8 800 333-39-37
Ваше имя:
Номер телефона:

Эксплуатация наклонных и искривленных скважин


Эксплуатация наклонных и искривленных скважин — КиберПедия

Практически все нефтяные скважины Западной Сибири и многие скважины в других регионах являются наклонно-направленными или искривленными. Практика эксплуатации ШСНУ показала, что значительное искривление скважины приводит к резкому снижению наработки до отказа насосной установки, в первую очередь - колонны насосных штанг и ко­лонны НКТ. Постоянный контакт между муфтами насосных штанг и внутренней поверхностью НКТ приводит к быстрому износу муфт и к возможности выхода нирреля штанги из муф­ты, т.е. к обрыву штанг. Одновременно с этим муфты штанг, действуя как резцы, прорезают металл НКТ. Из-за этого в теле НКТ возникают повреждения, иногда сквозные. Такие повреждения уменьшают площадь сечения тела НКТ, что в свою очередь, может привести в конечном итоге даже к обрыву колонны НКТ и падению оборудования на забой скважины. Кроме того, сквозные повреждения в колонне НКТ приводят к утечкам через них добываемой жидкости.

Для защиты колонн НКТ и насосных штанг от взаимного износа в наклонно-направленных скважинах необходимо при­менять центраторы или протекторы.

Центраторы могут выполняться с поверхностями трения ка­чения и скольжения. Центраторы скольжения проще в изготов­лении, дешевле, долговечнее в работе. Новейшие конструкции центраторов изготавливаются комбинированными из стального корпуса и полимерной рабочей оболочки или полимерных роликов. Винтовые центраторы скольжения по сравнению с цилиндрическими имеют меньшее гидравлическое сопротивле­ние. Конкретный тип центратора подбирается в зависимости от показателей интенсивности искривления скважины, расчетных нагрузок на штанги, вязкости и других свойств добываемой жидкости. При небольших величинах зенитного угла доста­точно применять центраторы скольжения. При значительных величинах зенитного угла на интенсивно искривленных участ­ках необходимо применять роликовые центраторы качения, на остальных участках — центраторы скольжения.

В интенсивно искривленных аварийных скважинах необ­ходимо комбинированное применение центраторов и других

 

Рис. 5.32. Конструкция центраторов:

а – центратор - муфта с роликами; б - центратор-муфта скольжения; в - центратор-скребок промежуточный

предохранительных устройств. Центраторы роликовые уста­навливаются в интервале набора кривизны или корректиров­ки траектории скважины, а в других искривленных участках - центраторы скольжения. Пример исполнения центраторов представлен на рис. 5.32.



Некоторые центраторы выполняют также роль скребков по очистке НКТ от парафина и других отложений. Они должны быть устойчивы к износу, ударам, изменениям температуры; химическим воздействиям нефти и пластовой воды; обладать низкой абразивностью к металлу, создавать минимальные гидравлические сопротивления, иметь оптимальную стои­мость.

При выборе типа конструкций центраторов необходимо учитывать их гидравлические характеристики. Все при­меняемые центраторы скольжения создают при возвратно-поступательном движении в НКТ значительные сопро­тивления. С возрастанием числа качаний их величина растет и может снизить продуктивность работы насоса, увеличить энергозатраты на добычу, снизить МРП скважины. Необ­ходимо обеспечить оптимальное сочетание гидравлических характеристик центраторов с их устойчивостью к износу.

Наилучшим образом этому требованию отвечают центра­торы турбинного типа. Все типы центраторов должны иметь закругленные углы, зауженные концы, увеличенное отношение длины к диаметру. Такие характеристики позволяют уменьшить сопротивление потоку нефти за счет минимизации турбулент­ности и кавитации потока. Соответственно наилучшими явля­ются центраторы, позволяющие использовать их минимальное общее число и вес в расчете на одну скважину.

Другим нормативным условием выбора центраторов яв­ляется суммарная стоимость в расчете на одну скважину при прочих равных условиях. Габариты центратора не должны препятствовать проведению спускоподъемных операций в скважине, ловильных и других работ.

 

cyberpedia.su

Эксплуатация наклонных и искривленных скважин

Практически все нефтяные скважины Западной Сибири и многие скважины в других регионах являются наклонно-направленными или искривленными. Практика эксплуатации ШСНУ показала, что значительное искривление скважины приводит к резкому снижению наработки до отказа насосной установки, в первую очередь - колонны насосных штанг и ко­лонны НКТ. Постоянный контакт между муфтами насосных штанг и внутренней поверхностью НКТ приводит к быстрому износу муфт и к возможности выхода нирреля штанги из муф­ты, т.е. к обрыву штанг. Одновременно с этим муфты штанг, действуя как резцы, прорезают металл НКТ. Из-за этого в теле НКТ возникают повреждения, иногда сквозные. Такие повреждения уменьшают площадь сечения тела НКТ, что в свою очередь, может привести в конечном итоге даже к обрыву колонны НКТ и падению оборудования на забой скважины. Кроме того, сквозные повреждения в колонне НКТ приводят к утечкам через них добываемой жидкости.

Для защиты колонн НКТ и насосных штанг от взаимного износа в наклонно-направленных скважинах необходимо при­менять центраторы или протекторы.

Центраторы могут выполняться с поверхностями трения ка­чения и скольжения. Центраторы скольжения проще в изготов­лении, дешевле, долговечнее в работе. Новейшие конструкции центраторов изготавливаются комбинированными из стального корпуса и полимерной рабочей оболочки или полимерных роликов. Винтовые центраторы скольжения по сравнению с цилиндрическими имеют меньшее гидравлическое сопротивле­ние. Конкретный тип центратора подбирается в зависимости от показателей интенсивности искривления скважины, расчетных нагрузок на штанги, вязкости и других свойств добываемой жидкости. При небольших величинах зенитного угла доста­точно применять центраторы скольжения. При значительных величинах зенитного угла на интенсивно искривленных участ­ках необходимо применять роликовые центраторы качения, на остальных участках — центраторы скольжения.

В интенсивно искривленных аварийных скважинах необ­ходимо комбинированное применение центраторов и других

 

Рис. 5.32. Конструкция центраторов:

а – центратор - муфта с роликами; б - центратор-муфта скольжения; в - центратор-скребок промежуточный

предохранительных устройств. Центраторы роликовые уста­навливаются в интервале набора кривизны или корректиров­ки траектории скважины, а в других искривленных участках - центраторы скольжения. Пример исполнения центраторов представлен на рис. 5.32.

Некоторые центраторы выполняют также роль скребков по очистке НКТ от парафина и других отложений. Они должны быть устойчивы к износу, ударам, изменениям температуры; химическим воздействиям нефти и пластовой воды; обладать низкой абразивностью к металлу, создавать минимальные гидравлические сопротивления, иметь оптимальную стои­мость.

При выборе типа конструкций центраторов необходимо учитывать их гидравлические характеристики. Все при­меняемые центраторы скольжения создают при возвратно-поступательном движении в НКТ значительные сопро­тивления. С возрастанием числа качаний их величина растет и может снизить продуктивность работы насоса, увеличить энергозатраты на добычу, снизить МРП скважины. Необ­ходимо обеспечить оптимальное сочетание гидравлических характеристик центраторов с их устойчивостью к износу.

Наилучшим образом этому требованию отвечают центра­торы турбинного типа. Все типы центраторов должны иметь закругленные углы, зауженные концы, увеличенное отношение длины к диаметру. Такие характеристики позволяют уменьшить сопротивление потоку нефти за счет минимизации турбулент­ности и кавитации потока. Соответственно наилучшими явля­ются центраторы, позволяющие использовать их минимальное общее число и вес в расчете на одну скважину.

Другим нормативным условием выбора центраторов яв­ляется суммарная стоимость в расчете на одну скважину при прочих равных условиях. Габариты центратора не должны препятствовать проведению спускоподъемных операций в скважине, ловильных и других работ.

 



Дата добавления: 2017-06-13; просмотров: 1792;


Похожие статьи:

poznayka.org

2. Парациклическое воздействие через гс.

Разработка объектов с применением пароциклического воздейтсвия через горизонтальные скважины имеет целый ряд преимуществ. Для получения максимального эффекта от паротеплового воздейтсвия необходимо достижение высокой степени контакта между нагнетательным паром и вязкой нефтью, что позволяет только горизонтальная скважина. При разработке залежи с помощью паротеплового воздействия через горизонтальные скважины улучшается суммарные эффективность вытеснения. Способствующие дренированию зон насыщенных высоковязкой нефтью. В первом цикле нагнетания пара в скважину пара должно нагнетаться как можно больше, период пропитки должен быть более длительным, тогда будет существенен эффект добычи в последующих циклах.

Б-21. 1. Порядок сборки установочного инструмента для цементирования скважин.

Оборудование: 1) насосные установки пред для приготовления, закачки и продавливания цементных и других растворов в скважину и за колону, промывки, глушения скважин, ГРП и т.д. Прим ЦА-320, ЦА-402; 2) цементносмесительные машины пред для приготовления цементного раствора. Прим СМ-4. Агрегаты: 1АС-20, 2АС-20, 3АС-30; 3) Цементировочные головки пред для обвязки устья скважины; 4) разделительные цементные пробки пред для разобщения тампонажного раствора от бурового и промывочной жидкости при цементировании ОК; 5) Цементировачная арматура пред для герметичного соединения НКТ с ОК, продавки в пласт цементного раствора, нагнетание жидкости при прямой и обратной промывки.

2. Преимущества горизонтальных скважин.

Б-22. 1. Маркшейдерские работы при бурении горизонтальных скважин. Задание направления стволу скважины.

Это задание заключается в установке (ориентировании) от­клоняющей КНБК в положение, обеспечивающее искривление скважины в требуемом направлении.

Заданию направления стволу скважины предшествуют сле­дующие подготовительные работы: проверка отклоняющей КНБК, предназначенной для искривления ствола скважины: замер геометрических параметров скважины и отбивка репера проектного азимута на поверхности.

При проверке отклоняющей КНБК устанавливают сле­дующее: соответствие геометрических параметров КНБК про­ектным; наличие на вогнутой стороне образующей отклоняю­щей КНБК рисок, указывающих направление действия от-клонителя; соответствие направления магнита в магнитном переводнике с плоскостью искривления отклонителя; подго­товку бурильных труб, которая заключается в нанесении ме­ток на замках труб по одной образующей (метки следует на­носить с точностью +0,001 м или 1-1,5°).

Для замера геометрических параметров скважины и отбив­ки репера проектного азимута на поверхности необходи­мо проводить инклинометрические измерения ранее пробу­ренного участка ствола; отбивку двумя реперами проектного азимута искривления скважины и фиксирование этого на­правления меткой на неподвижной части ротора. Последние работы проводят в том случае, если предполагается ориенти­ровать отклонитель прослеживанием его положения с по­верхности.

2.Эксплуатация наклонных и искривленных скважин.

Такая эксплуатация ничем не отличается от обычной экс-ии

Б-23. 1. Технология проводки вертикального участка скважины.

Длина вертикального участка скважины зависит от многих факторов, основной из них - глубина скважины. Обычно с увеличением глубины бурения длина вертикального участка также возрастает. На практике часто длину верхнего верти­кального участка наклонной скважины выбирают соответст­венно глубине спуска кондуктора. Скважина при этом ис­кривляется "из-под кондуктора".

В последние годы используется метод предварительного отклонения скважины при бурении под кондуктор. В этом случае упрощается процесс отклонения скважины и время на набор зенитного угла сокращается.

Верхняя часть наклонной или горизонтальной скважины должна быть пробурена с минимальным отклонением ствола от вертикали. С целью снижения вероятности зенитного ис­кривления скважины обычно применяют специальные забой-

ные компоновки, подробно рассмотренные в разделе 6.2. Од­нако на вертикальность ствола при бурении, особенно верхне­го участка скважины, оказывают влияние технические усло­вия, возникающие в ходе технологического процесса при высо­ких технико-экономических показателях проводки скважины.

Использование УБТ при бурении вертикального участка скважины необходимо для достижения заданной осевой на­грузки на долото. Поэтому при выборе размеров и количества утяжеленных труб исходят из требования о необходимости снизить диаметральный зазор и увеличить жесткость забойной компоновки. Снижение зазора между колонной и стенками скважины при бурении в твердых породах позволяет обеспе­чить увеличение осевой нагрузки при сохранении интенсивно­сти искривления скважины в допустимых пределах.

В процессе бурения вертикального участка скважины с за­бойными двигателями рекомендуется систематически прово­рачивать бурильную колонну. Более рационально вести буре­ние с непрерывным вращением колонны со скоростью 10-

20 об/мин.

studfile.net

Техника и технология искусственного искривления скважин

Категория:

   Буровое оборудование

Публикация:

   Техника и технология искусственного искривления скважин

Читать далее:



Техника и технология искусственного искривления скважин

Искусственное искривление скважин является основным способом направленного бурения. Направленное бурение находит все большее применение на геологоразведочных работах. Его применяют для решения многих задач:

1) перебуривания пласта или рудного тела вкрест простирания;
2) многоствольного бурения, что экономически выгодно, так как сокращает объем бурения по пустым породам, уменьшает затраты времени на монтаж и демонтаж оборудования, на перевозку оборудования и копра, что особенно важно в гористых районах;
3) замены наклонных скважин бурением с поверхности вертикальных скважин с последующим направлением их иа объект, что позволяет широко применять механизацию и автоматизацию спуско-подъемных операций, типовые буровые копры;
4) бурения под различные объекты, например: под инженерные сооружения, жилые районы, под дно моря, озера, болота и т. д.;
5) выправления скважин, отклонившихся от проектного направления;
6) повторного перебуривания пластов с непредставительным выходом керна;
7) обхода аварийного снаряда;
8) подсечения аварийных скважин с целью ликвидации их фонтанирования;
9) взятия больших проб полезного ископаемого.

Многоствольной называется скважина, из основного ствола которой пробурен один или несколько дополнительных стволов.

Рекламные предложения на основе ваших интересов:

Простейшим средством для забуривания дополнительного ствола является металлический отклоняющий клин.

Длина клина обычно составляет от 2,5 до 4,5 м. Отклоняющая поверхность клина с его осью составляет угол 2—4°. Клин устанавливается в скважине произвольно без ориентации желоба, если направление искривления не имеет значения (например, при обходе места аварии). Если необходимо отклонение скважины в строго определенном направлении, клин ориентируют. После ориентации клин прочно закрепляется в стволе скважины заклиночным материалом, цементированием или с помощью специального распорного устройства.

Для установки клиньев в скважинах выше естественного забоя создаются искусственные забои. Искусственные забои создаются путем заклинивания в стволе скважины в заданном интервале различных пробок с последующим цементированием. Технология создания искусственного забоя зависит во многом от свойств слагающих горных пород и разработки ствола скважины в месте постановки забоя.

В скважинах, пробуренных алмазным способом (в крепких монолитных породах), при необходимости создания искусственного забоя применяются пробки ПЗ-44, ПЗ-57, П3-73.

Пробка-забой ПЗ состоит из собственно пробки и гидропровода. Через бурильную колонну промывочная жидкость закачивается в скважину, перемещает шток гидропривода вниз, а вместе с ним конус, который раздвигает плашки, расклинивая корпус пробки в скважине. После закрепления пробки в скважине гидропривод отвинчивается от нее и вместе с колонной бурильных труб поднимается на дневную поверхность.

При многоствольном бурении для зарезки дополнительных стволов применяются как стационарные, так и извлекаемые клинья.

Стационарные (неизвлекаемые) клиновые отклонители КОС-73-2,5°, КОС-57-2,5° и КОС-44-1,5° состоят из клина и закрепляющего устройства, которое включает в себя два распорных конуса, соединенных штоком, и корпуса 3.

Клин на бурильной колонне спускают в скважину. Не доходя 0,4—0,5 м до забоя, производят ориентацию отклонителя, после чего его спускают на забой с помощью шпинделя станка, который исключает проворот снаряда. Клин опускается на забой, и под действием осевой нагрузки срезается винт 8, в результате чего клин и корпус раскрепляющего устройства смещаются относительно неподвижных распорных конусов. Пластины распорного устройства деформируются и раскрепляют клин в стволе. При увеличении осевой нагрузки до 200—300 Н срезаются заклепки и клин освобождается от бурильной колонны, которая с устройством 6 поднимается на поверхность.

В скважину опускается от-бурочный снаряд и производится зарезка отклоненного ствола.

Отбуривание от стационарного клина, по скосу ложка и ниже его на длину до 1,3 м производят набором, включающим в себя бурильную трубу диаметром 42 мм, переходник и породоразрушающий инструмент бескернового бурения.

В начале рейса, когда долото находится в верхней части ложка клина и начинает врезаться в стенку скважины, осевая нагрузка не должна превышать 2—4 кН. После углубки скважины на 0,7 м и забуривания породоразрушающего инструмента в ее стенку больше, чем на половину своего диаметра, осевая нагрузка повышается до 6—7 кН. Бурение при этом осуществляется на второй-третьей частоте вращателя станка.

Если в процессе отбуривания использовался породоразрушающий инструмент, диаметр которого меньше диаметра клина то пробуренный интервал необходимо расширить. Для этой цели применяется шарошечное долото (либо другой инструмент), соответствующее диаметру скважины, которое соединяется с бурильной трубой диаметром 42 мм. Осевую нагрузку в процессе расширения снижают до 2—4 кН.

Рис. 1. Стационарный отклоняющий клин КОС

Последующие рейсы производят с отбором керна укороченными колонковыми наборами, которые спускают на бурильной трубе диаметром 42 мм. Длина колонкового набора для каждого рейса должна составлять соответственно 0,5; 1,0 и 2,5 м, после чего применяют колонковый набор нормальной длины.

Работы по забуриванию дополнительного ствола от стационарного клина можно считать законченными, когда в месте установки клина в ствол скважины проходит колонковый набор длиной не менее 4,5 м.

Вывод дополнительного ствола скважины в заданную точку геологического разреза, как правило, не может быть осуществлен постановкой одного стационарного клина. Обычно эта задача осуществляется рядом постановок съемных отклонителей.

Снаряд для искусственного искривления скважин типа СО разработан ВИТР ВПО «Союзгеотехника». Съемный клин СО-73/46—3° дан на рис. 2.

В снарядах для отклонения отбурочного инструмента служит цельнометаллический клин, соединенный с корпусом снаряда при помощи Т-образного шпоночного соединения. Последнее позволяет клину передвигаться вдоль оси на длину шпоночного паза и исключает радиальное его перемещение. Клин с корпусом жестко соединяется с помощью двух заклепок. Отбурочный снаряд отклонителя состоит из серийной алмазной коронки, колонковой трубы, которая при помощи втулки и муфты с конусной гайкой соединена с бурильной трубой.

При использовании снаряда на забое не должно быть столбика керна высотой более 2—3 см. Снаряд спускают в скважину на колонне бурильных труб и, не доходя до забоя 0,3—0,5 м, ориентируют, а затем без вращения опускают на забой. Усилием механизма гидравлической подачи станка срезают заклепки. При этом корпус перемещается вниз и заклинивается между желобами клина и стенкой скважины.

Затем дальнейшим увеличением осевой нагрузки срезают винт и освобождают муфту. Затем ударом конусной гайки по втулке сильнее расклинивают корпус снаряда в скважине. В результате вращения колонны бурильных труб конусная гайка свинчивается с муфты, что обеспечивает освобождение отбурочного инструмента и бурение пилот-скважины. Диаметр пилот-скважины, забуренной в новом направлении, на два размера меньше диаметра основного ствола.

Рис. 2. Съемный клин СО-73/46-30 конструкции ВИТР

Для расширения их применяют ступенчатый расширитель, составленный из двух серийных алмазных коронок.

После забуривания пилот-скважины на глубину 1,2—1,3 м снаряд извлекают на поверхность и он может быть повторно использован.

Большое распространение в практике работ получил извлекаемый клин СНБ-КО конструкции КазНИИМСа. Снаряды СНБ-К.0 предназначены для искривления скважин диаметром 46, 59, 76 мм.

Широкое применение в направленном бурении получили отклоняющие снаряды с шарнирным устройством ШУ-73-60, ШУ-57-3°, ШУ-44-3°. Снаряд состоит из специальной коронки с широкой матрицей, колонковой трубы диаметром на 1 порядок меньше диаметра коронки и шарнирного устройства. Наличие шарнира уменьшает жесткость соединения колонкового набора с бурильной колонной. Опущенный в скважину снаряд опирается на стену скважины коронкой и шарнирным устройством. При этом ось колонкового набора устанавливается под углом к оси скважины. Угол перекоса постоянно сохраняется, в результате чего в процессе бурения происходит непрерывный набор кривизны скважины. Чем больше величина угла перекоса и меньше длина колонкового набора, тем больше интенсивность искривления.

Преимущество применения отклонителей с шарнирным устройством заключается в том, что бурение с ними осуществляют обычными колонковыми наборами. Однако шарнирный отклонитель используется только для искривления скважин в вертикальной плоскости., Шарнирные компоновки снарядов могут также применяться в комбинации с клиновыми отклонителями. Забайкальский комплексный научно-исследовательский институт разработал отклонитель непрерывного действия ТЗ для бурения направленных разведочных скважин. Породоразрушающим инструментом для отклонителей ТЗ являются серийные шарошечные и алмазные долота. Промывочной жидкостью служит вода или глинистый раствор. Показатели искусственного искривления скважин отклонителями превосходят результаты работы клиновых отклонителей. Затраты времени на цикл искривления сокращаются в три-четыре раза. Бурение при искривлении производится на том же режиме, что и бескерновое бурение.

Конструктивные особенности указанных снарядов описаны во многих литературных источниках и специальных инструкциях.

Рекламные предложения:


Читать далее: Ориентирование отклонителя

Категория: - Буровое оборудование

Главная → Справочник → Статьи → Форум


stroy-technics.ru

Тема 11 Искривление скважин и бурение наклонных — КиберПедия

Скважин

Возможные направления ствола скважины в процессе бурения. Борьба с искривлением вертикальных скважин. Параметры, характеризующие положение скважины в пространстве. Компоновка низа бурильной колонны (КНБК) для борьбы с искривлением скважин.

Контроль за положением оси скважины. Содержание инклинограммы.

Бурение наклонно—направленных скважин. Профили наклонных скважин. Расчет и построение профиля наклонно —направленной скважины.

Отклоняющие устройства. КНБК для управления траекторией ствола наклонно —направленной скважины. Особенности технологии бурения наклонно — направленных скважин. Забойное ориентирование отклонителей. КНБК для безориентированного бурения. Телеметрические системы для ориентирования отклоняющих компоновок.

Кустовое бурение скважин. Бурение многозабойных, горизонтально — разветвленных и горизонтальных скважин.
Литература: 1, стр. 283,..313

 

Методические указания

Ствол скважины при любом способе бурения отклоняется от вертикали. Искривление вертикальных скважин влечет за собой нарушение сетки разработки месторождений, быстрый износ бурильных труб, замедление спуско — подъемных операций, затруднения при спуске обсадных колонн и их цементирование, рост аварийности и т. д.

Из этого следует, что при бурении вертикальных скважин необходимо строго лимитировать величину угла искривления, а для этого надо знать причины и закономерности искривления, а также мероприятия но предупреждению их.

Причины самопроизвольного искривления скважин делят на три группы: геологические, технические и технологические.

Основным мероприятием, направленным на предупреждение искривления вертикальных скважин, является выбор конструкции низа бурильной колонны, обеспечивающей проходку скважины с высокими показателями работы долота в самых разнообразных условиях.

В настоящее время широко применяется наклонное бурение. Бурить наклонные скважины рекомендуется в тех случаях, когда технически затруднено или экономически не целесообразно строить вертикальные скважины.

В России наклонные скважины бурят с помощью забойных двигателей. Сущность такого бурения заключается в использовании такой компоновки нижней части бурильной колонны, при которой на долоте создается отклоняющая сила перпендикулярная его оси и непрерывно действующая в течении всего процесса в нужном азимуте. Темп искривления скважины определяется величиной этой силы, зависящей от конструкции отклоняющего приспособления и места его установки в нижней части колонны, механическими свойствами пород и условиями их залегания, типом долота и забойного двигателя, а также применяемым режимом бурения. Бурение скважин по заданному профилю возможно в том случае, когда начиная с момента забуривания наклонного участка, отклонитель точно ориентируется в проектном азимуте.



Ориентировать отклонитель можно в процессе спуска бурильной колонны путем контроля за положением его навинчивания каждой свечи (ориентированный спуск) или после спуска бурильной колонны с использованием специальных приборов, фиксирующих положение плоскости искривления отклонителя по отношению к плоскости скважины (забойное ориентирование).

Успешное освоение техники и технологии бурения наклонных скважин привело к использованию следующих его разновидностей: кустовое, горизонтальное бурение.

При кустовом бурении устья скважины группируются на общей площадке, а забои находятся в точках, соответствующих геологической сетке разработки. Такое бурение позволяет значительно сократить строительно—монтажные работы и улучшить обслуживание эксплуатационных скважин. При кустовом бурении необходимо учитывать возможность пересечения стволов скважин. Очередность бурения скважин в кусте при расположении устьев в одну линию определяется величиной угла, измеряемого от направления движения станка до проектного направления на скважину по ходу часовой стрелки.

Горизонтальные скважины бурят в целях увеличения поверхности фильтрации.

Вопросы для самоконтроля

1. Причины и отрицательные последствия самопроизвольного искривления скважин.

2. Меры предупреждения искривления вертикальных скважин.

3. Контроль за положением оси скважины в пространстве.

4. Область применения наклонного бурения.

5. Профили наклонных скважин.



6. Отклоняющие устройства.

7. Методика ориентированного спуска инструмента.

8. Забойное ориентирование отклонителей.

9. Особенности технологии бурения наклонных скважин.

10. Кустовое бурение.

11. Бурение многозабойных и горизонтальных скважин.

Тема 12 Разобщение пластов

Цели крепления скважин и способы разобщения пластов. Выбор конструкции скважины. Типы обсадных колонн и их назначение. Схемы конструкции забоев при заканчивании скважин. Требования при выборе интервалов цементирования.

Характерные особенности конструкций газовых скважин.

Конструкции обсадных труб, размеры, условные обозначения.

Устройства и приспособления для оснащения обсадных колонн.

Спуск обсадной колонны в скважину. Технология одноступенчатого, двухступенчатого, манжетного цементирования скважин. Цементирование хвостовиков.

Тампонажные материалы. Требования к цементным растворам. Свойства цементных растворов и их регулирование.

Оборудование для цементирования скважин.

Подготовительные работы и процесс цементирования.

Заключительные работы и проверка результатов цементирования.

Литература: 1, стр. 318...372

Методические указания

Разобщение пластов представляет собой комплекс операций, включающих крепление ствола скважины путем спуска в нее обсадных колонн и изоляции пластов с различным характером насыщения друг от друга путем заполнения заколонного пространства цементным раствором (цементирование).

При креплении каждой скважины главное внимание уделяется выбору и обоснованию конструкции скважины.

Конструкции скважин определяют число спущенных в скважину обсадных колонн, размеры колонн (наружный диаметр, длина), диаметры ствола под каждую колонну, местоположение интервалов цементирования.

Но более ответственным этапом разобщения пластов является цементирование скважин. Чаще всего применяют одно- и двухступенчатое цементирование. Необходимо рассмотреть технологию этих методов, применяемое оборудование и обращать внимание на мероприятия по повышению качества цементирования.

Вопросы для самоконтроля

1. Понятие о конструкции скважины. Факторы, определяющие конструкцию скважины.

2. Особенности конструкции газовых скважин.

3. Выбор рациональной конструкции скважины.

4. Обсадные трубы.

5. Подготовка обсадных труб к спуску в скважину.

6. Подготовка бурового оборудования к спуску обсадкой колонны.

7. Подготовка скважины к спуску обсадной колонны.

8. Спуск обсадных колонн в скважину.

9. Технологическая оснастка обсадной колонны.

10. Одноступенчатое цементирование.

11. Двухступенчатое цементирование.

12. Тампонажные материалы.

13. Оборудование для цементирования скважин.

14. Манжетное цементирование.

15. Цементирование хвостовиков.

16. Проверка качества цементирования.

17. Обвязка обсадных колонн. Проверка герметичности колонн.

18. Техника безопасности, охрана окружающей среды и недр при цементировании

скважин.

cyberpedia.su


Смотрите также