Рв Ропр + rж gh где [Ропр]- табличное значение давления опрессовки для данной колонны, ?ж- плотность жидкости опрессовки.


Чтобы посмотреть этот PDF файл с форматированием и разметкой, скачайте его и откройте на своем компьютере.

ПЕРВОЕ ВЫСШЕЕ ТЕХНИЧЕСКОЕ УЧЕБНОЕ ЗАВЕДЕНИЕ РОССИИ



САНКТ
-
ПЕТЕРБУРГСКИЙ ГОРНЫЙ УНИВЕРСИТЕТ»

Кафедра бурения скважин


Допущены

к проведению занятий в 2016
-
2017 уч. году


Заведующий кафедрой


профессор



__» сентября 2016 г. ______________





Методические указания по курсовому проектированию

п
о учебной дисциплине





БУРЕНИЕ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ СКВАЖИН НА ШЕЛЬФЕ
»




Направление:
21.0
3
.0
1

Нефтегазовое дело
»

Профиль:

Разработка углеводородных месторождений шельфа
»


Разработал: доцент ______________________М.В. Нуцкова




Обсуждены и одобрены на заседании кафедры

Протокол № от __» августа 2016 г.






САНКТ
-
ПЕТЕРБУРГ

2016


2

Общие положения


Цель курсового проектирования
-

закрепление и углубление знаний, полученных
студентами при теоретическом изучении курса Буре
ние нефтяных и газовых скважин

на
шельфе
»,
развитие навыков самостоятельной работы со специальной и справочной
литературой при решении конкретных инженерных задач нефтегазового производства.

Курсовой проект составляется на бурение и заканчивание нефтяных и газовых
скважин для конкретных геолого
-
тех
нических условий в соответствии с заданием,
которое выдается индивидуально каждому студенту на основе материалов пройденной им
производственной практики, либо данных, предложенных преподавателем.

Проект разрабатывается с учетом современных достижений техни
ки и технологии
бурения нефтян
ы
х и газовых скважин и должен носить конкретный характер. Следует
избегать общих рассуждений и подробного описания стандартного оборудования и
инструмента.

Курсовой проект состоит из пояснительной записки, графического матери
ала и
приложений.


1. Порядок оформления пояснительной записки

Объем пояснительной записки не должен превышать 25
-
5
0 страниц формата А4,
напечатанного через 1,5 интервала без учета графического материала и приложений.
Оформление
текстовой части выполняет
ся на
компьютере в формате MS Wo, большие
таблицы, занимающие отдельный лист
-

в формате MS Ex
c
el.

Тип шрифта для текста Time Ne Roman, прямой. Размер шрифта в тексте
-

12,
заголовки и другая рубрикация
-

14. Выравнивание для абзаца двустороннее, а для

заголовка
-

по центру. Слова в заголовках не разрываются, а переносятся целиком. Для
оформления таблиц рекомендуется шрифт размер
а



10

или 11
.

Математические выражения и расчетные формулы, используемые в тексте
курсового проекта, должны располагаться в ц
ентре строки. Если в тексте более одной
формулы, их нумеруют справа арабскими цифрами в круглых скобках. Нумерация формул
-

по главам. Значения применяемых в формуле символов должны быть расшифрованы при
первом их использовании с указанием их смысла, конкр
етного значения, размерности и
источника, из которого они взяты или получены. При необходимости производится расчет
отдельных символов.

В качестве графического материала могут быть представлены технические схемы и
чертежи, технологические схемы, графики, а
лгоритмы расчетов и другие материалы.
Иллюстрации, занимающие отдельную страницу, размещаются на странице, следующей
за первой ссылкой на данную иллюстрацию. Небольшие иллюстрации размещаются после
первой ссылки в тексте работы на данную иллюстрацию. Графи
ческий материал
выполняется средствами компь
ютерной графики или от руки
. Возможно включение в
пояснительну
ю записку четких фотографий, в качестве рисунков
. Рисунки и таблицы

должны име
т
ь

наименование и нумеруются по главам арабскими цифрами.

О
бязательным приложением к курсовому проекту являе
тся геолого
-
технический
наряд ГТН

на бурение скважины, который выполняется на листе формата А2. Второй
технический лист с графическим материалом, как правило, по специальной части проекта
по согласованию с р
уководителем курсового проектирования может быть формата А1 или
А2. Все чертежи должны выполняться с соблюдением существующих стандартов.

2. Структура пояснительной записки

Пояснительная записка к курсовому проекту должна включать в себя:



титульный лист по
яснительной записки;



задание на выполнение курсового проекта;


3



аннотацию;



оглавление при наличии разделов работы;



введение;



основные разделы пояснительной записки;



заключение;



список использованных источников;



текстовые и графические приложения.

Название,

оглавление и содержание курсового проекта согласовываются с
руководителем. При изложении материала и проведении необходимых расчетов нужно
обосновывать правильность выбора исходных данных и методик, давать ссылки на
используемые при этом литературные исто
чники, указывая в квадратных скобках
порядковый номер того или иного источника по списку использованной литературы.
Список использованной литературы составляется в алфавитном порядке с указанием
порядкового номера, фамилии и инициалов автора, заглавия книг
и, места издания,
издательства и года издания. Для статьи указывается ее заглавие, название журнала или
сборника, его номер или номер выпуска. В список использованной литературы заносятся
только источники, на которые имеются ссылки в тексте.

Пояснительная
записка должна быть написана четко, ясно, конкретно и кратко. В
тексте допустимы только общепринятые сокращения слов и словосочетаний,
терминология должна соответствовать
ГОСТ 7.32
-
2001.

Все страницы пояснительной
записки следует пронумеровать, нумерация д
олжна быть сквозной, начиная с титульного
листа, на котором номер страницы не ставится.

Титульный лист

Титульный лист работы оформляется в соответствии с правилами оформления
титульных листов курсовых работ
Национального

минерально
-
сырьево
го

университет
а


Горный»
.



Задание на курсовое проектирование

Задание выдается руководителем курсового проекта и утверждается заведующим
кафедрой
бурения скважин
.

Задание на курсовое
проектирование

переплетается после
титульного листа и в нумерацию страниц записки не вклю
чается.



Аннотация

Выполняется на русском и на иностранном английский, французский, немецкий,
испанский языках. Объем до
одн
ой страницы. В ней указывается цель курсового проекта
и с предельной краткостью излагается его содержание. Приводятся сведения о
б объеме
пояснительной записки в страницах, количестве таблиц, иллюстраций, графических
листов и приложений.


3. Структура курсового проекта и требования к его содержанию


Введение

Указывается целевое назначение
проектируемых

работ и формулируются основн
ые
задачи, которые будут решаться в процессе их выполнения. Объем 0,5
-
1 страница.


4

1. Геологическая часть

Приводится краткая физико
-
географическая

харат
е
ристика
района.
Стратиграфическая и литологическая характеристика разреза по площади, включающая в
себя
петрографическое описание, состав, строение и изменчивость основных пород,
слагающих разрез, условия их залегания, гидрогеологические и тектонические условия.
Особое внимание следует обратить на факторы, определяющие физико
-
механические
свойства вмещающих
пород и пород продуктивного пласта, их твердость, буримость,
абразивность, устойчивость и проницаемость по интервалам бурения. В геологическом
разрезе необходимо установить тектонические особенности и условия залегания пород,
возможные углы встречи пластов

скважиной; привести данные о газонефтеводоносности
разреза, об ожидаемых градиентах пластовых, поровых, геостатических давлениях,
давлений разрыва пород, о геостатических температурах. Определить условия вскрытия и
освоения продуктивного пласта; выделить
интервалы возможных осложнений при
бурении, их виды и интенсивность по интервалам бурения.

Формулируется целевое назначение скважины и обосновывается система разведки
или разработки месторождения или его участка. Определяются конкретные задачи,
решаемые пр
оектируемыми буровыми работами.

2. Технико
-
технологическая часть

Выбор конструкции скважины

В соответствии с целевым назначением и основными задачами буровых работ,
геолого
-
техническими условиями бурения и степенью их изученности обосновывается
выбор конст
рукции скважины, определяющейся числом и диаметрами обсадных колонн и
глубинами их спуска; диаметрами долот и интервалы бурения ими под каждую колонну,
высотой подъема тампонажного раствора в затрубном пространстве и конструкцией забоя.

Разработка конструк
ции скважины начинается с выбора числа обсадных колонн и
глубины их спуска, исходя из результатов выделения зон осложнений и интервалов
ствола, несовместимых по условиям бурения. С этой целью производится анализ условий
бурения по интервалам бурения по мет
оду сверху вниз и строится совмещенный график
изменений градиентов давлений: коэффициента аномальности пластовых давлений,
индексов давления поглощения гидроразрыва и относительной плотности бурового
раствора. Указанные градиенты определяются на основани
и данных промысловых
исследований или прогнозируются.

Коэффициент аномальности:


Индекс

давления поглощения
:


Индекс давления гидроразрыва:


Относительная плотность:

,

Р
пл


пластовое давление, МПа,
Р
пог
л



давление поглощения, МПа,
Р
гр



давление
гидроразрыва
, МПа,
k
p

-

коэффициент резерва, если глубина скважины до 1200 м, то 1,1
-

1,15, если глубина скважины больше 1200 м, то 1,05; h


глубина скважины
, м.

По К.В.

Гаврилкевичу, давление гидроразрыва начала поглощения определяется
по у
п
рощенной формуле:

.


5

Линии изменения этих
коэффициентов и индексов

на графике определяют границы
зон совместимости внешних условий бурения и являют
ся интервалами крепления
скважины обсадными трубами, а их число соответственно определяет число обсадных
колонн.

Глубина спуска обсадной колонны принимается на 10
-
20 м ниже окончания зоны
крепления, но не выше глубины начала следующей зоны крепления. При э
том глубина
спуска направления определяется необходимостью предупреждения размыва и
разрушения устья скважины и в зависимости от условий бурения может изменяться от
трех до нескольких десятков метров. Глубина спуска кондуктора определяется
необходимостью о
храны от загрязнения верхних водоносных горизонтов, которые могут
служить источниками водоснабжения; предупреждения осложнений в верхней
неустойчивой части разреза; условиями установки противовыбросового оборудования и
подвески последующих обсадных колонн.

Минимальная глубина спуска кондуктора
должна быть не меньше величины понижения уровня бурового раствора в скважине
вследствие подъема бурильной колонны при бурении последующего интервала скважины.
Глубина спуска промежуточной колонны определяется условия
ми безопасного бурения
скважины открытым стволом, интервал которого может достигать 2500
-
3000 м. Глубина
спуска эксплуатационной колонны определяется глубиной залегания продуктивного
пласта и должна быть увязана с принятым способом заканчивания скважины о
ткрытый
забой, фильтр, перфорация. В тех случаях, когда износ промежуточных колонн
незначителен, целесообразно вместо сплошной эксплуатационной колонны применять
хвостовики. При этом необходимо обосновывать способ подвешивания хвостовика на
ранее спущенно
й колонне.

Также необходимо учитывать метод вскрытия продуктивного
пласта открытый ствол, фильтр, хвостовик или перфорация зацементированного участка
и т.д.

Диаметры промежуточных обсадных колонн, а также кондуктора и направления
выбирают в соответствии
с величинами кольцевых зазоров между долотом и спускаемой
обсадной колонной наружным диаметром муфты либо высадки трубы для безмуфтовых
труб и между внутренней поверхностью обсадной колонны и спускаемым в нее долотом
для бурения последующего интервала. У
казанные величины зазоров уточняются на
конкретных месторождениях в зависимости от длины интервала выхода из
-
под башмака
предыдущей колонны, степени искривления ствола скважины, степени совершенства
технологии бурения, квалификации персонала и других факто
ров. Выбор конкретных
величин зазоров в курсовом проекте производится на основе имеющихся промысловых
данных или рекомендуемых методических материалов.

Диаметры обсадных колонн и долот выбираются снизу вверх, начиная с
эксплуатационной колонны. Диаметр экс
плуатационной колонны зависит от способа
заканчивания скважины, условий ее эксплуатации и задается заказчиком на буровые
работы.

Наружные диаметры эксплуатационных колонн выбирают по суммарному дебиту
скваж
и
ны
.

Рекомендуемые диаметры эксплуатационных кол
онн
:

Нефтяные скважины

Газовые скважины

Дебит,
м
3
/сут

Наружный
ди
а
метр
эксплуатационной
коло
н
ны, мм

Дебит,

тыс. м
3
/сут

Наружный
ди
а
метр
эксплуатационной
к
о
лонны, мм


40

114


75

114

40
-
100

127
-
140

75
-
250

114
-
146

100
-
150

140
-
146

250
-
500

146
-
178

150
-
30
0

168
-
178

500
-
1000

178
-
219



300

178
-
194

1000
-
5000

219
-
273



6

Расчетный диаметр долота определяется по формуле:


где
d
м

-

наружный диаметр соединительной муфты обсадной колонны,



-

радиальный
зазор

между муфтой обсадной колонны и сте
нкой скважины, мм.


Радиальный зазор между муфтой обсадной колонны и стенками скважины
:

Диаметр обсадной

коло
н
ны, мм

114
-
127

140
-
168

178
-
245

273
-
299

324
-
351

377
-
508

Радиальный зазор,
мм

5
-
15

10
-
20

10
-
25

15
-
30

20
-
40

25
-
50

Далее по ГОСТ подбираются ближайш
ий больший размер долота.

В
нутренний диаметр обсадной колонны, через которую
проходит соответствующее

долото

рассчитывается по формуле:


где


радиальный зазор между долотом и стенкой обсадной трубы, обычно
принимается 310 мм.

Дале
е по ГОСТ подбираются ближайшее большее значение
внутреннего диаметра колонны и
указывается наружный диаметр и толщина стенки
подобранной колонны.

Полученные данные сводятся в таблицу.

Высота подъема тампонажного раствора в затрубном пространстве и констру
кция
забоя скважины определяются на основании действующих инструкций и методических
материалов. По существующим правилам по всей длине цементируются направление и
кондуктор, а также промежуточные и эксплуатационные колонны в разведочных и
газовых скважинах
.

Для нефтяных эксплуатационных скважин допускается
цементирование не до устья.

При необходимости проводки наклонной скважины с заданным отходом от
вертикали
выбирается профиль
,

основываясь на ее расчетной конструкции, технических
возможностях и опытом бур
ения в данном регионе.


Выбор породоразрушающего инструмента

Выбор типа породоразрушающего инструмента

базируется на информации о
физико
-
механических свойствах пород, анализе условий литологическо
го
строения
конкретного разреза и разделении его на интерва
лы одинаковой буримости. Анализ
технико
-
экономических показателей отработки применяемых на предприятии различных
типов
породоразрушающего инструмента

позволяет обосновать их соответствие
механическим свойствам пород по интервалам бурения и сделать соответс
твующий
выбор. При отсутствии необходимых промысловых данных для ориентировочного выбора
можно воспользоваться рекомендуемыми областями применения отечественных долот
различной конструкции в соответствии с категориями твердости и абразивности го
рных
пород,

приведенными в таблице
:

Тип
долота

Породоразрушающий инструмент

Шарошечный

2
-
х и
3
-
х
лопастной

Многолопаст
ной
твердосплавн
ой

Алмазный

М

II
-
III/II
-
III

I
-
II/I
-
II

I
-
II/I
-
II

II
-
III/I
-
II

МЗ

III
-
IV/IV
-
V

-

-

-

МС

III
-
IV/III
-
IV

II
-
III/I
-
II

III
-
IV/I
-
II

III
-
I
V/II
-
III

МСЗ

IV
-
V/V
-
VI

-

-

-

С

III
-
IV/IV
-
V

-

IV
-
V/II
-
III

IV
-
V/II
-
III

СЗ

IV/IV
-
V

-

-

-

СТ

V
-
VI/IV
-
V

-

V
-
VI/II
-
III

V
-
VI/III
-
IV

Т

V
-
VI/IV
-
V

-

VI
-
VII/III
-
IV

VI
-
VII/III
-

7

IV

ТЗ

VI
-
VII/V
-
VI

-

-

-

ТК

V
-
VI/V
-
VI

-

-

-

ТКЗ

VI
-
VII/VI
-
VII




К

VI
-
VII/VII
-
VIII




ОК

VII
-
VIII/VIII
-
IX




Примечание:
В числителе
-

категория твердости пород, в знаменателе
-

абразивности
.


При неоднозначном выборе типа долота решение конкретизируется на этапе
выбора режимно
-
технологических параметров проходки в соответствии с принят
ым
критерием оптимизации или путем альтернативных расчетов.


Выбор типа бурового раствора

Основной принцип выбора типа бурового раствора
-

соответствие его состава
разбуриваемым породам на всем интервале бурения до спуска обсадной колонны. В
соответствии с

этим все буровые растворы разбиты на девять основных типов, которые
подразделяются на виды, а виды
-

на рецептуры. Горные породы, в зависимости от их
подверженности воздействию буровых растворов, разделены на пять групп: глинистые,
хемогенные, гранулярные

породы
-
коллекторы, твердые не склонные к
обвалообразованию и многолетнемерзлые. Процедура выбора типа бурового раствора
предусматривает:

а разбиение разреза скважины в соответствии с вышеуказанной классификацией
горных пород на интервалы, в каждом из к
оторых характеристики, определяющие выбор
типа бурового раствора, принимают постоянное значение;

б для каждого интервала выбирают множество допустимых типов растворов,
причем на каждом интервале ими могут быть только растворы, которые применимы на
всех вы
шележащих интервалах в пределах не

обсаженной части скважины;

в

определяют

оптимальную

п
оследовательность применения буровых растворов.

Плотность бурового раствора выбирается с учетом величины пластового давления
Р
пл

и обеспечения необходимого для предупр
еждения нефтегазоводопроявления
коэффициента безопасности К
б
, который при глубине скважины меньше 1200 м выбирают
равным 1,1
-
1,15, а при большей глубине
-

1,05
-
1,10.

В интервалах совместимых условий бурения плотность бурового раствора должна
создавать гид
ростатическое давление в скважине, превышающее пластовое на величину

K
р
:

10 % в интерва
ле 0
-

1
200 м, но не более 15 кгс/см2 1,5 МПа
);

5 % в интервале от 1200
м до проекта, но не более

25
-

30 кгс/см2  2,5
-

3,0 МПа.

Основное условие, при выборе давления
бурового раствора:

,


где
ρ
0

-

относительная плотность бурового раствора,
k
a

-

коэффициент аномальности
пластового давления,
k
п
огл

-

индекс давления

поглощения
.

Состав и другие параметры бурового раствора выбираю
тся для бурения различных
интервалов
скважины с учетом рекомендаций
, которые конкретизируются для заданных
условий бурения с указанием рецептур и технологий их приготовления, химической
обработки и утяжеления. Приводится расчет общей потребности в раствора
х каждого типа
для бурения скважины, а также потребность в материалах и реагентах для приготовления

8

буровых растворов. Обосновывается выбор оборудования для приготовления, очистки,
дегазации и обработки этих растворов.

Тип

бурового раствора
выбирается на о
снове анализа

геолог
и
ческого разреза
состав пород
, пластовых давлений, давлений ГРП
.

При выполнении данного этапа работы необходимо:

а ра
с
смотреть для каждого
интервала возможные варианты ти
пов
бурового раствора
и выбрать оптимальный с
технологической
точки

зрения;

б предусмотреть, каким образом будет осуществляться
переход от одного типа
бурового раствора
к другому соответствующей обработкой
раствора в пр
о
цессе бурения или полной заменой одного раствора на другой;

в
руководствоваться принципом вы
бора
бурового раствора
, к
о
торый бы не только
способствовал безаварийной проводке скважин, но и обеспечивал достижение высоких
технических показателей б
у
рения, был относительно дешевым и простым в
приготовлении.

Показатели параметры бурового раствора хара
ктеризуют качество и существенно
влияют на процесс бурения скважин, с
о
стояние её ствола и конечные результаты бурения.
Студент должен для каждого интервала скважины регламентировать показатели б
у
рового
раствора с учетом выбранного типа и особенностей геол
ог
и
ческого разреза.

Обязательными для регламентации являются:

плотность б
у
рового раствора
ρ
,
кг/м
3
);
условная вязкость
(
УВ, с
)
;

статическое напряжение сдвига
(
θ
через 1 и 10 мин,
д
Па
)
;

показатель фильтр
а
ции
Ф
,
с
м
3

за 30 мин.;
толщина фильтрационной корк
а
(
δ,
м
м
)
;

вод
о
родный показатель
(
рН
)
.

Для каждого из выбранных типов б
у
рового раствора с учетов регламентированных
показателей определяется ассортимент материалов и реагентов для
их
приготовления и
произв
о
дятся соответствующие расчеты. Для выполнения данн
ого этапа р
а
боты
необходимо:


1. Рассчитать необходимый объем
очистного агента
. При этом следует учитывать
не только конструкцию скважины и её гл
у
бину, но и назначение скважины, степень
осложненности разреза, пластовые давления в продуктивных горизонтах, е
стественные
п
о
тери, связывая их с типом
используемых очистных устройств.

2. Выбрать материалы для приготовления
очистного агента

глинопорошки,
утяжелитель и обосновать этот выбор.

3. Рассчитать количество материалов, необходимое для пр
и
готовления требуем
ого
объема
очистного агента
.

4. Выбрать химические реагенты для обработки раствора, аргументировать этот
вы
бор.

5. Предусмотреть специальные добавки к
очистному агенту
с целью профилактики
осложнений в скважине, повышения показ
а
телей бурения, придания ра
створу
термостойкости и т.д.

Количество очистного агента для бурения скважины

,

где
V
м



объем приемных емкостей ме
р
ников буровых насосов 1040 м
3
);
V
цс



объем
циркуляционной желобной системы 47 м
3
)
;
К
з

= 2


к
о
эффициент за
паса;
V
б



требуемый объем бурового раствора для механического бурения, м
3
,

,

где
L
1
,
L
2
,
L
3



длины интервалов одного ди
а
метра бурения, м;
n
1
,
n
2
,
n
3


нормы расхода
бурового раствора на 1 м проходки, м
3

в зависимости от вида обс
адной колонны, под
которую ведется б
у
рение
,

норма расхода м
3
/м
при
Н<100м,

n=0.
52
; 100≤Н
800
м,
n
=0.32
;
Н
�800
м,
n
=0.24
;



объем скважины, м
3
,

,


9

где
L
скв



длина скважины,

м,
S
кп


площадь кольцевого пространства, м
2
,
S
бт


площадь
пространства внутри бурил
ь
ных труб, м
2
.

Необходимое количество глины и воды
для получения объ
е
ма раствора
V
р
, м
3

заданной плотности
ρ
р
, кг/м
3
.

Требуемый объем глины, м
3
:

,

где
ρ
в
-

плотность воды, кг/м
3
;
ρ
г

-

плотность глины, кг/м
3
.

Требуемая масса глины, кг:

.

Требуемый объем воды
, м
3
:

.

Расчет необходимого

количества утяжелителя

для повышения плотн
о
сти раствора,
кг

,

где
ρ
у

-

плотность утяжелителя, кг/м
3
;
ρ
ур

-

плотность требуемого утяжеленного раствора,
кг/м
3
.

При расчете расхода реагентов для многокомпонентных очистных агентов следует
руководствоваться нормами расхода материалов по их рец
ептурам и пр
и
нятыми
методиками расчета.

Способ приготовления бурового раствора выбирается в зав
и
симости от типа
бурового раствора, исходного сырья, местных усл
о
вий и имеющегося оборудования.
Буровой раствор либо поставляе
т
ся с глинозавода в готовом виде, л
ибо готовиться
непосредственно на буровой.

Утяжелители для повышения плотности очистных агентов
:

Групп
а

Наименование

Плотность,
к
г/м
3

I

Малоколлоидные глины, мергели, мел,
известняки

2
6
0
0
-
290
0

II

Барит

Гематит

Магнетит

4
48
0

530
0

530
0

III
*

Ферромарганец
, феррофосфор,
концентраты свинц
о
вых руд и др.

60
00
-
7
0
00

*Применение утяжелителей данной группы ограничено

В данной главе приводится также перечень оборудования, необходимого для
приготовления бурового раствора, очистки его от выбуренной породы и дегазац
ии. При
бурении на утяжеленном ра
с
творе рассматриваются способ ввода утяжелителя в буровой
раствор и средства регенерации утяжелителя.

Выбор оборудования и его компоновки должен производит
ь
ся с учетом
используемых типов промывочной жидкости.


Обоснование в
ыбора способа бурения скважины

В соответствии с геологическим заданием, геолого
-
техническими условиями
бурения и разработанной конструкцией скважины выбирается оптимальный способ
бурения разных интервалов скважины.
В современном бурении получили

10

распростра
нение два основных способа бурения нефтяных и газовых скважин: роторный и
турбинный.
Наиболее обоснованно это может быть сделано методом вариантных
экономических расчетов с определением технико
-
экономических показателей.

Способ
бурения выбирают с учетом ос
обенностей и условий проходки скважин, а так же с учетом
опыта бурения на данном месторождении.



Проектирование режимно
-
технологических параметров бурения

После принятия решения о способе бурения, типах используемых долот, забойных
двигателях и буровых ра
створах необходимо подобрать осевую нагрузку на долото,
частоту его вращения

и
расход буровых растворов т.е. режим бурения для каждого
однородного по условиям буримости интервала скважины.

В качестве критериев оптимизации для выбора режимных параметров бур
ения
могут быть использованы проходка на долото, рейсовая скорость бурения или стоимость
1

м проходки, первые два из которых необходимо максимизировать, а третий
-

минимизировать.

При отсутствии надежных исходны
х промыслов
ы
х данных по отработке
долот для к
онкретных геолого
-
технических условий бурения скважины целесообразно
использовать нормативное задание режимно
-
технологических параметров и показателей
бурения, а процесс оптимизации осуществлять в оперативном режиме на буровой.

Осевая нагрузка на долото:

,

где
Р
уд

-

удельная нагрузка на единицу диа
метра рассматриваемого долота
;
D
д
-

диаметр
долота для бурения под направление, мм.

Рекомендуемые значения
Р
уд

приведены в таблице:

Горные породы

, кН/мм

Весьма мягкие

0,2

Мягкие и среднемягкие, а также мягкие породы с
про
слойками пород средней твердости и твердых

0,2
-
0,5

Породы средней твердости с прослойками твердых

0,5
-
1,0

Твердые породы

1,0
-
1,5

Крепкие и очень крепкие породы

�1,5

Каждому классу
пород соответствуют свои оптимальные скорости вращения
долота, превышение которых вызывает снижение механической скорости бурения. Также
превышение частоты вращения долота снижает долговечность их работы вследствие
более интенсивного износа опор и сокращае
т проходку долота за рейс.

Частоту вращения ротора подбираем из рекомендованных значени
й для данных
параметров по таблице:

Глубина скважины
Н,
м

Частота вращения долота,
п,

мин
-
1

для пород
:

устойчивых

неустойчивых

500

120
-
180

90
-
120

500
-
1500

90
-
120

60
-
90

1500
-
2500

60
-
120

40
-
60

2500
-
4000

40
-
90

40
-
60

�4000

40
-
90

40

При бурении винтовым забойным двигателем частота вращения долота зависит от
значений расхода промывочной жидкости и прочих параметров и принимается

в
зависимости от технических характерист
ик соответствующего забойного двигателя.

Расход промывочной жидкости
Q

выбирается исходя из условий обеспечения
эффективной очистки забоя от разбуренной породы и удаления ее частиц из ствола
скважины. Кроме того, выбранный режим промывки должен обеспечить
эффективную

11

работу забойного гидравлического двигателя и возможность реализации части
гидравлической мощности циркуляционного потока для гидромониторного разрушения
пород забоя. При этом значение
Q

не должно прев
ы
шать величины

Q
max
, при котором
возможен ги
дроразрыв пластов.

Минимально необходимый расход
Q
1

из условия нормальной очистки забоя
определяется по формуле
:


где
F
з
-

площадь забоя,
q

-

удельный расход жидкости, необходимый для
удовлетворительной оч
и
стки забоя

(
д
ля бурения т
урбобуром принимаем

= 0,6
0


0,70

м
3
/с, при бурении ротором

= 0,
50


0,60

м
3
/с
.


Расход, обеспечивающий вынос шлама
Q
вш

должен обеспечивать такую скорость
восходящего потока, кот
орая превышает скорость падения твердых частиц, что базируется
на данных практики бурения. При бурении на глинистом и минерализованном растворе
скорость восходящего потока
может быть в пределах
V
восх

= 0,4
-
0,7
м/с
.

,

Далее выберем

наибольший расход

(
Q
1

или

Q
вш
)
, исходя из условий, полученных
при расчетах по интервалам бурения.

Рекомендуется, полученные данные представить в
виде таблицы.


Выбор компоновки и расчет колонны бурильных труб

При выборе компоновки колонны бурильных труб в

качестве исходной
информации используются: геометрические параметры профиля ствола скважины,
диаметр обсадной колонны на предыдущем интервале бурения, способ бурения, условия
бурения по осложненности, диаметр и вес УБТ, плотность бурового раствора, потери

давления в забойном двигателе и долоте, вес забойного двигателя. Используются
одноразмерные и многоразмерные, т.е. состоящие из труб разного диаметра, бурильные
колонны. В последних


диаметры труб увеличиваются от забоя к устью. Колонна или ее
участки оди
накового диаметра, как правило, состоят из секций, в которых
т
рубы
отличаются типом, толщиной стенки или группой прочности материала. В результате
расчета должны быть получены диаметры, толщина стенок, группы прочности и длины
секций всех ступеней колонны.

Выбор компоновки начинается с определения ее нижнего участка, который
собирают из утяжеленных бурильных труб УБТ, предназначенных для создания осевых
нагрузок на долото и предупреждения самопроизвольного искривления скважины.
Отношение диаметра УБТ к ди
аметру долота должно составлять 0,75

0,85 для

D
Д

295,3
мм и 0,65

0,75 для
D
Д

 295,3 мм. При этом диаметр УБТ или его нижней секции не
должен быть больше диаметра забойного двигателя. Длина комплекта одноступенчатого
УБТ определяется из условия:


где
Р
Д

-

осевая нагрузка, Н;
G

-

вес забойного двигателя, Н;
q
УБТ

-

масса 1 м

УБТ, кг;
g

-

ускорение свободного падения, м/с
2
;
ρ
р

и
ρ
т

-

плотность соответственно бурового раствора
и материала труб, кг/м
3
.


12

При выборе диаметра труб буриль
ной колонны необходимо обеспечить отношение
диаметров бурильной колонны и УБТ 0,7
0
-
0,80
. Общая длина бурильной колонны и
длины ее секций определяются на основании действующих инстр
укций и методических
материалов
.

Проверочный расчет бурильной колонны осущес
твляется с целью определения
напряжений в отдельных ее элементах от возникающих в процессе бурения усилий, а
также для обеспечения необходимого запаса прочности. Расчеты проводятся по
методикам, изложенным в
методических материалах
.

Колонну бурильных труб
рассчитывают из условия приложения растягивающих
нагрузок и вращающего момента процесс бурения и растягивающих нагрузок с учетом
сил сопротивления, возникающих при подъеме подъем долота. В любом сечении
бурильной колонны должно соблюдаться условие по 3
-
ей теории прочности:


где
,
σ
р
,
τ



напряжения в теле
трубы рассматриваемого сечения,
возникающие под
действием соответственно растягивающих нагрузок и вращающего момента, МПа;
А



коэффициент анизотропии мате
риала труб для стали
А

=

4, для алюминиевых сплавов
А

=

4,77);

σ
т



предел текучести материала

труб в рассматриваемом сечении
, МПа;
n


коэффициент запаса прочности при бурении вертикальных скважин роторным способом
n
1,4, забойными двигателями
n
1,3; при

бурении наклонных скважин, если градиент
набора или спада кривизны более 4
о

на 100 м,
n
1,45 и
n

1,35 соответственно; при
бурении в осложненных условиях коэффициенты запаса прочности необходимо увеличить
на 0,05.

Механические свойства материалов

Показа
тели

Группа прочности материала труб

С

Д

Е

К

Л

М

Р

Т

40ХН

40ХМФА

Д16Т

Временное
сопрот
-
е
разрыву
,
[
σ
р
],
МПа

490

637

687

735

784

882

980

1078

882

981

392

421

Предел
текучести
,

[
σ
т
],

МПа

315

373

490

539

637

735

882

980

735

832

2
55

274

Отн.
удлине
-
ние при
длине
образца,
равной 5
диаметрам
его
,

[
δ
]

%

18

16

12

12

12

12

12

12

10

13

12

10

Примечания
. 1. Трубы групп прочности Р и Т изготавливаются по
соглашению изготовителя с потребителем. 2. В числителе для труб диаметро
м
менее 120 мм, в знаменателе


более 120 мм.


Расчет бурильной колонны при подъеме из скважины

a.

Расчет наибольшего усилия растяжения
Q
р

в ньютонах, возникающее в момент
начала подъема бурильной колонны из скважины,


г
де

L
БТ
,

L
УБТ


длина бурильных и утяжеленных труб соответственно, м;

Q
1


вес долота и
КНБК, Н;
Q
2



усилие затяжки инструмента при подъеме обычно составляет 0,5
-
1∙10
5

Н;
p



давление, развиваемое насосом в момент восстановления ци
ркуляции при прихвате

13

бурильной колонны принимается максимальное по характеристике насоса, Па;
d
в



диаметр проходного отверстия трубы, м.

b.

Условие прочности при растяжении:


где
Q
р



наибольшее растягивающее усилие пр
и подъеме колонны, Н;

d
н



наружный
диаметр БТ, м;

d
в



внутренний диаметр БТ, м;

[
σ
р
]



предел прочности материала труб
табличное значение
, МПа.


Расчет бурильной колонны при
роторном
бурении
.

a.

Расчет касательных напряжений при кручении


г
де

М
кр

-

крутящий момент расчет см. ниже, Н∙м;

W
р


полярный момент сопротивления
площади поперечного сечения трубы при кручении расчет см. ниже, м
3
.

b.

Полярный момент:


c.

Крутящий момен
т:


г
де

k
д



коэффициент динамичности,

k
д
=
1,5

;

ω


угловая скорость вращения, с
-
1
:


г
де

n


частота вращения, мин
-
1
.

d.

Подводимая мощность:


где

N
д


мощность на вращение долота, Вт см. ниже;

N
хв


мощность холостого вращения,
Вт:

для вертикальных скважин
,

кВт:


где

ρ
б.р
.


плотность бурового раствора, кг/м
3
;

L



суммарная длина бурильных труб,

м;


Н
а основании стендовых испытаний трехшарошечных долот с
D
д
= 120
-
450 мм
:


где

Р
д



нагрузка на долото, мН;

k
г.п
.


коэффициент крепости горной породы для мягких


2,6; для средних


2,3; для крепких


1
,85; для изношенных долот значения

увеличивается в 1,5 раза;

e.

Расчет растяжения в процессе бурения

Q'
р

Н:



Проверка по
III

теории прочности
:


где

σ'
р

-

усилие

растяжения в процессе бурения, МПа, по формуле:



14

Полученные значения сравниваются с табличными данными по выбранной группе
прочности материала труб.



Крепление скважины

Процесс крепления скважины состоит из нескольких технологиче
ских операций,
обеспечивающих закрепление стенок скважины и длительную изоляцию пластов друг от
друга, а также от дневной поверхности. С учетом назначения и выбранной конструкции
скважины необходимо сделать анализ условий работы обсадных колонн в скважине
и
выполнить прочностные расчеты с целью обоснования способа их спуска и
цементирования. Прежде всего, оценивается возможность реализации способа,
предусматривающего спуск колонн в один прием и сплошное цементирование при
условии сохранения целостности плас
тов и устьевого оборудования под действием
давления в гидравлической системе, а также предупреждения газоводонефтепроявлений
при ОЗЦ. Обосновывается выбор тампонажного раствора и буферной жидкости. С учетом
давлений поглощения в интервале цементирования вы
бирается плотность тампонажного
раствора и определяется потребное количество материалов для цементирования.
Обосновывается выбор цементировочного оборудования, режимов его работы и
рассчитывается продолжительность процесса цементирования.

Выбирается способ

испытания обсадных колонн на герметичность, и
рассчитываются возможные значения давления опрессовки и снижения уровня раствора в
колонне. Выполняется расчет секций обсадных колонн по избыточным давлениям.

Поскольку гидродинамическое давление зависит от пл
отности тампонажного
раствора и его реологических характеристик, решать данную задачу целесообразно
методом последовательных приближений. Для этого задается верхняя и нижняя границы
возможных вариаций плотности тампонажного раствора:



где
ρ
п.ж
.
-

плотность промывочной жидкости, кг/м
3
;
L
сл



глубина залегания
подошвы наиболее слабого пласта, м; h


уровень тампонажного раствора от устья, м.

При этом следует учитывать, что чем меньше плотность тампонажного раствор
а,
тем, как правило, хуже качество образующегося цементного камня. Также следует учесть,
что если не оговорены специальные условия, интервал продуктивного пласта и зона на
300


500 м выше должна цементироваться цементным раствором нормальной плотности
(18
00


1900 кг/м
3
).

Расчет одноступенчатого цементирования обсадных колонн

Определение необходимого объёма буферной жидкости:


Объём буферной жидкости рассчитаем по формуле:

,

где
d
скв



диаметр скважины;
d
н.тр



диаметр обсадной коло
нны;
h



высота подъёма
буферной жидкости в кольцевом пространстве 
h

 200 м.

Определение необходимого объёма цементного раствора
:

Необходимый объём цементного раствора будет складываться из нескольких
объёмов:

,


15

где
V
1



объём ме
жтрубного пространства;
V
2



объём затрубного пространства;
V
3



объём цементного стакана ниже стоп
-
кольца.




где
H



глубина спуска рассчитываемой колонны;
h
1



глубина спуска предыд
ущей
колонны;
h
2



высота цементного стакана 
h
2
 20 м;
k
1



коэффициент, учитывающий
неровности стенок скважины 
k
1
= 1,1).

Определение необходимого объёма продавочной жидкости:


где
k
2



коэффициент сжимаемости продавочной жидко
сти 
k
2
= 1,05).

Определение количества сухого цемента:

,

где

k
ц



коэффициент, учитывающий потери сухого цемента при разгрузочных работах

(1,03
-
1,05);

V
ц.р.



расчетный объём цементного раствора;

m


масса сухого цемента в 1 м
3
рас
твора заданной плотности:

;

Определение количества воды, необходимого для затворения:

,

где

В/Ц


водоцементное отношение

для цементных растворов нормальной плотности
(1800
-
1900кг/м
3
)


0,4
-
0,55; для облече
нных растворов


0,6
-

1,2)
;

k
в



коэффициент,
учитывающий потери воды при разгрузочных работах1,03
-
1,05);

ρ
в



плотность воды
1,01 г/см
3
).

Определение числа цементосмесительных машин:

,

где
ρ
ц



насыпная
плотность цементного поро
шка 11
00
-
1
4
00 кг/м
3
);
V
б



объём бака
цементосмесительной машины.

Расчет числа цементировочных агрегатов:

,

где
d
c



диаметр скважины;
d
н



наружный диаметр обсадной колонны;
ω



скорость
восходящего потока цементного раствора в за
трубе 
около 1,5 м/с
;



подача
цементировочного агрегата на 4 передаче.

Расчёт времени цементирования:

,

где

t
пр.ц.р.



время приготовления цемента;

t
б.ж.


время прокачки буфера;

t
ц.р.



время
прокачки раст
вора
;
t
п.ж.



время прокачки продавки.


16





гд
е
V
буф



расчетный объём буфера;

V
пр.



расчётный объём продавки;


подача
цементировочного

агрегата на 1 передаче;


производительность
цементосмесительной машины.

Определение времени начала схватывания цемента:

.

После расчета
необходимо представить схему

расстановки
цементировочной

техники

При о
пределении наружных давлений, действующих на обсадную колонну,
руководствуются следующими условиями.

В незацементированной зоне наружное давление на колонну определяют по
формуле:


где

z


глубина от устья скважины до уровня цемента,

м.

До затвердевания цемента наружное давление по всей длине колонны определяют
на момент окончания процесса продавливания тампонажного раствора и рассчитывают с
учетом давления составного столба промывочной жидкости и тампонажного раствора:


После затвердевания цемента в зацементированной зоне в интервале межколонного
пространства, наружное давление определяют по давлению составного столба бурового
раствора и гидростатического столба воды плотностью

ρ
гс

 1100 кг/м
3


При определении внутренних давлений, действующих на обсадную колонну,
руководствуются следующими соображениями.

Для нефтяных скважин внутреннее давление в период ввода в эксплуатацию при
закрытом устье определяют по формуле:


где
ρ
н

-

плотность нефти.

При испытании колонны на герметичность вычислим давление опрессовки по
формуле:



гд
е
[
Р
опр
]
-

табличное значение давления опрессовки для данной колонны,
ρ
ж
-

плотность
жидкости опрессо
вки.


17


В конце времени эксплуатации скважины устьевое давление равно нулю, так как
пласт истощен. Уровень жидкости в скважине определим из уравнений:


где
Р
плкэ
-

пластовое давление в конце эксплуатации.

Внутренние избыточные давления

равны разности давлений при опрессовке и
наружных давлений после затвердевания цемента:

,

Наружные избыточные давления равны разности наружных давлений после ОЗЦ и
внутреннего давления в конце эксплуатации.

Необходимо также учитыват
ь коэффициент разгрузки К 0,25:


.

По результатам расчета строятся графики наружных, внутренних и избыточных
давлений
.

Подбор компоновки эксплуатационной колонны ведется по эпюрам наружных
избыточных давлений
с учетом внутренних давлений и страгивающих нагрузок.

Первая секция колонны должна перекрыть продуктивные пласты и иметь
дополнительные 50 м, поэтому l
1
=

h
прод.пл.

+ 50

м.
Рассмотрим

значение наружного
избыточного давления
в верхней части первой секции
. С
учетом коэффициента запаса
прочности n
1
1,3 трубы первой секции должны выдерживать давление:


где
n
1

-

к
оэффициент запаса прочности при расчете на смятие принимается равным 1,0
-
1,3
для секций, находящихся в пределах эксплуатационного

объекта в зависимости от
устойчивости коллектора. Зона эксплуатационного объекта включает в себя толщину
мощность пласта, увеличенную на 100 м по 50 м выше кровли и ниже подошвы пласта.
Для остальных интервалов коэффициент запаса прочности на смятие

принимается
равным 1,0
.

Выбираем трубы

группу
прочности
и толщину

стенки
 для первой секции.


Определим вес первой секции:


где
q
1



вес одно метра первой секции, м; l
1



длина первой секции, м.

Трубы проверим на действие внутренни
х избыточных давлений:



18

где
Р
Т

-

Внутренние давления, при которых напряжение в теле трубы достигает предела
текучести, МПа
, n
2



коэффициент запаса прочности на внутреннее давление.


Для второй секции выберем трубы с меньшей толщино
й стенки. Определим
критическое давление для труб второй секции с учетом растягивающих нагрузок от веса
первой секции:


где
Р
кр2

-

критическое давление для обсадных труб, МПа
,
Q
Т


Растягивающие нагрузки,
при которых напряжения в те
ле трубы достигают предела текучести, кН

Чтобы определ
ить длину второй секции, выбираются
трубы для третьей секции с
необходимой
толщиной стенки

и групп
ой

прочности
.

И
определяется,

с какой глубины
они могут быть установлены по графику избыточных давлений
. Следовательно, найдем
длину и вес второй секции труб:


Затем определим критическое давление для труб третьей секции с учетом
растягивающих нагрузок от веса труб предыдущих секций:


Далее рассчитывается ч
етве
ртая секция
. Выбирается

группа
прочности
труб и
толщина

стенки.
Определяется
, с какой глубины они могут быть установлены по графику
избыточных давлений
).
Д
лина и вес третьей секции равны:


Далее рассчитываем:


Уточняется, с какой глубины

могут быть установлены
трубы четвертой секции
по
графику избыточных давлений
. Уточненная длина и вес третьей секции:


Длину и вес четвертой секции выберем по формулам:


19


где
Р
стр



Страгивающие нагрузки для соединения обсадных труб, рассчитанные по
формуле Яковлева


Шумилова, кН.


Трубы четвертой секции проверим на действие внутреннего избыточного давления

по графику избыточных давлений, на уровне верхнего конца 4 секции
:


Далее
должны быть установлены трубы пятой секции Рассчитаем их допустимую
длину, нагрузку и вес:


Проверим трубы пятой секции на действие внутренних избыточных давлений:


При необходимости по
следующие секции рассчитываются
по примеру пятой

секци
и
. Суммарная длина секций должна быть равна длине рассчитываемой обсадной
колонны.

Выбор буровой установки

Исходными данными при выборе буровой установки являются проектная глубина и
конструкция скважин
ы.

Параметр максимальная грузоподъемность характеризует предельно допустимое
значение нагрузки на крюке, которое не может быть превышено при выполнении любых
технологических операций в процессе всего цикла строительства скважины вертикальные
нагрузки от в
еса бурильной колонны, находящейся в скважине, обсадных труб,
спускаемых в скважину, а также нагрузки, возникающей при ликвидации аварий и
осложнений в скважине.

Условие выбора буровой установки
:



20

,

где
G
max

-

максимальный вес буриль
ной колонны или колонны обсадных труб,

H
рек

-

рекомендуемая глубина бурения,
q

-

вес 1 м бурильных труб или колонны обсадных труб,
Н/м.

Максимальные допустимые нагрузки на крюке с учётом

коэффициента
грузоподъёмности

-

0,9 для ОК и 0,6 для БК:

От веса бу
рильной колонны:


От веса обсадной колонны:

.

где
G
БК

-

максимальный вес бурильной колонны
;
G
ОК

-

максимальный вес
обсадной
колонны.

По полученным

данным максимальному весу колонны и проектной глубине
скважин
ы
выбирается
оптимальная
буровая установк
а.


Вторичное вскрытие, испытание и освоение скважины

С учетом вида пластового флюида, коллекторских свойств продуктивного пласта и
коэффициента аномальности пластового давления выбираются способ
перфорации
эксплуа
тационной колонны
, способ вызова притока флюида из пласта и схема
оборудования устья скважи
ны при освоении. Определяется тип пластоиспытателя, даются
его характеристики и по
следовательность испытания перспективных объектов в разрезе
скважины и порядок выпо
лнения связанных с этим работ. В зависимости от величины
ожидаемого пластового давления в продуктивном горизонте и ожидаемой
продолжительности простоя скважины до ввода ее в эксплуатацию выбирается способ
консервации скважины, обеспечивающий сохранность

к
оллекторских свойств
продуктивного пласта.

3. Специальная глава

Специальная глава проекта дает возможность студенту продемонстрировать свои
знания и способности к самостоятельной творческой разработке одного из актуальных
вопросов бурения нефтяных и газовы
х скважин с широким использованием промысловых
данных, лабораторных исследований, литературных источников и собственных
наблюдений в период прохождения учебных практик. Выбор темы специальной главы
проекта предполагает более детальную разработку одного из
вопросов техники и
технологии бурения и заканчивания скважины и согласовывается с руководителем
курсового проектирования.

4.

Технико
-
экологическая безопасность проведения

р
абот

В этом разделе разрабатываются организационно
-
технические мероприятия по
обеспе
чению безопасных условий работы на буровых и охраны недр, как в процессе
бурения, так и после завершения пр
оходки скважины и ее ликвидации
, а также по
уничтожению отходов технологического процесса и рекультивации земель, отведенных
для выполнения буровых р
абот.


21

5. Заключение

Формулируются основные защищаемые положения проекта, направленные на
совершенствование технических средств и технологии бурения предусмотренных
проектом скважин, улучшение условий труда и повышения экологической безопасности
работ.



Р
е
комендуемая

литература

1.

Литвиненко В.С
. Основы бурения нефтяных и газовых скважин. Учебное
пособие

/
В.С.
Литвиненко,
А.Г.
К
алинин.

М.: ЦентрЛитНефтеГаз, 2009.

2.


Калинин А.Г
. Бурение нефтяных и газовых скважин. Учебник
.

М.:
ЦентрЛитНефтеГаз, 2008.

3.
Б
асарыгин Ю.М
.
Технология бурения нефтяных и газовых скважин

/
Ю.М.
Басарыгин,
А.И.
Булатов,
Ю.М.
Проселков
.
М.: Недра,
2001.

4.
Калинин А.Г
.

Справочник инженера
-
технолога по бурению глубоких скважин

/
А.Г.
Калинин,
Р.А.
Ганджумян,
А.Г.
Мессер
.
M
.
:
Н
едра, 2
005.

5.
Ганджумян Р.А
.
Инженерные ра
с
четы при бурении глубоких скважин

/
Р.А.
Ганджумян,
А.Г.
Калинин,
Б.А.
Никитин
.

М.: Недра,
2000
.

6.
Иогансен К.В
. Спутник буровика
.

М.: Недра, 19
90
.

8.
Рябоконь С.А
.
Технологические жидкости для заканчивания и ремонта с
кважин
.
Краснодар
,
2009.

9.
Николаев Н.И., Блинов П.А., Дмитриев А.Н.
Расчеты заканчивания скважин.
Учебное пособие
. СПб., Изд
-
во Горного университета, 2012.

10.
Юртаев С.Л., Турицына М.В., Леушева Е.Л.,

Аминеев М.Х.
Справочник по
креплению нефтяных и газо
вых скважин. Ч.I.


Нижневартовск: Изд
-
во НВГУ, 2014.


243с.

11.
Юртаев С.Л., Турицына М.В., Леушева Е.Л.,

Аминеев М.Х.
Справочник по
креплению нефтяных и газовых скважин. Ч.I
I
.


Нижневартовск: Изд
-
во НВГУ, 2014.


260с.

12.

Юртаев С.Л., Турицына М.В., Л
еушева Е.Л.,

Аминеев М.Х.
Справочник по
креплению нефтяных и газовых скважин. Ч.I
II
.


Нижневартовск: Изд
-
во НВГУ, 2014.


2
32
с.

13.

Юртаев С.Л., Турицына М.В., Леушева Е.Л.,

Аминеев М.Х.
Справочник по
креплению нефтяных и газовых скважин. Ч.I
V
.


Нижневар
товск: Изд
-
во НВГУ, 2014.


2
05
с.


Приложенные файлы

  • pdf 26237926
    Размер файла: 445 kB Загрузок: 0

Добавить комментарий