Наклонный ствол - скважина
Cтраница 2
Поэтому, при выполнении расчетов рассмотрена схема изгиба ступенчатого стержня, расположенного в наклонном стволе скважины, имеющего на нижнем конце жестко присоединенную тлоскую опору, равную диаметру долота и перпендикулярную к оси стержня. [16]
В качестве меры борьбы с обвалами в Америке применяют наклонное бурение, предполагая, что наклонный ствол скважины в зоне обваливающихся пород уменьшает обвалообразование. [17]
Например, в старом стволе скважины на 10 - 15 м выше места зарезки, т.е. начала бурения первого нового ствола, бурят второй новый наклонный ствол скважины с переходом на горизонтальный в одном из невыработанных пластов или наклонный ствол, проходящий через несколько невыработанных пластов. По окончании проводки второго нового ствола спускают обсадную колонну ( отклонитель) длиной 15 - 20 м и забуривают в новом наклонном стволе ниже его начала третий новый наклонный ствол скважины с переходом на горизонтальный в невыработанном пласте или наклонный ствол, проходящий через несколько невыработанных пластов. В новых наклонных стволах скважины возможно бурение новых следующих наклонных стволов скважины с переходом на горизонтальный ствол в одном из невыработанных пластов или наклонный ствол, проходящий через несколько невьтработанньтх пластов. Такой порядок бурения осуществляют при большой общей мощности и большом количестве пластов. Этим достигается наиболее полный охват пластов воздействием. В случае мощного пласта целесообразно размещать весь горизонтальный участок скважины в пласте. При малой мощности пластов целесообразно проводить наклонный ствол через несколько пластов, перфорируя их в зависимости от коллекторских свойств пласта: проницаемости, пористости и т.п. Стволы в невыработанных пластах располагают в разных горизонтальных плоскостях. Неоднородность пластов учитывают при перфорации невыработанных пластов. Для повышения притока из низкопроницаемого пласта выполняют большее количество перфорационных отверстий на погонный метр горизонтального или наклонного ствола. Зоны неколлектора оставляют без перфорации. После запуска скважины в эксплуатацию отбор нефти ведут из всех пластов одновременно. [18]
Если докрепление резьбовых соединений бурильной колонны исключается, а ориентирование отклонителя было проведено тщательно и без ошибок, то наиболее вероятная причина неточного забуривания наклонного ствола скважины - несоответствие фактического значения угла закручивания расчетному значению. [19]
Компоновки нижней части бурильной колонны, которые могут быть рассчитаны по одной из приведенных выше методик, получили название маятниковых, или компоновок, работающих по принципу отвеса, так как для управления поведением наклонного ствола скважины используются силы собственного веса отрезка колонны от долота до точки касания УБТ со стенками скважины или до центратора. [20]
При этом для условий вертикального бурения скважин, имеющих зенитные углы наклона ствола скважины до 5, взаимодействие КНБК с бурильной колонной целесообразно на основе понятия устойчивости бурильной колонны. КНБК для наклонно направленного и горизонтального бурения рассмотрены в наклонном стволе скважины в условиях продольно-поперечного изгиба. [21]
Проводку участка начального искривления скважины не всегда удается выполнить за один рейс. При последующих рейсах положение отклонителя необходимо определять уже в наклонном стволе скважины. При этом описанный выше способ определения положения отклонителя не может быть использован. Как уже отмечалось, это связано с конструкцией чувствительного элемента азимута инклинометра КИТ и его аналогов, который выполнен в виде магнитной стрелки на оси. Плоскость вращения магнитной стрелки должна быть горизонтальна, что не может быть выполнено при закрепленном относительно корпуса инклинометра датчике. [22]
При этом для условий вертикального бурения скважин, имеющих зенитные углы наклона ствола скважины до 5, взаимодействие КНБК с бурильной колонной целесообразно на основе понятия устойчивости бурильной колонны. КНБК для наклонно направленного и горизонтального бурения рассмотрены в наклонном стволе скважины в условиях продольно-поперечного изгиба. [23]
Проводку участка начального искривления скважины не всегда удается выполнить за один рейс. При последующих рейсах положение отклонителя необходимо определять уже в наклонном стволе скважины. При этом описанный выше способ определения положения отклонителя не может быть использован. Как уже отмечалось, это связано с конструкцией чувствительного элемента азимута инклинометра КИТ и его аналогов, который выполнен в виде магнитной стрелки на оси. Плоскость вращения магнитной стрелки должна быть горизонтальна, что не может быть выполнено при закрепленном относительно корпуса инклинометра датчике. [24]
По мере роста зенитного угла ствола скважины величина указанной составляющей уменьшается при одновременном росте силы трения. На рис. 3.12 представлена схема нагру-жения отрезка бурильной колонны под действием собственного веса в наклонном стволе скважины. [25]
Например, в старом стволе скважины на 10 - 15 м выше места зарезки, т.е. начала бурения первого нового ствола, бурят второй новый наклонный ствол скважины с переходом на горизонтальный в одном из невыработанных пластов или наклонный ствол, проходящий через несколько невыработанных пластов. По окончании проводки второго нового ствола спускают обсадную колонну ( отклонитель) длиной 15 - 20 м и забуривают в новом наклонном стволе ниже его начала третий новый наклонный ствол скважины с переходом на горизонтальный в невыработанном пласте или наклонный ствол, проходящий через несколько невыработанных пластов. В новых наклонных стволах скважины возможно бурение новых следующих наклонных стволов скважины с переходом на горизонтальный ствол в одном из невыработанных пластов или наклонный ствол, проходящий через несколько невьтработанньтх пластов. Такой порядок бурения осуществляют при большой общей мощности и большом количестве пластов. Этим достигается наиболее полный охват пластов воздействием. В случае мощного пласта целесообразно размещать весь горизонтальный участок скважины в пласте. При малой мощности пластов целесообразно проводить наклонный ствол через несколько пластов, перфорируя их в зависимости от коллекторских свойств пласта: проницаемости, пористости и т.п. Стволы в невыработанных пластах располагают в разных горизонтальных плоскостях. Неоднородность пластов учитывают при перфорации невыработанных пластов. Для повышения притока из низкопроницаемого пласта выполняют большее количество перфорационных отверстий на погонный метр горизонтального или наклонного ствола. Зоны неколлектора оставляют без перфорации. После запуска скважины в эксплуатацию отбор нефти ведут из всех пластов одновременно. [26]
Например, в старом стволе скважины на 10 - 15 м выше места зарезки, т.е. начала бурения первого нового ствола, бурят второй новый наклонный ствол скважины с переходом на горизонтальный в одном из невыработанных пластов или наклонный ствол, проходящий через несколько невыработанных пластов. По окончании проводки второго нового ствола спускают обсадную колонну ( отклонитель) длиной 15 - 20 м и забуривают в новом наклонном стволе ниже его начала третий новый наклонный ствол скважины с переходом на горизонтальный в невыработанном пласте или наклонный ствол, проходящий через несколько невыработанных пластов. В новых наклонных стволах скважины возможно бурение новых следующих наклонных стволов скважины с переходом на горизонтальный ствол в одном из невыработанных пластов или наклонный ствол, проходящий через несколько невьтработанньтх пластов. Такой порядок бурения осуществляют при большой общей мощности и большом количестве пластов. Этим достигается наиболее полный охват пластов воздействием. В случае мощного пласта целесообразно размещать весь горизонтальный участок скважины в пласте. При малой мощности пластов целесообразно проводить наклонный ствол через несколько пластов, перфорируя их в зависимости от коллекторских свойств пласта: проницаемости, пористости и т.п. Стволы в невыработанных пластах располагают в разных горизонтальных плоскостях. Неоднородность пластов учитывают при перфорации невыработанных пластов. Для повышения притока из низкопроницаемого пласта выполняют большее количество перфорационных отверстий на погонный метр горизонтального или наклонного ствола. Зоны неколлектора оставляют без перфорации. После запуска скважины в эксплуатацию отбор нефти ведут из всех пластов одновременно. [27]
 |
Результаты расчета профиля. [28] |
В процессе расчета необходимо определить длину наклонного ствола под кондуктор при глубине по вертикали 400 м, а также зенитный угол в конце интервала уменьшения его на кровле продуктивного пласта. Конечный зенитный угол определяют из графиков зависимости угла от длины ствола. Определяют также общую длину наклонного ствола скважины с учетом мощности пласта и зумпфа ниже подошвы пласта. [29]
Наиболее распространенным способом, который применяется в настоящее время для ограничения роста угла искривления ствола скважины, является уменьшение осевой нагрузки и использование эффекта отвеса. В этом случае при наличии фрезерующей способности долота силы собственного веса участка бурильной колонну между долотом и точкой касания колонны со стенкой скважины стремятся привести скважину к вертикали. Анализ работы бурильной колонны в наклонном стволе скважины проведен А. [30]
Страницы: 1 2 3