Контроль процессов бурения нефтяных и газовых скважин. Булатов А.И. Демихов В.И. Макаренко П.П

скачать

Введение

Основные задачи контроля параметров процессов бурения скважин

1.1.Состояние методов и средств контроля параметров бурения скважин

1.2.Состояние методов и средств контроля параметров буровых растворов

1.3.Задачи контроля технологических параметров при бурении скважин

Выбор контролируемых параметров при бурении скважин

2.1.Классификаиия состояний технологических процессов бурения скважин

2.2.Оценка значимости технологических параметров по априорным данным

2.3.Метод оценки значимости технологических параметров по эк-спериментальным данным

2.4.Методы статистической оценки состояний процессов бурения скважин и значимости параметров

2.5.Вероятностно-статистический подход к определению комплекса контролируемых параметров при бурении скважин

2.6.Критерии оценки систем контроля

Достоверность результатов контроля параметров

3.1.Характеристики достоверности результатов контроля

3.2.Характеристики случайных отклонений технологических параметров бурения скважин

3.3.Ошибки контроля технологических параметров

3.4.Методика обоснования допустимых вероятностей ошибок контроля

3.5.Методика обоснования допустимых погрешностей измерений

3.6.Методы повышения достоверности результатов контроля процессов бурения скважин

Погрешности средств измерений

4.1.Виды погрешностей средств измерений

4.2.Классы точности средств измерений

4.3.Методы оценки результатов измерений

4.4.Правила округления результатов измерений с учетом погрешностей технических средств

Периодичность контроля параметров бурового раствора

5.1.Обзор методов обоснования частоты контроля параметров

5.2.Статистические характеристики интервалов времени между отклонениями от допустимых пределов параметров буровых растворов

5.3.Методика определения периодичности контроля параметров буровых растворов

Методика контроля процессов бурения скважин

6.1.Контроль параметров углубления скважин

6.2.Контроль параметров процесса промывки скважин

6.3.Контроль параметров буровых растворов

6.3.1.Определение плотности бурового раствора

6.3.2.Определение условной вязкости

6.3.3.Определение реологических показателей свойств

6.3.4.Определение водоотдачи

6.3.5.Определение статического напряжения сдвига в глинистой корке

6.3.6.Определение концентрации твердых примесей

6.3.7.Определение показателей стабильности и седиментации

6.3.8.Определение концентрации газа

6.3.9.Определение концентрации твердой фазы и нефти в буровом растворе

6.3.10.Определение концентрации колоидных частиц в буровом растворе

6.3.10.Определение концентрации колоидных частиц в буровом растворе

6.3.11.Определение водородного показателя

6.3.12.Определение смазочной способности

6.3.13.Определение стабильности гидрофобных эмульсий

6.3.14.Определение удельного электрического сопротивления...

6.3.15.Анализ фильтрата бурового раствора

6.3.16.Оценка ингибирующих свойств буровых растворов

6.3.17.Методика определения устойчивости пен

6.3.18.Оценка содержания сероводорода в буровом растворе

6.3.19.Определение количества поверхностно-активных веществ в растворе

6.3.20.Определение коррозионных свойств

6.3.21.Сжимаемость корки

6.3.22.Тепловые свойства

6.4.Контроль параметров тампонажного раствора

6.4.1.Входной контроль качества материалов

6.4.2.Контроль при подборе рецептуры тампонажного раствора

6.4.3.Контроль качества смеси сухих тампонажных материалов

6.4.4.Контроль качества жидкости затворения на буровой

6.5.Контроль за процессом спуска обсадной колонны

6.6.Контроль параметров цементирования скважин

Приложения

Похожие статьи:

РЭНГМСправочник мастера по добыче нефти. Бояров А.И.

РЭНГМСкважинная добыча нефти. Статическое и динамическое давление.

РЭНГМСправочник мастера по добыче нефти. В.М. Муравьев

РЭНГМТранспорт нефти и газа-сбор и подготовка нефтепродуктов

РЭНГМТехнологические основы освоения и глушения нефяных и газовых скважин. Басарыгин Ю.М., Будников В.Ф

Комментарии