Бурение ф скважин

Заказать скважину можно по телефону

+7 (996) 40-999-40

Скважина — горная выработка круглого сечения, пробуренная с поверхности земли или с подземной выработки без доступа человека бурение ф скважин забою под любым углом к горизонту, диаметр которой намного меньше её глубины. Начало скважины называется её устьем, дно — забоем, внутренняя боковая поверхность — стенками.

Диаметры скважин колеблются от 25 мм до 3 м. В РФ пробурены скважины с длиной ствола больше 12 км, но меньшей глубиной по вертикали — это скважины с горизонтальным окончанием. Скважины, используемые для водозабора, представляют собой подземное заборное сооружение, состоит из обсаженой горной выработки и оборудования для забора подземной воды. Гидрогеологическая скважина используется для определения фильтрационных свойств горных пород, наблюдений за режимом подземных вод, проведения геофизических исследований. Глубина скважин от 1 метра до 1000 метров и более.

В качестве обсадных колонн используют стальные обсадные трубы диамером 73-146 мм и 114-508 мм. 1 в книге: Геологическая служба и развитие минерально-сырьевой базы. Скважина — статья из Большой советской энциклопедии. Это заготовка статьи о горном деле. Вы можете помочь проекту, дополнив её. Проставив сноски, внести более точные указания на источники. Эта страница последний раз была отредактирована 8 апреля 2018 в 16:59.

Абубакиров В Ф : Буровое оборудование. Уникальность подхода к разработке месторождений Салымской группы связана с тем, что весь эксплуатационный фонд был охвачен современным комплексом геофизических исследований, проводимых в открытом стволе скважин за одну спускоподъемную операцию. Ввиду истощения легкодоступных запасов добыча нефти в настоящее время все больше смещается в сторону шельфа. Плюс все активнее разрабатываются программы по переходу на нетрадиционные энергоресурсы: сланцевые газ или нефть, высоковязкие нефти или залежи природных битумов. Салымская группа месторождений включает в себя три месторождения: Западно-Салымское, Ваделыпское и Верхнесалымское. Первая нефтяная скважина была пробурена на Западно-Салымском месторождении весной 2004 года, а по состоянию на декабрь 2011 года пробурено более 650 скважин.

Роль петрофизиков московского офиса заключается в планировании и организации мероприятий по скважинным исследованиям, разработке методик интерпретации и постоянном мониторинге результатов интерпретации ГИС, выполняемых полевой командой. Такой подход позволяет своевременно выявлять все недостатки в методике интерпретации и добиваться высокой достоверности даже таких сложно-предсказуемых параметрах, как производительность скважины и обводненность продукции. Как известно, плотностной каротаж представляет собой один из самых достоверных методов ГИС для определения пористости. ГГКп входит в обязательный комплекс ГИС на месторождениях Салымской группы, поэтому расчет пористости по данным ГГКп на данный момент является базовым. Данная технология основывается на регистрации с помощью малого зонда плотностного каротажа плотности потока гамма-излучения, рассеянного горной породой при ее облучении стационарным источником гамма-квантов.

Для этого показания ближнего детектора сглаживаются до вертикальной разрешенности дальнего. Затем вычисляется разность исходной и отфильтрованной кривых малого зонда, т. Главная особенность при оценке нефтенасыщенности по ГИС на салымских месторождениях заключается в использовании модели электрической проводимости и модели переходной зоны, построенной по данным капиллярометрии. Эти методы не только дополняют друг друга, но и позволяют расширить возможности интерпретации до определения коэффициента нефтенасыщенности Кн в тонкослоистом разрезе, а также оценки степени выработки запасов и осуществления дополнительного контроля качества расчета проницаемости.

При этом, с одной стороны, мы использовали официально утвержденные в ГКЗ зависимости Рп и Рн, основанные на актуальных керновых данных. Сравнительный анализ показал, что рассчитанная по обеим моделям нефтенасыщенность имеет близкие значения. В скважинах, где не проводится отбор керна, в качестве второстепенных контрольных данных используют остаточную водонасыщенность, оцененную по результатам ЯМК. Так, в зонах близких к предельному нефтенасыщению, наблюдается совпадение текущей водонасыщенности Кв по данным электрометрии и Кв. Таким образом, результаты определения сохраненной водонасыщенности по данным керна и оценка остаточной водонасыщенности по данным ЯМК позволяют верифицировать текущую электрическую модель нефтеводонасыщенности коллекторов.

Вместе с тем, как упоминалось ранее, применение электрометрического каротажа не позволяет добиться желаемой точности определения Кн в интервалах маломощных и микрослоисто-гетерогенных продуктивных коллекторов. Основой для их построения служат капиллярометрические исследования керна. Традиционно используемая корреляция пористости с проницаемостью не позволяет осуществить оценку Кпр с приемлемой погрешностью. Причина этого кроется в том, что одному значению пористости может соответствовать диапазон изменения проницаемости величиной до двух порядков. Для решения этой проблемы разработаны многочисленные эмпирические модели проницаемости. По итогам проведенного анализа для месторождений Салымской группы мы выбрали уравнение Тимура со своими настроечными параметрами.

Применение выбранной модели невозможно без надежного прогноза остаточной водонасыщенности, являющейся ключевым параметром, регулирующим взаимосвязь Кпр и Кп. ГИС мы проанализировали корреляции этого атрибута с показаниями различных геофизических методов и их комбинаций. В итоге сделали выбор в пользу модели Кв. Водородосодержание твердой фазы представляет собой разность между показаниями нейтронного каротажа в единицах общего водородосодержания и пористости, рассчитанной по данным ГГКп.

Заказать скважину можно по телефону

+7 (996) 40-999-40

Теги: ,