Краткая географо-экономическая характеристика района проектируемых работ

Общая и геологическая часть

Общая и геологическая часть курсового проекта по дисциплине «Технология бурения нефтяных и газовых скважин» (Выпускной квалификационной работы) дает первичное представление о местоположении района работ, горно-геологических условиях бурения, флюидоносности пластов и возможных осложнения по разрезу. Правильно представленная информация позволяет, в совокупности с заданием на проектирование скважины, определить технико-технологические особенности объекта проектирования. Обязательными элементами данного раздела являются:

Краткая географо-экономическая характеристика района проектируемых работ

В сжатой форме представляются общие сведения о районе работ:

- географическая характеристика (административное положение; характер рельефа; скорость ветра; количество осадков; продолжительность зимнего периода и его среднемесячная температура; наличие многолетней мерзлоты и глубина промерзания; характеристика покрова местности - заболоченность, пустынность, тайга, угодья и пашни; характеристика геодинамической активности района);

- экономическая характеристика и пути сообщения (наличие источников электроэнергии, топлива; наличие источников питьевой и технической воды и др.; способы транспортировки грузов и персонала от баз бурового предприятия до района проектируемых работ; близлежащие населенные пункты и пути сообщения с ними).

Информация предоставляется в виде сводной таблицы, пример которой приведен в Приложении 1.

К разделу прилагается обзорная карта месторождения, на которой представляется гидрографическая сеть; продовольственные базы снабжения и участок ведения работ; соседние месторождения; населенные пункты; транспортная сеть; пути транспортировки персонала и оборудования любыми видами транспорта. В случае отсутствия оригинальной карты студент для выполнения данного раздела может использовать такие сервисы как Google Maps.

Пример обзорной карты района работы приведен в Приложении 2.

Геологические условия бурения

Кратко, в объеме, необходимом для понимания геологии и структуры месторождения (площади), излагаются данные по стратиграфии и литологии. Приводится стратиграфический разрез месторождения ( Приложение 3 ) и литологический состав горных пород ( Приложение 4 ), их физико-механические свойства ( Приложение 5 ), термобарические условия (градиенты давлений и температур по разрезу) бурения ( Приложение 6 ). Студент по анализу приведенной информации делает выводы об особенностях геологических условий бурения и оценивает возможное влияние их на выбор технологии и оборудования для ведения работ ( Приложение 7 ).

Характеристика газонефтеводоносности месторождения (площади)

Дается краткая характеристика газонефтеводоносных объектов разреза: стратиграфическая принадлежность; мощность и фильтрационно-емкостные характеристики пластов; тип коллектора; дебит, плотность флюида, газовый фактор; химический состав и характеристики для пластовых вод. Также в этом разделе студент производит выбор и обоснование объектов эксплуатации, в том числе для водоснабжения района работ ( Приложение 8 ).

Зоны возможных осложнений

Приводятся данные о возможных осложнениях по разрезу скважины и их краткая характеристика. Информация приводится в сводной таблице, пример которой приведен в Приложении 9. Также студент должен проанализировать информацию по осложнениям и обосновать их влияние на выбор технологии бурения и оборудования для сооружения скважины.

Исследовательские работы

В данном разделе приводятся данные об отборе керна, шлама и грунтов ( Приложение 10 ).

Приводится комплекс промыслово-геофизических исследований и при необходимости дополнительные исследования с указанием интервалов проведения и используемой аппаратуры. Приводится классификация скважинной аппаратуры по группам сложности с указанием типов скважинных приьборов и аппаратыу и работ, выполняемых с их примененме. Указываются объемы испытаний и ссостав этих работ в процессе бурения ( Приложение 10 ).

Для выполнения данного раздела студенты должны воспользоваться рекомендуемой основной и дополнительной литературой по дисциплине «Основы петрофизики и геофизический контроль в бурении и эксплуатации скважин» (6 семестр). Для получения актуальных современных методах и оборудовании для исследовательских работ студенты могут использовать в качестве справочной литературы проектную документацию на сооружении скважин не старше 2005 года.

Все данные по месторождению оформляются в соотвествии с приведенными примерами ( Приложения 1-10 ). Информация представляется кратко, четко и без различных толкований одних и тех же понятий.

Проектирование конструкции скважины

Конструкция скважины – это совокупность числа обсадных колонн, их диаметров и глубин спуска, интервалов затрубного цементирования, а также диаметра скважины под каждую колонну.

Выбор интервалов цементирования

В соответствии с требованиями правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности предусматриваются следующие интервалы цементирования:

1. Направление, кондуктор, потайные колонны цементируются на всю длину.

2. Промежуточные и эксплуатационные колонны цементируются с учетом перекрытия башмака предыдущей колонны на высоту не менее 150 м для нефтяных скважин и не менее 500 м – для газовых.

Расчет диаметров скважины и обсадных колонн

Расчет диаметров обсадных колонн и скважины осуществляется снизу вверх. При этом исходным является диаметр эксплуатационной колонны, который принимается в зависимости от ожидаемого притока и условий опробования, эксплуатации и ремонта скважин. При заканчивании скважины открытым стволом за диаметр эксплуатационной колонны принимается диаметр открытого ствола. При заканчивании скважины с использованием хвостовика проектирование также ведется от эксплуатационной колонны. После проектирования эксплуатационной колонны согласно ее типоразмеру проектируется хвостовик и устройства для его подвески. Рекомендуемые диаметры эксплуатационных колонн в зависимости от дебита приведены в таблице 1.

Диаметр скважины под эксплуатационную колонну рассчитывается с учетом габаритного размера колонны (по муфтам) и рекомендуемого зазора между муфтой и стенками скважины, которые приведены в таблице 2.

Таблица 1

Рекомендуемые диаметры эксплуатационных колонн

Нефтяная скважина	Газовая скважина
Суммарный дебит, м³/сут	Ориентировочный диаметр, мм	Суммарный дебит, тыс. м³/сут	Ориентировочный диаметр, мм
< 40	114, 3	< 75	114, 3
40-100	127, 0; 139, 7	75-250	114, 3-146, 1
100-150	139, 7; 146, 1	250-500	146, 1-177, 8
150-300	168, 3; 177, 8	500-1000	168, 3-219, 1
> 300	177, 8; 193, 7	1000-5000	219, 1-273, 1

Таблица 2

Таблица 3

Рисунок 2 – Конструкция скважины

Таблица 4

Таблица 5

Шарошечные долота

Долота PDC

В настоящее время всё большее распространение получают долота PDC (Polycrystalline Diamond Compact). В отечественной литературе они называются долотами с алмазно-твердосплавными пластинами (АТП). Породоразрушающими элементами долот являются твердосплавные резцы, на рабочей поверхности которых нанесен алмазный слой. Такие долота выпускаются трёх разновидностей:

· со стальным корпусом;

· с алмазным корпусом;

· c матричным корпусом, изготавливаемым методом порошковой металлургии;

· эксцентричные, обеспечивающие бурение скважины с одновременным расширением.

Алмазные долота

Алмазные долота применяются сравнительно редко, хотя в настоящее время разработаны конструкции долот, позволяющих применять их практически во всех случаях бурения от мягких до твердых высокоабразивных пород. При изготовлении долот используются природные и синтетические алмазы, располагаемые в матрице, получаемой способом порошковой металлургии. Алмазы могут располагаться только в наружном слое матрицы (однослойные долота), или по всему ее объему (импрегнирование долота).

Твердость матрицы должна соответствовать абразивности разбуриваемых пород так, чтобы не происходила «зашлифовка» долота, или выпадение алмазов из матрицы при ее преждевременном износе.

В шифре алмазных долот первая буква Д указывает вид инструмента (долото), вторая буква (могут быть еще две буквы) указывает на конструктивные особенности долота: P – мелкие торовидные выступы на торцовой поверхности; Т – ступенчатая форма торцовой поверхности; И – импрегнированная матрица; С – синтетические алмазы; АП – алмазные пластины; В – зарезное долото (для зарезки дополнительных стволов многоствольных скважин); Ф – долото-фрезер для прорезания «окна» в обсадной колонне.

Цифры после буквенного кода указывают номинальный диаметр долота в мм, а буквы после размера – твердость разбуриваемых пород по промысловой классификации. Последняя цифра указывает модификацию долота (может отсутствовать).

На рисунке 3 представлена кодировка IADC алмазных долот и долот типа PDC, а также буровых головок.

Рисунок 3 – Код IADC алмазных долот, буровых головок и долот PDC

В настоящее время большая часть породоразрушающего инструмента шифруется не по существующим ГОСТам, а согласно принятой у конкретного производителя номенклатуре. В Приложении 15 приведены примеры номенклатур различных фирм-производителей буровых долот.

Калибраторы

Калибратор включается в компоновку низа бурильной колонны над долотом для сохранения номинального диаметра ствола по мере износа долота по диаметру, придания стволу цилиндрической формы, так как при бурении трехшарошечными долотами скважина в поперечном сечении имеет сложную форму. Кроме того, калибратор центрирует КНБК в скважине, что улучшает условия работы долота, забойного двигателя.

Если калибратор дополнительно включается в КНБК над нижним калибратором, или в колонну УБТ (колонные калибраторы), то он выполняет роль центратора или стабилизатора (в зависимости от места установки) и обеспечивает стабилизацию направления ствола, либо искривление скважины в определенном направлении.

В настоящее время выпускаются лопастные и шарошечные калибраторы. Лопастные, в свою очередь, выпускаются с прямыми лопастями (тип К ) и спиральными (тип КС ). Лопасти армированы либо твердостлавными вставками, природными и синтетическими алмазами (типа КА и КСА ), вставками на основе сверхтвердого материала Славутич (типы КИ, КСИ ).

В обозначении калибратора указывается тип, номинальный диаметр и область применения по твердости пород по промысловой классификации.

Спиральные калибраторы образуют полный непрерывный контакт со стенкой скважины, поэтому их применение наиболее рационально в породах средней твердости и твердых. Для калибраторов с прямыми лопастями уменьшаются гидравлические сопротивления при промывке скважины. Наддолотные калибраторы имеют обе муфтовые резьбы, а колонные – верхнюю муфтовую, а нижнюю – ниппельную.

Конструктивные особенности лопастных калибраторов, их вооружение и область применения приведены в таблице 5.

Кроме долот в курсовом проекте (выпускной квалификационной работе) необходимо выбрать наддолотные калибраторы. Выбранные долота и калибраторы по интервалам бурения приводятся в виде таблицы, представленной в Приложении 16. Таблица сопровождается обоснованием выбора, пример которого также приведен в Приложении 16.

Таблица 5

Таблица 6

Приложение 1

Пример оформления краткого описания места проведения работ (месторождения)

Таблица 1 – Географическая характеристика района строительства

Наименование	Значение
Месторождение (площадь)	Южно-Майское месторождение
Характер рельефа	Равнина
Покров местности	Тайга
Заболоченность	Высокая
Административное расположение: - республика - область (край) - район	РФ Томская Александровский
Температура воздуха, °С - среднегодовая - наибольшая летняя - наименьшая зимняя	-2, 0 +35 -53
Максимальная глубина промерзания грунта, м:	1, 15
Продолжительность отопительного периода в году, сутки
Продолжительность зимнего периода в году, сутки
Азимут преобладающего направления ветра, град	Юго-западное
Наибольшая скорость ветра, м/с:	до 20
Метеорологический пояс (при работе в море)	-
Количество штормовых дней (при работе в море)	-
Интервал залегания многолетнемерзлой породы, м - кровля - подошва	Нет
Геодинамическая активность	Низкая

Таблица 2 – Экономическая характеристика района строительства и пути сообщения

Наименование	Значение
Электрификация	ЛЭП Резервный источник – ДЭС-200
Теплоснабжение	Котельная ПКН-2
Основные пути сообщения и доставки грузов - в летнее время - в зимнее время	по воздуху на вертолетах автотранспорт по зимникам
Близлежащие населенные пункты и расстояние до них	Пионерный (270 км) Стрежевой (145 км) Александровское (311 км)

Приложение 2

Пример представления обзорной карты района работ

Рисунок 1. Обзорная карта района работ

Приложение 3

Пример оформления стратиграфического разреза месторождения

Таблица 3 – Проектный стратиграфический разрез

Интервалы разреза с различными геолого-техническими условиями	Стратиграфическая приуроченность	Коэффициент кавернозности в интервале	Угол залегания пластов
от	до	мощность	название свит	индекс

			Четвертичные отложения	Q	1, 3	0-5
…	…	…	…	…	…	…

Приложение 4

Пример оформления литологического разреза месторождения

Таблица 4 – Прогноз литологической характеристики разреза скважины

Индекс стратиграфического подразделения	Интервал, м	Горная порода
от	до	Краткое название	Процент в интервале

Q			пески
суглинки
глины
алеврит
…	…	…	…	…

Приложение 5

Пример оформления таблицы свойств горных пород по разрезу скважины

Таблица 5 – Прогноз физико-механических свойств горных пород по разрезу скважины

Индекс стратиграфического подразделения	Интервал, м	Краткое название горной породы	Плотность, г/см³	Пористость, %	Трещиноватость	Глинистость, %	Абразивность	Категория пород
от	до	По буримости	Породы промысловой классификации

Q			алевриты	2, 0		-		-	I	Мягкая
суглинки	2, 2				IV
глины	2, 1				X
пески	2, 4				IV
…	…	…	…	…	…	…	…	…	…	…

Приложение 6

Пример оформления таблицы градиентов давлений по разрезу скважины

Таблица 6 - Прогноз давлений и температур по разрезу скважины

Индекс стратиграфичесгого подразделения	Прогнозируемый интервал	Градиент давлений	Температура в конце интервала, ⁰С
Пластового, (кгс/см²)/м	Порового, (кгс/см²)/м	Гидроразрыва, (кгс/см²)/м	Горного, (кгс/см²)/м
от	до	от	до	от	до	от	до	от	до

Q				0, 100		0, 100		0, 200		0, 20
P₃ cr			0, 100	0, 100	0, 100	0, 100	0, 200	0, 200	0, 20	0, 20
…	…	…	…	…	…	…	…	…	…	…	…

Приложение 7

Примеры оформления краткой характеристики геологических условий бурения

В интервале 2890-3500 м залегают граниты. Это может привести к снижению механической скорости бурения и преждевременному выходу из строя породоразрушающего инструмента. Следовательно, для успешного прохождения данного интервала оценивается возможность применения метода шароструйного бурения.

…

В интервале 2550-3000 м забойные температуры могут достигать 180-220 ^оС, что может стать причиной преждевременного загустевания цементного раствора при тампонировании. Поэтому для успешного заканчивания скважины проектируется использование метода двухступенчатого цементирования.

…

Интервал 450-680 м сложен «шоколадными» глинами, обладающими высокой набухаемостью и текучестью. Поэтому в данном интервале во избежание осложнений проектируется использование ингибированного раствора в совокупности с сочетанием параметров режима бурения, обеспечивающих наивысшую механическую скорость бурения.

…

Интервал 650-900 м характеризуется как интервал с несовместимыми условиями бурения, что определяется соотношением градиентов пластового давления и давления гидроразрыва. Следовательно, в этом интервале необходимо проектирование технической колонны, либо профильного перекрывателя.

Приложение 8.1

Пример оформления характеристики нефегазоводоносности по разрезу скважины

Таблица 7 - Нефтегазоводоносность по разрезу скважины

Индекс стратиграфического подразделения	Интервал	Тип коллектора	Плотность, кг/м³	Свободный дебит, м³/сут	Газовый фактор (для нефтяных пластов), м³/м³	Относится ли к источникам водоснабжения, краткая характеристика химического состава (для водяных горизонтов)
от	до

Нефтеносность
J₃			Поров.		28, 9		-
Газоносность
J₁			Поров.	0, 68		-	-
Водоносность
K₂ip			Трещин.			-	Нет. Минерализ. – 14, 2 г/л. Хим. состав (преобладающий): Cl^- - 257, 5 мг/л, Na⁺ - 266, 5 мг/л

Приложение 8.2

Пример оформления краткой характеристики флюидосодержащих пластов

Разрез представлен 4 нефтеносными, 2 газоносными и 5 водоносными пластами. Скважина проектируется для эксплуатации интервала 2900-2950 м (нефтеносный), поскольку он обладает наибольшим ожидаемым дебитом. Не смотря на это, конструкция скважины проектируется так, что перебуриваются все флюидонасыщенные пласты для обеспечения возможности их дальнейшей эксплуатации. Для обеспечения района бурения питьевой и технической водой проектируется вертикальная скважина глубиной 450 м для эксплуатации водоносного горизонта 380-395 м.

Приложение 9.1

Пример оформления таблицы возможных осложнений по разрезу скважины

Таблица 8 – Возможные осложнения по разрезу скважины

Индекс стратиграфического подразделения	Интервал, м	Тип осложнения	Характеристика и условия возникновения
От	До

Q – P₃nk			Поглощение бурового раствора	Интенсивность – 10 м³/час, потери циркуляции – нет. Возникает при превышении градиента поглощения вследствие несоблюдения режима бурения и плотности бурового раствора.
К₁ gn			Осыпи и обвалы горных пород	Осыпи и обвалы из-за неустойчивости глинистых пород, возникающие при повышенной водоотдаче бурового раствора и его слабой ингибирующей способности.
J_2-3vs			Нефтепроявление	Нефтепроявление с плотностью флюида 0, 749 г/см³. Возникает при снижении противодавления на пласт ниже гидростатического.
J₁			Прихватоопасность	Некачественная очистка бурового раствора, высокая водоотдача, ведущая к интенсивному набуханию и выдавливанию в ствол текучих глинистых пород.
Pg_2-3cg + K₂ sl			Кавернообразование	Неустойчивость стенок скважины из-за несоблюдения свойств бурового раствора
…	…	…	…	…

Приложение 9.2

Пример оформления краткой характеристики возможных осложнений

В разрезе представлен ряд интервалов, в которых возможно возникновение осложнений в процессе бурения. Самыми распространенными являются поглощения, но в большинстве случаев они имеют малую интенсивность, что не требует проектирования дополнительных средств для их предупреждения и ликвидации. В интервале 400-600 м возможны высокоинтенсивные поглощения бурового раствора. Следовательно, необходимо запроектировать использование наполнителей бурового раствора.

В интервале 650-780 м прогнозируется высокая вероятность желообразования, поэтому необходимо запроектировать процесс бурения таким образом, чтобы количество спускоподъемных операций снизить до минимума.

В интервале 560-650 м ожидаются высокоинтенсивные осыпи и обвалы стенок скважины. Поэтому рекомендуется спроектировать для него буровые растворы с минимальной водоотдачей для снижения вероятности набухания и диспергирования глин.

Приложение 10

Пример оформления таблицы запланированных испытаний и исследований в процессе бурения

Таблица 9 – Исследовательские работы

Интервал, м	Тип работ	Общие параметры	Оборудование
От	До
		Стандартный каротаж	Группа сложности – 2. В открытом стволе. Во время остановок процесса бурения.	Э-1, Э-2; КЗ-741; ЭК-М
		Геолого-технические исследования	Группа сложности – 2-3. В открытом стволе. В процессе бурения.	Станция ГТИ «Разрез-2»
		Термометрия	Группа сложности – 2-3. В обсаженном стволе.	ТЭГ-36
		Отбор керна	Диаметр – 100 мм.	215, 9/100 В 12122 АМ, СК – 178/100
…	…	…	…	…

Приложение 11.1

Пример оформления совмещенного графика давлений и выводов к нему

Рисунок 2. Совмещенный график давлений

Пример оформления описания совмещенного графика давлений

Анализ совмещенного графика давлений позволяет сделать заключение, что зон несовместимых по условиям бурения в разрезе нет. Поэтому проектируется одноколонная конструкция скважины.

…

Анализ совмещенного графика давлений позволяет сделать заключение о наличии интервала несовместимого по условиям бурения – 1200-1350 метров. Поэтому проектируется спуск и крепление технической колонны в интервале 0-1370 метров.

Приложение 11.2

Пример оформления таблицы исходных данных для проектирования конструкции скважины

Таблица 10 – Исходные данные для расчета конструкции скважины

Параметр	Описание	Значение
Тип скважины	Нефтяная, газовая, газоконденсатная
Дебит, м³/сут	Значение проектного дебита рассматриваемого к разработке пласта
P_ПЛ^МАКС, МПа	Максимальное пластовое давление
L, м	Длина скважины
Ρ _ф, г/см³	Плотность пластового флюида
gradP_ГР, МПа/м	Градиент давления гидроразрыва под башмаком кондуктора

Приложение 11.3

Пример оформления раздела с запроектированными данными конструкции скважины

Таблица 11 – Результаты проектирования конструкции скважины

Название колонны	Глубина спуска, м	Интервал цементирования, м	Внешний диаметр обсадной колонны, мм	Диаметр бурового долота на интервале, мм
Расчетная по вертикали	Запроектированная по вертикали	Расчетная по стволу	Запроектированная по стволу	По вертикали	По стволу
Направление
Кондуктор
Техническая колона
Эксплуатационная колонна
Хвостовик

Пример оформления обоснования конструкции скважины

Мощность четвертичных отложений составляет 80 метров, поэтому предварительный расчет глубины спуска направления составляет 100 м с учетом посадки башмака в устойчивые горные породы. Но в верхней части интервала 80-250 м залегают слабосвязанные породы склонные к интенсивным осыпям. Поэтому для обеспечения безаварийного бурения интервала под кондуктор спуск направления проектируется до глубины 270 м.

Рекомендуемое значение глубины спуска кондуктора составляет 685, 4 м, но выбирается глубина 900 м с учетом опыта строительства скважин на данном месторождении, а также для обеспечения посадки башмака кондуктора в устойчивые горные породы.

Кондуктор и направление цементируются на всю длину, а эксплуатационная колонна цементируется с перкерытием башмака кондуктора на 150 м, поскольку скважина нефтяная. Хвостовик не цементируется и устанавливается в интервале 2890-3200 метров (по стволу).

Рисунок 3. Проектная конструкция скважины

Приложение 12

Пример оформления обоснования выбора профиля скважины

Вариант 1

Согласно техническому заданию на выпускную квалификационную работу (курсовой проект) выбирается трехинтервальный профиль скважины, который обеспечит попадание в заданную точку пласта (смещение – 350 м). Выбор профиля также обусловлен запроектированным комплектом оборудования, в том числе технических средств для направленного бурения и контроля проводки скважины, и обеспечит свободную вписываемость и проходимость компоновок низа бурильной колонны.

Вариант 2

Учитывая исходные данные на бурение (смещение точки вскрытия пласта относительно устья скважины – 500 м, глубина по вертикали – 2550 м) наилучшим решением для вывода скважины в требуемую точку пласта является проектирование пятиинтервального профиля скважины. Кроме того, за счет 5го вертикального участка, данный профиль позволит расположить насосное оборудование в интервале кровли продуктивного пласта и увеличить дебит скважины. Выбор профиля также обусловлен запроектированным комплектом оборудования, в том числе технических средств для направленного бурения и контроля проводки скважины, и обеспечит свободную вписываемость и проходимость компоновок низа бурильной колонны.

Приложение 13.1

Приложение 13.2

Приложение 13.3

Приложение 13.4

Приложение 13.5

Приложение 13.6

Приложение 13.7

Приложение 13.8

Приложение 13.9

Приложение 13.10

Приложение 13.11

Приложение 13.12

Приложение 13.13

Приложение 13.14

Приложение 13.15

Приложение 13.16

Приложение 13.17

Приложение 13.18

Приложение 13.19

Приложение 14

Пример оформления данных по профилям скважин

Таблица 12 – Данные по профилю наклонно-направленной скважины

Тип профиля

Исходные данные для расчета

Глубина скважины по вертикали, м

Интенсивность искривления на участке набора зенитного угла, град/м

Глубина вертикального участка скважины, м

Интенсивность искривления на втором участке набора зенитного угла, град

Отход скважины, м

Интенсивность искривления на участке падения зенитного угла, град/м

Длина интервала бурения по пласту, м

Интенсивность искривления на участке малоинтенсивного набора зенитного угла зенитного угла, град/м

Предельное отклонение оси горизонтального участка от кровли пласта в поперечном направлении, м

Зенитный угол в конце участка набора угла, град

Предельное отклонение оси горизонтального участка от подошвы пласта в поперечном направлении, м

Зенитный угол в конце второго участка набора угла, град

Зенитный угол в конце участка малоинтенсивного набора угла, град

Зенитный угол при входе в продуктивный пласт, град

№ интервала

Длина по вертикали

Отход

Зенитный угол

Длина по стволу

от

до

всего

от

до

всего

в начале

в конце

от

до

всего

2, 5

…

Итого

Если для выбранного студентом профиля не требуются какие-то из исходных данных, то форма не меняется, а делаются просто прочерки.

Приложение 15.1

Номенклатура долот PDC ООО «НПП «Буринтех»

Приложение 15.2

Опции долот PDC ООО «НПП «Буринтех»

Приложение 15.3

Опции долот PDC ООО «НПП «Буринтех»

Приложение 15.4

Области применения долот PDC ООО «НПП «Буринтех»

Приложение 15.5

Номенклатура долот PDC ООО «Волгабурмаш»

Приложение 15.6

Номенклатура долот PDC фирмы Varel

Приложение 15.6

Номенклатура долот PDC фирмы Varel

Приложение 15.7

Номенклатура алмазных долот ООО «НПП «Буринтех»

Приложение 15.7

Номенклатура алмазных долот ООО «НПП «Буринтех»

Приложение 16

Пример оформления выборки долот для строительства проектируемой скважины

Интервал	0-300	300-1100	1100-2850
Шифр долота
Тип долота
Диаметр долота, мм
Тип горных пород
Присоединительная резьба	ГОСТ
API
Длина, м
Масса, кг
G, тс	Рекомендуемая
Предельная
n, об/мин	Рекомендуемая
Предельная

Для бурения интервала под направление проектируется шарошечное долото диаметром 393, 7 мм, которое обеспечит максимальную механическую скорость бурения. Выбор долота обусловлен тем, что интервал сложен мягкими и рыхлыми горными, а проектирование долота типа PDC для заданного диаметра скважины не рентабельно.

Приложение 17

Пример оформления раздела по проектированию осевой нагрузки по интервалам бурения

12 3 4 5 Следующая ⇒