Обсадні труби та їх з’єднання

Таблиця 10.3 – Рекомендовані значення радіального зазору

Таблиця 10.2 - Газові свердловини

Таблиця 10.1 - Нафтові свердловини

Та iндексу тиску гiдророзриву

Рисунок 10.2 – Сумiщений графiк коефiцiєнта аномальностi

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.

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

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 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.

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 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.

Обсадну колону компонують із стальних суцільнокатаних труб, які з’єднуються між собою з допомогою різьби або зварки. Обсадні труби для нафтових і газових свердловин виготовляють у відповідності з існуючим стандартом .

За конструкцією всі труби можна умовно розділити на дві групи. Основну групу складають труби, виготовлені у вигляді пустотілого циліндра круглого поперечного перерізу з постійною по довжині товщиною стінки (рисунок 10.3 а, б). До другої групи належать труби, виготовлені у формі циліндра, потовщеного на одному кінці назовні (рисунок 10.3 в).

Труби з постійною по довжині товщиною стінки з’єднують між собою з допомогою муфт. Для цього кінцям кожної труби спеціальною обробкою надають форму зрізаного конуса з нахилом твірної до осі під кутом 1° 47’ 24²; подвоєний тангенс цього кута (конусність) дорівнює 1:16. На конічних поверхнях нарізують різьбу спеціального профілю.

а - труба з муфтовим з’єднанням та різьбою трикутного чи трапецієвидного профілю; б - труба з муфтовим з’єднанням підвищеної герметичності трапецієвидного профілю; в - труба з одним потовщеним кінцем, безмуфтовим з’єднанням підвищеної герметичності і різьбою трапецієвидного профілю

Читайте також:

<== попередня сторінка	\|	наступна сторінка ==>
Принципи проектування конструкцій свердловини	\|	Умови роботи обсадних колон у свердловині

Не знайшли потрібну інформацію? Скористайтесь пошуком google:

Генерація сторінки за: 0.024 сек.