АвтоАвтоматизацияАрхитектураАстрономияАудитБиологияБухгалтерияВоенное делоГенетикаГеографияГеологияГосударствоДомДругоеЖурналистика и СМИИзобретательствоИностранные языкиИнформатикаИскусствоИсторияКомпьютерыКулинарияКультураЛексикологияЛитератураЛогикаМаркетингМатематикаМашиностроениеМедицинаМенеджментМеталлы и СваркаМеханикаМузыкаНаселениеОбразованиеОхрана безопасности жизниОхрана ТрудаПедагогикаПолитикаПравоПриборостроениеПрограммированиеПроизводствоПромышленностьПсихологияРадиоРегилияСвязьСоциологияСпортСтандартизацияСтроительствоТехнологииТорговляТуризмФизикаФизиологияФилософияФинансыХимияХозяйствоЦеннообразованиеЧерчениеЭкологияЭконометрикаЭкономикаЭлектроникаЮриспунденкция

Та iндексу тиску гiдророзриву

Читайте также:
  1. Визначення осмотичного тиску клітинного соку плазмолітичним методом
  2. Методика визначення фактичного тиску в контакті металевих деталей машин
  3. Приклад визначення фактичного тиску при пластичному контакті
  4. Приклад визначення фактичного тиску при пружному контакті
  5. У відкритому вікні бази даних потрібно відкрити вкладнику «Формы» і натискуємо кнопку «Создать». У результаті відкривається вікно «Новая форма».

При проектуванні конструкції перших пошуково-розвідувальних свердловин необхідно передбачити в конструкції можливість спуску резервної колони.

Вибір діаметрів обсадних колон і доліт. Діаметр експлуатаційної колони вибирають, виходячи з максимально очікуваних дебітів рідини (нафта+газ+вода; газ+конденсат+вода) на різних стадіях експлуатації, габаритів обладнання, яке повинно бути спущене в дану колону для забезпечення заданих дебітів, і глибини свердловини. Внутрішній діаметр експлуатаційної колони повинен бути достатнім для того, щоб обладнання можна було спустити і встановити на необхідній глибині і щоб в період експлуатації свердловини можна було виконувати підземний і капітальний ремонти.

У більшості випадків діаметр експлуатаційної колони визначається замовником.

У пошуково-розвідувальних свердловинах діаметр експлуатаційної колони вибирають таким, щоб в них можна було виконати весь необхідний комплекс геолого-геофізичних досліджень.

Приблизні співвідношення діаметрів експлуатаційних колон і дебітів для нафтових і газових свердловин, що застосовуються на практиці, наведені в таблицях 10.1 і 10.2.

 

Таблиця 10.1 - Нафтові свердловини

Сумарний дебіт, м3/добу <40 40-100 100-150 150-300 >300
Приблизний діаметр експлуатаційної колони, мм     127-140   140-146   168-178   178-194

 

Таблиця 10.2 - Газові свердловини

Сумарний дебіт, тис. м3/добу до 75 до 250 до 500 до 1000 до 5000
Приблизний діаметр експлуатаційної колони, мм     114-146   146-168   168-219   219-273

 

Діаметри проміжних колон і кондукторів, а також діаметри доліт для буріння під кожну колону знаходять із таких співвідношень. Діаметр долота Дд для буріння під дану (наприклад, експлуатаційну) колону завжди повинен бути дещо більший від найбільшого зовнішнього діаметра (муфти) dм розглядуваної колони.

Дд=dм + 2Dк , (10.3)

де Dк — мінімально необхідний радіальний зазор для вільного проходження колони у свердловину при спуску.

Залежність величини зазору від діаметра наведена в таблиці 10.3.



 

Таблиця 10.3 – Рекомендовані значення радіального зазору

Зовнішній діаметр обсадної колони,мм 114-127 140-168 178-194 219-245 273-299 324-351
Радіальний зазор, мм 7-10 10-15 15-20 20-25 25-35 30-40 40-50

 

За найбільший зовнішній діаметр dм беруть зовнішній діаметр муфт, з допомогою яких обсадні труби з’єднуються між собою.

Величину зазору Dk вибирають із врахуванням жорсткості колони, глибини її спуску у відкритий ствол свердловини, викривлення ствола, стійкості стінок свердловини, розмірів, конструкції і кількості елементів спеціального обладнання, що монтується на обсадній колоні, а також загальної кількості обсадних колон, що спускаються в свердловину. Чим більший діаметр, а значить і жорсткість колони, тим більша величина зазору. У похилих свердловинах зазор дещо більший, ніж у вертикальних. У свердловинах з багатоколонною конструкцією часто обмежуються мінімальними зазорами, навіть, якщо це не дуже сприятливо для робіт по розмежуванню пластів.

Внутрішній діаметр dвп попередньої обсадної колони повинен бути більший від діаметра доліт Дд для буріння під наступну обсадну колону

dвп= Дд+2Dв , (10.4)

де Dв — радіальний зазор, необхідний для вільного пропуску всередині даної колони долота для буріння під наступну колону.

Величину зазору беруть Dв = (3-5) мм, причому зазор збільшують при збільшенні діаметра долота.

Знаючи необхідний внутрішній діаметр колони, знаходять за стандартом відповідний йому зовнішній діаметр труб.

Вибір інтервалів цементування. Інтервали цементування обсадних колон проектуються згідно з вимогами єдиних технічних правил проведення бурових робіт при будівництві свердловини.

Цементування кондукторів і хвостовиків у свердловинах всіх категорій проводиться на всю довжину.

Проміжні колони у всіх пошукових, розвідувальних, параметричних, опорних і газових свердловинах незалежно від їх глибини, а також в нафтових свердловинах глибиною більше 3000 м цементуються на всю довжину. Проміжні колони у нафтових свердловинах глибиною до 3000 м цементуються в інтервалі довжиною не менше як 500 м від башмака.

‡агрузка...

Експлуатаційні колони всіх свердловин, крім нафтових, цементуються на всю довжину, а в нафтових - від башмака колони до перерізу, розміщеного не менше, ніж на 100 м вище башмака попередньої обсадної колони. Дозволяється останній варіант і при цементуванні експлуатаційних колон в інших категоріях свердловин за умови, що забезпечується герметичність з’єднань обсадних труб.

 


1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 | 11 | 12 | 13 | 14 | 15 | 16 | 17 | 18 | 19 | 20 | 21 | 22 | 23 | 24 | 25 | 26 | 27 | 28 | 29 | 30 | 31 | 32 | 33 | 34 | 35 | 36 | 37 | 38 | 39 | 40 | 41 | 42 | 43 | 44 | 45 | 46 | 47 | 48 | 49 | 50 | 51 | 52 | 53 | 54 | 55 | 56 | 57 | 58 | 59 | 60 | 61 | 62 | 63 | 64 | 65 |


При использовании материала, поставите ссылку на Студалл.Орг (0.007 сек.)