• Как Сделать Геолого Технический Наряд
• Геолого-технический Наряд Это
• Геолого-технический Наряд Википедия

2 Месторождение. Буровая установка Глубина скважины Буровой насос. Скважина начата Бурильные трубы. Скважина закончена. Длина свечи. Геологическая часть Техническая часть Параметры режима бурения Очистной агент Спуско-подъемные операции Получение геологической информации Искривление скважины Возможные осложнения Нормативные показатели № слоя Глубина подошвы слоя Мощность слоя Геологическая колонка Наименование и условное изображение Категория пород по буримости Абразивность и состояние пород Конструкция скважины (схема) Вид и диаметр породоразрушающего инструмента Осевая нагрузка на ПРИ, - Сос, Н.

Настоящую форму можно распечатать из редактора MS Word (в режиме разметки страниц), где настройка параметров просмотра и печати. При возникновении осложнений (поглощение, обвалы) оперативные решения по отклонению. 01 ГТН Кумжа 2009. 02 Проектный график бурения. 03 Выбор буровой установки 4Э-76. Геолого-технический наряд. Оборудование Буровая установка - Уралмаш 4Э-76. Вышка - ВБ-53×320М. Я проходил практику на Центральном месторождении ЦДПН-3 НГДУ-2 ОАО «Белкамнефть» с первого.

Скорость вращения бурового снаряда - n об/мин (сек -1 ) Расход очистного агента л/мин, (м 3/сек) Вид очистного агента Обработка очистного агента Схема талевой оснастки Скорость подъема и число свечей поднимаемых на каждой скорости Заданный выход керна Мероприятия по повышению выхода керна и другие мероприятия для по- лучения геологической информации Естественная или заданная интенсивность искривления скважины Интервалы измерения искривления скважины и меры управления направлением скважины Интервалы и вид осложнений. Меры предотвращения и борьбы с осложнениями Нормативная механическая скорость - Vм м/ час Нормативная углубка за рейс - hр м 22. Приложение 2 Приложение 3 Методика расчета затрат мощности на бурение и определения зависимости L n = f (n). В процессе бурения мощность двигателя тратится на: потери в станке - Nст., потери на вращение бурильной колонны - Nб.т. И затраты на забое на разрушение породы и трение - Nзаб.

N бур = N ст + N б.т. + N заб Потери в станке можно определить по зависимости: N ст= a + b × n где a и b опытные коэффициенты: a - от 0,2 до 5,1 кВт, b - от 1,1×10 -3 до 6,4×10 -3, кВт; для разных станков. Значения a и b принимаются либо из справочников, либо среднее значение, n - частота вращения, об/мин. Затраты мощности на забое N заб определяются: 1.

При бурении шарошечными долотами N заб = N 0 × S заб где S заб - площадь забоя, м 2; N 0 - удельная мощность, N 0=(0,5 ¸ 1,5) ×10 -5, кВт/м 2; меньшее значение для мягких пород. При бурении лопастными долотами (пикобурами) N заб=10 -5 (3׸ 5)× F ос × D скв × n где F ос - осевая нагрузка на ПРИ, Н; D скв - диаметр скважины, м; n - частота вращения, об/мин; 3. При бурении твердосплавными и алмазными коронками N заб=10 - 4 (m 0×+ A×h об)× F ос × r ср × n где m 0 - коэффициент трения резцов о породу; А - коэффициент разрушения породы; h об - углубка за оборот, мм; Значения m 0 и А ориентировочно принимаются из таблицы (1) Таблица 1.

Вид коронки m 0 А. h об, мм Твердосплавная 0,1 1 - 3 0,05 - 0,6 Твердосплавная с гидроударником 0,04 0,2 - 0,4 0,15 - 1,0 Алмазная однослойная 0,03 - 0,05 1 - 3,5 0,04 - 0,4 Алмазная импрегнированная 0,05 - 0,1 3 - 8 0,02 - 0,2 Алмазная с гидроударником 0,03 1 - 2 0,05 - 0,5. При меньших значениях h об принимают большие значение А. Затраты мощности на вращение бурильных труб наиболее объективно оцениваются по методике СКБ 3, в скорректированном виде: N б.т = 10 -5× К см×К скв×К м×(К и×К с×К з×К ж.т×К н× К кр× D × L 0,75 × n 1,85 + 2×d ×F ос ×n) где К см - коэффициент смазывающих свойств очистного агента, вода - 1; вязкий глинистый раствор - 1,3; малоглинистый раствор - 1,1; эмульсия - 0,75; эмульсия + КАВС - 0,65; К м - коэффициент материала бурильных труб; СБТ - 1; ЛБТ - 0,75; К скв - коэффициент состояния скважины; обсаженный ствол - 0,5; нормальное состояние - 1,0 - 1,4; кавернозный ствол - 1,5 - 2,0.

К с - коэффициент соединений бурильных труб; ниппельные - 1,0 муфтово-замковые - 1,3; К кр - коэффициент кривизны (качества) труб; высокое качество -1,0; среднее - 1,3; низкое - 1,6. Или: где Кр - кривизна труб, мм/м; d - зазор между стенкой скважины и бурильными трубами, м.; d - диаметр бурильных труб, м, D - диаметр скважины, м К ж.т - коэффициент жесткости труб значение К ж.т приведены в таблице (2); К ж.т= 0,7 - 1,25. К и - коэффициент искривления скважины - К и= 1 + 60 × I, где I - интенсивность искривления, град/ м; К н - коэффициент наклона скважины К н = 1+ 0,44 × Cos(b), где b - угол наклона скважины ( b = 90° - q); и q - средний зенитный угол; К з- коэффициент учитывающий влияние зазора между стенкой скважины и бурильными трубами К з=(0,75+17×d) Таблица 2. № Трубы масса 1 м, кг (EI) 0,16 К ж.т СБТМЗ - 42 5,25 4,9 1,07 СБТМЗ -50 6,75 5,43 1,24 СБТН -42 4,89 4,85 1,01 СБТН -50 6,8 5,44 1,25 СБТН -54 6,48 5,53 1,17 ЛБТН -42 3,08 4,27 0,72 ЛБТН -54 4,4 0,88 ЛБТН -68 5,46 5,7 0,96 ССК -59 5,63 1,07 КССК -76 7,62 6,31 1,21 Для определения максимально возможной частоты вращения в зависимости от глубины скважины решаем выражение: N дв = N ст + N б.т.

Как Сделать Геолого Технический Наряд

+ N заботносительно L при заданных n или при всех постоянных кроме n после их приведения: Б = b + 2×10 -5× К см×К скв×К м× d × АF ос + 10 - 4 (m 0×+ A×h об) × F ос × r ср В = 10 -5× К см×К скв×К м×К и×К с×К з×К ж.т×К н× К кр× D получим Подставляя последовательно начиная с максимальной частоты вращения n max, n max -1, n i (при плавно регулируемом приводе n max, n ср, n min) построить график.

Я проходил практику на Центральном месторождении ЦДПН-3 НГДУ-2 ОАО «Белкамнефть» с первого по пятнадцатое июля 2013 года. Во время практики преимущественно занимался работой оператора по добыче нефти и газа. За время практики изучил оборудование и инструменты, используемые при добыче и транспортировке нефти, а также ее первичной подготовке (сброс воды и обессоливание на ЦПС). Научился уходу за устьевой арматурой скважин, оборудованных ШГН, ЭЦН и с ОРЭ. Производил отбор проб скважинной продукции, сбор сальникового устройства на полированном штоке и набивку сальников, осмотр и заливку реагентов (ингибиторы парафиноотложения и деэмульгаторы) в УДЭ, наблюдал за проведением различных мероприятий (спуско-подъемные операции, кислотная обработка, запуск скважины после ее перевода с ЭЦН на ШГН, очистка трубопровода от парафина запуском очистных устройств: «торпеды» или «пули», очистка НКТ от парафина с помощью механических и автоматических скребков, выявление возможных неисправностей насоса ШГН путем опрессовки и т.д.). Практика произвела на меня хорошее впечатление.

В коллектив влился довольно быстро, привыкнуть к рабочему графику также не представляло особой сложности. Работа по началу казалась сложной, но за первые два-три дня освоился и далее не испытывал каких-либо трудностей.

Коллектив был отзывчивый и помогал, если возникали какие-либо вопросы. В целом, я считаю, что практика оказала на меня благотворное влияние, значительно расширила мой кругозор, позволила, хоть и ненадолго, окунуться в мир нефтяной промышленности, вдохновила на то, чтобы серьезно учиться и в итоге стать нефтяником-профессионалом, востребованным на рынке труда. Геолого-технический наряд на бурение скважины Геолого-технический наряд - это оперативный план работы, в котором в виде таблицы приводятся геологическая характеристика намечаемой к бурению скважины и основные технические и технологические решения.

ГТН является технологическим руководством для рабочих, ведущих бурение скважины, поэтому его составление требует самого ответственного отношения. Разработка наряда ведется участковым геологом и инженером-технологом. Утверждает геолого-технический наряд главный инженер геологоразведочной партии. Геолого-технический наряд составляется на бурение каждой глубокой скважины или группы мелких скважин, имеющих сходные геолого-технические условия бурения. Забури-вание и бурение скважины без ГТН запрещается. ГТН составляют на основании: проектной конструкции скважины; выбранного бурового оборудования и инструмента; разработанной технологии бурения; намеченных исследований в скважине; проведения необходимых специальных работ в скважине.

Геолого-технический наряд является обязательным документом к исполнению буровыми бригадами. В ГТН учитываются все геолого-технические параметры при бурении скважины и необходимые комплексы исследований, для получения всех данных по полезному ископаемому и вмещающим породам. ГТН состоит из трех основных частей: геологической, технико-технологической и исследовательской. Инструкцию optibox anaconda hd. В процессе бурения, особенно при бурении глубоких, искусственно направленных и других скважин, бурящихся в сложных условиях или на недостаточно изученных площадях, составители ГТН уточняют и заполняют фактический разрез, проставляют категорию пород по буримости и выход керна, вносят коррективы в технические и технологические параметры.

ГТН, подписанный исполнителями и утвержденный главным инженером предприятия, выдается буровому мастеру до забурки скважины. Буровая бригада перед началом работы изучает ГТН и руководствуется его требованиями в процессе бурения скважины. Подробно составленный геолого-технический наряд оказывает большую помощь буровой бригаде. Однако нельзя ограничиться только составлением хорошего геолого-технического наряда, необходимо тщательно наблюдать за выполнением всех содержащихся в нем указаний по геолого-промысловым исследованиям.

Схема промывки скважины при бурении На рис. 1 показана схема циркуляции бурового раствора и примерное распределение потерь напора в отдельных элементах циркуляционной системы скважины глубиной 3000 м. Из резервуаров 13 очищенный и подготовленный раствор поступает в подпорные насосы 14, которые подают его в буровые насосы 1. Последние перекачивают раствор под высоким давлением (до 30 МПа) по нагнетательной линии, через стояк 2, гибкий рукав 3, вертлюг 4, ведущую трубу 5 к устью скважины 6. Часть давления насосов при этом расходуется на преодоление сопротивлений в наземной системе. Далее буровой раствор проходит по бурильной колонне 7 (бурильным трубам, УБТ и забойному двигателю 9) к долоту 10. На этом пути давление раствора снижается вследствие затрат энергии на преодоление гидравлических сопротивлений.

Затем буровой раствор вследствие разности давлений внутри бурильных труб и на забое скважины с большой скоростью выходит из насадок долота, очищая забой и долото от выбуренной породы. Оставшаяся часть энергии раствора затрачивается на подъём выбуренной породы и преодоление сопротивлений в затрубном кольцевом пространстве 8. Схема промывки скважины Поднятый на поверхность к устью 6 отработанный раствор проходит по растворопроводу 11 в блок очистки 12, где из него удаляются в амбар 15 частицы выбуренной породы и поступает в резервуары 13 с устройствами 16 для восстановления его параметров; и снова направляется в подпорные насосы.

Геолого-технический Наряд Это

Геолого-технический Наряд Википедия

Нагнетательная линия (манифольд) состоит из трубопровода высокого давления, по которому раствор подаётся от насоса 1 к стояку 2 и гибкому рукаву 3, соединяющему стояк 2 с вертлюгом 4. Манифольд оборудуется задвижками и контрольно - измерительной аппаратурой. Для работы в районах с холодным климатом предусматривается система обогрева трубопроводов.