Применение - компоновка - низ - бурильная колонна
Cтраница 1
Применение компоновок низа бурильных колонн с устройствами типа УСБ показало ( табл. 45), что они способствуют предупреждению интенсивного искривления СТВОЛОЕ. Однако целесообразность применения таких компоновок должна оцениваться в соответствии с изложенным о перспективности устройств типа УСБ. [1]
Опыт применения компоновок низа бурильных колонн при бурении с применением наиболее приемлемого для проводки стволов скважин больших диаметров турбобура ТСШ320 невелик. [2]
После спуска кондуктора дальнейшее бурение производится с применением компоновок низа бурильной колонны с устройствами, стабилизирующими зенитный угол и азимут ствола скважины. Для этой цели применяют стабилизирующие кольца, устанавливаемые между ниппелем и корпусом турбобура, специальные ниппели с ребристыми центраторами, центраторы, состоящие из планок, приваренных к корпусу турбобура на расчетном расстоянии от долота. Наилучшие результаты достигают при использовании планочных центраторов. Если участки разреза сложены породами небольшой прочности, в компоновку инструмента включают наддолотный калибратор, выполняющий роль дополнительной опоры, снижающий внедрение центратора в стенку скважин. В нижних участках ствола скважины, где имеется опасность прихвата бурильного инструмента, центрирующие элементы исключаются из компоновки. Бурение осуществляют с уменьшением зенитного угла. Интенсивность его изменения прогнозируется на основе статистической обработки фактического материала. [3]
Аналогичные положительные результаты получены при бурении с применением компоновок низа бурильных колонн, включающих турбобур ТСШ320, при проводке скважин в Азербайджанской ССР. [4]
В соответствии с первым этапом забуривание пилот-ствола осуществляется с применением компоновки низа бурильной колонны, включающей ( см. рис. 47, в, г): долото /; два спаренных калибратора 2; центратор 7, диаметр которого соответствует диаметру спущенной обсадной колонны 5; УБТ 3 длиной 6 - 10 м; центратор 7, диаметр которого равен диаметру расположенного ниже центратора. Буренке производится при минимальных осевой нагрузке ( с навеса) и скорости вращения ротора. После углубления скважины на длину долота и двух спаренных калибраторов ( см. рис. 47, г) инструмент поднимается. [5]
Профилактика кривизны скважины при бурении сводится к замеру кривизны, применению компоновок низа бурильной колонны ( КНБК) и подбору режима бурения. [6]
Борьба с искривлением скважин требует ограничения осевых нагрузок на долото, применения громоздких компоновок низа бурильных колонн и осуществления других мероприятий. В результате снижается темп проходки скважин и возникают дополнительные трудности при бурении в интервалах осложнений. [7]
 |
Варианты аппарата Петросяна. [8] |
Дальнейшая профилактика кривизны скважины при бурении сводится к замеру кривизны, применению компоновок низа бурильной колонны и подбору режима бурения. [9]
Проведенный по 14 отечественным нефтегазодобывающим регионам и техническим материалам ряда ведущих буровых подрядчиков анализ конструкций, элементов и условий применения компоновок низа бурильной колонны ( КНБК) для безориентированного управления траекторией ствола или предупреждения локального искривления скважины в неблагоприятных горногеологических условиях привел к необходимости разработки новых элементов КНБК и более совершенных методов расчета. [10]
Сравнение показателей бурения в двух скважинах показывает, что бурение ствола с помощью РТБ-640 резко увеличивает темпы бурения вследствие исключения работ, связанных с расширением, обеспечивает вертикальность ствола скважины без применения сложных компоновок низа бурильной колонны ( КНБК), исключает применение дорогостоящих и низкоэффективиых долот и расширителей большого диаметра. [11]
Профилактика предусматривает: использование рациональных конструкций скважин; применение буровых растворов, свойства которых способствуют предупреждению прихвата колонны и обеспечению устойчивого состояния пород, слагающих стенку скважин; нормирование превышения гидростатического давления над пластовым, недопущение непланируемого искривления ствола скважины; предупреждение образования желобов и ликвидацию желобных выработок; применение противоприхват-ных компоновок низа бурильных колонн; использование специальных приспособлений и устройств, предупреждающих заклинивание колонны труб в скважине в процессе бурения и при спускоподъемных операциях. [12]
К числу профилактических мероприятий можно отнести следующие: использование рациональных конструкций скважин; применение буровых растворов, свойства которых способствуют предупреждению прихвата колонны и обеспечению устойчивого состояния пород, слагающих стенки скважины; нормирование превышения гидростатического давления над пластовым; недопущение искривления ствола скважины; предупреждение образования желобов и ликвидация желобных выработок; применение противоприхватных компоновок низа бурильных колонн; использование специальных приспособлений и устройств, предупреждающих заклинивание колонн труб в скважине как в процессе бурения, так и при спуско-подъемных операциях. [13]
Применение компоновок, включающих УБТ круглого сечения ( без специальных центрирующих элементов) с целью предупреждения искривления стволов скважин при бурении, соответствует методам, основанным на ограничении нагрузок или увеличении веса единицы длины и повышения жесткости компоновки. Применение компоновок низа бурильных колонн, включающих одни центратор над турбобуром, обычно соответствует предупреждению искривления стволов скважин согласно принципу отвеса. При бурении с использованием остальных указанных компоновок низа бурильной колонны предупреждение искривления стволов скважин основано на центрировании компоновок в стволе. [14]
При бурении же других скважин с применением компоновок низа бурильных колонн, включающих УБТ малых диаметров, осевые нагрузки не превышали 15 - 17 тс, что обусловливало снижение показателей работы долот. [15]
Страницы: 1 2