По курсовому проектированию

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

ФГБОУ ВО «УДМУРТСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТ»

Институт нефти и газа им. М.С. Гуцериева

Кафедра бурения нефтяных и газовых скважин

 

 

                                                                                                      

М Е Т О Д И Ч Е С К И Е У К А З А Н И Я

По курсовому проектированию

По дисциплине

«Техника и технология строительства скважин в сложных горно-геологических условиях»

для магистрантов направления подготовки 

21.04.01 – «Нефтегазовое дело»

 

 

Ижевск

2018

УДК

ББК

 

Рекомендовано к изданию Учебно-методическим советом УдГУ

Рецензент: главный специалист ООО «СамараНИПИнефть», кандидат технических наук О.В. Ножкина

 

Составитель: доцент кафедры ТБНГС Институт нефти и газа им. М.С. Гуцериева, кандидат наук, Кузьмин В.Н.

    Методические указания по курсовому проектированию по дисциплине «Техника и технология строительства скважин в сложных горно-геологических условиях» для магистрантов очного и заочного обучения направления подготовки 21.04.01 «Нефтегазовое дело», / составитель: Кузьмин В.Н., – Ижевск: Изд-во «Удмуртский университет», 2018 г. – 65с.

 

В методических указаниях по разработке курсового проекта по курсу «Техника и технология строительства скважин в сложных горно-геологических условиях» даны  рекомендации по его выполнению, изложены структура и содержание курсового проекта, описаны требования к оформлению курсового проекта и расписан порядок представления и защиты курсового проекта.

 

Методические указания рекомендуются для магистрантов направления подготовки 21.04.01 – «Нефтегазовое дело», программа специализированной подготовки 21.04.01.02 - «Строительство нефтяных и газовых скважин», очной и заочной форм обучения.

 

Содержание МУ

I. Общие положения по организации и выполнению

курсового проекта………………………………………………………4

II. Структура курсового проекта…………………………………………..6

III. Рекомендации по написанию разделов КП…………………………...8

IV. Оформление курсового проекта……………………………………...41

V. Защита курсового проекта……………………………………….…….42

VI. Список рекомендуемой литературы……………………………….…43

VII. Приложения…………………………………………………………...45

 

Настоящие методические указания (МУ) устанавливают регламентированные требования к структуре и правилам оформления курсовых проектов (КП), выполняемых студентами направления подготовки 21.04.01 – «Нефтегазовое дело», программа специализированной подготовки 21.04.01.02 - «Строительство нефтяных и газовых скважин», очной и заочной форм обучения в соответствии с требованиями Федерального государственного образовательного стандарта высшего образования.

Целью методических указаний является формирование у студентов комплекса знаний по вопросам подготовки и защиты КП.

КП должен быть преимущественно ориентирован на знания, полученные в процессе освоения дисциплин профиля, а также в процессе прохождения студентом производственной практики. Процесс подготовки и защиты КП показывает уровень профессиональной эрудиции студента, его подготовленность, владение умениями и навыками профессиональной деятельности.

При составлении данных методических указаний были приняты во внимание опыт и методическое обеспечение ВУЗов нефтегазового профиля.

Задачи методических указаний – подготовить и сформировать на базе теоретических знаний и практических навыков, полученных студентом за период изучения специальных дисциплин, в соответствии с требованиями руководящих документов и ГОСТ.

Перечень используемых условных обозначений, сокращений, терминов, использованных в методическом указании:

МУ – методическое указание,

КП – курсовой проект,

НОРМ – соединение обсадных труб (ОТ) с треугольной резьбой,

ОТТМ – соединение обсадных труб с трапецеидальной резьбой,

БТС – соединение обсадных труб с трапецеидальной резьбой,

ОТТГ – высокогерметичное соединение обсадных труб с трапецеидальной резьбой,

ТБО – высокогерметичное безмуфтовое соединение ОТ с трапецеидальной резьбой,

ПЦТ – портландцемент тампонажный,

ПБ в НГП – правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности,

КНБК – компоновка низа бурильной колонны,

ПВО – противовыбросовое оборудование,

СБТ – стальные бурильные трубы,

СПО – спускоподъёмные операции,

ТБПВ – трубы бурильные с приваренными замками с высадкой концов внутрь,

ТБПК – трубы бурильные с приваренными замками с комбинированной

высадкой концов,

ТБПН – трубы бурильные с приваренными замками с высадкой концов наружу,

УБТ – утяжеленные бурильные трубы.

 

I. Общие положения по организации и выполнению КП

    Целью подготовки курсового проекта по дисциплине «Техника и технология строительства скважин в сложных горно-геологических условиях»  является:

- систематизация и углубление теоретических знаний, полученных в ходе изучения междисциплинарного курса,

- формирование навыков их практического применения,  

- выбор и обработка методик расчетов, связанных с бурением глубоких скважин и бурением боковых стволов,  

- развитие индивидуальной исследовательской деятельности,

- выработка навыков аналитической работы и опыта презентации полученных результатов,

- подготовка к выполнению выпускной квалификационной работы.

    Курсовой проект должен быть выполнен на высоком теоретическом уровне и свидетельствовать о готовности студента к практической деятельности. Одновременно с прохождением практики студент обязан собрать по месту практики всю информацию и материалы для квалифицированного выполнения КП, руководствуясь методическими указаниями и консультациями руководителей практики и проекта.

   Подготовка КП должна осуществляться преимущественно на конкретных материалах предприятия, являющегося базой производственной практики.

   Заведующий кафедрой, обеспечивающей научное руководство КП:

- согласует и формирует перечень актуальных тем КП;

- осуществляет функции координации, контроля и методического обеспечения деятельности преподавателей, осуществляющих научное руководство курсовых проектов;

- осуществляет контроль выполнения КП на кафедре.

Руководитель КП непосредственно организует и контролирует выполнение студентами КП. В его обязанности входят:

-  разработка индивидуального плана-задания выполнения КП;

- проведение консультаций по вопросам методики подготовки и анализа промысловых данных, написания и защиты КП, а также по вопросам ее структуры и содержания;

- контроль процесса выполнения графика КП и своевременного представления работы на кафедру;

- составление письменного отзыва научного руководителя КП.

Руководитель КП несет ответственность за обеспечение соответствия подготовленного к защите КП установленным требованиям.

КП имеет своей целью:

- закрепление и систематизацию полученных в период изучения дисциплины «Техника и технология строительства скважин в сложных горно-геологических условиях» теоретических и практических знаний, применение их при решении научных и технологических задач строительства нефтяных и газовых скважин;

- выявление подготовленности студентов для самостоятельной работы в условиях современных производственных процессов нефтяной и газовой промышленности.

Темы КП предлагаются студентам на выбор кафедрой, обеспечивающей научное руководство. Студент имеет право выбрать одну из предложенных кафедрой тем или предложить собственную с обоснованием выбора. Рекомендуемый перечень тем по курсовому проектированию по дисциплине «Техника и технология строительства нефтяных и газовых скважин в сложных горно-геологических условиях» представлен в приложении №7 данного методического указания.

 

Исходными материалами к выполнению КП являются материалы, собранные студентом в период прохождения производственной практики.

Месторождение, на основе которого планируется выполнять КП, выбирается совместно студентом и руководителем КП.

КП должен отвечать требованиям Федерального государственного образовательного стандарта. При оформлении КП необходимо использовать «Методические указания по оформлению контрольной работы, курсовой работы (проекта), выпускной квалификационной работы», Ижевск, 2017г.

Дата представления КП на кафедру – за 5 дней до его защиты.

 

II. Структура КП

1. Титульный лист.

2. Содержание (оглавление) КП.

3. Перечень используемых условных обозначений.

4. Введение.

5. Исходные данные для составления проекта. Общие сведения о районе работ.

6. Геологический раздел.

6.1. Литолого-стратиграфическая характеристика разреза скважины.

6.2. Физические свойства горных пород.

6.3. Нефтегазоводоносность.

6.4. Пластовые давления.

6.5. Возможные осложнения по разрезу скважины.

7. Технологический раздел.

7.1. Конструкция скважины.

7.2. Профиль и траектория ствола скважины.                                                                   

    7.3. Углубление скважины.

        7.3.1 Обоснование диаметра долот.                                                                                                        7.3.2. Расчет глубины спуска кондуктора.

7.3.3. Расчет утяжеленных бурильных труб (УБТ).

7.3.4. Расчет стальных бурильных труб (СБТ).

7.3.5. Расчёт бурильных колонн при бурении с использованием забойного двигателя (расчёт максимально допустимой глубины спуска бурильных труб).

7.3.6. Расчёт бурильных колонн при роторном способе бурения.

7.3.7. Гидравлический расчет промывки ствола скважины при бурении роторным и турбинным способами.

7.3.8. Способы и режимы бурения. Компановки.

7.3.9. Выбор буровой установки.

7.4. Буровые растворы.

    7.4.1. Обоснование плотности применяемых буровых растворов.

   7.4.2. Химические реагенты и обработка буровых растворов.

            7.4.2.1 Обработка бурового раствора.                                                                              

            7.4.2.2 Контроль параметров бурового раствора.

     7.4.3. Требования безопасности при работе с химическими реагентами.

    7.4.4. Очистка бурового раствора.

8. Мероприятия по предупреждению аварий и осложнений при строительстве скважины

8.1.Мероприятия по повышению качества вскрытия продуктивных пластов.

8.2.Мероприятия по предупреждению и раннему обнаружению ГНВП    

8.3.Мероприятия по предупреждению и ликвидации поглощений бурового раствора.

 8.4.Мероприятия по предупреждению обвалов пород.

   8.5.Мероприятия по предупреждению прихватов при прохождении прихватоопасных зон.

8.6.Мероприятия по предупреждению аварийных ситуаций, возникающих при бурении наклонно-направленных и горизонтальных скважин.

Исходные данные для составления проекта. Общие сведения о районе работ.

Приводятся исходные данные (тип скважины, проектная глубина вертикали и стволу, проектный горизонт, профиль ствола скважины, основные конструктивные данные, способы бурения и крепления скважины) и основные сведения о районе буровых работ (географическое расположение месторождения, наименование месторождения, назначение скважин, основные климатические данные).

 

 

Таблица 1

Общие сведения о районе буровых работ

Наименование	Значение (текст, название, величина)
1	2
1. Наименование площади (месторождения)
2.Температура воздуха, 0С         - среднегодовая - максимальная летняя - минимальная зимняя
3. Среднегодовое количество осадков, м
4. Максимальная глубина промерзания грунта, м
5. Продолжительность отопительного периода в году, сут.
6. Преобладающее направление ветра
7. Наибольшая скорость ветра, м/с
8. Сведение о площадке строительства и подъездных путях: - рельеф местности - состояние грунта - толщина снежного покрова, м - характер растительного покрова

Окончание таблицы 1

 

Наименование	Значение (текст, название, величина)
1	2
9. Характеристика подъездных дорог - протяженность, км - характер покрытия - высота насыпи, м
10. Источник водоснабжения
11. Источник электроснабжения
12. Средство связи
13. Источник карьерных грунтов

 

Таблица 2

Основные проектные данные

Наименование	Значение
1	2
1. Номер района строительства скважины (или морской район)
2. Номера скважин, строящихся по данному проекту
3. Площадь (месторождение)
4. Расположение (суша, море)
5. Глубина моря на точке бурения, м
6. Цель бурения и назначение скважины
7. Проектный горизонт
8. Проектная глубина, м
по вертикали
по стволу
9. Число объектов испытания
в колонне
в открытом стволе
10. Вид скважины (вертикальная, наклонно-направленная, кустовая)
11. Тип профиля
12. Азимут бурения, град
13. Максимальный зенитный угол, град
14. Максимальная интенсивность изменения зенитного угла, град/10 м
15. Глубина по вертикали кровли продуктивного (базисного) пласта, м
16. Отклонение от вертикали точки входа в кровлю продуктивного (базисного) пласта, м
17. Допустимое отклонение заданной точки входа в кровлю продуктивного (базисного) пласта от проектного положения (радиус круга допуска), м
18. Категория скважины
19. Металлоемкость конструкции, кг/м
20. Способ бурения
21. Вид привода
22. Вид монтажа (первичный, повторный)
23. Тип буровой установки
24. Тип вышки
25. Наличие механизмов АСП (ДА, НЕТ)
26. Номер основного комплекса бурового оборудования
27. Максимальная масса колонны, т
обсадной
бурильной
суммарная (при спуске секциями)
28. Тип установки для испытаний

Окончание таблицы 2

Наименование	Значение
1	2
29. Продолжительность цикла строительства скважины, сут.
в том числе:
строительно-монтажные работы
подготовительные работы к бурению
бурение и крепление
испытание, всего
в том числе:
в открытом стволе
в эксплуатационной колонне
30. Проектная скорость бурения, м/ст.мес.

 

 

Геологический раздел

В геологическом разделе КП освещаются и детализируются все особенности и условия проведения буровых работ на площади (месторождении), приводится геологическая характеристика района работ в следующем порядке:

· Тектоника. Приводятся данные по тектоническому строению геологического разреза месторождения (носит описательный характер).

· Литолого-стратиграфическая характеристика. В подразделе приводятся стратиграфический разрез скважины, литологическая характеристика и физико-механические свойства горных пород по разрезу скважины.

· Коллекторские свойства продуктивных пластов. Пористость, трещинноватость, проницаемость, гидропроводность.

· Нефтегазоводоносность. Приводятся данные по физико–химическим свойствам пластовых флюидов.

· Градиенты давления. Пластовые (поровые) давления, давления гидравлического разрыва пластов (ГРП), изменение температуры по разрезу скважины.

· Осложнения. Описание осложнений приводится с точки зрения нормального спуска обсадных ко­лонн и их цементирования. К таким осложнениям могут быть отнесены: сужения ствола скважины в текучих и пучащих породах, осыпи и обвалообразования стенок скважины, поглощения бурового и цементного растворов. Подробное описа­ние ожидаемых осложнений позволит правильно наметить дополнительные мероприятия по подготовке ствола скважины, спуске колонны, заливке и продавке цементного раствора.

· Исследовательские работы в скважинах. Планируемые интервалы отбора керна, шлама, используемый комплекс геофизических исследований, интервалы испытания (освоения) пластов в процессе бурения и в колонне.

Основные данные по геологическому разрезу скважины рекомендуется представлять в виде таблиц, которые соответствуют требованиям макета рабочего проекта на строительство скважин на нефть и газ.

 

Таблица 3

Литолого-стратиграфическая характеристика и физико-механические свойства горных пород по разрезу скважины

Стратигра- фические подразделения		Глубина залегания, м			Элементы залегания (падения) пластов по подошве, град.		Горная порода		Стандартное описание горной породы: полное название, характерные признаки (структура, текстура, минеральный состав и т.д.)	Коэффи-циент каверноз-ности в интервале
название	индекс	от кровли	до подошвы	Мощность (толщина)	угол	азимут	краткое название	% в интервале
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11

 

Продолжение таблицы 3

Плотность, кг/м3	Пористость, %	Проницаемость, 10-3 мкм2	Глинистость, %	Карбонатность, %	Соленосность, %
12	13	14	15	16	17

                                                                                                                                          

Окончание таблицы 3

Сплошность породы	Твердость, МПа	Расслоен-ность породы	Абразив-ность	Категория породы по промысловой классификации (мягкая, средняя и т.д.)	Коэффициент Пуассона	Модуль Юнга, Па	Гидрата-ционное разуплот-нение (набухание) породы
18	19	20	21	22	23	24	25

 

Таблица 4

Градиенты давлений и температура по разрезу

Глубина определения давления, м	Градиенты
	пластового давления, (МПа/м)× 102	порового давления, (МПа/м)× 102	гидроразрыва пород, (МПа/м)× 102	горного давления, (МПа/м)× 102	геотермический, 0С/100м
1	2	3	4	5	6

 

Таблица 5

Нефтеносность

Индекс стратиграфи-ческого подразделе-ния	Интервал, м		Тип коллектора	Плотность, кг/м3		Подвижность, мПа × с	Содержание, % по весу		Свобод-ный дебит, м3/сут
	от (верх)	до (низ)		в пластовых условиях	после дегазации		серы	парафина
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10

 

Окончание таблицы 5

Параметры растворенного газа
газовый фактор, м3/м3	содержание, %		относительная по воздуху плотность газа	коэффициент сжимаемости	давление насыщения в пластовых условиях, МПа
	сероводорода	углекислого газа
11	12	13	14	15	16

 

Таблица 6

Газоносность

Индекс стратиграфического подразделения	Интервал,  м		Тип коллек-тора	Состоя- ние (газ, конден-сат)	Содержание, % по объему		Относи-тельная по воздуху плотность газа	Коэффи-циент сжимае-мости газа в пласто-вых условиях	Свобод-ный дебит м3/ сут	Плотность газоконден-сата, кг/м3		Фазовая проницаемость, 10-3 мкм2
	от (верх)	до (низ)			сероводорода	углекислого газа				в пластовых условиях	на устье скважины
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13

 

Таблица 7

Водоносность

Индекс стратигра- фического подразделения	Интервал, м		Тип коллек-тора	Плот-ность, кг/м3	Свобод-ный дебит, м3/сут	Фазовая проницацае-мость, 10-3 мкм2	Химический состав воды в мг- эквивалентной форме
	от (верх)	до (низ)					анионы			катионы
							Сl-	SO4-	HCO3-	Na+	Mg++	Ca++
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13

 

Окончание таблицы 7

Степень минерализации, мг-экв/л	Тип воды по Сулину СФН – сульфатонатриевый ГКН – гидрокарбонатнонатриевый ХЛМ – хлормагниевый ХЛК – хлоркальциевый	Относится к источнику питьевого водоснабжения (ДА, НЕТ)
14	15	16

 

Таблица 8

Поглощение бурового раствора

Индекс стратигра-фического подразделения	Интервал, м		Максимальная интенсивность поглощения, м3/ч	Расстояние от устья скважины до статичес-кого уровня при его максимальном снижении, м	Имеется ли потеря циркуляции (да, нет)	Градиент давления поглощения, (МПа/м)× 102		Условия возникновения
	от (верх)	до (низ)				при вскрытии	после изоляционных работ
1	2	3	4	5	6	7	8	9

 

 

Таблица 9

Осыпи и обвалы стенок скважины

Индекс стратиграфического подразделения	Интервал, м		Буровые растворы, применявшиеся ранее			Время до начала ослож-нения, сут	Мероприятия по ликвидации последствий (проработка, промывка и т.д.)
	от (верх)	до (низ)	Тип раствора	плотность, кг/м3	дополнительные данные по раствору, влияющие на устойчивость
1	2	3	4	5	6	7	8

 

 

Таблица 10

Газонефтеводопроявления

Индекс стратиграфии-ческого подразделения	Интервал, м		Вид проявляе-мого флюида (вода, нефть, конденсат, газ)	Длина столба газа при ликвидации газо-проявления, м	Плотность смеси при проявлении для расчета избыточных давлений, кг/м3		Условия возникновения	Характер проявления    (в виде пленок нефти, пузырьков газа, перелива воды, увеличение водоотдачи и т.д.)
	от (верх)	до (низ)
					внутреннего	наружного
1	2	3	4	5	6	7	8	9

 

Таблица 11

Прихватоопасные зоны

Индекс стратигра-фического подразделения	Интервал, м		Вид прихвата (от перепада давления, заклинки, саль-никообразования и т.д.)	Раствор, при применении которого произошел прихват
	от (верх)	до (низ)		тип	плотность, кг/м3	водоотдача, см3/30мин	смазывающие добавки (название)
1	2	3	4	5	6	7	8

 

Окончание таблицы 11

Наличие ограничений на оставление инструмента без движения или промывки (да/нет)	Условия возникновения
9	10

 

Таблица 12

Текучие породы

Индекс стратиграфи-ческого подразделения	Интервал залегания текучих пород, м		Краткое название пород	Минимальная плотность бурового раствора, предотвращающая течение пород, кг/м3	Условия возникновения
	от (верх)	до  (низ)
1	2	3	4	5	6

 

 

Таблица 13

Прочие возможные осложнения

Индекс стратиграфического подразделения	Интервал, м		Вид (название) осложнения: желобообразование, перегиб ствола, искривление, грифонообразование	Характеристика (параметры) осложнения и условия возникновения
	от (верх)	до (низ)
1	2	3	4	5

 

Таблица 14

Характеристика вскрываемых пластов

Индекс пласта	Интервал залегания, м		Тип коллектора	Тип флюида	Пористость, %	Проницаемость, 10-3 мкм2	Коэффициент газо-, конденсато-, нефтенасыщенности	Пластовое давление, МПа	Коэффициент аномальности	Толщина глинистого раздела флюид-вода, м
	от (верх)	до (низ)
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11

               

                                                                                                                                                       

 Таблица 15

Отбор керна и шлама

Отбор керна				Отбор шлама
интервал, м			технические средства	интервал, м		частота отбора
от (верх)	до (низ)	метраж отбора керна		от (верх)	до (низ)
1	2	3	4	5	6	7

 

Таблица 16

Геофизические исследования

Наименов-ание исследова-ния	Масштаб записи	Замеры и отборы производятся			Скважинная аппаратура и приборы		Промыслово-геофизическая партия		Номера таблиц СНВ на ПГИ
		на глубине, м	в интервале, м		тип	группа сложности	название	дежурство на буровой, сут
			от  (верх)	до  (низ)
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10

 

 

Таблица 17

Данные по испытанию (опробованию) пластов в процессе бурения

Индекс стратигра-фического подразделе-ния	Испытание (опробование) пластоиспытателем на трубах			Опробование пластоиспытателем на кабеле
	вид операции (испытание, опробование)	глубина нижней границы объекта, м	количество циклов промывки после проработки	интервал, м		количество проб, шт.
				от (верх)	до (низ)
1	2	3	4	5	6	7

 

Таблица 18

Прочие виды исследований

Название работы	Единица измерения	Объем работы
1	2	3

 

Таблица 19

Испытание продуктивных горизонтов (освоение скважины) в эксплуатационной колонне

Индекс стратиграфического подразделения	Номер объекта (снизу вверх)	Интервал залегания объекта, м		Интервал установки цементного  моста, м		Тип конструкции продуктивного забоя: открытый забой, фильтр, цемент, колонна	Тип установки для испытания (освоения): передвижная, стационарная
		от (верх)	до (низ)	от (верх)	до (низ)
1	2	3	4	5	6	7	8

 

 

Окончание таблицы 19

Пласт фонтани-рующий  (да, нет)	Количество режимов (штуцеров) испытания, шт.	Диаметр штуцеров, мм	Последовательный перечень операций вызова притока или освоения нагнетательной скважины: смена раствора на воду (раствор-вода), смена раствора на нефть (раствор-нефть), смена воды на нефть (вода-нефть), аэрация (аэрация), понижение уровня компрессорами (компрессор)	Опорожнение колонны при испытании (освоении)
				максимальное снижение уровня, м	плотность жидкости, кг/м3
9	10	11	12	13	14

 

Таблица 20

Работы по перфорации эксплуатационной колонны при испытании (освоении)

Номер объекта (снизу вверх)	Перфорационная среда		Мощность перфорации, м	Вид перфорации: кумулятивная, пулевая снарядная, гидропеско-струйная, гидроструйная	Типоразмер перфоратора	Количество отверстий на 1 м, шт	Количество одновременно спускаемых зарядов, шт	Количество спусков перфоратора	Предусмотрен ли спуск перфоратора на НКТ (да, нет)	Насадки для гидропеско-струйной перфорации
	вид: раствор, нефть, вода	плотность, кг/м3								диаметр, мм	количество, шт
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12

 

Таблица 21

Дополнительные работы при испытании (освоении)

Номер объекта	Название работ: промывка песчаной пробки; повышение плотности бурового раствора до; повторное понижение уровня аэрацией; темперный прогрев колонны (при освоении газового объекта); виброобработка объекта; частичное разбуривание цементного моста и др. дополнительные работы, выполняемые по местным нормам	Единица измерения	Количество	Местные нормы времени, сут
1	2	3	4	5

 

Таблица 22

Интенсификация притока пластового флюида или повышение приемистости пласта в нагнетательной скважине

Номер объекта (снизу вверх)	Название процесса: солянокислотная обработка, обработка керосинокислотная, эмульсионная установка кислотной ванны, добавочная кумулятивная перфорация, гидроразрыв пласта, гидропескоструйная перфорация, обработка ПАВ, метод переменных давлений, закачка изотопов и др. операции, выполняемые по местным нормам	Количество операций, установок, импульсов, спусков перфоратора	Плотность жидкости в колонне, кг/м3	Давление на устье, МПа	Температура закачиваемой жидкости, 0С	Глубина установки пакера, м	Мощность перфорации, м	Типоразмер перфора-тора	Количество отверстий на 1 м, шт	Количество одновременно спускаемых зарядов, шт	Местные нормы времени, сут
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12

 

 

Таблица 23

Данные по эксплуатационным объектам

Номер объекта	Плотность жидкости в колонне, кг/м3		Пластовое давление на период поздней эксплуатации, МПа	Максимальный динамический уровень при эксплуатации, м	Установившаяся при эксплуатации температура, 0С		Данные по объекту, содержащему свободный газ		Заданный коэффициент запаса прочности в фильтровой зоне
	на период ввода в эксплуатацию	на период поздней эксплуатации			в колонне на устье скважины	в эксплуатационном объекте	длина столба газа по вертикали, м	коэффициент сжимаемости газа в стволе скважины
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10

 

 

Таблица 24

Промыслово-геофизические исследования

Наименование работ	скважина по вертикали
	масштаб	интервал, м
1	2	3

 

 

Таблица 25

Данные по нагнетательной скважине

Индекс стратигра-фического подразделе-ния	Номер объкта (снизу вверх)	Интервал зале-гания объекта нагнетания, м		Название (тип) нагнетаемого агента (вода, нефть, газ, пар и т.д.)	Режим нагнетания					Пакер		Жидкость за НКТ
		от (верх)	до (низ)		плотность жидкости, кг/м3	относительная по воздуху плотность нагнетаемого газообразного агента	интенсивность нагнетания, м3/сут	давление на устье, МПа	Температура  нагнетаемого агента, 0С	шифр	глубина установ ки, м	тип	плотность, кг/м3
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14

Технологический раздел

В технологическом разделе КП необходимо охарактеризовать конструкцию скважины, используемые способы бурения, типы и модели породоразрушающего инструмента, типы и параметры очистных агентов (буровых промывочных жидкостей), компоновки бурильной колонны для различных интервалов бурения. В случае бурения наклонно-направленных скважин необходимо дать характеристику профиля ствола скважины.

Технологическую часть КП рекомендуется излагать в следующем порядке:

 

Конструкция скважин ы

Дается характеристика конструкции скважин, реализуемая при строительстве скважин в районе буровых работ - число и глубина спуска обсадных колонн, их диаметры и диаметры долот по глубине, конструкция призабойной зоны скважин, интервалы цементирования и перфорации.

Строится совмещенный график градиентов пластовых, поровых давлений, гидроразрыва пород и давления гидростатического столба бурового раствора.     По данным совмещенного графика давлений и предполагаемым зонам осложнений определяются интервалы крепления скважины.

Дается схема (рисунок) конструкции скважины.

Таблица 26

Характеристика и устройство шахтового направления

Характеристика трубы						Подготовка шахты или ствола, спуск и крепление направления
наружный диаметр, м	длина, м	марка (группа прочности) материала	толщина стенки, мм	масса, т	ГОСТ, ОСТ, ТУ, МРТУ, МУ и т.д. на изготовление
1	2	3	4	5	6	7

 

 

Таблица 27

Совмещенный график давлений

Глубина, м	Индекс стратиграфи-ческого подразделения	Литология	Давление,      кгс/см2		Характеристика давлений пластового (порового) и гидроразрыва пород.      Эквивалент градиента давлений								Глубина спуска колонны, м	Плотность бурового раствора, г/см3
			пласто-вое, Pпл	Гидро-разрыва,                Pгр	0, 8	0, 9	1, 0	1, 1	2, 0	2, 1	2, 2	2, 3
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14	15

 

 

Таблица 28

Глубина спуска и характеристика обсадных колонн

Номер колонны в порядке спуска	Название колонны (направление, кондуктор, первая и последующие промежуточные, заменяющая, надставка, эксплуатационная) или открытый ствол	Интервал по стволу скважины (установка колонны или открытый ствол), м		Номинальный диаметр ствола скважины (долота) в интервале, мм	Расстояние от устья скважины до уровня подъема тампонажного раствора за колонной, м
		от (верх)	до (низ)
1	2	3	4	5	6

 

 

Окончание табл. 28

Количество раздельно спускаемых частей колонны, шт.	Номер раздельно спускаемой части в порядке спуска	Интервал установки раздельно спускаемой части, м		Глубина забоя при повороте секции, установке надставки или заменяющей, м	Необходимость (причина) спуска колонны (в том числе в один прием или секциями), установки надставки, смены или поворота секции
		от (верх)	до (низ)
7	8	9	10	11	12

 

 

Таблица 29

Характеристика раздельно спускаемых частей обсадных колонн

Номер колонны в порядке спуска	Раздельно спускаемые части
	номер в порядке спуска	количество диаметров, шт.	номер одноразмерной части в порядке спуска	наружный диаметр, мм	интервал установки одноразмерной части, м		ограничение  на толщину стенки не более, мм	соединения обсадных труб в каждой одноразмерной части
					от (верх)	до (низ)		количество типов соединения, шт.	номер в порядке спуска	условный код типа соединения	максимальный наружный диаметр соединения, мм	интервал установки труб с заданным типом соединения, м
												от (верх)	до (низ)
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14

 

Углубление скважины

В этом подразделе приводятся способы бурения скважин, типомодели долот и бурильных головок, режимы бурения (осевая нагрузка, расход бурового раствора, частота вращения), используемые поинтервально при строительстве скважин на данной площади (месторождении).

Дается характеристика используемых типоразмеров забойных двигателей, керноотборных устройств.

Поинтервально приводится выбор компоновок низа бурильных колонн (КНБК).

При этом отражаются тенденции совершенствования технологии бурения скважин с целью достижения оптимальных (для данных условий) показателей бурения.

Производится оценка правильности выбора используемой буровой установки, противовыбросового оборудования (ПВО), приводится схема его обвязки (схему можно разместить в разделе «Приложения»).

Указывается число и режимы работы буровых насосов, гидравлические показатели промывки скважины, обосновывается и выбирается система очистки бурового раствора с учетом природоохранных требований бурения скважин в рассматриваемом районе работ.

Обоснование диаметра долот.

Диаметр долот по интервалам бурения под указанные обсадные колонны определяется в соответствие с учетом особенностей геологического разреза. Величина минимальных радиальных зазоров между стенкой скважины и муфтой обсадной колонны определяется по формуле:

D _д = D _м +2 Δ                                                                                                 (1)

где

D _д - диаметр долота, мм;

D _м - диаметр муфты обсадных труб, мм,

Δ – минимально необходимый радиальный зазор для сво­бодного прохода колонны в скважину при спуске, мм.

 

 

Таблица 30

Наружный диаметр обсадной колонны, мм	114-127	140-168	178-194	219-245	273-299	324-351	> 377
Радиальный зазор Δ, мм	7-10	10-15	15-20	20-25	25-30	30-40	40-50

 

Таблица 31

Способы бурения, расширки (проработки) ствола скважины и основные параметры проведения технологической операции по интервалам для н/направленной скважины

Интервал, м		Вид технологической операции	Способ бурения	Условный номер КНБК	Режимы бурения			Скорость выполнения технологической операции, м/ч
от (верх)	до (низ)				осевая нагрузка на долото, тс	скорость вращения, об/мин	расход бурового раствора, л/с
1	2	3	4	5	6	7	8	9

 

 

7.3.2. Расчет глубины спуска кондуктора

Минимально-необходимую глубину спуска кондуктора определяют исходя из условий предотвращения гидроразрыва пород в необсаженном стволе скважины при закрытии устья в случае нефтепроявления:

Расчет производится из соотношения:

                                    (2)

Откуда следует, что:

                                       (3)

где:

r _п – нормальное уплотнение горных пород, г/см³;

Н_к – расчетная глубина спуска колонны, м;

P_пл – пластовое давление, кгс/см²;

r _ф – плотность флюида, г/см³;

L_пл – глубина кровли пласта, м

 

 

Расчёт на выносливость

1. Переменные напряжения изгиба

                                                                          (15)

Е – модуль упругости, Н/см² (Е = 21 * 10⁶);

I – осевой момент инерции сечения трубы, см⁴ ( , где D и d – соответственно наружный и внутренний диаметр трубы, см);

f – стрела прогиба, см (f = 0, 5 (D_скв – D_з), причём D_скв – диаметр скважины, см

(D_скв = 1, 1 D_дол); D_дол – диаметр долота, см; D_з – диаметр замка, см);

W_изг – момент сопротивления высаженного конца в основной плоскости резьбы, в опасном сечении трубы по пояску и по сварному шву, см³.

                                                                  (16)

D_нвк – наружный диаметр высаженного конца, см;

D_ввк – внутренний диаметр высаженного конца, см.

                                                                           (17)

L – длина полуволны, м;

ω – угловая скорость вращения колонны, рад/с.

2. Постоянные напряжения изгиба

      σ _m = 2σ _a                                                                              (18)

3. Коэффициент запаса прочности на выносливость

                                                                         (19)                                                     

(σ _-1)_Д – предел выносливости (в атмосфере), МПа.

Коэффициент запаса прочности на выносливость должен быть n ≥ 1, 9.

 

    7.3.6.2. Расчёт на статическую прочность

Расчёт на статическую прочность ведётся на совместное действие растягивающих и касательных напряжений.

    а). Одноразмерная колонна

1. Растягивающие напряжения (в МПа) задаются длиной первой (нижней) секции труб

                                          (20)

Q_БТ – вес всех труб данной секции, МН.

2. Касательные напряжения (в Н/см²) для заданной секции

τ = М_кр/W_кр,                                                                                   (21)

W_кр – момент сопротивления при кручении бурильной колонны, см³

                                                                    (22)                 

М_кр – крутящий момент, передаваемый бурильной колонне, Н * см

                                                                  (23)

N_в – мощность, расходуемая на вращение бурильной колонны, кВт

                                 (24)

L – длина колонны, м; D – наружный диаметр бурильных труб, м; n – частота вращения бурильной колонны, рад/с; D_дол – диаметр долота, м; ρ _б.р. – плотность бурового раствора, г/см³; N_д – мощность, расходуемая на вращение долота, кВт.

                                         (25)

с – коэффициент крепости пород (для мягких пород с = 7, 8; для пород средней крепости с = 6, 95; для крепких пород с = 5, 56); D_дол – диаметр долота, мм; Р_дол = нагрузка на долото, МН.

3. Коэффициент запаса прочности при совместном действии нормальных и касательных напряжений

                                                                               (26)

или приближенно
                                                                               (27)

Для бурения вертикальных скважин должно быть n = 1, 4 в нормальных условиях и n = 1, 45 – в осложнённых условиях.

Если коэффициент запаса прочности не отвечает требуемым величинам, то изменяют длину секции или принимают трубы большей прочности. Затем задаются трубами второй секции, отличающимися большей прочностью, и проводят аналогичный расчёт.

Если необходимо определить длины секций труб при заданном коэффициенте запаса прочности, то, используя приближённую формулу, можно определить длины секций:

а) первая секция одноразмерной колонны

                                                 (28)

                                                                                   (29)

б) вторая секция одноразмерной колонны

                                                                         (30)

 

                                                                                    (31)                    

Общая длина колонны: L = l₁ + l₂ + l_УБТ.                           (32)

 

б). Многоразмерная колонна

 

Расчёт труб меньшего диаметра проводят аналогично описанному выше. Затем переходят к другому, большему размеру труб. Длины секций труб второй ступени:

                                                                                   (33)

                                                                           (34)

                                                                           (35)

 

Выбор буровой установки

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

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

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

1). Расчет наиболее тяжелой бурильной колонны:

Q_бк= q_бт х l_бт + q_убт + q_зд                                                                                                           (62)

где q_бт - вес 1 погонного метра бурильной трубы, Н;                                                                                             l_бт - длина бурильной трубы, м;                                                                                                      q_убт - вес 1 метра утяжеленной бурильной трубы, Н;                                                                                       q_зд - вес забойного двигателя, Н;

2). Расчет массы наиболее тяжелой обсадной колонны (кондуктора):

Q _к = L_к  х q_к                                                                                       (63)

где L_к – длина кондуктора, м;

q_к - вес 1 погонного метра кондуктора, Н;                                                                                                 

3). Расчет массы эксплуатационной колонны:

     Q_эк = L_эк  х q_эк                                                                                                   (64)

где L_эк – длина эксплуатационной колонны, м;

q_эк - вес 1 погонного метра эксплуатационной колонны, Н;                                                                                                 

При строительстве рассматриваемой скважины максимальный вес бурильной колонны составит Q_бк (тонн), максимальный вес обсадной колонны Q _к (тонн).

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

- по бурильной колонне не менее Q_бк: 0, 6 (тонн)          (65       

- по обсадной колонне не менее Q _к: 0, 9 (тонн)           (66)     

Справочно выбираем, какая буровая установка и какой грузоподъемностью соответствует полученным расчетам и в целом условиям бурения проектируемой скважины.

5). Определяем допустимую нагрузку на крюке выбранной буровой установки:

- при подъеме (спуске) бурильных колонн, т:

Q_доп = 0, 6 ∙ q_гп                                                                        (67)

где q_гп – грузоподьемность буровой установки, т.

- при спуске обсадных колонн, т:

Q_доп = 0, 9 ∙ q_гп                                                                              (68)

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

Q_max = Q_бк + q_в + q_вт                                                                     (69)

где q_в – вес вертлюга, т;

q_вт – вес ведущей трубы, т.

7). Определяем запас по нагрузке на крюке для выбранной буровой установки:

n= q_гп/Q_max                                                                                     (70)

n должно быть > 0, 6.

8). Определяем запас по нагрузке при спуске кондуктора (как самой тяжелой обсадной колонны) на крюке для выбранной буровой установки:

 n= q_гп/Q _к                                                                                                                                  (71)

n должно быть > 0, 9.

Делаем вывод о соответствии выбранной буровой установки для строительства проектируемой скважины.

 

Буровые растворы

Обработка бурового раствора

Приводятся требования к буровым промывочным жидкостям, обоснование используемых типов и параметров ( технологических регламентов) очистного агента (бурового раствора) для всех интервалов бурения. Обоснование ведется в расчете на предупреждение осложнений процессов проводки скважины и обеспечение безаварийного производства проводимых работ в стволе скважины, включая опробование и освоение продуктивных горизонтов.

Подробно излагается компонентный состав бурового раствора, поинтервальный расчет необходимого количества бурового раствора и его компонентов, описываются химические реагенты для приготовления буровых растворов.                               

Описывается процесс обработки бурового раствора. Можно приложить (в раздел «Приложения») регламент приготовления и обработки бурового ратвора.

                                           

Требования безопасности при работе с химическими реагентами

Описывается техника безопасности при работе с химическими реагентами в процессе приготовления и обработки буровых растворов.

 

Очистка бурового раствора

Описываются подробно технология работы системы очистки бурового раствора и средства очистки, приводится схема очистка бурового раствора. Схему можно расположить в приложении.

Таблица 47

Оборудование для приготовления и очистки бурового раствора

Название	Типоразмер или шифр	Количество
1	2	3

 

Таблица 48

Ступенчатость применения очистных устройств по интервалам бурения

интервал, м		Использование очистных устройств
от	до
1	2	3

Заключение

В заключении вкратце должна быть описана значимость правильно спроектированной скважины для всего дальнейшего процесса её строительства и последующего получения высокого дебита скважины и даны логические выводы по выполненной работе.

Список использованной литературы

Примерный перечень использованной литературы представлен в разделе VI данного МУ.

В список использованной литературы обязательно должны быть включены следующие источники:

 – «Проектная документация на строительство …скважин» (т.е. рабочий (индивидуальный или групповой) проект)

– " Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности" (утв. Федеральной службой по экологическому, технологическому и атомному надзору, приказ №101 от 12.03.2013г., с дополнениями в редакции от 12.01.2015г., приказ Ростехнадзора №1 (т.е. актуальная версия).

– Иванова Т.Н., Сафронов С.И. Методические указания по оформлению контрольной работы, отчета по практике, курсовой работы (проекта), выпускной квалификационной работы для студентов направления «Нефтегазовое дело» /УдГУ.- г. Ижевск, 2017. – 45 с.

– Кузьмин В.Н. Методические указания по курсовому проектированию по дисциплине «Техника и технология строительства скважин в сложных горно-геологических условиях»  для магистрантов направления подготовки 21.04.01 – «Нефтегазовое дело», УдГу, г. Ижевск, 2018г.

Приложения

В раздел «Приложения» включают материалы, дополняющие содержание КП:  - геолого-технический наряд.                                                                                     - план расположения бурового оборудования.                                                                - другие нормативные документы (инструкции, планы работ и т.д.), чертежи, схемы, графики, иллюстрации вспомогательного характера (регламент приготовления и обработки бурового раствора, схема системы очистки бурового раствора и т.д.)

 

 

IV. Оформление КП

КП оформляется в соответствии с ГОСТ 7.32-2001 и МУ «Методические указания по оформлению контрольной работы, курсовой работы (проекта), выпускной квалификационной работы», Ижевск, 2017г.

 КП должен быть написан четко, аккуратно и грамотно. Текст работы набирается на компьютере и печатается на листах формата А4. Текст на листе должен иметь книжную ориентацию, альбомная ориентация допускается только для таблиц и схем приложений. Поля страницы должны иметь следующие размеры: левое – 30 мм, правое - 10 мм, верхнее – 20 мм, нижнее – 15 мм. Текст печатается через полтора интервала шрифтом Times New Roman, 14 кегль (для сносок 12 кегль), для таблиц разрешается 14 и 12 кегль. Номера страниц размещаются в правом верхнем углу. Применяется сквозная нумерация листов, таблиц, рисунков, схем, графиков, формул и т.п. Номера страниц на титульном листе и приложениях не проставляются. Второй лист работы – оглавление.

Весь текстовый и табличный материал должен быть оформлен в рамки – образец рамок см. в приложении №2.

Объем текстового материала КП должен содержать около 100 страниц (листов) машинописного текста.

В тексте не допускается сокращение слов, за исключением общепринятых.

Иллюстрации являются необходимым условием содержания КП. Они могут быть представлены в виде рисунков, схем, таблиц, графиков и диаграмм, которые должны наглядно дополнять и подтверждать изложенный в тексте материал.

Все таблицы и рисунки следует нумеровать (сквозная нумерация), а в тексте давать на них ссылки.

При использовании в тексте положений, цитат, заимствованных из литературных источников, студент обязан сделать ссылки на них в соответствии с установленными правилами.

Список литературы составляется в алфавитном порядке фамилий авторов или названий книг. В него вносятся лишь те источники, на которые в тексте сделаны ссылки.

Напечатанный КП должен быть сброшюрован (прошит по левому краю страниц). Разрешается использование для этого специальных папок, предназначенных для КП.

 

 

V. Защита курсового проекта

При защите КП студент чётко и грамотно излагает актуальность, объект и предмет, цели и задачи исследования, дает краткое описание технико-технологической базы и представляет результаты работы. Курсовой проект оценивается на основании:

- отзыва научного руководителя, содержащего качественную оценку степени решения поставленных цели и задач;

- уровня профессиональности и самостоятельности проведения исследования;

- наличия практических рекомендаций;

- соответствия оформления данного проекта установленным требованиям.

Основными качественными критериями оценки КП являются:

- актуальность темы;

- полнота и качество собранных технико-технологических данных;

- обоснованность привлечения тех или иных методов решения поставленных задач;

- глубина и обоснованность анализа и интерпретации полученных результатов;

- четкость и грамотность изложения материала, качество оформления работы;

- умение вести полемику по теоретическим и практическим вопросам, глубина и правильность ответов на вопросы руководителя.

Оценки « отлично » заслуживают КП, темы которых представляют методический или практический интерес, свидетельствуют об использовании автором адекватных приемов анализа, современных методов и средств решения поставленных задач. Структура работы, оцененной на «отлично», должна быть логичной и соответствовать поставленной цели. В ее заключении должны быть представлены четкие, обоснованные выводы, вносящие вклад в разрешение поставленной проблемы и намечающие перспективы ее дальнейшей разработки.

Работа должна соответствовать действующим ГОСТ и МУ, содержать приложения в виде схем, таблиц, графиков, иллюстраций и т.д.

В тех случаях, когда КП не в полной мере отвечает перечисленным выше требованиям, она оценивается более низким баллом.

VI. Список рекомендуемой литературы

Основная литература:

1. Агзамов Ф.А., Измухамбетов Б.С., Токунова Э.Ф. Химия тампонажных и промывочных растворов: учебное пособие. – СПб: ООО «Недра», 2011.     - 268с.

2. Басарыгин Ю.М., Будников В.Ф., Булатов А.И., Проселков Ю.М.Технологические основы освоения и глушения нефтяных и газовых скважин. Учебное пособие для вузов. - М.: ООО " Недра-Бизнесцентр", 2001. - 543с.

3. Басарыгин Ю.М., Булатов А.И., Проселков Ю.М. Заканчивание скважин: Учебное пособие для вузов. –М.: Недра, 2000. – 670 с.

4. Басарыгин Ю.М., Булатов А.И., Проселков Ю.М.Технология бурения нефтяных и газовых скважин. Учебник для вузов. — М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2001. - 679с.

5. Басарыгин Ю.М., Булатов А.И., Проселков Ю.М. Осложнения и аварии при бурении нефтяных и газовых скважин. М.: 2006 - 680c.

6. Булатов А.В., Долгов С.В. Спутник буровика: Справочное пособие в 2 кн. – М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2006- 534c.

7. Булатов А.И., Проселков Ю.М. Бурение и освоение нефтяных и газовых скважин. Терминологический словарь – справочник. – М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2007. - 255с.

8. Батлер Р.М.: Горизонтальные скважины для добычи нефти, газа и битумов. – М.-Ижевск: НИЦ «Регулярная и хаотическая динамика», 2010 – 536с.

9. Буровое оборудование: Справочник: в 2 – х т. – М.: Недра, 2000 – 480c.

10. Ганджумян Р.А., Калинин А.Г., Сердюк Н.И. Расчеты в бурении. Справочное пособие.-М.: РГГРУ, 2007. - 668с.

11. Дорощенко Е.В., Покрепин Б.В., Покрепин Г.В. Специалист по ремонту нефтяных и газовых скважин: учебное пособие.серия «Профессиональная подготовка». – Волгоград: Издательский Дом «Инфолио», 2009. - 288с.

12. Калинин А.Г. Бурение нефтяных и газовых скважин.                                  Российский государственный геологоразведочный университет.                                                    – Изд-во ЦентрЛитНефтеГаз, 2008. - 848с.

13. Ганджумян Р.А., Калинин А.Г.. Никитин Б.А. Инженерные расчеты при бурении глубоких скважин – М.: Недра, 2000.-489с.

14. Долгих Л.Н. Расчеты крепления нефтяных и газовых скважин. Учебное пособие. - Пермь: Изд-во ПНИПУ, 2006.

15. Инструкция по креплению нефтяных и газовых скважин. РД 3900147001-767-2000. – Краснодар, НПО «Бурение», 2000. – 278с.

16. Крылов В.И. Изоляция поглощающих пластов в глубоких скважинах. - М.: Недра, 1998. - 304 с.

17. Муравенко В.А., Муравенко А.Д., Муравенко В.А. Монтаж бурового оборудования.- Ижевск: Изд-во ИжГТУ, 2007

18. Рязанов Я.А. Энциклопедия по буровым растворам – Оренбург: изд. «Летопись», 2005.- 664с.

19. Поляков В.Н., Ишкаев Р.К., Лукманов Р.Р. Технология заканчивания нефтяных и газовых скважин – Уфа: «ТАУ», 1999. - 408с.

20. Попов А.Н., Спивак А.И., Акбулатов Т.О. и др. Технология бурения нефтяных и газовых скважин. Учебник для вузов. – М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2004.

21. Шенберг В.М., Зозуля Г.П., Гейхман М.Г., Митиешин И.С., Техника и технология строительства боковых стволов в нефтяных и газовых скважинах. – Учебное пособие. – Тюмень: ТюмГНТУ, 2007. - 496с.

22. Семенова И.В., Хорошилов А.В., Флорианович Г.М. Коррозия и защита от коррозии.- М.: ФИЗМАТЛИТ. 2006. - 376с.

23. Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности (утв. Федеральной службой по экологическому, технологическому и атомному надзору, приказ №101 от 12.03.2013г., с дополнениями в редакции от 12.01.2015г., приказ Ростехнадзора №1.

24.  Справочник бурового мастера /Овчинников В.П., Грачев С.И., Фролов А.А.: Научно-практическое пособие в 2 томах, - М.: «Инфра-Инженерия», 2006.

 

Методические издания:

1. Иванова Т.Н., Сафронов С.И. Методические указания по оформлению контрольной работы, отчета по практике, курсовой работы (проекта), выпускной квалификационной работы для студентов направления «Нефтегазовое дело» /УдГУ.- г. Ижевск, 2017. - 45с.

2. Основы проектирования строительства скважин: МУ к практическим и лабораторным работам по дисциплине " Основы проектирования строительства скважин" / Г. В. Миловзоров, А. Г. Миловзоров, И. В. Наговицина, М-во образования и науки РФ, ФГБОУ ВПО " Удмуртский государственный университет", Ин-т нефти и газа им. М. С. Гуцериева, Каф. " Бурение нефтяных и газовых скважин". - Ижевск: Удмуртский университет, 2014. - 43с.

3. Руководство пользователя ПК «Проектирование бурения»/ ООО «Бурсофтпроект» - М.: ООО «Бурсофтпроект», 2014.- 47с.

Периодические издания:

1. Журнал " Нефтегазовая вертикаль". Ссылка: http: //ngv.ru

2. Журнал " Нефтяное хозяйство".Ссылка: http: //www.oil-industry.ru

3. Журнал " Нефть России".Ссылка: http: //press.lukoil.ru

4. Журнал " Геология нефти и газа". Ссылка: http: //www.geoinform.ru

5. Журнал «Бурение и нефть». Ссылка: http: //burneft.ru.

 

 

VII. Приложения

          Образец оформления титульного листа                                                   Приложение 1

 

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

ФЕДЕРАЛЬНОЕ ГОСУДАРСТВЕННОЕ БЮДЖЕТНОЕ ОБРАЗОВАТЕЛЬНОЕ

УЧРЕЖДЕНИЕ ВЫСШЕГО ОБРАЗОВАНИЯ

 «УДМУРТСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТ»

 

институт нефти и газа им. М.С. Гуцериева

кафедра: «Бурение нефтяных и газовых скважин»

КУРСОВОЙ ПРОЕКТ

по дисциплине: «Техника и технология строительства скважин в сложных горно-геологических условиях»

 

на тему: «Проектирование …  (назначение -эксплуатационная, нагнетательная, поисковая, разведочная… и тип скважины - наклонно-направленная или горизонтальная) скважины на … (наименование месторождения) месторождении (такой то республики, края. области)»

 

 

Работу выполнил:

студент группы ….                                                                        И.О. Фамилия

Руководитель:

(научная степень, должность, кафедра)                                               И.О. Фамилия

 

 

Ижевск – 20__ г.

Приложение 2.1.

(для листов содержания (оглавления) КП)

 

 

 

 

Приложение 2.2.

(для книжных листов остальной части КП)

 

 

Приложение 2.3.

(для альбомных листов остальной части КП)

 

Приложение 3.1

Критическое давление для обсадных труб по ГОСТ 632-80, МПа для труб исполнения А

 

Условный диаметр трубы, мм	Толщина стенки, мм	Группа прочности
		Д	Е	Л	М	Р	Т
Трубы исполнения А
114	5, 2	20, 3	-	-	-	-	-
	5, 7	24, 2	-	-	-	-	-
	6, 4	29, 5	38, 6	42, 7	45, 9	-	-
	7, 4	36, 9	50, 3	57, 1	62, 7	70, 1	-
	8, 6	45, 3	63, 4	73, 4	82, 4	95, 5	102, 1
	10, 2	-	-	93, 7	106, 9	127, 4	138, 6
127	5, 6	19, 0	-	-	-	-	-
	6, 4	24, 6	31, 1	33, 6	35, 5	-	-
	7, 5	32, 2	42, 7	47, 7	51, 7	56, 6	58, 6
	9, 2	43, 0	60, 0	69, 2	77, 4	88, 8	94, 4
	10, 7	52, 3	74, 1	86, 7	98, 3	116, 4	126, 0
140	6, 2	19, 3	-	-	-	-	-
	7, 0	24, 4	30, 7	33, 2	35, 0	-	-
	7, 7	28, 8	37, 4	41, 3	44, 2	47, 6	49, 1
	9, 2	37, 7	51, 7	58, 8	64, 9	72, 8	76, 5
	10, 5	45, 2	63, 3	73, 3	82, 4	95, 3	101, 9
146	6, 5	19, 4	-	-	-	-	-
	7, 0	22, 4	27, 7	29, 8	31, 3	-	-
	7, 7	26, 7	34, 2	37, 4	39, 7	-	-
	8, 5	31, 4	41, 6	46, 3	50, 0	54, 5	56, 5
	9, 5	37, 1	50, 7	57, 5	63, 2	70, 8	74, 2
	10, 7	43, 7	61, 0	70, 4	78, 8	90, 7	96, 6
168	7, 3	18, 3	21, 9	-	-	-	-
	8, 0	22, 1	27, 3	-	-	-	-
	8, 9	26, 9	34, 4	37, 6	40, 0	42, 8	44, 0
	10, 6	35, 4	47, 9	54, 2	59, 3	65, 9	68, 7
	12, 1	42, 6	59, 3	68, 3	76, 3	87, 4	92, 9
178	5, 9	9, 8	-	-	-	-	-
	6, 9	14, 4	-	-	-	-	-
	8, 1	20, 3	24, 6	26, 3	-	-	-
	9, 2	25, 9	32, 8	35, 8	37, 9	40, 4	41, 5
	10, 4	31, 7	42, 1	46, 9	50, 6	55, 2	57, 3
	11, 5	36, 9	50, 2	57, 0	62, 6	69, 9	73, 2
324	11, 0	10, 4	11, 6	12, 0	12, 3	-	-
	12, 4	13, 9	15, 9	16, 6	17, 1	17, 6	17, 8
	14, 0	18, 2	21, 7	22, 9	23, 8	24, 8	25, 2

 

 

Окончание Приложения 3.1

 

340	8, 4	4, 5	-	-	-	-	-
	9, 7	6, 7	7, 2	7, 3	-	-	-
	10, 9	9, 0	9, 9	10, 2	-	-	-
	12, 2	12, 0	13, 4	13, 9	14, 3	-	-
	13, 1	14, 1	16, 3	17, 0	17, 4	18, 0	18, 2
	14, 0	16, 5	19, 2	20, 3	21, 0	21, 8	22, 1
	15, 4	20, 1	24, 3	26, 0	-	-	-
351	9, 0	-	-	-	-	-	-
	10, 0	6, 6	7, 1	7, 3	-	-	-
	11, 0	8, 4	9, 2	9, 5	9, 7	-	-
	12, 0	10, 6	11, 8	12, 2	12, 4	-	-
377	9, 0	4, 0	-	-	-	-	-
	10, 0	5, 4	5, 8	-	-	-	-
	11, 0	7, 1	7, 5	7, 7	-	-	-
	12, 0	8, 8	9, 7	9, 9	-	-	-
406	9, 5	3, 8	-	-	-	-	-
	11, 1	5, 9	6, 3	-	-	-	-
	12, 6	8, 2	9, 0	-	-	-	-
	16, 7	16, 4	19, 1	-	-	-	-
426	10, 0	3, 9	-	-	-	-	-
	11, 0	5, 0	5, 4	-	-	-	-
	12, 0	6, 4	6, 9	-	-	-	-
473	11, 1	3, 7	-	-	-	-	-
508	11, 1	3, 1	-	-	-	-	-
	12, 7	4, 6	-	-	-	-	-
	16, 1	8, 7	-	-	-	-	-

 

 

Приложение 3.2

Критическое давление для обсадных труб по ГОСТ 632-80, МПа для труб исполнения Б

 

Трубы исполнения Б
Условный диаметр трубы, мм	Толщина стенки, мм	Группа прочности
		Д	К	Е	Л	М	Р	Т
Овальность 0, 01
114	6, 4	26, 7	32, 6	35, 2	-	-	-	-
	7, 4	33, 6	42, 3	46, 2	52, 3	-	-	-
	8, 6	41, 8	53, 4	59, 0	68, 0	76, 2	87, 8	93, 7
127	6, 4	22, 1	26, 4	28, 1	-	-	-	-
	7, 5	29, 1	36, 0	39, 0	43, 5	-	-	-
	9, 2	39, 6	50, 5	55, 7	63, 9	71, 2	81, 5	86, 6
140	6, 2	17, 3	20, 0	21, 1	-	-	-	-
	7, 0	21, 9	26, 1	27, 8	-	-	-	-
	7, 7	25, 9	31, 7	34, 1	37, 5	40, 3	43, 6	45, 1
	9, 2	34, 5	43, 4	47, 5	53, 9	59, 3	66, 6	70, 0
	10, 5	41, 8	53, 3	58, 9	67, 9	76, 0	87, 6	93, 5
146	6, 5	17, 4	20, 1	21, 2	-	-	-	-
	7, 0	20, 1	23, 7	25, 2	27, 2	-	-	-
	7, 7	24, 0	28, 9	31, 1	34, 0	-	-	-
	8, 5	28, 4	35, 0	37, 9	42, 2	45, 6	50, 0	51, 9
	9, 5	33, 8	42, 5	46, 6	52, 6	57, 8	64, 7	67, 9
	10, 7	40, 2	51, 3	56, 7	65, 1	72, 6	83, 2	88, 6
168	7, 3	16, 4	18, 9	19, 9	21, 2	-	-	-
	8, 0	19, 7	23, 2	24, 7	26, 6	-	-	-
	8, 9	24, 1	29, 1	31, 3	34, 2	36, 6	39, 3	40, 5
	10, 6	32, 3	40, 3	44, 0	49, 5	54, 2	60, 2	63, 0
	12, 1	39, 2	49, 9	55, 0	63, 0	70, 2	80, 2	85, 2
178	6, 9	12, 8	14, 5	15, 1	-	-	-	-
	8, 1	18, 1	21, 2	22, 4	24, 0	-	-	-
	9, 2	23, 2	27, 9	29, 9	32, 5	34, 6	37, 2	38, 2
	10, 4	28, 6	35, 4	38, 3	42, 6	46, 2	50, 6	52, 5
	11, 5	33, 6	42, 2	46, 1	52, 2	57, 3	63, 9	67, 1
	12, 7	38, 8	49, 4	54, 4	62, 4	69, 4	79, 2	84, 0
194	7, 6	13, 2	14, 9	15, 5	-	-	-	-
	8, 3	16, 0	18, 4	19, 3	20, 5	-	-	-
	9, 5	21, 0	24, 9	26, 6	28, 7	30, 4	32, 3	33, 1
	10, 9	26, 9	32, 9	35, 5	39, 3	42, 3	46, 0	47, 6
	12, 7	34, 3	43, 1	47, 3	53, 5	58, 8	66, 0	69, 3
219	7, 7	10, 2	11, 3	11, 7	-	-	-	-
	8, 9	14, 2	16, 2	17, 0	17, 8	18, 5	-	-
	10, 2	19, 0	22, 3	23, 5	25, 3	26, 6	28, 1	28, 7
	11, 4	23, 4	28, 2	30, 2	33, 0	35, 1	37, 6	38, 8
	12, 7	28, 2	34, 8	37, 6	41, 9	45, 2	49, 4	51, 4
	14, 2	33, 7	42, 3	46, 3	52, 4	57, 4	64, 2	67, 4

Продолжение Приложения 3.2

Трубы исполнения Б
Условный диаметр трубы, мм	Толщина стенки, мм	Группа прочности
		Д	К	Е	Л	М	Р	Т
245	7, 9	8, 2	9, 0	9, 3	-	-	-	-
	8, 9	11, 1	12, 4	12, 7	13, 3	13, 7	-	-
	10, 0	14, 5	16, 5	17, 3	18, 2	18, 9	19, 7	20, 1
	11, 0	18, 0	21, 1	22, 3	23, 7	24, 9	26, 3	26, 9
	12, 0	21, 1	25, 0	26, 6	28, 7	30, 4	32, 4	33, 2
	13, 8	27, 1	33, 1	35, 8	39, 6	42, 5	46, 3	47, 9
273	7, 1	4, 7	5, 0	5, 1	-	-	-	-
	8, 9	8, 4	9, 2	9, 5	-	-	-	-
	10, 2	11, 8	13, 1	13, 6	14, 3	14, 8	15, 3	15, 6
	11, 4	15, 1	17, 2	18, 1	19, 2	20, 0	20, 9	21, 3
	12, 6	18, 6	21, 9	23, 0	24, 7	26, 0	27, 4	28, 0
	13, 8	22, 2	26, 6	28, 3	30, 8	32, 7	34, 9	35, 9
299	8, 5	6, 0	6, 4	6, 6	-	-	-	-
	9, 5	7, 9	8, 6	8, 9	9, 2	9, 4	9, 7	9, 8
	11, 1	11, 7	12, 9	13, 5	14, 1	14, 6	15, 1	15, 4
	12, 4	15, 0	17, 1	17, 9	18, 9	19, 7	20, 6	21, 0
	14, 8	21, 5	25, 5	27, 2	29, 5	31, 2	33, 2	34, 1
324	9, 5	6, 5	7, 0	7, 2	-	-	-	-
	11, 0	9, 4	10, 3	10, 6	11, 1	11, 4	11, 7	11, 9
	12, 4	12, 4	14, 0	14, 5	15, 3	15, 8	16, 4	16, 7
	14, 0	16, 3	18, 8	19, 7	21, 0	21, 9	22, 9	23, 4
340	9, 7	6, 1	6, 5	6, 6	-	-	-	-
	10, 9	8, 1	8, 8	9, 1	-	-	-	-
	12, 2	10, 7	11, 9	12, 4	-	-	-	-
	13, 1	12, 6	14, 2	14, 8	-	-	-	-
	14, 0	14, 7	16, 8	17, 5	-	-	-	-
351	9, 0	4, 5	4, 8	-	-	-	-	-
	10, 0	6, 0	6, 5	-	-	-	-	-
	11, 0	7, 6	8, 3	-	-	-	-	-
	12, 0	9, 5	10, 5	-	-	-	-	-
377	9, 0	3, 7	3, 9	-	-	-	-	-
	10, 0	5, 0	5, 3	-	-	-	-	-
	11, 0	6, 4	6, 9	-	-	-	-	-
	12, 0	7, 9	8, 6	-	-	-	-	-
406	9, 5	3, 5	3, 7	-	-	-	-	-
	11, 1	5, 4	5, 7	-	-	-	-	-
	12, 6	7, 4	8, 0	-	-	-	-	-
426	10, 0	3, 5	3, 7	-	-	-	-	-
	11, 0	4, 6	4, 9	-	-	-	-	-
	12, 0	5, 8	6, 3	-	-	-	-	-

 

 

Продолжение Приложения 3.2

Трубы исполнения Б
Условный диаметр трубы, мм	Толщина стенки, мм	Группа прочности
		Д	К	Е	Л	М	Р	Т
473	11, 1	3, 5	3, 7	-	-	-	-	-
508	11, 1	2, 9	3, 0	-	-	-	-	-
Овальность 0, 015
245	7, 9	7, 4	8, 2	8, 6	-	-	-	-
	8, 9	9, 9	11, 2	11, 7	12, 4	12, 8	13, 4	13, 7
	10, 0	12, 8	14, 8	15, 6	16, 7	17, 5	-	-
	11, 1	16, 0	18, 8	20, 0	21, 7	22, 8	24, 5	25, 2
	12, 0	18, 6	22, 3	23, 8	26, 0	27, 7	29, 9	31, 0
	13, 8	11, 8	13, 1	13, 6	14, 3	14, 8	15, 3	15, 6
273	7, 1	4, 3	4, 6	4, 8	-	-	-	-
	8, 9	7, 6	8, 4	8, 8	-	-	-	-
	10, 2	10, 5	11, 9	12, 4	13, 1	13, 8	14, 5	14, 8
	11, 4	13, 4	15, 5	16, 4	17, 5	18, 4	19, 6	20, 1
	12, 6	16, 5	19, 5	20, 7	22, 4	23, 8	25, 5	26, 3
	13, 8	19, 6	23, 6	25, 4	27, 8	29, 8	32, 3	33, 4
299	8, 5	5, 4	6, 0	6, 1	-	-	-	-
	9, 5	7, 2	7, 9	8, 2	8, 6	8, 9	9, 3	9, 4
	11, 1	10, 4	11, 8	12, 4	13, 0	13, 6	14, 3	14, 6
	12, 4	13, 2	15, 4	16, 2	17, 4	18, 2	19, 3	19, 8
	14, 8	19, 0	22, 7	24, 3	26, 7	28, 4	30, 8	31, 8
324	9, 5	5, 9	6, 5	6, 7	-	-	-	-
	11, 0	8, 4	9, 4	9, 8	10, 3	10, 7	11, 4	11, 7
	12, 4	11, 1	12, 6	13, 2	14, 1	14, 7	15, 5	15, 8
	14, 0	14, 4	16, 9	17, 8	19, 2	20, 2	21, 5	22, 1
340	9, 7	5, 8	6, 0	6, 2	-	-	-	-
	10, 9	7, 4	8, 1	8, 4	-	-	-	-
	12, 2	9, 6	10, 8	11, 3	-	-	-	-
	13, 1	11, 3	12, 8	13, 5	-	-	-	-
	14, 0	13, 0	15, 1	15, 9	-	-	-	-
351	9, 0	4, 1	4, 5	-	-	-	-	-
	10, 0	5, 5	6, 0	-	-	-	-	-
	11, 0	7, 0	7, 6	-	-	-	-	-
	12, 0	8, 5	9, 5	-	-	-	-	-
377	9, 0	3, 4	3, 7	-	-	-	-	-
	10, 0	4, 5	4, 9	-	-	-	-	-
	11, 0	5, 8	6, 4	-	-	-	-	-
	12, 0	7, 2	7, 9	-	-	-	-	-

 

Окончание Приложения 3.2

Трубы исполнения Б
Условный диаметр трубы, мм	Толщина стенки, мм	Группа прочности
		Д	К	Е	Л	М	Р	Т
406	9, 5	3, 2	3, 4	-	-	-	-	-
	11, 1	4, 9	5, 3	-	-	-	-	-
	12, 6	6, 8	7, 4	-	-	-	-	-
426	10, 0	3, 3	3, 5	-	-	-	-	-
	11, 0	4, 2	4, 6	-	-	-	-	-
	12, 0	5, 3	5, 8	-	-	-	-	-
473	11, 1	3, 2	3, 5	-	-	-	-	-
508	11, 1	2, 7	2, 8	-	-	-	-	-

 

Приложение 4

 

Внутренние давления, при которых напряжения в теле трубы

по ГОСТ 632-80 достигают предела текучести, МПа

Условный диаметр трубы, мм	Толщина стенки, мм	Группа прочности
		Д	К	Е	Л	М	Р	Т
114	5, 2	30, 2	-	-	-	-	-	-
	5, 7	33, 1	-	-	-	-	-	-
	6, 4	37, 2	-	54, 0	64, 2	74, 2	-	-
		(36, 5)	(48, 0)	-	-	-	-	-
	7, 4	42, 9	-	62, 4	74, 2	85, 9	105, 4	-
		(42, 3)	(55, 5)	-	-	-	-	-
	8, 6	50, 0	-	72, 5	86, 3	99, 8	122, 5	136, 2
		(49, 0)	(64, 5)	-	-	-	-	-
	10, 2	-	-	-	102, 3	118, 3	145, 3	161, 6
127	5, 6	29, 3	-	-	-	-	-	-
	6, 4	33, 4	-	48, 6	57, 7	66, 9	-	-
		(32, 8)	(43, 2)	-	-	-	-	-
	7, 5	39, 2	-	57, 0	67, 6	78, 3	96, 2	106, 9
		(38, 5)	(50, 7)	-	-	-	-	-
	9, 2	48, 1	-	69, 8	83, 0	96, 1	117, 9	131, 1
		(47, 3)	(62, 2)	-	-	-	-	-
	10, 7	56, 0	-	81, 3	96, 6	111, 8	137, 2	152, 5
140	6, 2	29, 5	-	42, 7	-	-	-	-
		(28, 9)	(38, 0)	-	-	-	-	-
	7, 0	33, 2	-	48, 3	57, 4	66, 5	-	-
		(32, 6)	(42, 9)	-	-	-	-	-
	7, 7	36, 6	-	53, 1	63, 1	73, 1	89, 7	99, 8
		(36, 0)	(47, 3)	-	-	-	-	-
	9, 2	43, 7	-	63, 5	75, 5	87, 4	107, 3	119, 2
		(42, 9)	(56, 5)	-	-	-	-	-
	10, 5	49, 9	-	72, 4	86, 2	99, 7	122, 4	136, 1
		(49, 0)	(64, 5)	-	-	-	-	-
146	6, 5	29, 5	-	42, 9	-	-	-	-
		(29, 0)	(38, 1)	-	-	-	-	-
	7, 0	31, 8	-	46, 2	53, 5	54, 9	-	-
		(31, 3)	(41, 1)	-	-	-	-	-
	7, 7	35, 0	-	50, 8	60, 4	69, 9	-	-
		(34, 3)	(45, 2)	-	-	-	-	-
	8, 5	38, 6	-	56, 1	66, 7	77, 2	94, 7	105, 3
		(37, 9)	(49, 9)	-	-	-	-	-
	9, 5	43, 1	-	62, 7	74, 5	86, 3	105, 9	117, 7
		(42, 4)	(55, 8)	-	-	-	-	-
	10, 7	48, 6	-	70, 6	83, 9	97, 2	119, 2	132, 5
		(47, 7)	(62, 8)	-	-	-	-	-

 

Продолжение Приложения 4

Условный диаметр трубы, мм	Толщина стенки, мм	Группа прочности
		Д	К	Е	Л	М	Р	Т
168	7, 3	28, 8	-	41, 9	49, 7	-	-	-
		(28, 2)	(37, 3)	-	-	-	-	-
	8, 0	31, 6	-	45, 8	54, 4	-	-	-
		(31, 0)	(40, 8)	-	-	-	-	-
	8, 9	35, 1	-	51, 0	60, 6	70, 1	86, 1	95, 7
		(34, 5)	(45, 4)	-	-	-	-	-
	10, 6	41, 9	-	60, 7	72, 2	83, 5	102, 5	114, 0
		(41, 1)	(54, 0)	-	-	-	-	-
	12, 1	47, 7	-	69, 3	82, 4	95, 4	117, 1	130, 1
		(46, 9)	(61, 7)	-	-	-	-	-
178	5, 9	22, 1	-	-	-	-	-	-
	6, 9	25, 8	-	37, 4	-	-	-	-
		(25, 3)	(33, 3)	-	-	-	-	-
	8, 1	30, 3	-	43, 9	52, 3	-	-	-
		(29, 7)	(39, 1)	-	-	-	-	-
	9, 2	34, 3	-	49, 9	59, 3	68, 6	84, 2	93, 6
		(33, 4)	(44, 4)	-	-	-	-	-
	10, 4	38, 8	-	56, 4	67, 1	77, 5	95, 2	105, 9
		(38, 1)	(50, 2)	-	-	-	-	-
	11, 5	42, 9	-	62, 4	74, 1	85, 8	105, 3	117, 1
		(42, 2)	(55, 5)	-	-	-	-	-
	12, 7	47, 4	-	68, 9	81, 9	94, 7	116, 3	129, 3
		(46, 6)	(61, 3)	-	-	-	-	-
	13, 7	-	-	74, 3	88, 3	102, 2	125, 5	139, 5
	15, 0	-	-	-	96, 7	111, 9	137, 4	152, 7
194	7, 6	26, 1	-	37, 8	-	-	-	-
		(25, 6)	(38, 6)	-	-	-	-	-
	8, 3	28, 4	-	41, 3	49, 1	56, 9	69, 8	77, 5
		(27, 9)	(36, 8)	-	-	-	-	-
	9, 5	32, 5	-	47, 3	56, 2	65, 0	79, 9	88, 7
		(32, 0)	(42, 1)	-	-	-	-	-
	10, 9	37, 4	-	54, 2	64, 5	74, 6	91, 7	101, 9
		(36, 7)	(48, 2)	-	-	-	-	-
	12, 7	43, 5	-	63, 2	75, 1	87, 0	106, 8	118, 6
		(42, 7)	(56, 3)	-	-	-	-	-
	15, 1	-	-	-	89, 3	103, 4	127, 0	141, 1
219	6, 7	20, 3	-	-	-	-	-	-
	7, 7	23, 3	-	33, 9	-	-	-	-
		(22, 9)	(30, 2)	-	-	-	-	-

 

 

Продолжение Приложения 4

Условный диаметр трубы, мм	Толщина стенки, мм	Группа прочности
		Д	К	Е	Л	М	Р	Т
219	8, 9	27, 0	-	39, 2	46, 6	53, 8	-	-
		(26, 5)	(34, 8)	-	-	-	-	-
	10, 2	30, 9	-	44, 9	53, 3	61, 8	75, 8	84, 3
		(30, 4)	(39, 9)	-	-	-	-	-
	11, 4	34, 5	-	50, 2	59, 6	69, 0	84, 7	94, 2
		(33, 9)	(44, 6)	-	-	-	-	-
	12, 7	38, 5	-	55, 9	66, 5	76, 9	94, 4	104, 9
		(37, 7)	(49, 7)	-	-	-	-	-
	14, 2	43, 1	-	62, 4	74, 3	86, 0	105, 5	177, 4
		(42, 3)	(55, 6)	-	-	-	-	-
245	7, 9	21, 5	-	31, 2	-	-	-	-
		(21, 1)	(27, 7)	-	-	-	-	-
	8, 9	24, 2	-	35, 1	41, 8	48, 2	-	-
		(23, 7)	(31, 3)	-	-	-	-	-
	10, 0	27, 2	-	39, 4	46, 9	54, 2	66, 6	74, 0
		(26, 7)	(35, 1)	-	-	-	-	-
	11, 1	30, 1	-	43, 7	52, 1	60, 2	73, 9	82, 2
		(29, 6)	(38, 9)	-	-	-	-	-
	12, 0	32, 5	-	47, 4	56, 3	65, 1	79, 9	88, 8
		(32, 0)	(42, 1)	-	-	-	-	-
	13, 8	37, 4	-	54, 4	64, 7	74, 9	91, 9	102, 2
		(36, 8)	(48, 4)	-	-	-	-	-
	15, 9	-	-	-	74, 5	86, 3	105, 9	117, 7
273	7, 1	17, 3	-	25, 1	-	-	-	-
		(17, 0)	(22, 3)	-	-	-	-	-
	8, 9	21, 7	-	31, 5	37, 4	43, 2	-	-
		(21, 3)	(27, 9)	-	-	-	-	-
	10, 2	24, 8	-	36, 0	42, 8	49, 5	60, 8	67, 6
		(24, 3)	(32, 1)	-	-	-	-	-
	11, 4	27, 7	-	40, 3	47, 8	55, 4	67, 9	75, 6
		(27, 3)	(35, 8)	-	-	-	-	-
	12, 6	30, 6	-	44, 5	52, 8	61, 2	75, 1	83, 5
		(30, 1)	(39, 6)	-	-	-	-	-
	13, 8	33, 5	-	48, 7	57, 9	67, 1	82, 3	91, 5
		(32, 9)	(43, 3)	-	-	-	-	-
	15, 1	-	-	53, 3	63, 3	73, 3	90, 0	100, 1
	16, 5	-	-	-	69, 2	80, 1	98, 3	109, 3
299	8, 5	18, 9	-	27, 4	-	-	-	-
		(18, 5)	(24, 4)	-	-	-	-	-
	9, 5	21, 2	-	30, 7	36, 5	42, 3	51, 9	57, 6
		(20, 8)	(27, 3)	-	-	-	-	-

 

 

Продолжение Приложения 4

Условный диаметр трубы, мм	Толщина стенки, мм	Группа прочности
		Д	К	Е	Л	М	Р	Т
299	11, 1	24, 7	-	35, 9	42, 6	49, 3	60, 6	67, 4
		(24, 2)	(31, 9)	-	-	-	-	-
	12, 4	27, 5	-	40, 1	47, 6	55, 1	67, 6	75, 2
		(27, 1)	(35, 6)	-	-	-	-	-
	14, 8	32, 2	-	47, 8	56, 9	65, 8	80, 7	89, 7
		(32, 4)	(42, 5)	-	-	-	-	-
324	8, 5	17, 4	-	-	-	-	-	-
	9, 5	19, 5	-	28, 2	-	-	-	-
		(19, 1)	(25, 2)	-	-	-	-	-
	11, 0	22, 5	-	32, 7	38, 9	45, 0	55, 3	61, 5
		(22, 2)	(29, 1)	-	-	-	-	-
	12, 4	25, 4	-	37, 0	43, 9	50, 8	62, 4	69, 3
		(25, 0)	(32, 8)	-	-	-	-	-
	14, 0	28, 7	-	41, 7	49, 5	57, 4	70, 4	78, 2
		(28, 1)	(37, 1)	-	-	-	-	-
340	8, 4	16, 4	-	-	-	-	-	-
	9, 7	18, 9	-	27, 5	32, 7	-	-	-
		(18, 6)	(24, 5)	-	-	-	-	-
	10, 9	21, 3	-	31, 0	36, 8	-	-	-
		(20, 9)	(27, 5)	-	-	-	-	-
	12, 2	23, 8	-	34, 6	41, 2	47, 6	-	-
		(23, 3)	(30, 8)	-	-	-	-	-
	13, 1	25, 6	-	37, 2	44, 2	51, 2	62, 7	69, 8
		(25, 1)	(33, 0)	-	-	-	-	-
	14, 0	27, 4	-	39, 7	47, 3	54, 7	67, 1	74, 6
		(26, 9)	(35, 4)	-	-	-	-	-
	15, 4	-	-	-	52, 0	60, 1	73, 8	82, 1
351	9, 0	17, 1	-	-	-	-	-	-
		(16, 8)	(22, 0)	-	-	-	-	-
	10, 0	18, 9	-	27, 4	32, 6	-	-	-
		(18, 5)	(24, 4)	-	-	-	-	-
	11, 0	20, 8	-	30, 2	35, 9	41, 6	-	-
		(20, 4)	(26, 9)	-	-	-	-	-
	12, 0	22, 7	-	32, 9	39, 2	45, 3	-	-
		(22, 3)	(29, 3)	-	-	-	-	-
377	9, 0	15, 9	-	-	-	-	-	-
		(15, 6)	(20, 5)	-	-	-	-	-
	10, 0	17, 6	-	25, 6	-	-	-	-
		(17, 3)	(22, 7)	-	-	-	-	-

 

 

Окончание Приложения 4

 

Условный диаметр трубы, мм	Толщина стенки, мм	Группа прочности
		Д	К	Е	Л	М	Р	Т
377	11, 0	19, 4	-	28, 1	33, 4	-	-	-
		(19, 0)	(25, 0)	-	-	-	-	-
	12, 0	21, 2	-	30, 7	36, 5	-	-	-
		(20, 8)	(27, 3)	-	-	-	-	-
406	9, 5	15, 5	-	-	-	-	-	-
		(15, 2)	(20, 0)	-	-	-	-	-
	11, 1	18, 1	-	26, 4	-	-	-	-
		(17, 8)	(23, 4)	-	-	-	-	-
	12, 6	20, 6	-	29, 9	-	-	-	-
		(20, 2)	(26, 6)	-	-	-	-	-
	16, 7	27, 3	-	39, 6	-	-	-	-
426	10, 0	15, 6	-	-	-	-	-	-
		(15, 3)	(20, 1)	-	-	-	-	-
	11, 0	17, 2	-	24, 9	-	-	-	-
		(16, 9)	(22, 2)	-	-	-	-	-
	12, 0	18, 7	-	27, 2	-	-	-	-
		(18, 3)	(24, 1)	-	-	-	-	-
473	11, 1	15, 6	-	-	-	-	-	-
		(15, 3)	(20, 1)	-	-	-	-	-
508	11, 1	14, 5	-	-	-	-	-	-
		(14, 2)	(16, 7)	-	-	-	-	-
	12, 7	16, 6	-	-	-	-	-	-
	16, 1	21, 1	-	-	-	-	-	-

 

 

Примечание. Значения прочностных показателей, взятые в скобки, относятся только к трубам исполнения Б, значения прочностных показателей без скобок относятся только к трубам исполнения А и Б.

 

Приложение 5

 

Допустимые растягивающие нагрузки для обсадных труб

ОТТМ и ОТТГ по ГОСТ 632-80 с нормальным диаметром муфт

исполнения А (с учетом запаса прочности для резьбового

соединения 1, 75 от разрушающей нагрузки), кН.

Условный диаметр трубы, мм	Толщина стенки, мм	Группа прочности
		Д	Е	Л	М	Р	Т
114	6, 4	657*	696	765	873	-	-
	7, 4	755*	823	902	1029	1196	-
	8, 6	863*	971	1069	1216	1402	1549
	10, 2	1010-	1118	1235	1402	1628	1785
127	6, 4	735*	784	863	980	-	-
	7, 5	853*	941	1029	1167	1353	1500
	9, 2	1029*	1167	1284	1461	1696	1873
	10, 7	1186*	1363	1500	1706	1981	2187
140	6, 2	784*	-	-	-	-	-
	7, 0	882*	961	1059	1196	-	-
	7, 7	971*	1069	1177	1333	1549	1706
	9, 2	1137*	1294	1422	1618	1883	2079
	10, 5	1294*	1490	1637	1863	2157	2383
146	6, 5	863*	-	-	-	-	-
	7, 0	931*	-	-	-	-	-
	7, 7	1020*	1118	1235	1402	-	-
	8, 5	1108*	1245	1373	1559	1814	2000
	9, 5	1226*	1412	1549	1755	2040	2255
	10, 7	1373*	1598	1755	1991	2314	2550
168	7, 3	1118*	1226	-	-	-	-
	8, 0	1226*	1353	1490	-	-	-
	8, 9	1353*	1530	1677	1912	2216	2442
	10, 6	1588*	1843	2020	2304	2667	2942
	12, 1	1804*	2108	2324	2638	3059	3373
178	6, 9	1118*	-	-	-	-	-
	8, 1	1304*	1461	1608	-	-	-
	9, 2	1480*	1676	1843	2098	2432	2687
	10, 4	1667*	1912	2098	2393	2775	3059
	11, 5	1814*	2128	2334	2657	3079	3403
	12, 7	2000*	2285	2510	2854	3314	3658
	13, 7	-	2285	2510	2854	3314	3658
	15, 0	-	-	2510	2854	3314	3658

 

окончание Приложения 5

Условный диаметр трубы, мм	Толщина стенки, мм	Группа прочности
		Д	Е	Л	М	Р	Т
194	7, 6	1343*	-	-	-	-	-
	8, 3	1471*	1637	1804	2049	2383	2628
	9, 5	1677*	1902	2089	2373	2755	3040
	10, 9	1892*	2206	2422	2755	3197	3520
	12, 7	2187*	2579	2834	3216	3736	4119
	15, 1	-	-	3383	3844	4452	4923
219	7, 7	1549*	-	-	-	-	-
	8, 9	1785*	2000	2216	2520	-	-
	10, 2	2030*	2314	2509	2922	3393	-
	11, 4	2255*	2520	2893	3295	3815	4217
	12, 7	2500*	2903	3236	3687	4266	4717
	14, 2	-	3256	3628	4128	4786	5286
245	7, 9	1755*	-	-	-	-	-
	8, 9	2000*	2246	2491	2824	-	-
	10, 0	2236*	2540	2824	3216	3726	-
	11, 1	2471*	2834	3158	3589	4168	4599
	12, 0	2657*	3079	3432	3903	4521	4991
	13, 8	3040*	3560	3962	4511	5227	5766
	15, 9	-	-	4580	5197	6041	6668
273	8, 9	2206	2491	2795	3177	-	-
	10, 2	2550	2873	3236	3687	4276	-
	11, 4	2844*	3226	3648	4148	4815	-
	12, 6	3128*	3579	4050	4609	5345	5904
	13, 8	3403*	3942	4452	5070	5884	6492
	15, 1	-	4325	4884	5560	6453	7120
	16, 5	-	-	5315	6080	7051	7786
299	8, 5	2285	-	-	-	-	-
	9, 5	2569	-	-	-	-	-
	11, 1	3040	3432	3873	4217	-	-
	12, 4	3383*	3854	4354	4736	5776	6374
	14, 8	-	4609	5197	5943	6943	7659
324	9, 5	2795	3158	3579	-	-	-
	11, 0	3265	3697	4177	4766	-	-
	12, 4	3687*	4187	4746	5413	6286	6943
	14, 0	4138*	4746	5364	6119	7139	7885
340	9, 7	3001	3393	3844	-	-	-
	10, 9	3383	3844	4344	-	-	-
	12, 2	3805*	4325	5031	5580	-	-
	13, 1	4079*	4658	5275	6021	7002	7728
	14, 0	4344*	4991	5649	6453	7512	8287
	15, 4	-	-	6208	7080	8287	9150

 

Приложение 6

Допустимые растягивающие нагрузки для обсадных труб

ОТТМ и ОТТГ по ГОСТ 632-80 с нормальным диаметром муфт

исполнения Б (с учетом запаса прочности для резьбового

соединения 1, 8 от разрушающей нагрузки), кН.

Условный диаметр трубы, мм	Толщина стенки, мм	Группа прочности
		Д	К	Е	Л	М	Р	Т
114	7, 4	715*	794	804	882	1000	1157	-
	8, 6	823*	941	941	1039	1179	1363	1510
127	7, 5	804*	902	912	1000	1137	1323	1461
	9, 2	980*	1127	1137	1255	1422	1647	1824
140	7, 7	912*	1039	1039	1137	1294	1510	1667
	9, 2	1078*	1255	1255	1382	1578	1824	2020
	10, 5	1216*	1441	1451	1588	1814	2098	2314
146	7, 7	961*	1088	1088	1196	1363	-	-
	8, 5	1049*	1206	1216	1333	1520	1765	1941
	9, 5	1167*	1363	1372	1510	1706	1981	2186
	10, 7	1304*	1539	1549	1706	1941	2245	2481
168	8, 0	1157*	1314	1324	-	-	-	-
	8, 9	1274*	1480	1480	1627	1853	2157	2373
	10, 6	1500*	1784	1784	1971	2235	2589	2863
	12, 1	1706*	2039	2049	2255	2569	2971	3285
178	8, 1	1235*	1412	1422	1559	-	-	-
	9, 2	1392*	1627	1627	1794	2039	2363	2608
	10, 4	1569*	1853	1863	2049	2324	2696	2981
	11, 5	1726*	2059	2069	2275	2579	2991	3304
	12, 7	1882*	2175	2216	2441	2775	3216	3550
194	9, 5	1578*	1843	1853	2030	2314	2677	2961
	10, 9	1794*	2128	2137	2353	2677	3099	3422
	12, 7	2059*	2490	2500	2745	3128	3628	4011
219	8, 9	1686*	1892	1951	2157	2451	-	-
	10, 2	1922*	2186	2245	2500	2844	3295	3638
	11, 4	2128*	2392	2451	2814	3197	3707	4099
	12, 7	2363*	2745	2824	3148	3579	4148	4579
	14, 2	2618*	3089	3857	3930	4011	4658	5139

 

Окончание Приложения 6

Условный диаметр трубы, мм	Толщина стенки, мм	Группа прочности
		Д	К	Е	Л	М	Р	Т
245	8, 9	1882*	2118	2186	2422	2745	-	-
	10, 0	2108*	2402	2471	2745	3118	3618	4001
	11, 1	2334*	2677	2755	3069	3491	4050	4471
	12, 0	2510*	2902	2991	3334	3795	4393	4854
	13, 8	2863*	3353	3461	3854	4383	5080	5609
273	8, 9	2118*	2334	2412	2716	3089	-	-
	10, 2	2412*	2696	2794	3148	3579	4158	4589
	11, 4	2687*	3030	3138	3550	4040	4677	5168
	12, 6	2951*	3373	3481	3932	4481	5197	5737
299	9, 5	2471	2726	2834	3197	3481	-	-
	11, 1	2873*	3216	3334	3765	4099	-	-
	12, 4	3197*	3618	3746	4236	4609	5609	6198
324	9, 5	2677	2961	3079	3481	3962	-	-
	11, 0	3099*	3461	3589	4060	4638	-	-
	12, 4	3471*	3932	4079	4609	5256	6119	6747
340	9, 7	2873	3187	3304	3736	-	-	-
	10, 9	3226*	3608	3736	4226	-	-	-
	12, 2	3599*	4060	4207	4756	5423	-	-

 

 

Приложение 7

 

Рекомендуемый перечень тем по курсовому проектированию по дисциплине «Техника и технология строительства нефтяных и газовых скважин в сложных горно-геологических условиях»

 

1. «Проектирование эксплуатационной наклонно-направленной скважины Мишкинского месторождения УР».

2. «Проектирование эксплуатационной наклонно-направленной скважины Гремихинского месторождения УР».

3. «Проектирование эксплуатационной наклонно-направленной скважины Котовского месторождения УР».

4.  «Проектирование эксплуатационной наклонно-направленной скважины Карсовайского месторождения УР».

5. «Проектирование эксплуатационной наклонно-направленной скважины Ельниковского месторождения УР».

6. «Проектирование эксплуатационной наклонно-направленной скважины Западно-Погребняковского месторождения УР».

7. «Проектирование эксплуатационной горизонтальной скважины Красногорского месторождения УР».

8. «Проектирование эксплуатационной горизонтальной скважины Южно-Люкского месторождения УР».

9. «Проектирование разведочной наклонно-направленной скважины Карсовайского месторождения УР».

10. «Проектирование поисковой наклонно-направленной скважины Карсовайского месторождения УР».

11. «Проектирование поисковой наклонно-направленной скважины Ельниковского месторождения УР».

12. «Проектирование поисковой наклонно-направленной скважины Есенейского месторождения УР».

13.« Проектирование эксплуатационной наклонно-направленной скважины Чутырско-Киенгопского месторождения УР».

14. «Проектирование эксплуатационной горизонтальной скважины Чутырско-Киенгопского месторождения УР».

15. «Проектирование эксплуатационной наклонно-направленной скважины Южно-Лиственского месторождения УР».

16. «Проектирование поисковой наклонно-направленной скважины Воткинского участка УР».

17. Проектирование скважин на месторождениях «УН» в УР, по «привязкам» к ГРП.

18. Прочие темы выбранные студентом совместно с преподавателем.

 

Учебное издание

 

 

Составитель:

Кузьмин Вячеслав Николаевич

 

М Е Т О Д И Ч Е С К И Е У К А З А Н И Я

по курсовому проектированию

 по дисциплине

«Техника и технология строительства скважин в сложных горно-геологических условиях»

для магистрантов направления подготовки 21.04.01 «Нефтегазовое дело» программа специализированной подготовки 21.04.01.02 - «Строительство нефтяных и газовых скважин» очной и заочной форм обучения.

 

 

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

ФГБОУ ВО «УДМУРТСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТ»

Институт нефти и газа им. М.С. Гуцериева

Кафедра бурения нефтяных и газовых скважин

 

 

                                                                                                      

М Е Т О Д И Ч Е С К И Е У К А З А Н И Я

по курсовому проектированию

По дисциплине

«Техника и технология строительства скважин в сложных горно-геологических условиях»

для магистрантов направления подготовки 

21.04.01 – «Нефтегазовое дело»

 

 

Ижевск

2018

УДК

ББК

 

Рекомендовано к изданию Учебно-методическим советом УдГУ

Рецензент: главный специалист ООО «СамараНИПИнефть», кандидат технических наук О.В. Ножкина

 

Составитель: доцент кафедры ТБНГС Институт нефти и газа им. М.С. Гуцериева, кандидат наук, Кузьмин В.Н.

    Методические указания по курсовому проектированию по дисциплине «Техника и технология строительства скважин в сложных горно-геологических условиях» для магистрантов очного и заочного обучения направления подготовки 21.04.01 «Нефтегазовое дело», / составитель: Кузьмин В.Н., – Ижевск: Изд-во «Удмуртский университет», 2018 г. – 65с.

 

В методических указаниях по разработке курсового проекта по курсу «Техника и технология строительства скважин в сложных горно-геологических условиях» даны  рекомендации по его выполнению, изложены структура и содержание курсового проекта, описаны требования к оформлению курсового проекта и расписан порядок представления и защиты курсового проекта.

 

Методические указания рекомендуются для магистрантов направления подготовки 21.04.01 – «Нефтегазовое дело», программа специализированной подготовки 21.04.01.02 - «Строительство нефтяных и газовых скважин», очной и заочной форм обучения.

 

Содержание МУ

I. Общие положения по организации и выполнению

курсового проекта………………………………………………………4

II. Структура курсового проекта…………………………………………..6

III. Рекомендации по написанию разделов КП…………………………...8

IV. Оформление курсового проекта……………………………………...41

V. Защита курсового проекта……………………………………….…….42

VI. Список рекомендуемой литературы……………………………….…43

VII. Приложения…………………………………………………………...45

 

Настоящие методические указания (МУ) устанавливают регламентированные требования к структуре и правилам оформления курсовых проектов (КП), выполняемых студентами направления подготовки 21.04.01 – «Нефтегазовое дело», программа специализированной подготовки 21.04.01.02 - «Строительство нефтяных и газовых скважин», очной и заочной форм обучения в соответствии с требованиями Федерального государственного образовательного стандарта высшего образования.

Целью методических указаний является формирование у студентов комплекса знаний по вопросам подготовки и защиты КП.

КП должен быть преимущественно ориентирован на знания, полученные в процессе освоения дисциплин профиля, а также в процессе прохождения студентом производственной практики. Процесс подготовки и защиты КП показывает уровень профессиональной эрудиции студента, его подготовленность, владение умениями и навыками профессиональной деятельности.

При составлении данных методических указаний были приняты во внимание опыт и методическое обеспечение ВУЗов нефтегазового профиля.

Задачи методических указаний – подготовить и сформировать на базе теоретических знаний и практических навыков, полученных студентом за период изучения специальных дисциплин, в соответствии с требованиями руководящих документов и ГОСТ.

Перечень используемых условных обозначений, сокращений, терминов, использованных в методическом указании:

МУ – методическое указание,

КП – курсовой проект,

НОРМ – соединение обсадных труб (ОТ) с треугольной резьбой,

ОТТМ – соединение обсадных труб с трапецеидальной резьбой,

БТС – соединение обсадных труб с трапецеидальной резьбой,

ОТТГ – высокогерметичное соединение обсадных труб с трапецеидальной резьбой,

ТБО – высокогерметичное безмуфтовое соединение ОТ с трапецеидальной резьбой,

ПЦТ – портландцемент тампонажный,

ПБ в НГП – правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности,

КНБК – компоновка низа бурильной колонны,

ПВО – противовыбросовое оборудование,

СБТ – стальные бурильные трубы,

СПО – спускоподъёмные операции,

ТБПВ – трубы бурильные с приваренными замками с высадкой концов внутрь,

ТБПК – трубы бурильные с приваренными замками с комбинированной

высадкой концов,

ТБПН – трубы бурильные с приваренными замками с высадкой концов наружу,

УБТ – утяжеленные бурильные трубы.

 

I. Общие положения по организации и выполнению КП

    Целью подготовки курсового проекта по дисциплине «Техника и технология строительства скважин в сложных горно-геологических условиях»  является:

- систематизация и углубление теоретических знаний, полученных в ходе изучения междисциплинарного курса,

- формирование навыков их практического применения,  

- выбор и обработка методик расчетов, связанных с бурением глубоких скважин и бурением боковых стволов,  

- развитие индивидуальной исследовательской деятельности,

- выработка навыков аналитической работы и опыта презентации полученных результатов,

- подготовка к выполнению выпускной квалификационной работы.

    Курсовой проект должен быть выполнен на высоком теоретическом уровне и свидетельствовать о готовности студента к практической деятельности. Одновременно с прохождением практики студент обязан собрать по месту практики всю информацию и материалы для квалифицированного выполнения КП, руководствуясь методическими указаниями и консультациями руководителей практики и проекта.

   Подготовка КП должна осуществляться преимущественно на конкретных материалах предприятия, являющегося базой производственной практики.

   Заведующий кафедрой, обеспечивающей научное руководство КП:

- согласует и формирует перечень актуальных тем КП;

- осуществляет функции координации, контроля и методического обеспечения деятельности преподавателей, осуществляющих научное руководство курсовых проектов;

- осуществляет контроль выполнения КП на кафедре.

Руководитель КП непосредственно организует и контролирует выполнение студентами КП. В его обязанности входят:

-  разработка индивидуального плана-задания выполнения КП;

- проведение консультаций по вопросам методики подготовки и анализа промысловых данных, написания и защиты КП, а также по вопросам ее структуры и содержания;

- контроль процесса выполнения графика КП и своевременного представления работы на кафедру;

- составление письменного отзыва научного руководителя КП.

Руководитель КП несет ответственность за обеспечение соответствия подготовленного к защите КП установленным требованиям.

КП имеет своей целью:

- закрепление и систематизацию полученных в период изучения дисциплины «Техника и технология строительства скважин в сложных горно-геологических условиях» теоретических и практических знаний, применение их при решении научных и технологических задач строительства нефтяных и газовых скважин;

- выявление подготовленности студентов для самостоятельной работы в условиях современных производственных процессов нефтяной и газовой промышленности.

Темы КП предлагаются студентам на выбор кафедрой, обеспечивающей научное руководство. Студент имеет право выбрать одну из предложенных кафедрой тем или предложить собственную с обоснованием выбора. Рекомендуемый перечень тем по курсовому проектированию по дисциплине «Техника и технология строительства нефтяных и газовых скважин в сложных горно-геологических условиях» представлен в приложении №7 данного методического указания.

 

Исходными материалами к выполнению КП являются материалы, собранные студентом в период прохождения производственной практики.

Месторождение, на основе которого планируется выполнять КП, выбирается совместно студентом и руководителем КП.

КП должен отвечать требованиям Федерального государственного образовательного стандарта. При оформлении КП необходимо использовать «Методические указания по оформлению контрольной работы, курсовой работы (проекта), выпускной квалификационной работы», Ижевск, 2017г.

Дата представления КП на кафедру – за 5 дней до его защиты.

 

II. Структура КП

1. Титульный лист.

2. Содержание (оглавление) КП.

3. Перечень используемых условных обозначений.

4. Введение.

5. Исходные данные для составления проекта. Общие сведения о районе работ.

6. Геологический раздел.

6.1. Литолого-стратиграфическая характеристика разреза скважины.

6.2. Физические свойства горных пород.

6.3. Нефтегазоводоносность.

6.4. Пластовые давления.

6.5. Возможные осложнения по разрезу скважины.

7. Технологический раздел.

7.1. Конструкция скважины.

7.2. Профиль и траектория ствола скважины.                                                                   

    7.3. Углубление скважины.

        7.3.1 Обоснование диаметра долот.                                                                                                        7.3.2. Расчет глубины спуска кондуктора.

7.3.3. Расчет утяжеленных бурильных труб (УБТ).

7.3.4. Расчет стальных бурильных труб (СБТ).

7.3.5. Расчёт бурильных колонн при бурении с использованием забойного двигателя (расчёт максимально допустимой глубины спуска бурильных труб).

7.3.6. Расчёт бурильных колонн при роторном способе бурения.

7.3.7. Гидравлический расчет промывки ствола скважины при бурении роторным и турбинным способами.

7.3.8. Способы и режимы бурения. Компановки.

7.3.9. Выбор буровой установки.

7.4. Буровые растворы.

    7.4.1. Обоснование плотности применяемых буровых растворов.

   7.4.2. Химические реагенты и обработка буровых растворов.

            7.4.2.1 Обработка бурового раствора.                                                                              

            7.4.2.2 Контроль параметров бурового раствора.

     7.4.3. Требования безопасности при работе с химическими реагентами.

    7.4.4. Очистка бурового раствора.

8. Мероприятия по предупреждению аварий и осложнений при строительстве скважины

8.1.Мероприятия по повышению качества вскрытия продуктивных пластов.

8.2.Мероприятия по предупреждению и раннему обнаружению ГНВП    

8.3.Мероприятия по предупреждению и ликвидации поглощений бурового раствора.

 8.4.Мероприятия по предупреждению обвалов пород.

   8.5.Мероприятия по предупреждению прихватов при прохождении прихватоопасных зон.

8.6.Мероприятия по предупреждению аварийных ситуаций, возникающих при бурении наклонно-направленных и горизонтальных скважин.

12345678Следующая ⇒

Поделиться: