Та iндексу тиску гiдророзриву

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

Таблиця 10.2 - Газові свердловини

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

Д_д=d_м + 2D_к , (10.3)

де D_к — 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

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

Величину зазору D_k 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 d_вп попередньої обсадної колони повинен бути більший від діаметра доліт Д_д для буріння під наступну обсадну колону

d_вп= Д_д+2D_в, (10.4)

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

Величину зазору беруть D_в = (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.

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.

Поиск по сайту: