерия Стьюдента:

tэ=IVi-Vi+1I/ Si,i+1=(23.2-12.9)/3.1=3.3

Число степеней свободы: к= ni+ n i-1-2=23+24-2=45

Табличное значение критерия Стьюдента:

При уровне значимости &=0,05, к=45, tт=2, т.к tэ>tт, нулевая гипотеза отвергается =>

- Пачки 3 и 4 отличаются по буримости.

- Предварительная разбивка на пачки выполнена верно.

Расчёты произведены с помощью программы EXCEL.

Выбор оптимального сочетания режимно - технологических параметров.

1-ая режимная пачка.

Интервал 0-450м. Способ бурения - роторный. Долото 393,7 МЦВ, G=в.и., Q=42л/с.

2-ая режимная пачка.

Интервал 450-1380м. Способ бурения - турбинный. Турбобур 3ТРХ-24. Долото 295,3 МГВ G=11…16т, Q=32л/с.

3-я режимная пачка.

Интервал 1380-2000м. Способ бурения - турбинный. Турбобур 3ТРХ-195. Долото 215,9 МЗГВ. G=11…16т, Q=24л/с.

4-ая режимная пачка. Интервал 2000-2800м. Способ бурения - турбинный. Применяют следующие сочетания: Долото 215,9 МЗГВ+3ТРХ-195; Долото 215,9 МСГНУ+2ТН-195; В качестве критерия оптимальности будем пользоваться максимумом рейсовой скорости.

Таблица 17. Вариационные ряды для 4 пачки для 215,9 МЗГВ+3ТРХ-195, 215,9 МСГНУ+2ТН-195 по рейсовой скорости.

Сочетания

З

н

а

ч

е

н

и

е

V

рейс

м/ч

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

215,9МЗГВ+

10,7

9

12

12

12

10

7

10

9

7

12

6

+3ТРХ-195(1)

7

17

20

11

10

15

9

7

7

10

6

10

13

14

15

16

17

18

19

20

21

22

23

24

215,9МСГНУ+

7

13

7

10

9

6

6

8

6

12

6

12

+2ТН-195(2)

12

8

8

6

16

14

16

13

9

2

Средние значения рейсовой скорости:

Vр3=10,3 м/ч;

Vр4=9,4 м/ч;

Среднеквадратическое отклонение:

S3=3,4;

S4=3,6;

Доверительные интервалы:

Vр3=10,3(+-)1,4;

Vмех4=9,4 (+-)1,5;

Средневзвешанное среднеквадратическое отклонение:

Si,i+1=sqr[3,4^2/24+3.6^2/22]=1,03

Эмпирические значения критерия Стьюдента:

tэ=IVi-Vi+1I/ Si,i+1=(10.3-9,4)/1,03=0,87

Число степеней свободы: к= ni+ n i-1-2=24+22-2=44.

Табличное значение критерия Стьюдента:

При уровне значимости &=0.05, k=44, tт=2. , т.к tэ<tт, то существенного различия между рядами нет, значит выбираем сочетание с большей рейсовой скоростью :

215,9 МЗГВ+3ТРХ-195.

5-ая режимная пачка.

Интервал 2000-3300. Способ бурения - турбинный. Применяется 215,9 МСГНУ+Д-195 при нагрузках 14, 18, 20т.

Поиск оптимального комплекса ведётся построением графиков зависимости Vр=f(G) при фиксированном сочетании уровней всех остальных факторов. С этой целью для каждого уровня при каком либо сочетании факторов составляются вариационные ряды значений механической скорости и времени бурения и определяются их числовые характеристики.

Таблица 18. Вариационные ряды для 5-ой пачки по Vр для различных значений нагрузки.

G,т

V

р

е

й

с

о

в

а

я

,

м/ч

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

14

6,9

4,9

4,8

7,7

5,6

2,8

7,4

3,5

11,3

2,8

4

3,3

18

4,8

4,9

3,2

3,5

5,1

4,3

10

20

7,5

4,6

3,7

9,4

3,3

4,3

5,4

4,9

6

2,9

6,4

4,2

7,6

9,4

Где Vp=Vм/(&+1); &=tспо/tб;

Расчёт характеристик рядов выполним в программе Excel.

Таблица 19. Характеристика рядов 5-ой режимной пачки.

По

ка

за

тели

G,т

n

Vp

S (Vp)

E(Vp)

14

12

5.4

2.4

1.4

18

7

5.1

2.1

1.2

20

14

5.7

2.2

1.3

Из анализа видно, что однозначно выбрать

оптимальную нагрузку невозможно, то

возьмём нагрузку, которой соответствует

максимальная Vp, G=20т.

Результат статистического анализа сводим в таблице 20.

Таблица 20. Режим бурения.

пачка

Интервал ,м

Типоразмер долота

Способ

бурения

Вид

ЗД

Q, м^3/с.

G,т

Р,МПа

1

0-450

393,7МЦВ

Ротор

-

0,042

В.И.

4

2

450-1400

295,3МГВ

ЗД

3ТРХ-240

0,035

16

12

3

1400-1808

215,9МЗГВ

ЗД

ТО-195

0,032

6

12

4

1808-2738

215,9МЗГВ

ЗД

3ТРХ-195

0,024

16

13

5

2738-3105

215,9МСГНУ

ЗД

Д1-195

0,028

12

14

5

3105-3269

215,9МСГНУ

ЗД

3ТРХ-195

0,024

20

12

нефтегазоконденсатный скважина реологический бурение

Список используемой литературы

нефтегазоконденсатный скважина реологический бурение

1.Акбулатов Т.О. «Гидравлические расчёты в бурении». Уфа 1991г, методическое пособие.

2.Леонов Е.Г., Исаев В.И. Гидроаэромеханика в бурении: Учебник для вузов. - Москва: Недра. - 1987. - 304.

3. Иогансен К.В. Спутник буровика: Справочник. - Москва: Недра, 1986. - 294 с.

4. Методические указания к практическим занятиям по технологии бурения. - Уфа: УГНТУ, 1997. - 37 с.

5. Групповой рабочий проект № 107-95 на строительство эксплуатационных скважин на Сугмутском месторождении.

Размещено на Allbest.ru


Подобные документы

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