Длина - ствол - скважина
Cтраница 3
Таким образом, параметрами, определяющими профиль проектируемой скважины, являются ( рис. IV.8): I - интенсивность искривления или кривизна оси скважины; L, / - длины ствола скважины и отдельных интервалов, имеющих разную кривизну; S, s, H, h - горизонтальные и вертикальные проекции оси скважины; 6н, 6К, г ], Пк, ан, ак - начальные и конечные значения зенитных углов, углов наклона и азимута скважины. [31]
Если заменить р, Т, z соответственно на р3, Ту и z ( р, Гу), то условие w - i будет выполнено по всей длине ствола скважины при известном постоянном диаметре фонтанных труб. [32]
В указанных работах изучалось влияние на коэффициент трения отдельных факторов в отрыве от остальных, действующих на процесс, а также сделано допущение о неизменности коэффициента трения по всей длине ствола скважины. На практике интенсивность искривления ствола скважины от устья до забоя ш остается постоянной, соответственно изменяется нормальное усилие. А это влечет за собой изменение значения коэффициента трения. [33]
Следовательно, основная цель при проектировании разработки газовых месторождений с агрессивными компонентами сводится к установлению такого технологического режима и соответствующей конструкции, при которой скорость потока всегда меньше критической по всей длине ствола скважины. При этом допускается, что другие, более приемлемые варианты разработки данного месторождения отсутствуют. Примером названного случая является наличие паров ртути в составе пластового газа и отсутствие опробованных ингибиторов в борьбе с ртутной коррозией. [34]
Таким образом, с учетом различных факторов, влияющих на производительность горизонтальной скважины, в зависимости от конкретных свойств пласта, его толщины, наличия и близости подошвенной воды, устойчивости коллектора, длины ствола скважины, законы фильтрации газа к горизонтальной скважине приобретают более существенное значение, чем при его фильтрации к вертикальной скважине, вскрывшей пласт с ограниченной толщиной. [35]
 |
Схема для расчета. [36] |
Если режим движения жидкости не изменяется, то, как видно из аналитического выражения P / ( Q2), оптимальные диаметры бурильных труб обеспечивают минимальные потери давления при любом расходе промывочной жидкости, независимо от длины ствола скважины. Это видно из кривых, приведенных на рис. 3, а, б, построенных по Pf ( dTp) при постоянных диаметрах скважин и расходе промывочной жидкости. [37]
Из изложенного следует, что основная цель при проектировании разработки газовых и газоконденсатных месторождений с коррозионно-активным компонентом в составе газа сводится к установлению технологического режима эксплуатации и выбору соответствующей конструкции фонтанной колонны, при которых скорость потока всегда меньше критической по всей длине ствола скважины. При этом предполагается, что при разработке данного месторождения отсутствуют другие, более приемлемые варианты разработки залежи. [38]
Из изложенного следует, что основная цель при проектировании разработки газовых и газоконденсатных месторождений с коррозионно-активным компонентом в составе газа сводится к установлению такого технологического режима эксплуатации и выбору соответствующей конструкции фонтанной колонны, при которых скорость потока всегда меньше критической по всей длине ствола скважины. При этом предполагается что при разработке данного месторождения отсутствуют другие, более приемлемые варианты разработки залежи. Например, наличие паров ртути в составе пластового газа и отсутствие в настоящее время апробированных ингибиторов в борьбе с ртутной коррозией значительно усложняют разработку таких месторождений. [39]
Строительство скважин кустами является наиболее эффективным способом разработки нефтяных и газовых месторождений, расположенных под дном морей, океанов, озер, болот в таежных лесах и на других труднодоступных участках. Хотя при этом применение наклонного метода бурения приводит к некоторому увеличению длины ствола скважин и необходимости производства ряда дополнительных операций для проходки скважин по заданному направлению и отклонению от вертикали, тем не менее эти затраты составляют незначительную часть от эффекта, достигаемого в результате сокращения затрат на подготовительные работы к строительству и бурению скважин, сборке и разборке наземных сооружений, монтаж и демонтаж бурового оборудования, а также резкого снижения стоимости морского основания, приходящейся на одну скважину. Кроме того, при этом значительно ускоряются сроки разбуривания месторождения, повышается эффективность использования бурового оборудования и пребывания буровых бригад в бурении, более рационально используются элементы дорогостоящих гидротехнических сооружений. [40]
Определение последней представляет трудность, так как р весьма изменчива по длине ствола скважины и зависит от количества газа, воды и других примесей в смеси. [41]
Концентрация кислоты должна подбираться таким образом, чтобы время гелеобразования было больше, чем время между смешиванием растворов жидкого стекла, полимера и кислоты и прохождением этой смесью до забойной зоны скважины. При этом следует иметь в виду, что температура по мере прохождения длины ствола скважины будет возрастать от начальной температуры до температуры призабойной зоны. Вероятность гелеобразования в стволе скважины должна быть полностью исключена. Кроме того, должен оставаться запас времени до окончательного формирования геля, нужный для достижения раствором отдаленных от призабойной зоны участков пласта. [42]
Конструктивное исполнение погружных электроцентробежных насосных агрегатов допускает темп набора кривизны 2 на 10 метров длины ствола скважины согласно ТУ 3631 - 025 - 21945400 - 97 Насосы погружные центробежные для добычи нефти ЭЦНА, в зоне работы погружного агрегата кривизна должна быть не более 3 минут на 10 метров. В РД 39 - 3 - 1008 - 84 приведены расчеты и уточнены критерии для различных установок. [43]
Начальной точкой при пользовании номограммой является объем скважины. Определив местоположение этой точки на оси VasK, проводят горизонтальную линию влево до пересечения с прямой, шифром которой является длина ствола скважины. Далее вновь из точки, соответствующей объему скважины, проводят горизонтальную линию вправо до пересечения с прямой, шифром которой является отношение отхода забоя от вертикали к длине ствола скважины. От полученной точки проводят вверх вертикаль и последовательно находят: объем воображаемой вертикальной скважины и по ранее определенному осредненному диаметру обсадной колонны - вертикальную составляющую длины ствола скважины. На последнем этапе от точки НВсрт 2760 м проводят горизонталь до пересечения с линией, соответствующей величине пластового давления вблизи скважины и. [44]
Начальной точкой при пользовании номограммой является объем скважины. Определив местоположение этой точки на оси Уиак, проводят горизонтальную линию влево до пересечения с прямой, шифром которой является длина ствола скважины. Далее вновь из точки, соответствующей обьему скважины, проводят горизонтальную линию вправо до пересечения с прямой, шифром которой является отношение отхода забоя от вертикали к длине ствола скважины. От полученной точки проводят вверх вертикаль и последовательно находят: объем воображаемой вертикальной скважины и по ранее определенному осредненному диаметру обсадной колонны - вертикальную составляющую длины ствола скважины. На последнем этапе от точки Нверг 2760 м проводят горизонталь до пересечения с линией, соответствующей величине пластового давления вблизи скважины и, от точки пересечения поднявшись вверх, определяют плотность ЖГС. [45]
Страницы: 1 2 3 4