Конкурсное задание

Конкурсное задание

Тематика: «Нефтедобыча»

Направление перевода: английский-> русский

ФИО: ___________________________________________________________________

E-mail: ___________________________________________________________________

Контактный телефон: _____________________________________________________

Номер академической группы: _____________________________________________

Год рождения: ____________________________________________________________

Дата выполнения теста: ___________________________________________________

Уважаемый участник конкурса!

Для участия в конкурсе необходимо выполнить предложенный тест. Перед выполнением работы заполните, пожалуйста, верхние поля формы.

Прочитайте текст оригинала для перевода и впишите перевод в соответствующую колонку таблицы. Если Вы хотите добавить пояснения к переводу, впишите их в колонку «Примечание».

Оригинал	Перевод	Примечание
The general scope of work includes developing in-situ stress models for the area using geologic information and well log data. From this model we performed predictions of the pore pressure, fracture pressure, overburden pressure and a shear failure pressure gradient.	Общая сфера работы включает разработку на месте модели напряжений для района, используя геологическую информацию и каротажные данные. С помощью этой модели мы прогнозировали поровое давление, горное давление и градиент давления разрушения при сдвиге.
Rock mechanical properties were estimated using existing sonic log from similar wells and from interval seismic velocities.	Механические свойства породы были оценены с использованием имеющихся данных акустического каротажа от похожих скважин и интервала сейсмических скоростей.
This model was also applied to make trajectory specific predictions of shear failure, and fracture pressures so that a well plan can be designed that will prevent or minimize formation fluid influx, drilling fluid losses, and wellbore collapse.
Data from similar wells were appropriate to perform a geomechanical study on the planned well. 1-D analysis showed that pore pressure gradient is hydrostatic (estimated 1. 04 sg) down to a depth of about 600 m TVD then increasing to possibly up to 1. 30 sg in Chasel formation and then possibly decreasing. Fracture gradient was estimated using Mathews and Kelly’s method with an effective stress ratio of 0. 7. Lack of calibration data such as LOT’s and FIT’s for the fracture gradient makes it have a very high uncertainty. Based on literature data on recent tectonic activity in the area we estimate it to be in a normal stress regime with the overburden being the largest principal stress and with a maximum horizontal stress azimuth roughly in the West-East direction.
The target well is estimated to be in the same pore pressure compartment as the analogue wells. Along its trajectory it’s expected to encounter a hydrostatic pore pressure gradient down to about 600 m TVD then an increase to about 1. 30 sg in the Chasel formation.
Based upon wellbore enlargement from well 41P we estimate the highest shear failure gradient at the target to be about 1. 75 sg.