Дипломная работа по предмету Геодезия и Геология

121. Повышение нефтеотдачи на разрабатываемых месторождениях
Дипломы Геодезия и Геология

Нормальной кратностью запасов (т.е. отношением доказанных запасов к текущей годовой добыче) считается 10-12 лет. Это отношение характерно для всех промышленно развитых нефтедобывающих стран. И оно говорит вовсе не о том, что через десяток лет нефти "там" больше не будет, а лишь о том, что нефтяные компании этих стран, что вполне логично, не хотят бесхозяйственно тратить деньги на дальнейшее наращивание своих запасов. Конечно, по последним данным компании ВР, общемировой показатель превышает 40 лет. Но здесь "уживаются" и почти 90 лет, характерные в целом для государств Ближнего и Среднего Востока; и около 80 лет, типичные для стран - членов ОПЕК. По данным той же компании, которая теперь дает доказанные запасы России на уровне 69,1 млрд барр. (9,5 млрд тонн) или 6 % мировых доказанных запасов, кратность запасов по России составляет более 22 лет. При этом та же компания считает, что добыча нефти в промышленно развитых странах обеспечена вдвое меньшими запасами - лишь на период немногим более 11 лет. Если взять за основу цифру доказанных запасов, которую дают эксперты Центра нефтегазового бизнеса (110 млрд барр, т.е. 5 млрд тонн) и применить к этой цифре кратность в 10 лет, то Россия уже сейчас могла бы добывать втрое больше нефти. Не 9,6 млн барр., а 30 млн барр. в сутки (т.е. не 450 млн тонн, а почти 1,5 млрд тонн в год). Однако все упирается в отсутствующие для этого рынки, ведь добыча нефти теперь объективно следует за тем, куда пойдут дополнительные поставки российской нефти или произведенных из нее нефтепродуктов. Зачем же нефтяным компаниям России развивать далее свой сырьевой потенциал? В настоящее время Россия добывает более 450 млн тонн нефти (включая конденсат) в расчете на год, хотя в конце 80-х годов добывала больше 570 млн тонн. По оценке ЦНБ, в 2010-2012 гг. Россия будет добывать свыше 600 млн тонн в год. Эти данные подтверждаются и планами нефтяных компаний России. Есть и другие оценки. Так, в октябре 2003 году консалтинговая компания "Тройка Диалог", обобщившая планы российских нефтяных компаний, пришла к выводу, что в 2010 году в России будет добываться не менее 10,9 млн барр. в сутки (или порядка 550 млн т в год) против примерно 470 млн т в год, прогнозируемых тогдашним министерством энергетики России. Нельзя не отметить также и то, что в рамках принятой сейчас Энергетической стратегии страны добыча в 2015---2020 гг. определяется я на уровне 450-520 млн тонн в год
122. Повышение продуктивности пласта воздействием кислотных композиций
Дипломы Геодезия и Геология

Технологический процесс осуществляется следующим образом. Колонну НКТ спускают до нижней отметки зоны перфорации и поддерживают циркуляцию воды до устойчивого перелива ее из затрубного пространства. При открытом затрубном пространстве в НКТ закачивают расчетное количество раствора соляной или грязевой кислоты с добавками гидрофобизатора или других ПАВ от башмака НКТ до верхней границы обрабатываемого пласта или интервала перфорации, а затем без остановки продавочную жидкость. После закачивания продавочной жидкости в объеме, равном объему НКТ, закрывают задвижки в НКТ и выкиде затрубного пространства, и скважина оставляется на реагирование на 0,5-6 часов. По истечении времени реагирования производят промывку скважины через затрубное пространство (обратная промывка) водой или через НКТ (прямая промывка) нефтью с целью удаления с забоя продуктов реакции. В нефтяных добывающих скважинах, находящихся в эксплуатации, при обратной промывке в затрубное пространство закачивают нефть.
123. Повышение продуктивности скважин Зай-Каратайского месторождения
Дипломы Геодезия и Геология

Максимальный уровень добычи нефти с площади был достигнут в 1971 году, и составил 2488 тыс. т., при обводненности добываемой продукции 33,8%. Далее наблюдается постепенное снижение годовых темпов отбора нефти, при увеличении обводненности продукции. Структура запасов изменилась в сторону увеличения доли трудноизвлекаемых. В 1986 году по заданию объединения «Татнефть» была выполнена работа «Составление проекта разработки Зай-Каратайской площади Ромашкинского месторождения». Начиная с 2001 года, на Зай-Каратайской площади отсутствует проектный документ, предусматривающий бурение и ввод новых скважин, внедрение новых технологий по МУН пластов, совершенствование системы разработки.
124. Повышение эффективности работ ШНСУ с помощью якоря
Дипломы Геодезия и Геология

I Вариант - По три рядаII Вариант - По два рядаIII Вариант - По однму рядуРаботают три рядаРаботает два ряда Работает один рядДебит первого ряда, т/сут22,719.107Дебит первого ряда, т/сут13,551.604Дебит первого ряда, т/сут13,417.393Дебит второго ряда, т/сут5,538.443Дебит второго ряда, т/сут6,542.740Суммарный дебит, т/сут13,417.393Дебит третьего ряда, т/сут1,983.858Суммарный дебит, т/сут20,094.344 Суммарный дебит, т/сут30,241.408 Работают два рядаРаботает один рядДебит второго ряда, т/сут17,358.825Дебит второго ряда, т/сут13,053.561Дебит второго ряда, т/сут16,009.970Дебит третьего ряда, т/сут6,217.892Дебит третьего ряда, т/сут6,462.853Суммарный дебит, т/сут16,009.970Суммарный дебит, т/сут23,576.718Суммарный дебит, т/сут19,516.415 Работает один рядРаботает один рядДебит третьего ряда, т/сут25,201.527Дебит третьего ряда, т/сут17,167.757Дебит третьего ряда, т/сут10,100.095Суммарный дебит, т/сут25,201.527Суммарный дебит, т/сут17,167.757Суммарный дебит, т/сут10,100.095Уточненные сроки разработки по этапам и по вариантам разработки в годахСрок разработки 1-го этапа0.845921463Срок разработки 1-го этапа1.273087363Срок разработки 1-го этапа1.906618946Срок разработки 2-го этапа1.137687645Срок разработки 2-го этапа1.374378469Срок разработки 2-го этапа1.675389845Срок разработки 3-го этапа0.641312113Срок разработки 3-го этапа0.941418504Срок разработки 3-го этапа1.600187283Срок разработки по I варианту2.62Срок разработки по II варианту3.59Срок разработки по III варианту5.18
125. Подбор оптимального режима скважин, эксплуатируемых установками электроцентробежных насосов
Дипломы Геодезия и Геология
Для совершенствования работы фонда скважин оборудованных ЭЦН рекомендуется:
1. осваивать и выводить скважины на режим следует передвижной установкой преобразователя частоты типа УППЧ (Электон-05»). Установка позволяет, при определенных технических условиях (глубина спуска ЭЦН, имеется запас по мощности погружного электродвигателя), сокращать время вывода скважины на щадящих пусковых режимах, увеличивать депрессию на пласт, устранять заклинивания ЭЦН путем создания повышенных крутящих моментов;
2. особое внимание при выборе типоразмера установок и глубин спуска (депрессии) следует уделять фонду скважин, на которых проведен ГРП. Освоение скважин после ГРП струйными насосами на пескопроявляющем фондах, следует применять износостойкие установки УЭЦН типа ARH, предназначенные для перекачивания жидкости c КВЧ до 2 г/л. Кроме того, на этом фонде следует отработать технологии по закреплению ПЗС, применять подземные устройства по защите насоса от мехпримесей (фильтры и шламоуловители для ЭЦН ЗАО «Новомет» г Премь);
3. на периодическом фонде применять в основном высоконапорные, низкопроизводительные насосы типа ЭЦН 20, 25 и оценить возможность увеличения глубины спуска ЭЦН, а также перевода низкодебитных скважин на УШГН и струйные насосные установки.
4. для снижения аварий по расчленению ЭЦН рекомендуется применять устройства снижающие вибрацию установок центраторы вала насоса, амортизаторы, страховочные муфты (ОАО«ТТДН» г Тюмень);
5. значительная доля отказов приходится на качество работ бригад ПРС и КРС. Использование бригад высокой квалификации и осуществление контроля при проведении не штатных работ значительно увеличит надежность добывающего фонда.
126. Подводные грунтозаборные работы
Дипломы Геодезия и Геология
127. Подземная разработка месторождений полезных ископаемых
Дипломы Геодезия и Геология

наименованиеколичествоДлина, мСечение в проходке м2Объем м3Стоимость 1м3 тыс. руб.Сумма, млн. руб.Ствол главный187044,83897660,22346,3Ствол вспомогательный286026,54558067,23062,9Квершлаги: гор.1 125014375085,7321,4гор. 2128014420085,7359,9гор. 3132014480085,7411,4гор.4137014555085,7475,6гор.5141014615085,7527,1гор.6145014675085,7578,5гор.7150014750085,7642,7гор.8153014795085,7681,3гор.9158014870085,7745,6гор.10162014930085,7797,1гор.11166014990085,7848,4гор.121710141065085,7912,7гор.131750141125085,7964,1гор.141780141170085,71002,7гор.151830141245085,71066,9Вспомогательные308306,516185032,35224,3Рудоспуски41506,0360037,1133,5Околоствольный двор основной4--2031296,61962,1вспомогательный38--3905096,63772,2Камера дробильного комплекса1--121596,6117,4копер3---300,0Надшахтное здание3---135,0Погрузочные бункеры1---200,0Итого по варианту 143118327589,1
128. Подземная разработка месторождений полезных ископаемых
Дипломы Геодезия и Геология

Блок отрабатывают горизонтальными слоями, начиная с верхнего под защитой искусственной кровли, которую для каждого очередного слоя образуют из твердеющей закладки по мере выемки вышележачего слоя. Выемка первого слоя блока, а также очистных заходок на других слоях, при несовпадении контуров рудных тел отрабатываемого слоя с контурами вышележачего слоя производится под естественной кровлей. Отработка запасов слоя производится одинарными или спаренными заходками высотой 3м. Зарезку слоя осуществляют по уклону. Очистные работы включают отбойку рудного массива, уборку рудной массы в рудоспуски, проветривание и крепление очистного пространства, выпуск и погрузку рудной массы из рудоспусков, установку в отработанных заходках изолирующих перемычек и заполнение выработанного пространства твердеющей закладкой. Отработка слоевых заходок ведется буро-взрывным способом, бурение шпуров производится установками ЛКР-1У, а также буровой каретой Minibur 1F/E. Проветривание заходок осуществляется вентиляторами местного проветривания ВМ-6м. Для доставки горной массы в блоках используется погрузочно-доставочные машины TORO-151D. Крепление очистного пространства в зависимости от прочности и структуры закладочного массива осуществляется рамами НДО. Погашение выработанного пространства в блоке производится твердеющей закладкой по мере отработки слоевых заходок. Закладку заходок производят секциями, длина секции для жестких и расслаивающихся смесей составляет 15м (объем секции около 150…200м3), секции отделяются изолирующими перемычками. Погашению подлежат все горизонтальные слоевые выработки, полнота закладки выработанного пространства должна быть не менее 85% по объему. Подача твердеющей закладки осуществляется с закладочного комплекса «Мартовский» рудника №2 путём транспортирования автобетоновозами до закладочных скважин блока, пробуренных с поверхности. От закладочных скважин закладочная смесь подаётся по трубопроводам в отработанные заходки слоя.
129. Почвы колхоза "Луч" Усть-Таркского района Новосибирской области, их агрономическая характеристика и мероприятия по рациональному использованию
Дипломы Геодезия и Геология

IV.Пахотные и пахотнопригодные почвы ниже среднего качества: лугово-черноземная карбонатная, лугово-черноземная солончаковатая, глубокостолбчатый солонец луговой, глубокоореховатый солонец луговой. Комплексы почв: лугово-черноземная с комплексом задернованной солоди, или высокостолбчатого солонца лугового, или лугово-черноземной солончаковатой до 35%. Лугово-черноземная солонцеватая с комплексом солонцов луговых среднестолбчатых или средне-ореховатых и с комплексом задернованной солоди, или солонцов луговых высокостолбчатых, или высокостолбчатых осолоделых меньше 25%. Лугово-черноземная солонцеватая с лугово-черноземной карбонатной или солончаковатой, или с глубокими солонцами до 35%..Условно-пахотные почвы для ограниченного набора культур, требующие особой агротехники: черноземно-луговая, черноземно-луговая солончаковатая и луговая типичная. Комплекс лугово-черноземной солонцеватой почвы со среднестолбчатым, среднеореховатыми, средними осолоделыми солонцами луговыми или с задерновано солодью, а так же с высокостолбчатыми и высокостолбчатыми осолоделыми солонцами луговыми до 35%..Почвы, наиболее пригодные для использования под сенокос: черноземно-луговая, солонцеватая, луговая осолоделая, луговая солонцеватая, глубокий осолоделый солонец луговой, пойменная (аллювиально-луговая). И комплексы: лугово-черноземная солонцеватая почва со среднестолбчатым или среднеореховатым, или средним осолоделым солонцом луговым больше 35%. Лугово-черноземная солонцеватая с комплексом корково-столбчатого солонца лугового, или солонца-солончака, или лугового солончака, или с солонцевато-солончаковатой почвой, или со смешанным солончаком до 35%. Комплекс глубоких солонцов со среднестолбчатыми, или среднеореховатыми, или среднеосолоделыми солонцами луговыми, или с корково-столбчатым солонцом луговым, а также с высокостолбчатым, или высокостолбчатым осолоделым солонцом луговым, или с солонцевато-солончаковатой почвой, или с солодью, с задернованной солодью до 25%..Среднего качества почвы кормовых угодий - эти почвы эти почвы наиболее пригодны для использования под сенокос: погребенные почвы пойм, луговая солончаковатая, среднестолбчатый солонец луговой, среднеореховатый солонец луговой, средний осолоделый солонец луговой, солончаково-болотно-луговая, пойменная слоистая, пойменная заболоченная. И следующие комплексы: лугово-черноземная солонцеватая с комплексом корково-столбчатого солонца лугового, или солонца-солончака лугового, или солончака лугового, или солонцевато-солончаковатой почвы, или с комплексом солончака смешанного больше 35%. Лугово-черноземная солончаковатая с комплексом среднестолбчатого, высокостолбчатого осолоделого солонца лугового, или с комплексом задернованной, а также заболоченной солоди до 35%. Лугово-черноземная солончаковатая с комплексом корково-столбчатого солонца лугового, или солонца солончака, или лугового солончака, или смешанного солончака до 25%. Черноземно-луговая или лугово-черноземная солонцеватая или солончаковатая с комплексом среднестолбчатого солонца лугового, или корково-столбчатого солонца лугового, или задернованной заболоченной солоди, или с комплексом солончака лугового меньше 25%. Глубокие солонцы с комплексом среднестолбчатых или среднестолбчатых, или средних осолоделых солонцов луговых, или с комплексом корково-столбчатого солонца лугового, или высокостолбчатого, или высокостолбчатого осолоделого солонца лугового, или с комплексом солонца-солончака, или солончака лугового, или с комплексом солоди, задернованной солоди больше 25%..Почвы, которые удобнее всего использовать под пастбища - ниже среднего качества почвы кормовых угодий: высокостолбчатый солонец луговой, высокостолбчатый осолоделый солонец луговой, а так же почвы, неудобные для сенокосов - лугово-болотная. Сюда же входят следующие комплексы: лугово-черноземная солончаковатая с комплексом среднестолбчатого, или среднеореховатого солонца лугового, или высокостолбчатого, высокостолбчатого осолоделого солонца лугового ли с комплексом задернованной, а так же заболоченной солоди больше 35%. Лугово-черноземная солончаковатая с комплексом корково-столбчатого солонца лугового или солонца-солончака, или солончака лугового или смешанного солончака больше 25%. Черноземно-луговая или лугово-черноземная солончаковатая, или черноземно-луговая солонцеватая с комплексом среднего осолоделого солонца лугового, или корково-столбчатого солонца лугового, или солонца-солончака, или с комплексом солоди, или задернованной солоди больше 25%. Луговая типичная или черноземно-луговая солончаковатая с комплексом солончака лугового, или солонца-солончака, или с комплексом болотных почв до 35%. Среднестолбчатый или среднеореховатый солонец луговой с комплексом высокостолбчатого, или высокостолбчатого осолоделого солонца лугового, или с комплексом солончака лугового, или с комплексом солодей больше 25%..Плохого качества почвы кормовых угодий - массивы, частично пригодные для использования под пастбища с солонцами корково-столбчатыми, солонцами-солончаками, луговыми солончаками и солонцевато-солончаковатыми почвами. В эту агрогруппу также входит комплекс высокостолбчатого и высокостолбчатого осолоделого лугового солонца с корково-столбчатым солонцом луговым или с солончаком луговым больше 25%..Почвы, которые целесообразно оставить под лесом и кустарником: солоди, задернованные солоди, заболоченные, оторфованные солоди, а так же темно-серая лесная осолоделая почва..Почвы мелиоративного фонда, требующие коренных улучшений - болотные почвы: перегнойно-болотная и иловато-болотная..Почвы несельскохозяйственного использования: солончаки смешанные, солончаки болотные, солончаково-болотные почвы.
130. Предупреждение гидратообразования в системах сбора и промысловой подготовки скважинной продукции на примере Ямбургского месторождения
Дипломы Геодезия и Геология

Для использования условий материального баланса необходимо сделать допущение, что между точками 1 и 2 нет источников и стоков жидкой фазы. При установившемся термогидродинамическом режиме выполнения такого условия всегда можно добиться соответствующим выбором точек в технологической схеме. Если режим неустановившийся, то возможны «самопроизвольные» источники и стоки. Например, в пусковой период водный раствор ингибитора может постепенно накапливаться в местах с повышенным гидравлическим сопротивлением. Иногда реализуется периодический режим, когда накопившаяся между точками 1 и 2 жидкая фаза время от времени выносится из системы (это характерно для систем сбора газа на поздней стадии эксплуатации месторождения). В некоторых случаях при практически установившемся гидродинамическом режиме имеет место неустановившийся температурный режим. Поэтому в таких ситуациях при использовании приводимых ниже соотношений для расхода ингибитора требуется дополнительный анализ. Здесь необходимо вводить усреднение по времени и соответствующие поправочные коэффициенты. Кроме того, ниже пренебрегается растворимостью воды в конденсате и конденсата в воде, а также природного газа в водной фазе ингибитора (эти факторы обычно несущественны и при необходимости могут быть легко учтены). И наконец, делается традиционное (обычно явно не формулируемое) допущение удельный баланс массы по воде и ингибитору относится к 1000 м3 газа, приведенного к стандартно-нормальным условиям (т.е. при Т=293,15 К и р=101,3 кПа), тогда как более строго относить баланс ингибитора на единицу массы сухого от сепарированного газа. Следовательно, обычно не учитываются небольшие объемные изменения из-за выпадения углеводородного конденсата. Ниже отмечено, как объемная поправка может быть при необходимости учтена.
131. Применение горизонтальных скважин для повышения эффективности разработки месторождений на примере 302-303 залежей Ромашкинского месторождения НГДУ "ЛН"
Дипломы Геодезия и Геология

ДатаQжQнQж2Qж Qн(Qн)р1234561.06209,0789,9043710,1718795,37122,492.06415,74170,50172836,7870883,06191,223.06631,01248,00398178,94156491,52262,824.06840,26331,70706043,95278715,64332,415.061052,37412,301107481,51433891,93402,956.061261,83489,801592212,26618043,81472,627.061474,40564,202173856,43831856,68543,328.061709,57632,402922639,081081133,82621,539.061919,57697,503684759,651338902,01691,3710.062114,43765,704470813,891619018,99756,1811.062321,10827,705387489,361921171,64824,9112.062527,76889,706389587,062248950,97893,651.072740,33964,107509434,172641956,67964,352.072940,921032,308649027,603035914,731031,063.073156,201109,809961602,833502751,531102,664.073382,421193,5011440744,164036914,581177,895.073605,231264,8012997679,114559894,161252,006.073811,901326,8014530551,715057623,721320,737.074031,901395,0016256185,985624495,031393,908.074247,961466,3018045135,996228778,891465,769.074451,391531,4019814910,186816865,051533,4210.074664,521599,6021757739,217461364,891604,3011.074882,671658,5023840440,278097903,771676,8612.075092,671723,6025935260,558777721,411746,701.085315,061928,2028249848,3110248496,061820,662.085595,692194,8031311748,9812281420,881914,003.085915,382501,7034991693,5114798500,432020,324.086222,012783,8038713385,4217320826,292122,305.086514,193038,0042434698,1719790115,472219,486.086875,863341,8047277433,2022977744,692339,767.087218,073605,3052100484,2426023295,212453,588.087600,263884,3057763926,1929521683,312580,699.087906,284123,0062509325,7232597608,682682,4710.088175,694349,3066841885,7335558522,872772,0711.088408,194544,6070697637,2238211854,372849,3912.088629,114736,8074461509,0340874359,912922,8763485,2222385,10219788320,8276460039,88
132. Применение соляно-кислотной обработки призабойных зон скважин
Дипломы Геодезия и Геология

Применение кислоты с высокой концентрацией (более16%) также нежелательно, это приводит к образованию в пористой среде насыщенных высоковязких растворов хлористого кальция и хлористого магния, трудно извлекаемых из пласта. Кроме того, с увеличением концентрации кислоты возрастает также коррозионная активность, эмульгирующая способность, вероятность выпадения солей в осадок при контакте кислоты с пластовой водой, а также в результате растворения гипса. Наиболее пригодным для обработок является 815%-ный раствор соляной кислоты, в котором на 100 весовых частей водного раствора приходится от 8 до 15 частей чистой соляной кислоты. Количество кислоты для обработки скважин выбирают в зависимости от мощности пласта, от химического состава породы, физических свойств пласта (пористость, проницаемость), числа предыдущих обработок. В среднем берут от 0,4 до 1,5м раствора кислоты на 1м обрабатываемого интервала. Наименьшие объёмы раствора кислоты 0,40,6м на 1м мощности пласта применяют для скважин малопроницаемыми коллекторами и с малыми начальными дебитами. Малый объём кислотного раствора для скважин с такими коллекторами может быть частично компенсирован применением повышенной концентрации раствора. Для скважин с более высокой проницаемостью пород, со среднем пластовым давлением для первичной обработки назначают несколько большие объёмы кислотного раствора в пределах 0,81,0м на 1м мощности обрабатываемого интервала. Наконец, для скважин с высокими начальными дебитами, с породами большой проницаемости принимают объем кислотного раствора 1,01,5м на 1м мощности пласта. При повторных обработках во всех случаях увеличивают объём кислотного раствора на 2040% по сравнению с предыдущей обработкой.
133. Применение технологии акустической реабилитации скважин и пласта для повышения нефтеотдачи пластов
Дипломы Геодезия и Геология

Физические основы технологии. Снижение проницаемости призабойной зоны пласта происходит в основном вследствие проникновения в поровое пространство пласта фильтрата бурового раствора, механических примесей закачиваемой жидкости или жидкости глушения; отложения на поверхности поровых и перфорационных каналов высоковязких компонентов нефти и глинистых частиц; образования на поверхности поровых каналов неподвижных пленок жидкости, которые включают в себя адсорбционный и частично диффузионный подслои. Эффективность акустического воздействия на призабойную зону пласта обусловлена созданием значительных инерционных сил в жидкости, интенсивных течений на разделах фаз "твердое тело"-"жидкость", которые в коллекторе реализуются в виде внутрипоровой турболизации жидкости, что приводит К отрыву механических частичек и высоковязких отложений от поверхности перфорационных каналов и порового пространства. Кроме того, генерирование поперечного магнитогидродинамического давления позволяет увеличить эффективное сечение поровых каналов за счет срыва застойных поверхностных пленок жидкости. Таким образом, акустическое воздействие позволяет восстановить или увеличить проницаемость призабойной зоны пласта.
134. Применение технологии сверхглубокого бурения для изучения земной коры
Дипломы Геодезия и Геология

Специально для бурения сверхглубоких скважин были сконструированы породоразрушающие инструменты и забойные двигатели с соответствующей глубинным условиям характеристикой, в том числе с маслонаполненной герметизированной опорой, обеспечившие показатели отработки, на 15-20% превышающие средние проектные параметры, а на больших глубинах - на 70-100%. Были созданы термостойкие редукторные турбобуры, устойчиво работающие со скоростью вращения 80-200 об/мин (забойный двигатель работает от энергии потока жидкости без вращения колонны или с ее вращением на минимальной - 2-4 об/мин - скорости). Сконструированы и внедрены в практику эффективные средства контроля работы турбобура на забое, без которых невозможно бурение забойным двигателем на глубинах более 8-9 км с контролем процесса по наземным датчикам. Внедрены в производство новые типы керноотборных снарядов с гидротранспортом керна в камеру складирования, которые обеспечили приемлемые показатели отбора пород практически по всей глубине скважины. Новый колонковый снаряд позволяет сохранять от истирания значительную часть выбуренного керна и поднимать его на поверхность: процент выноса керна с больших глубин повышается в 2-3 раза против обычного. Разработана принципиально новая технология ликвидации тяжелых призабойных осложнений методом безориентированного забуривания нового ствола без установки цементного моста, которая была трижды успешно применена при бурении Кольской сверхглубокой скважины на глубинах более 7 км.
135. Применение технологии увеличения приемистости нагнетательных скважин суспензией материала Полисил-П
Дипломы Геодезия и Геология
136. Применение химических реагентов для предупреждения и борьбы с гидратами при добыче газа
Дипломы Геодезия и Геология
137. Проблема борьбы с отложениями при эксплуатации месторождений с высоким содержанием парафина на примере ОАО "Удмуртнефть"
Дипломы Геодезия и Геология

При очистке скважинного оборудования химические реагенты подаются через затрубное пространство или непосредственно в НКТ. Объем растворителя от 5 до 30 м. Другой разновидностью химического метода является использование добавок-модификаторов. Действие их основано на изменении кристаллизации парафина за счет адсорбции добавок на последнем и сводится к понижению способности парафина к образованию центров централизации. Преимуществом использования модификаторов является то, что они способны поддержать парафин во взвешенном состоянии на всем пути движения нефти от забоя скважины до нефтеперерабатывающих заводов. Модификаторы вводят в количестве 0,0001 -0,01 кг/т через затрубное пространство. Эффективность использования модификаторов повышается после очистки скважины растворителем. Использование добавок-модификаторов позволяет снизить температуру застывания нефти на 20-30°С, понизить вязкость нефти. Отложение парафинов снижается до 50%. Таки образом, очистка от смолопарафиновых отложений отличается многообразием методов и видов реагентов. Выбор метода для очистки будет определяться конкретными условиями нефтяного месторождения.
138. Проведение горно-разведочных выработок
Дипломы Геодезия и Геология

Первый вариант проведения выработки. С поверхности будем проводить шурф, глубина его составит 23 метра. От забоя на отметке 25 проведем рассечку длиной 25 метров. Так как отбор технологической пробы не предусмотрен целью задачи, то размеры сечений выработок будем принимать по ГОСТу. Для безопасного ведения горных работ и размещения необходимого оборудования выбираем сечение для шурфа S = 4,0 м2. Параметры шурфа: длина 2360 мм, ширина 1700 мм. Рассечка будет проводиться в западном направлении с подсечением тела березитов. В связи с неустойчивостью песчаников, в которых будет проводиться рассечка форму ее следует принять трапециевидную; площадь сечения выработки - 2 м2; параметры рассечки: b1 = 900 мм, b2 = 1320 мм, h = 1850 мм.
139. Проведение разведочной рассечки
Дипломы Геодезия и Геология

ПоказателиЗначенияТип выработкиРассечкаДлина выработки, м50Тип пересекаемых породГраниты сильн. вывет.Крепость пород, f4Форма поперечного сеченияТрапециевиднаяПлощадь поперечного сечения "в свету", м2 Площадь поперечного сечения "вчерне", м22 2,9Ширина, мм 900 1320Высота, мм 2000Срок службы, лет3Обводненность м3/час30Способ буренияВращательныйБуровое оборудованиеЭлектросверло СЭР-19МБуровой инструментРезец РУ-13М, витые штангиДиаметр бурения, мм41Техническая производительность, м/час18,011Фактическая производительность, м/час12,608Эксплуатационная производительность, м/смену82,551Чистое время бурения, смены0,126Продолжительность смены, мин 360Тип промышленного ВВАммонит №6 ЖВРаботоспособность применяемого ВВ, см3360Диаметр патрона ВВ, мм36Длина патрона ВВ, мм220Удельный расход ВВ1,51Количество шпуров в забое, шт8Длина шпуров, м1,3Общая длина шпуров, м 10,4Число оконтуривающих шпуров, шт5Общее число врубовых и отбойных шпуров, шт3Тип врубапризматическийСпособ заряжания шпуровручнойЧисло патронов ВВ в одном шпуре2Масса заряда ВВ в одном шпуре, кг0,5Общая масса заряда в шпурах за один цикл взрывания, кг4Способ взрыванияЭлектрическийТип электродетонаторовЭД-8-ЭРасход электродетонаторов на цикл, шт8Провода для монтажа электровзрывной сети соединительные магистральные ВП-1 ВП-2Источник тока для инициирования ЭДКВП-1/100М
140. Проект бурения и крепление эксплуатационной скважины на Песчаной площади Краснодарского края
Дипломы Геодезия и Геология
по ТУ 26-0509-328-75, шт………………………………………………….1
1. Комплекс средств наземного контроля и управления процессом бурения СКУБ М1-02 ТУ 25-1613.005-84, комплект…………………………...1
2. Комплекс механизмов АСП-3М1, комплект………………………….1
3. Основания, комплект…………………………………………………...1
4. Мост приемный со стеллажами, комплект……………………………1
5. Рама желоба, шт………………………………………………………...1
6. Основание вышечно-лебедочного блока, комплект………………….1
7. Основание насосного блока, комплект………………………………..1
8. Устройство транспортное, комплект………………………………….1
9. Энергоблок утепленный с агрегатом Wola или АСДА-200, шт……..1
10. Укрытия, шт……………………………………………………………..1
11. Укрытие насосов, комплект……………………………………………1
12. Укрытие буровой площадки, комплект……………………………….1
13. Укрытие лебедки, комплект……………………………………………1
14. Укрытие привода, комплект……………………………………………1
15. Укрытие поста управления, комплект………………………………...1
16. Электрооборудование, комплект………………………………………1
17. Освещение, комплект…………………………………………………..1
18. Центратор обсадных труб, шт………………………………………….1
19. Кран 3,2-5,1, ГОСТ 7413-80, шт……………………………………….2
20. Приспособление для расстановки УБТ, комплект……………………1
21. Пост бурильщика, шт…………………………………………………...1
22. Пневмораскрепитель, шт……………………………………………….1
23. Ограничитель подъема талевого блока, комплект……………………1
24. Ограждения, комплект………………………………………………….1
25. Механизм упоров поворотных, комплект……………………………..1
26. Пост дизелиста, комплект……………………………………………...1
27. Привод силовой с трансмиссией, комплект…………………………..1
28. Трансмиссия цепная, шт………………………………………………..1
29. Комплект силовых агрегатов СА.10-1, ТУ 24.06.274.-88…………….3
30. Топливо-масло установка, набор………………………………………1
31. Трубопровод выхлопной, комплект…………………………………...1
32. Трубопровод слива масла, комплект…………………………………..1
33. Трубопровод топливо подачи, комплект……………………………...1
34. Трубопровод водоподогревателя, комплект…………………………..1
35. Комплекс оборудования циркуляционной системы ЦС3200ДГУ-00.00.000ТУ, комплект……………………………………………………………1
36. Минифольд МБ2У-I.3000ДГУ-1, комплект…………………………...1
37. Комплект инструмента и принадлежностей, комплект………………1
38. Эксплуатационные документы на установку согласно ведомости

Blog

Дипломная работа по предмету Геодезия и Геология