Cтраница 2
Метод оптимизации параметров компоновок для стабилизации зенитного угла наклонных скважин / А.Ф.Федоров, К.М.Солодкий, А.Г.Калинин, А.С.Повалихин / / Нефтяное хоз-во. [16]
КНБК необходимо выбирать исходя из условия стабилизации зенитного угла скважины. [17]
Дальнейшее бурение скважины необходимо осуществлять со стабилизацией зенитного угла и азимута до проектной глубины с помощью стабилизирующей КНБК. [18]
В работах [28,49] предлагается оптимизировать КНБК для стабилизации зенитного угла, исходя из критерия максимума отклоняющей силы на долоте, направленной вверх. Такой критерий оптимизации КНБК для разрезов Западной Сибири, сложенных в верхних интервалах мягкими, неустойчивыми горными породами, с точки зрения технологии оправдан. В сущности, в этом случае он тождествен критерию равенства нулю отклоняющей силы на долоте для КНБК, работающих в устойчивых горных породах, в которых диаметр ствола скважины близок к номинальному значению, а зазоры близки к расчетным величинам. [19]
Эта программа позволяет рассчитать оптимальные размеры КНБК для стабилизации зенитного угла и для его малоинтенсивного изменения. КНБК может включать один, два или три центратора. [20]
В работе [23] предлагается оптимизировать параметры КНБК для стабилизации зенитного угла скважины по критерию минимума угла перекоса нижней части КНБК в скважине. [21]
Затем необходимо в пределах этих интервалов выявить участки стабилизации зенитного угла. [22]
На основании анализа опытных данных и теоретических предпосылок для стабилизации зенитного угла на месторождениях Западной Сибири была рекомендована следующая забойная компоновка: 214-мм долото, турбобур ЗТСШ-195ТЛ с 210-мм центратором, установленным на расстояния 2 - 2 2 м от долота. [23]
Из рассмотрения этих данных видно, что поставленная задача по стабилизации зенитного угла наклона ствола на уровне 35 в условиях приведенного примера не может быть решена, если применять центратор диаметром 208 мм. Темп изменения кривизны остается отрицательным во всех случаях. [24]
Следует еще раз обратить внимание на то, что участок стабилизации зенитного угла должен быть получен в одних и тех же отложениях при неизменных типоразмере долота, компоновке нижнего участка бурильной колонны и параметрах режима бурения. [25]
Как видно из таблицы, применение рекомендованных КНБК позволило получить удовлетворительную стабилизацию зенитного угла и азимута при бурении роторным способом, турбобуром и винтовым двигателем. Исключение составляет использование КНБК в скважине № 423 в интервале 1200 - 1500 м при бурении турбобуром. Уменьшение зенитного угла с интенсивностью до 1 град / 100 м вызвано гироскопическим эффектом, возникающим при высокочастотном вращении УБТ длиной 2 и на валу турбобура. [26]
Гудермесская и Гойт-Корт производственного объединения Гроз-нефть выбраны 79 интервалов ( отложения) стабилизации зенитного угла. [27]
После спуска и цементирования кондуктора небольшой участок пробуривают без отклоняющих приспособлений со стабилизацией набранного зенитного угла, а затем следует второй участок набора зенитного угла до максимальной величины. Последующее бурение ведут с применением КНБК с центраторами. [28]
Оптимальная КНБК - проектирование оптимальных неориентируемых компоновок низа бурильной колонны для изменения или стабилизации зенитного угла ствола скважины. [29]
При выборе ( см. табл. 3.15 - 3.17) конструкций КНБК для условий стабилизации зенитного угла скважины следует принимать диаметры ОЦЭ, ориентируясь, в первую очередь, на те значения, которые отмечены в таблицах более крупным шрифтом. [30]