Каким образом выбирается диаметр обсадных колонн и высота подъема цемента

Обновлено: 28.04.2024

Расчет обсадной колонны для горизонтальной скважины

Так как горизонтальная скважина представляет собой разновидность наклонно направленной и различие состоит только в том, что ее конечный интервал проходится в горизонтальном направлении или под небольшим углом к нему, поэтому особенности расчета обсадной колонны и выбора обсадных труб в основном относятся к этому конечному интервалу. Наружное избыточное давление определяется по разности

где р_нz и р_вz - соответственно наружное и внутреннее давления, рассчитанные по глубине.

Если при расчете обсадной колонны руководствуются ее длиной в наклонном стволе, то приведение глубины по стволу к вертикальной производится расчетным путем по зенитному углу или графическим методом по построенному в масштабе профилю.

Наружное давление на колонну определяется по тем же правилам, что и для вертикальной скважины, а избыточное наружное давление в в цементированной части колонны рассчитывается по разности наружного гидростатического давления бурового и цементного растворов (по ншервалам за колонной) и внутреннего давления с учетом коэффициента разгрузки колонны:

где k - коэффициент разгрузки.

Значение коэффициента k принимается в зависимости от диаметра обсадной колонны:

Диаметр обсадной колонны, мм

При расчете эксплуатационной колонны на участке ниже башмака предыдущей включая горизонтальный участок наружное избыточное давление определяется по пластовому давлению, причем перфорация обсадных труб не учитывается и перфорированные трубы рассматриваются как целые.

Внутреннее избыточное давление рассчитывается по максимальному внутреннему давлению, которое может возникнуть в колонне. По инструкции рекомендуется за исходное внутреннее давление принимать давление, возникающее в колонне при ее опрессовке, т.е. p_в=1,1р_у+ρ_плgz, а наружное давление рассчитывается по гидростатическому давлению столба цементного и бурового растворов за колонной (по интервалам):

где _hж - уровень жидкости за колонной.

Внутреннее избыточное давление также определяется с учетом разгрузки:

(значения коэффициента k аналогичны приведенным выше для расчета наружного избыточного давления).

Распределение внутреннего избыточного давления по обсадной колонне в ее зацементированной части принимается линейным от уровня подъема цемента за колонной до башмака колонны.

По полученным значениям давления в характерных точках строятся эпюры наружного и внутреннего избыточных давлений. Они используются, при подборе подходящих труб, по марке стали и толщине стенки и определении длин секций.

Трубы подбираются на основе сопоставления расчетных нагрузок с предельно допускаемыми.

Допускаемое наружное избыточное давление определяется по критическому давлению смятия: [р_н]=р_кp/k₃₁, где k₃₁ - коэффициент запаса прочности. Значение коэффициента запаса прочности в пределах горизонтального участка k₃₁=1,3÷1,5. В зависимости от интенсивности искривления значения коэффициента запаса прочности:

Интенсивность искривления, градус на 10 м

В интервале искривления допустимое наружное давление распространяется на 25 м за пределы интервала.

Допускаемое внутреннее давление [р_в]=р_т/k₃₂, где р_т - внутренне давление в трубе, при котором напряжение в опасной точке сечения трубы достигает предела текучести; k₃₂ - коэффициент запаса прочности; его величина зависит от диаметра трубы и качества изготовления ( табл. 10.8 )

Таблица 10.8 Значения коэффициента запаса на внутреннее давление.

Диаметр колонны, мм

Коэффициент запаса прочности

Расчетная нагрузка растяжения определяется по суммарному весу секций, расположенных ниже рассматриваемого сечения, без учета архимедовых сил по формуле (10.15)

В горизонтальных скважинах в соответствии с инструкцией при длине горизонтального участка не свыше 600 м допускается определять растягивающую нагрузку по весу колонны в воздухе.

Допускаемая нагрузка растяжения для труб с треугольной резьбой устанавливается по страгивающей нагрузке, которая пересчитывается с учетом искривления скважины:

где р_ст - страгивающая нагрузка; С - коэффициент снижения прочности резьбового соединения; α0 - угол искривления на 10 м.

Угол искривления (градус/10 м):

для плоского профиля

для пространственного профиля

где Δα=|α₁ - α₂ | - изменение зенитного угла, приведенное к длине интервала 10м; α_ср=(α₁+α₂)/2; Δφ=|φ₁-φ₂| - изменение азимутального угла, приведены к 10 м. α₁, φ₁, и α₂, φ₂ - углы в конце и начале интервала соответственно.

где k₃ - коэффициент запаса, для 114-168 - мм труб k₃=1,15, для труб диаметром свыше 168 мм k₃=1,30

При расчете допускаемой нагрузки непосредственно по р- коэффициент запаса может быть рассчитан по формуле

Во всех случаях, в том числе для вертикального участка наклонно направленной скважины, его значения не могут быть ниже приведенных:

Диаметр труб, мм

Прочность труб с трапецеидальной резьбой и импортных на растяжение с учетом изгиба

где р_р - разрушающая нагрузка для резьбового соединения, кН; р_и - дополнительная нагрузка растяжения вследствие изгиба колонны, кН, р_и=2,32Dqα₀ - вес 1 м обсадной трубы, кН.

С использованием величины р_р.и допускаемая нагрузка растяжения рассчитывается по формуле [р]= p_р.и/k₃, где значение коэффициента запаса принимается по рекомендуемому для вертикальных скважин.

Расчет обсадной колонны для горизонтальной скважины проводится аналогично для наклонно направленной скважины . Следует только учитывать, что в случае расчета колонны по пластовому или горному давлению, протяженность интервала в наклонном стволе должна быть скорректирована с учетом удлинения, т.е. необходим уточненный расчет расположения данного интервала.

Для правильного обоснованного выбора обсадных труб по типу резьбы и уплотнительным материалам, применяемым в резьбовом соединении, в описании конструкции скважины должны быть приведены условия, в которых будет находиться колонна: положение интервалов набора зенитного угла и их протяженность, интенсивность искривления, протяженность горизонтального участка, интервалы цементирования, сведения о пластовых флюидах, пластовых давлениях и температуре.

В горизонтальном стволе рекомендуются использовать обсадные трубы с зрапецеидальной резьбой, причем длина секций этих труб должна устанавливаться с таким расчетом, чтобы верхняя труба находилась в обсаженном стволе (с захождением внутрь на 50 м) и по возможности в прямолинейном интервале. В нижней части колонны рекомендуется применять трубы одной толщины стенки и с увеличенной фаской по концам труб в муфте. Для горизонтального участка рекомендуются трубы наиболее низкой группы прочности и с повышенной толщиной стенки.

Тип резьбового соединения и герметизирующие средства должны соответствовать:

Выбор диаметров обсадных колонн и долот, высоты подъема цемента. Выбор диаметров обсадных колонн и диаметров долот осуществляется снизу вверх, начиная с эксплуатационной колонны. При заканчивании скважин открытым стволом выбор диаметров обсадных колонн и долот начинается с открытой части ствола. Диаметр эксплуатационной колонны зависит от способа заканчи-ван-ия скважины, условий ее эксплуатации и задается заказчиками на буровые работы. [4]

Выбор диаметров обсадных колонн и долот. [5]

При выборе диаметров обсадных колонн для обеспечения определенных зазоров между внутренней стенкой обсадных труб и буровым снарядом нужно учитывать размеры бурильных труб и их соединений. [6]

Это ограничивает возможность выбора диаметров обсадных колонн . [7]

Рассмотренные различные способы выбора диаметра обсадной колонны показывают, что в настоящее время нет единого критерия, определяющего оптимальный диаметр скважины при различных условиях залегания залежи и потребления газа. Отметим, что немаловажное значение при выборе диаметра скважины имеют технологический режим работы скважин и темпы изменения основных параметров режима в процессе разработки. Нетрудно представить, что если темп падения дебита во времени интенсивен, как, например, при технологическом режиме с заданным постоянным забойным давлением, то бурение скважин большого диаметра целесообразно лишь в течение короткого промежутка времени и, следовательно, в целом нерационально. [8]

По многим месторождениям при выборе диаметра обсадных колонн следует учитывать возможности совместно-раздельной эксплуатации пластов. [9]

Позднее в работе [72] предложенный способ выбора диаметра обсадной колонны был оценен с точки зрения величины приведенных затрат. Выбор большого диаметра скважины в [72] рекомендуется в случае, когда разница в приведенных затратах ниже народнохозяйственных затрат по компрессорной станции с более ранним сроком ее ввода. [10]

Если учесть что технико-экономические показатели бурения ( скорость бурения затраты материальных ресурсов, стоимость бурения) имеют тенденцию к улучшению при уменьшении диаметра скважины то ясно, что при выборе диаметра обсадной колонны необходимо учесть оба фактора. [11]

Диаметры обсадных колонн и долот выбирают снизу вверх, начиная с эксплуатационной колонны. При заканчивании скважины открытым стволом выбор диаметров обсадных колонн ( и долот) начинается с открытой части ствола. [13]

Диаметр обсадных колонн и долот выбирают снизу вверх, начиная с эксплуатационной колонны. При заканчивании скважин открытым стволом, выбор диаметров обсадных колонн и долот начинается с открытой части ствола. [14]

С увеличением диаметра обсадных колонн и их толщины амплитуда трубной волны уменьшается. Однако в связи с тем, что величина коэффициента затухания при наличии жесткого контакта цемента с колонной в 15 - 16 раз превышает коэффициент затухания в свободной трубе, влиянием диаметра обсадной колонны и ее толщины на величину амплитуды трубной волны можно пренебречь. [34]

Каким образом выбирается диаметр обсадных колонн и высота подъема цемента. [35]

Наряду с уменьшением диаметров обсадных колонн и объема выбуриваемой породы большую экономию должно дать внедрение бурения с продувкой забоя газом, опробование перспективных горизонтов испытателями пластов, улучшение конструкции забоя и другие мероприятия. [36]

Хорошим примером привязки диаметров обсадной колонны и фонтанных труб к производительности скважин является выбранная для месторождений Медвежье, Уренгойское, Ямбургское и др. конструкция скважин, когда большие дебиты ( около одного миллиона куб. По параметрам труб конструкция скважин этих месторождений аналогов в мире не имеет. [37]

При указанном сочетании диаметров смежных обсадных колонн стволы скважин имеют соответственно следующие размеры: 609, 445, 311 и 216 мм. Это означает, что кольцевые зазоры при спуске обсадных колонн различного назначения номинально равны 65, 44, 33 и 24 мм. Следовательно, крепление скважин производится при повышенных значениях кольцевых зазоров и трудностей в допуске обсадных колонн до намеченной глубины не возникает. [38]

Распределение скважин по диаметру обсадных колонн и режимным характеристикам показано в таблице. [39]

Ограничивающим фактором является и диаметр обсадной колонны . [40]

Данные для расчета: диаметр предыдущей обсадной колонны 245 мм; осевая нагрузка на долото 0 12 МЫ; диаметр долота 190 5 мм; частота вращения долота 9 42 рад / с ( 90 об / мин); плотность бурового раствора 1 2 г / см3; плотность материала труб 7 85 г / см3; перепад давления на долоте 7 МПа. Условия бурения осложненные, скважина вертикальная, породы средней твердости. [41]

Диаметр эксплуатационной колонны определяет диаметры остальных обсадных колонн , а также диаметры долот для бурения под эти колонны. [42]

Диаметр эксплуатационной колонны обусловливает диаметр остальных обсадных колонн ( промежуточной, кондуктора) и диаметры долот для бурения под эти колонны. [43]

Диаметр эксплуатационной колонны определяет диаметры остальных обсадных колонн , а также диаметры долот для бурения под эти колонны. [44]

Расчет эксплуатационной колонны для газовой скважины

Исходные данные . Скважина вертикальная добывающая; диаметр обсадной колонны d=177,8мм; диаметр ствола скважины D=215,9 мм; глубина спуска обсадной колонны h=2700м; плотность бурового раствора при вскрытии продуктивного пласта ρ б.р = 1700кг/м .

Сведения о цементировании колонны : высота подъема цемента -до устья; плотность цементного раствора ρ ц.р =1930 кг/м3; глубина спуска промежуточной колонны h пр =2100м; интервал продуктивного пласта 2500-2700 м.

Давление в продуктивном пласте при вводе в эксплуатацию р пл =43 МПа; давление в колонне в конце эксплуатации р кон =1,0 МПа.
Относительная плотность природного газа по воздуху ρ =0,65; коэффициент сверхсжимаемости газа m=0,8. Температура у забоя 100 °С, у устья при эксплуатации 55 °С.

Испытание колонны на герметичность с водой в одни прием без пакера.

Интервал залегания высокопластичных глин 2200-2350 м; средняя плотность горных пород 2500 кг/м3.

Решение . Построение эпюры наружного давления.

Расчет наружного давления в характерных точках эпюры. В зацементированном интервале у устья р н.у =0, у кровли пластичных глин

на глубине 2200 м р н2200 =1100·9,8·2200·10 -6 =23,7 Мпа,

в интервале залегания пластичных глин в кровле на глубине 2200 м р' н.2200 =ρ г.п gh кр =2500·9,8·2200·10 -6 =53,9МПа,

в подошве на глубине 2350 м р' н.2350 =2500·9,8·2350·10 -6 =57,6МПа.

В зацементированном интервале:

у подошвы глин на глубине 2350 м р н.2350 =1100·9.8·2350·10 -6 =25,3 МПа;

у кровли газового пласта на глубине 2500 м р н.2500 =1100·9,8·2500·10 -6 =27,0МПа.

В продуктивном пласте р н =43,0МПа.

Построение эпюры внутреннего давления .

Расчет внутреннего давления в колонне в характерных точках эпюры.

При завершении цементирования:

на устье скважины р в.у =(ρ ц.р -ρ б.р )gh=( 1930-1700)9,8·2700·10 -6 =6,1 Мпа

(буровой раствор использован в качестве продавочной жидкости); у забоя на глубине 2700 м

р в2700 =р в.у +ρ б.р gh=6,1+1700·9,8·2700·10 -6 =6,1 +45,0=51,1 МПа.

Перед началом эксплуатации:

против интервала продуктивного пласта р в =р пл =43 МПа;

на устье p ву =p пл /е s

где S =-0,03415ρh/mT; Y - средняя абсолютная температура по стволу.

При опрессовке обсадной колонны с водой:

у устья р оп.у =1.1р ву =1,1·34,7=38,2МПа;

у забоя р оп.з =р оп.у +ρ в gh=38,2+1000·9,8·2700·10 -6 =38,2+26,5=64,7 Мпа.

При окончании добычи газа внутреннее давление р в = 1,0 МПа принимается постоянным по всей колонне.

Построение эпюры наружного избыточного давления .

Расчет наружного избыточного давления в характерных точках эпюры для самых неблагоприятных условий нагружения обсадной колонны, когда в конце эксплуатации внутреннее противодавление снизится до 10 МПа:

у устья р н.и.у =р н.у -р в.у =0 - 1,0= -1,0 МПа;

в зацементированном интервале на отметке 2150 м

р н.и =1100·9,8·2150·10 -6 -1,0=23,2-1,0=22.2 Мпа;

в зацементированном интервале на глубине 2400 м

р н.и =100·9,8·2400·10 -6 -1,0=23,2-1,0=22,2 Мпа;

в зацементированной части против продуктивного пласта и на 50 м т.выше его кровли, т.е. в интервале 2450-2700 м,

р н.и =43,0-1,0=42,0МПа.

Построение эпюры внутреннего избыточного давления .

Расчет внутреннего избыточного давления в характерных точках эпюры при опрессовке колонны, когда внутреннее давление максимально:

р в.и.у =р оп.у -р н =38,2-0=38,2МПа;

на глубине 2200 м против кровли глин

на глубине 2200 м против пластичных глин

р' в.и2200 =38,2+21,6-53,9=5,9 Мпа;

на глубине 2350 м против пластичных глин

р в.и2350 =38,2+1000·9,8·2350·10 -6 -57,6=38,2+23,0-57,6=3,6МПа;

на глубине 2350 м у подошвы пластичных глин

р в.и2350 =38,2+1000·9.8·2350·10 -6 -25,3=38,2+23,0-25,3=35,9МПа;

р в.и2500 =38,2+1000·9,8·2500·10 -6 -27,0=38,2+24,5-27,0=35,7МПа;

на глубине 2500 м в продуктивном пласте

р' в.т2500 =38,2+24,5-43,0= 19,7МПа;

на глубине 2700 м в продуктивном пласте

р в.и2700 =38,2+1000·9,8·2700·10 -6 -43,0=38,2+26,5-43,0=21,7МПа.

Выбор типа обсадных труб для комплектования эксплуатационной колонны.

Тип резьбовых соединений обсадных труб и уплотнительные материалы подбираются по табл. 10.2 по внутреннему избыточному давлению, превышающему 30 МПа. Принимаем трубы с трапецеидальной резьбой типа ОПТ и уплотнительный материал Р-2МВП, так как температура в скважине не превышает 100 °С.

Расчет эксплуатационной колонны на прочность .

Расчет начинается с самой нижней секции. Для нижней секции подбираются трубы по наибольшему наружному избыточному давлению с учетом коэффициента запаса прочности. Для интервала продуктивного пласта принимаем коэффициент запаса k 3 =l,3. Выбираем трубы ОТТГ из стали группы прочности Е с толщиной стенки 12,7 мм, р кр =58,7МПа>42,0-1,3=54,6МПа, р в =68,9МПа, [Р рас ]=2285кН.

Длина 1-й секции l 1 =(2700-2500)+50=250м.

Вес 1-й секции Р 1 =0,515·250= 128,75кН.

Секция 2 располагается в интервале 2400-2450 м. На глубине 2450 м наружное избыточное давление по эпюре 35,8 МПа. Коэффициент запаса прочности k 3 = 1,0. Выбираем трубы из стали группы прочности Д с толщиной стенки 11,5 мм-р кр =36,9 МПа, р в =42,9, [Р рас ]= 1814кН.

Скорректированное критическое давление для труб секции 2 с учетом веса нижней секции

Так как 36,2 МПа>35,8 МПа, секцию 2 в интервале 2400-2450 м можно комплектовать трубами из стали Д с толщиной стенки 11,5 мм.

Длина 2-й секции l 2 =50м, вес Р 2 =0,473·50=23,65кН.

Суммарный вес двух секций Р 1-2 = 128.75+ 23.65 = 152.4кН.

В интервале 2150-2400 м наружное избыточное давление р н.и =54,9МПа. Для этого интервала годятся трубы из стали группы прочности Л с толщиной стенки 11,5 мм - р кр =57,0 Мпа>54,9МПа.

Скорректированное значение критического давления для труб секции 3

где Р т3 =3922кН.

Для комплектования секции 3 принимаем трубы из стали группы прочности Л с толщиной стенки 11,5 мм.

Длина секции 3 по протяженности интервала l 3 =2400-2150=250м, вес Р 3 =0,473-250=118,25кН.

Суммарный вес трех секций Р 1-3 =152,4+118,25=270,65кН.

На глубине 2150м избыточное наружное давление 22,2 МПа.

Для секции 4 выбираем трубы из стали группы прочности Д с толщиной стенки 9,2 мм -р кр =25,9МПа>22,2 МПа.

Скорректированное критическое давление для труб секции 4

Трубы ОТТГ-178 с толщиной стенки менее 9,2 мм не выпускаются, следовательно, до поверхности пока следует оставить трубы из стали группы прочности Д с толщиной стенки 9,2 мм.

Проверка нижнего конца секции 4 на растяжение. Допустимая нагрузка растяжения для труб секции 4 [Р рас ]=1480кН. Весовая нагрузка от трех секций значительно ниже допустимой.

Проверка верхнего конца секции 4: вес Р 4 =q 4 l 4 =0,385·2150=827,75кН; суммарный вес четырех секций Р 1-4 =270,65+827,75= 1098,4кН; суммарный вес менее допустимой нагрузки растяжения.

Проверка труб секции на внутреннее избыточное давление: коэффициент запаса прочности на внутреннее давление k 3 =1,15;
внутреннее избыточное давление у нижнего конца секции 4

р в.и2150 =р оп.у +1000·9,8·2150·10 -6 -р н =38,2+21,1-23,2=36,1 МПа.

Предельное внутреннее давление для труб ОТТГ-178 из стали группы прочности Д с толщиной стенки 9,2 мм р в =34,3 МПа.

С учетом коэффициента запаса прочности для труб исполнения А необходимы трубы с р в >1,15·36,1 =41,5МПа.

Для комплектования секции 4 по внутреннему давлению выбираем трубы из стали группы прочности Е с толщиной стенки 9,2 мм р в =49,9МПа и [Р в ]=49,9/1,15=43,4МПа. Оно превышает давление на устье 38,2 МПа, создаваемое при опрессовке. Следовательно, для секции 4 подходят трубы из стали группы прочности Е с толщиной стенки 9,2 мм в интервале 0-2150 м.

Проверка труб секции 4 на растяжение: вес Р 4 =0,385·2150=827,75кН; суммарный вес четырех секций Р 1-4 =270,65+827,75= 1098кН; суммарная нагрузка растяжения для труб секции 4 [Р рас ]=1676кН, вес обсадной колонны 1098,4 кН значительно меньше допустимой нагрузки.

Рассчитанная конструкция из четырех секций принимается следующей ( табл. 10.5).

Таблица 10.5 Конструкция эксплуатационной колонны диаметром 177,8 мм из труб ОТТГ

Выбор диаметра эксплуатационной колонны, обсадных колонн и долот

При проектировании конструкции скважины на нефть и газ о босновывается выбор диаметра эксплуатационной колонны и согласовываются диаметры обсадных колонн и долот .

Расчет диаметров ведется снизу вверх. За исходный размер принимается диаметр эксплуатационной колонны или конечный диаметр ствола скважины, если спуск обсадной колонны проектом не предусмотрен. Как было указано выше, диаметр эксплуатационной колонны устанавливается заказчиком в зависимости от ожидаемого дебита нефтяной или газовой скважины или от диаметров технических средств, намеченных к использованию в скважине на поздней стадии разработки нефтяного месторождения.

Рекомендуемые диаметры эксплуатационных колонн в добывающих скважинах приведены в табл. 6.2.

Таблица 6.2 Рекомендуемые диаметры эксплутационных колонн

Суммарный
дебит, м 3/суг

Ориентировочный
диаметр, мм

Суммарный
дебит, м 3/суг

Ориентировочный
диаметр, мм

При выборе диаметра эксплуатационной колонны опорных, параметрических, структурных, поисковых и разведочных скважин следует предусмотреть диаметр 114 или 127 мм. Исключение составляют скважины, которые могут стать продуктивными.

В газовых добывающих скважинах эксплуатационную колонну желательно предусматривать диаметром 178 мм, а для скважин сложной конструкции 168 или 146 мм.

При расчете диаметров руководствуются нормами ГОСТ 632-80 на обсадные трубы (19 типоразмеров от 114,3 до 508,0 мм) и ГОСТ 20692- 80 на шарошечные долота (39 типоразмеров), а также сведениями о номенклатуре долот, выпускаемых отечественной промышленностью и зарубежными фирмами.

Диаметр долота для бурения под обсадную колонну определяется по ее габаритному наружному размеру (наружный диаметр соединительной муфты) с таким расчетом, чтобы обсадная колонна свободно проходила по стволу скважины с регламентированным радиальным зазором, который определен в зависимости от диаметра обсадной колонны ( табл. 6.3 ).

Таблица 6.3 Минимальная допустимая разность диаметров ствола скважины и муфты обсадной колонны*

Номинальный диаметр
обсадной колонны, мм

Разность
диаметров 25, мм

Номинальный диаметр
обсадной колонны, мм

Разность
диаметров 25, мм

*Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности утв. Постановлением Госгортехнадзора России №24 от 09.04.1998 и введены в действие в 01.09.1998 г.

Расчетный диаметр долота определяется по формуле (6.2) .

Затем по расчетному диаметру находится ближайший нормализованный диаметр долота.

Установленный таким образом нормализованный диаметр долота позволяет рассчитать внутренний диаметр обсадной колонны, через которую это долото должно свободно пройти

где ∆ - радиальный зазор между долотом и стенкой обсадной трубы, обычно принимается ∆=5÷10мм (причем нижний предел - для труб малого диаметра).

По известному внутреннему диаметру d вн обсадной трубы с использованием ГОСТ 632-80 подыскивается нормализованный диаметр обсадной колонны и выявляется наибольшая допустимая толщина стенки трубы.

Так как в ГОСТ 632-80 нормализован наружный диаметр обсадных труб и для каждого размера установлено по несколько толщин стенки трубы, внутренний диаметр может варьировать в широких пределах:

d вн =d н - 2δ тр (6.22)

где d вн и d н - внутренний и наружный диаметры обсадной трубы, мм; δ тр - толщина стенки трубы, мм.

Разработанная конструкция скважины представляется на схеме, которая оформляется по общепринятой форме. На схеме наружные диаметры обсадных колонн указываются в миллиметрах у верхнего их конца. Если в конструкции предусмотрено использование потайной колонны, то ее принято пунктирной линией подводить к поверхности и здесь указывать ее наружный диаметр. Глубины спуска обсадных колонн показывают в метрах у нижнего конца каждой колонны. Диаметр ствола скважины в миллиметрах определяется по диаметру долот, которые будут использоваться в соответствующем интервале, и на схеме показывается у правого конца стрелки, проведенной до стенки ствола скважины. На схеме также должна быть указана глубина до уровня подъема цементного раствора за колонной.

При оценке сложности конструкции скважины их подразделяют на одно-, двух-, трехколонные и т.д. В подсчете количества колонн принято учитывать только промежуточные и эксплуатационные обсадные Колонны; направление, кондуктор и потайная колонна в продуктивном Пласте при этом не учитываются.

В отдельных случаях для разработки более компактной конструкции скважины предусматривается использование обсадных труб со специальными муфтами уменьшенного наружного диаметра или трубы безмуфтового соединения типа ТБО. Гладкие обсадные колонны могут быть составлены из безмуфтовых обсадных труб типа ОП1м, которые соединяются между собой по резьбам, нарезанным на концах гладкого тела трубы. Такие трубы обладают пониженной прочностью (снижение до 50-53 % от прочности гладкой трубы) и поэтому могут использоваться для потайных колонн (хвостовиков) или размещаться в нижней части эксплуатационной колонны.

Читайте также: