Рассчитаем Р'_кр для второй секции:

Длина второй секции рассчитаем по формуле:

(3.10.2)

где [Р₂] - допускаемая нагрузка, определяемая как:

(3.10.3)

где п₃ - коэффициент запаса прочности на.

Находим допускаемую нагрузку для труб второй секции:

Максимальная длина второй секции будет равной:

Полученная длина позволяет судить о том, что выбор труб произведён верно. Результаты расчётов обсадной колонны приведены в табл.

Таблица 11

№ секции	Группа прочности	д, мм	l, м	Q, кH	Рстр, кН	Ркр, МПа	q, Н/м
1	Д	9,2	613	164,3	1380	43	268
2	Д	8,9	2300	814,5	1130	24,4	354,1

3.11 Выбор буровой установки

Выбор буровой установки для бурения скважины является многофакторной задачей, решение которой в значительной мере способствует успешному проведению скважин. Грузоподъёмность установки выбирают с учётом конструкции скважины, которая определяет нагрузки, возникающие при спуске и подъёме бурильных и обсадных труб.

Нагрузка на крюке от максимальной расчетной массы бурильной колонны и наибольшей расчетной массы обсадных колонн не должна превышать, соответственно, 0,6 и 0,9 «Допускаемой нагрузки на крюке», соответственно. Выбор должен производиться по большей из указанных нагрузок. Вес колонны:

Q = Q₁.+ Q₂ = 164,3 + 814.5 = 978,8кН

Согласно справочным данным [3], для конкретных условий можно выбрать буровую установку БУ-2900/175 ЭПК, предназначенная для кустового бурения скважин. Буровая передвижная блочно-модульная вышка для бурения нефтяных и газовых скважин в неосвоенных районах, восстановления старых скважин путем бурения вторых горизонтальных стволов. Мачта А-образная секционная свободностоящая без оттяжек, со встроенными маршевыми лестницами и механизмом подъема.

Способ монтажа и транспортировки - крупными блоками на тяжеловозах ТГ-60: вышечный блок с поднятой вышкой - на тяжеловозах по колее 10,7 м, со снятой вышкой - на трех тяжеловозах по колее 3,25 м; при поставке по особому заказу дополнительного насосного блока - на трех тяжеловозах по колее 3,6 м; мелкими блоками - на передвижных платформах типа ПП-40Бр; агрегатами - на универсальном транспорте. Технические характеристики и комплектность буровой установки приведены в таблицах 12 и 13 соответственно.

Таблица 12

Технические характеристики буровой установки БУ-2900/175 ЭПК
Допускаемая нагрузка на крюке, кН	1715
Условная глубина бурения, м	2900..4200
Скорость подъема крюка при расхаживании колонны, м/с	0,2±0,05
Скорость подъема элеватора (без нагрузки), м/с, не менее	1,5
Расчетная мощность на входном валу подъемного агрегата, кВт	550
Диаметр отверстия в столе ротора, мм	>560
Расчетная мощность привода ротора, кВт, не более	370
Мощность бурового насоса, кВт	>600
Вид привода	Э
Площадь подсвечников для размещения свечей диаметром 127 мм, м2	4,87
Высота основания (отметка пола буровой), м	7,2
Просвет для установки блока превенторов, м	4,35



Таблица 13

Комплектность и набор бурового оборудования буровых установок БУ-2900/175 ЭПК
Лебедка буровая	ЛБУ22-720
Насос буровой	НБТ-600-1 по ГОСТ 6031-81 трехпоршневой(2 шт)
Ротор	Р-560
Комплекс механизмов АСП	-
Кронблок	УКБ-6-250
Талевый блок	-
Крюкоблок	УТБК-5-225
Вертлюг	УВ-250МА
Вышка	ВМР-45-200У
Привод основных механизмов	Лебедки и ротора: электродвигатель АКБ-13-62-8-УХЛ2; буровых насосов: АКСБ-15-54-6-УХЛ2
Циркуляционная система	ЦС3200ЭУК-2М-У1

Примечание: данные о буровой установки взяты с сайта www.drillings.ru [1].

Рис. 5. схематичное изображение буровой БУ-2900/175 ЭПК

3.12 Вторичное вскрытие продуктивных пластов

Основные требования к вторичному вскрытию пластов

Основное требование вторичного вскрытия - это создание совершенной модели гидродинамической связи между скважиной и продуктивным пластом без отрицательного воздействия на коллекторские свойства призабойной зоны пласта, без значительных деформаций обсадных колонн и цементного камня.

Соответствие данному требованию осуществляется за счет оптимального выбора перфорационной среды, типоразмера перфоратора и плотности перфорации.

При разработке процесса перфорации должны учитываться геологическая характеристика залежи, тип коллектора и технико-технологические данные по скважине:

Ш толщина, фильтрационно-емкостные свойства прискважинной и удаленной зоны пласта, расчлененность, лито фациальная характеристика пласта и вязкость нефти (если известна);

Ш расстояние до контактов: водонефтяного (ВНК), газонефтяного (ГНК);

Ш пластовое давление и температура в интервале перфорации;

Ш число обсадных колонн в интервале перфорации, минимальный внутренний диаметр в колонне труб;

Ш состояние обсадной колонны и цементного камня за ней;

Ш состав и свойства жидкости, применяющейся при первичном вскрытии пласта, и цементировании обсадной колонны.

Виды перфорации

Существуют четыре способа перфорации:

· пулевая,

· торпедная,

· кумулятивная

· пескоструйная

Первые три способа осуществляются на промыслах геофизическими партиями с помощью оборудования, приборов и аппаратуры, имеющихся в их распоряжении. Пескоструйная перфорация осуществляется техническими средствами и службами нефтяных промыслов.

Пулевая перфорация. В этом случае в скважину на электрическом кабеле спускают стреляющий аппарат, состоящий из нескольких (8-10) камор-стволов, заряженных пулями диаметром 12,5 мм. Каморы заряжаются взрывчатым веществом (ВВ) и детонаторами. При подаче электрического импульса пули пробивают колонну, цемент и внедряются в породу, образуя канал для движения жидкости и газа из пласта в скважину.

Пулевые перфораторы разделены на два вида:

1) с горизонтальными стволами, когда длина стволов мала и ограничена радиальными габаритами перфоратора;

2) с вертикальными стволами с отклонителями пуль на концах для придания их полету направления, близкого к перпендикулярному по отношению к оси скважины.

Перфоратор с горизонтальными стволами собирается из нескольких секций, вдоль которых просверлены два или четыре вертикальных канала, каморы с ВВ. Стволы камор заряжены пулями и закрыты герметизирующими прокладками. Верхняя секция имеет два запальных устройства. При подаче по кабелю тока, срабатывает первое запальное устройство, и детонация распространяется по вертикальному каналу на все каморы, пересекаемые этим каналом. В результате почти мгновенного сгорания ВВ давление газов в каморе достигает 2000 МПа, после чего пуля выбрасывается. Происходит почти одновременный выстрел из половины всех стволов. При необходимости удвоить число прострелов по второй жиле кабеля подается второй импульс. В этом случае срабатывает вторая половина стволов от второго запального устройства. В перфораторе масса заряда ВВ одной каморы незначительна (равна 4-5 г), поэтому пробивная способность его невелика. Длина образующихся перфорационных каналов составляет 65-145 мм (в зависимости от свойств породы и типа перфоратора), диаметр канала- 12,5 мм.

При вертикальном расположении стволов объем камор и длина стволов больше, чем при горизонтальном. В каждой секции два ствола направлены вверх и это компенсирует реактивные силы, действующие на перфоратор в момент выстрела. Одна камора отдает энергию взрыва сразу двум стволам. Масса ВВ в одной каморе достигает 90 г. Давление газов в каморах составляет 600-800 МПа. Действие газов более продолжительное, чем при горизонтальном расположении стволов. Это позволяет увеличить начальную скорость вылета пули и пробивную способность перфоратора. Длина перфорационных каналов в породе получается 145-350 мм при диаметре около 20 мм. В каждой секции перфоратора имеются четыре вертикальных ствола, на концах которых сделаны плавные желобки-отклонители. Пули, изготовленные из легированной стали, для уменьшения трения в отклонителях покрываются медью или свинцом. Выстрел из всех стволов происходит практически одновременно, так как все каморы с ВВ сообщаются огнепроводным каналом.

Торпедная перфорация осуществляется аппаратами, спускаемыми на кабеле, и отличается от пулевой перфорации тем, что для выстрела используют разрывной снаряд, снабженный взрывателем замедленного действия. Масса внутреннего заряда ВВ одного снаряда равна 5 г. Аппарат состоит из секций, в каждой из которых имеется по два горизонтальных ствола. Снаряд снабжен детонатором накального типа. При остановке снаряда происходит взрыв внутреннего заряда, в результате чего происходит растрескивание окружающей породы. Масса ВВ одной камеры- 27 г. Глубина каналов по результатам испытаний составляет 100-160 мм, диаметр канала - 22 мм. На 1 м длины фильтра обычно пробивают не более четырех отверстий, так как при торпедной перфорации нередки случаи разрушения обсадных колонн.

Кумулятивная перфорация осуществляется стреляющими перфораторами, не имеющими пуль или снарядов. Прострел преграды достигается за счет сфокусированного взрыва. Такая фокусировка обусловлена конической формой поверхности заряда ВВ, облицованной тонким металлическим покрытием (листовой медью толщиной 0,6 мм). Энергия взрыва в виде тонкого пучка газов - продуктов облицовки пробивает канал. Кумулятивная струя приобретает скорость в головной части до 6-8 км/с и создает давление на преграду (0,15-0,3) 106 МПа. При выстреле в преграде образуется узкий перфорационный канал глубиной до 350 мм и диаметром в средней части 8-14 мм. Размеры каналов зависят от прочности породы и типа перфоратора.

Кумулятивные перфораторы разделяются на корпусные и бескорпусные (ленточные). Корпусные перфораторы после их перезаряда используются многократно. Бескорпусные - одноразового действия. Перфораторы спускают на кабеле (имеются малогабаритные перфораторы, спускаемые через НКТ), а также на насосно-компрессорных трубах. В последнем случае инициирование взрыва производится не электрическим импульсом, а сбрасыванием в НКТ резинового шара, действующего как поршень на взрывное устройство. Масса ВВ одного кумулятивного заряда (в зависимости от типа перфоратора) 25-50 г.

Применение перфораторов различных типов и конструкций зависит от плотности вскрываемых пород. В твердых породах рекомендуется применять кумулятивную перфорацию, в менее плотных и малопроницаемых породах - снарядную, в рыхлых породах и слабо сцементированных песчаниках - пулевую.

Максимальная толщина вскрываемого интервала кумулятивным перфоратором достигает - 30 м, торпедным - 1 м, пулевым - до 2,5 м. Это - одна из причин широкого распространения кумулятивных перфораторов.

Ленточные перфораторы намного легче корпусных, однако, их применение ограничено давлением и температурой на забое скважины, так как их взрывной патрон и детонирующий шнур находятся в непосредственном контакте со скважинной жидкостью. В таких перфораторах заряды смонтированы в стеклянных (или из другого материала) герметичных чашках, которые размещены в отверстиях длинной стальной ленты с грузом па конце. Вся гирлянда спускается на кабеле. Обычно при залпе лента полностью не разрушается, но для повторного использования ее не применяют. Головку, груз, ленту после отстрела извлекают на поверхность вместе с кабелем. К недостаткам бескорпусных перфораторов относится невозможность контроля числа отказов, тогда как в корпусных такой контроль легко осуществим при осмотре извлеченного из скважины корпуса.

Кумулятивные перфораторы наиболее распространены. Подбирая необходимые ВВ, можно в широких диапазонах регулировать их термостойкость и чувствительность к давлению и этим самым расширить возможности перфорации в скважинах с аномально высокими температурами и давлениями.

Гидропескоструйная перфорация основана на использовании абразивного и гидромониторного действия струи жидкости (воды, нефти) со взвешенным в ней песком, выходящим под высоким давлением из узкого отверстия (сопла). Такая струя в течение нескольких минут создает в обсадной трубе, цементном кольце и породе глубокий канал, обеспечивающий надежное сообщение между скважиной и пластом.

Аппарат спускают в скважину на насосно-компрессорных трубах, по которым подается под высоким давлением жидкость с песком. Вытекая из сопел с большой скоростью, достигающей нескольких сот метров в секунду, жидкость с песком пробивает эксплуатационную колонну, цементное кольцо и внедряется в породу на глубину до 1 м.

В процессе перфорации под действием абразивной струи жидкости (вверх или вниз вдоль ствола скважины) может образоваться щелевой канал или (при круговом вращении струи) обрезаться колонна по кольцу, что необходимо, например, для извлечения части обсадной колонны.

Торпедирование в скважине - взрыв, производимый при помощи торпеды (заряда взрывчатого вещества). Торпеда кроме заряда взрывчатого вещества содержит средства для взрыва: взрыватель, состоящий из электрозапала и чувствительного к взрыву капсюля-детонатора, и шашку взрывчатого вещества, усиливающего начальный импульс детонации. Спускают ее в скважину на каротажном кабеле, жилу которого используют для приведения в действие взрывателя и всего заряда торпеды.

Торпедирование применяют для разрушения пород продуктивных пластов - образования в них трещин для лучшей отдачи нефти или газа, а также с целью обрыва или встряски прихваченных бурильных, обсадных и насосно-компрессорных труб, раздробления металлических предметов на забое скважины (шарошек, долот и т.д.). Иногда торпедирование применяют с целью удаления песчаных пробок, образовавшихся в стволе скважины, очистки призабойной зоны от глинистых осадков, очистки фильтра, пробивания окна в обсадной колонне для бурения нового ствола и т.д.

При строительстве данной скважины будет использоваться кумулятивная перфорация. В таблице приведены Характеристики перфоратора ПКО-89С4А.

Таблица 14

Тип перфоратора	Поперечный размер, мм	Плотность перфорации за спуск, отв/м	(2 ч.)	Диапазон	Глубина пробиваемого канала, мм	Диаметр входного отверстия, мм	Фазовая ориентация зарядов,
ПКО-89С4А	89	20	165	0,1-100	890	11,2 - 24,6	60



Специальная часть: Предупреждение и ликвидация ГНВП

Газонефтеводопроявления (ГНВП) являются одним из наиболее распространенных видов осложнений, возникающих на всех этапах строительства скважин. В некоторых регионах, особенно в разведочном бурении при наличии в разрезе газоносных горизонтов доля ГНВП от общего числа осложнений составляет более 30%. Соответственно, весьма существенными являются и затраты, расходуемые на ликвидацию ГНВП, что отрицательно сказывается на экономических показателях деятельности буровых предприятий.

Особую опасность газонефтеводопроявления, как осложнения технологических процессов строительства и ремонта скважин, представляют из-за возможности их трансформации (перехода) в открытые фонтаны - один из самых тяжелых видов аварий, которые наносят огромный материальный ущерб и создают опасность для жизни людей и окружающей среды, сравнимый с экологическими катастрофами.

Эффективность мероприятий по предупреждению возникновения ГНВП и их развития в открытые фонтаны во многом зависит от уровня знаний и наличия практических навыков персонала, непосредственно участвующего в процессах строительства, ремонта и эксплуатации нефтяных и газовых скважин на предприятиях нефтегазового комплекса.

Характер выполняемых работ (строительство, ремонт или эксплуатация скважин), степень участия в технологических процессах (рабочий, помощник бурильщика, бурильщик, буровой мастер, мастер капитального ремонта, инженер-технолог, супервайзер, руководящий состав и т.п.), уровень ответственности (исполнитель или руководитель), наряду с общими знаниями в области предупреждения, обнаружения и ликвидации ГНВП предъявляют определенные специфические требования к квалификации работников различных категорий.

Под физическими условиями возникновения газонефтеводопроявлений и открытых фонтанов понимается наличие в скважине (как правило, в зоне открытого ствола) геологических или технологических факторов, которые потенциально могут вызвать непредусмотренное технологией работ и неуправляемое поступление пластового флюида в ствол скважины в процессе ее сооружения, эксплуатации или ремонта.

Под газонефтеводопроявлениями, как физическим явлением, понимается перенос пластовых флюидов из пород, слагающих разрез, в буровой раствор, заполняющий пространство скважины. Открытый фонтан это последняя стадия развития ГНВП, когда пластовый флюид, поступающий из проявляющего пласта, полностью вытесняет буровой раствор из скважины и беспрепятственно изливается на дневную поверхность. Пластовые жидкости и газы могут поступать в скважину только из проницаемых пород, насыщенных соответствующим флюидом. Поэтому можно безусловно констатировать, что горно-геологическим фактором возникновения ГНВП и открытых фонтанов является наличие по разрезу геологических объектов (пластов), характеризующихся различного рода проницаемостью, и насыщенных пластовым флюидом.

Первостепенное значение имеет наличие пластового флюида. Это значит, что насыщенность объекта потенциального проявления жидкостью или газом является необходимой при отнесении его к объекту потенциальной опасности возникновения ГНВП и открытого фонтана, но не достаточной. Только совместное событие - наличие пластовых флюидов и проницаемость пласта - позволяет считать этот пласт фактором потенциального возникновения проявлений.

При строительстве, эксплуатации и ремонте скважин основными факторами, от которых зависит потенциальная возможность возникновения газонефтеводопроявлений и открытых фонтанов, являются:

- горно-геологические факторы;

- технические факторы;

- технологические факторы

Первоочередным этапом, на котором принимаются инженерно-технологические решения, направленные на предупреждение ГНВП при строительстве скважин, является стадия проектирования. Проект, разработанный в соответствии с требованиями «Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности» (РД 08-200-98), является основным документом на строительство скважин.

Основой технологических мероприятий по предупреждению ГНВП при существующей технологии бурения скважин является выбор соответствующей плотности бурового раствора, обеспечивающей необходимое противодавление на вскрытые нефтегазоводонасыщенные пласты.

Плотность бурового раствора в интервалах совместимых условий бурения должна определяться из расчета превышения гидростатического давления столба бурового раствора в скважине над пластовым давлением на величину:

10-15% для скважин глубиной до 1 200 м (интервалов от Одо 1200 м), но не более 15 кгс/см² (1,5 МПа);

5-10% для скважин глубиной до 2500 м (интервалов от1 200 до 2500 м), но не более 25 кгс/см² (2,5 МПа);

4-7% для скважин глубиной более 2500 м (интервалов от2500 до проектной глубины), но не более 35 кгс/см² (3,5 МПа).

Плотность бурового раствора для интервала совместимых условий бурения определяется по глубине залегания кровли горизонта с максимальным градиентом пластового давления.

Особое внимание в проекте должно быть уделено нормированию механической скорости проходки (У_мех) в продуктивном горизонте. При бурении в продуктивном газовом пласте механическая скорость должна ограничиваться до значений, при которых обеспечивается дегазация бурового раствора.

Ликвидация ГНВП -- это процесс проведения технологических операций, направленных на восстановление нормальных условий в системе «скважина-пласт».

При этом различают следующие два этапа работ: - вымыв флюида - комплекс технологических операций, при которых производится удаление из скважины поступивших пластовых флюидов на дневную поверхность;

- глушение скважины - комплекс технологических операций, при которых скважина заполняется утяжеленным буровым раствором, обеспечивающим условия безопасного ведения работ по строительству и ремонту скважины.

Организация процесса ликвидации ГНВП включает:

герметизацию устья скважины и регистрацию исходной информации;

анализ процессов, происходящих в скважине;

выбор метода ликвидации ГНВП, определение последовательности и содержания операций, предусмотренных технологией глушения скважины различными методами;

составление оперативной части плана ликвидации ГНВП;

распознавание нештатных ситуаций, возникающих в процессе ликвидации ГНВП и возможные действия по сохранению управляемости скважины.

Стандартные методы управления скважиной предусматривают процесс ликвидации ГНВП в скважине при постоянном забойном давлении. Забойное давление поддерживается постоянным путем регулирования давления в бурильных трубах, которое, в свою очередь, зависит от используемых при циркуляции производительности насоса и плотности бурового раствора. Давление в бурильных трубах регулируется дросселем, установленным на устье скважины в затрубном пространстве.

При изменении проходного сечения дросселя изменяется давление на дросселе (давление в затрубном пространстве) и, с некоторым запаздыванием реакции, изменяется давление в бурильных трубах. Поэтому, регулируя проходное сечение дросселя, следует делать выдержку (паузу) после того, как изменится давление на манометре перед дросселем, перед тем как зарегистрировать изменение давления на манометре в бурильных трубах. Продолжительность такого запаздывания реакции увеличивается с увеличением глубины скважины и концентрации газа в буровом растворе.

Рассмотрим следующие базовые операции при управлении скважиной:

запуск насоса;

циркуляция при установившемся режиме насоса;

остановка циркуляции.

Стандартные методы ликвидации ГНВП

Применение стандартных методов ликвидации ГНВП основано на традиционной схеме циркуляции раствора в скважине прямой промывкой с постоянной производительностью насосов, при этом давление на проявляющий пласт регулируется путем изменения давления на устье в трубном пространстве с помощью дросселя, установленного в затрубном пространстве.

Стандартные методы ликвидации ГНВП включают типовые технологические операции по безопасному удалению пластового флюида из скважины и заполнению скважины жидкостью глушения или утяжеленным буровым раствором, при проведении которых предусматриваются все меры, чтобы не допустить или снизить возможность возникновения дополнительных осложнений в скважине. Давление на проявляющий пласт во время циркуляции должно регулироваться так, чтобы оно оставалось постоянным и несколько превышало пластовое давление с целью исключения дополнительного притока флюида из пласта. В то же время давление, создаваемое в любом сечении ствола скважины, не должно превышать максимально допустимого значения для данного интервала с точки зрения возникновения гидроразрыва пласта и поглощения, заколонных перетоков или разрушения устьевого оборудования.

Нестандартные методы ликвидации ГНВП

Возникновение ГНВП при проведении спуско-подъемных операций или других работ, когда долото находится на значительном расстоянии от забоя скважины, существенно осложняет процесс ликвидации ГНВП вследствие того, что не могут быть использованы типовые операции по управлению скважиной, позволяющие ликвидировать проявление промывкой с противодавлением на пласт.

Дополнительные осложнения при ГНВП, приводящие к возникновению нестандартных ситуаций, создающих реальную опасность потери управления скважиной, требуют оценки текущего состояния скважины и принятия сложных решений в конкретной обстановке.

В таких условиях использование ранее рассмотренных стандартных методов невозможно, поэтому необходимы нестандартные подходы к ликвидации ГНВП, а, следовательно, должны применяться методы, позволяющие сохранить контроль состояния скважины и минимизировать риск возникновения и развития аварий, связанных с ГНВП.

Такие методы управления скважиной при ГНВП известны как нестандартные методы глушения. В основном нестандартные методы применяются как вынужденная временная мера для обеспечения контроля за состоянием скважины с целью предотвращения развития ГНВП. В конечном же итоге скважина должна быть заглушена одним из перечисленных стандартных методов.

Согласно «Инструкции по предупреждению и ликвидации ГНВП при строительстве и ремонте скважин» нормативно допускаются к использованию следующие нестандартные методы:

«метод глушения скважины в «лоб» на поглощение

«объемный метод»

Метод глушения скважины в «лоб» задавкой флюида в пласт на поглощение.

Метод глушения скважины в «лоб» имеет широкое применение при капитальном ремонте скважин, аварийном глушении добывающих скважин, а также иногда применяется для ликвидации ГНВП в бурящихся скважинах, когда обычная схема циркуляции технически невозможна, или она приводит в результате к критическим последствиям.

Процесс глушения скважины в «лоб» предусматривает непрерывную закачку бурового раствора или жидкости глушения в трубы и затрубное пространство на поглощение в пласт без вы хода пластового флюида на поверхность. Закачка жидкости в скважину может осуществляться как при наличии бурильных труб в скважине, так и без них.

Целью данного метода является оттеснение пластового флюида обратно в продуктивный или наиболее слабый не обсаженный пласт, не допустив при этом гидравлического разрыва пласта, и снижение давления на устье скважины до нуля или безопасного значения (разность между пластовым и гидростатическим давлением столба жидкости в скважине).

Объемный метод управления скважиной

Управление скважиной без циркуляции при газопроявлениях может быть достигнуто с использованием объемного метода. Целью данного метода является ограничение максимальных давлений в любом из проходимых сечений ствола скважины во время всплытия газовой пачки, не допуская при этом дополнительного притока флюида в скважину. Объемный метод служит временной мерой по предупреждению развития ГНВП и не рассматривается как метод глушения скважины.

Самопроизвольное искривление скважин?



Заключение

Был разработан проект строительства эксплуатационной скважины на нефть глубиной 2913 м на Правдинском нефтяном месторождении. В проекте были обоснованы:

· выбор конструкции скважины,

· выбор буровых растворов,

· выбор породоразружающего инструмента.

Выполнены:

· расчёты бурильных и обсадных труб,

· расчёты цементирования скважины,

· расчёты режимных параметров бурения.

В специальной части настоящего курсового проекта рассмотрены способы устранения ГНВП.

В процессе выполнения работы были проинтегрированы все теоретические данные, приобретенные за время обучения в университете, закреплены способности работать с учебной, технической и нормативной литературой.



Список литературы

1. Аксенова Н.А., Овчинников В.П., Овчинников П.В. Физико-химические процессы твердения, работа в скважине и коррозия цементного камня: Учеб. пособие для вузов. - Тюмень: Издательско-полиграфический центр «Экспресс», 2011.

2. Абубакиров В.Ф., Архангельский В.Н. и др. Буровое оборудование. Справочник: в 2-х т. - М.: Недра, 2000.

3. Блинов П.А., Дмитриев А.Н., Николаев Н.И. Расчёты заканчивания скважин: Учеб. пособие. - СПб: Национальный минерально-сырьевой университет «Горный», 2012.

4. Ганджумян Р.А., Калинин А.Г, Никитин Б.А. Инженерные расчёты при бурении глубоких скважин: Справочное пособие. - М.: Недра, 2000.

5. Ганджумян Р.А., Калинин А.Г., Н.И. Сердюк. Расчёты в бурении/Справочное пособие / Под редакцией А.Г. Калинина, - М: РГГРУ, 2007.

6. Иогансен К.В. Спутник буровика: Справочник - М.: Недра, 1990.

7. Калинин А.Г., Левицкий А.З., Никитин Б.А. Технология бурения разведочных скважин на нефть и газ: Учеб. для вузов. - М.: Недра, 1998.

8. Николаев Н.И. Конспект лекций по креплению скважин. СПб: Национальный минерально-сырьевой университет «Горный», 2014.

9. Перейма А.А. О влиянии химической обработки тампонажных растворов на эффективность действия расширяющихся добавок. / Перейма А.А. // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. - 5/2011. - С. 27-30.

10. «Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности». Серия 08. Выпуск 19. - М.: Закрытое акционерное общество «Научно-технический центр исследований проблем промышленной безопасности», 2013.

11. Сасоненко А.В. Новый порошкообразный расширяющийся тампонажный материал для низких температур. / Сасоненко А.В. // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. - 2/2011. - С. 35-38.

12. Юртаев С.Л. Практический справочник бурового мастера. В 2-х томах. Том 2. Справочное руководство для мастеров по бурению освоению и испытанию нефтяных и газовых скважин. СПб: НПО Профессионал, 2011.

Размещено на Allbest.ru