Відповідним чином обґрунтовано

Діаметри обсадних колон та діаметри доліт для буріння під них визначають згідно з [1-6], з урахуванням літології, профілю свердловини та інших факторів. Наприклад, у похилих свердловинах зазори мають бути збільшені. Якщо ділянка стовбура свердловини представлена ​​недостатньо стійкими породами, схильними до витріщання, величину зазору між обсадною колоною і стінкою також необхідно збільшувати. Типорозміри труб можна взяти з [5-8].

* Розраховувати висоту підйому тампонажного розчину можна за формулою:

де Рпл - пластовий тиск флюїдовмісних горизонтів;

ρпор.ж. - Щільність порової рідини цементного каменю.

Діаметр експлуатаційної колони вибирають залежно від призначення свердловини. Для експлуатаційних та нагнітальних свердловин діаметр експлуатаційної колони приймають залежно від очікуваних дебітів на різних стадіях розробки родовища, способів експлуатації свердловини, габаритних розмірів обладнання для експлуатації та свердловини. Діаметр експлуатаційної колони повинен бути достатнім для виконання у свердловині підземного та капітального ремонту [2].

Таблиця 3 – Співвідношення між очікуваним дебітом свердловини та діаметром експлуатаційних колон [1]

Нафтові свердловиниГазові свердловини
Дебіт, м 3 /сутДіаметр, ммДебіт, м 3 /сутДіаметр, мм
300178, 1941000-5000219 - 273

Для високодебітних свердловин вибір діаметра експлуатаційної колони має здійснюватися за умов максимального використання енергії пласта з урахуванням капіталовкладень.

Р.Є. Сміт та М.У. Клег оцінюють раціональність конструкції газової свердловини за показникамипитомого середнього дебіту свердловини:

деVr -заданий відбір газу з родовищ;

К– капіталовкладення у спорудження всіх експлуатаційних свердловин

pr -тиск на гирлі середньої свердловини;

Діаметри проміжних колон та кондукторів, а також діаметри долот для буріння під кожну колону (dд) знаходять з наступних співвідношень:

- діаметр стовбура свердловини під обсадну колону із зовнішнім діаметром по муфті (dм)

- зовнішній діаметр попередньої обсадної колони [(dн)пред]

де Dн - різниця діаметрів між муфтою обсадної колони та стінкою

Dв - радіальний зазор між долотом та внутрішньою поверхнею тієї

колони, якою воно має проходити при бурінні

свердловини від 5 до 10 мм;

d - найбільша можлива товщина стінки труб цієї колони.

Розрахункові значення діаметрів доліт уточнюють за ГОСТ 20692-2003 [9], а обсадних труб за ГОСТ 632-80 [10]. Нижче наведено необхідні значення [1] Dн для ряду обсадних труб (таблиця 4).

Таблиця 4 - Мінімально допустима різниця діаметрів муфт обсадних труб та свердловин

Номінальний діаметр обсадних труб dн, мм
Різниця діаметрів * Dн, мм
39-45
* відхилення від зазначених величин мають бути обґрунтовані у проекті

Основні поєднання розмірів обсадних колон і доліт вживаних для буріння свердловин на родовищах Західного Сибіру представлені таблиці 5.

Необхідна різниця діаметрів свердловин і муфт обсадних колон повинна вибиратися виходячи з оптимальних величин, встановлених практикою буріння та максимально забезпечують безперешкодний спуск кожної колони до проектної глибини, а також якісне їхнє цементування.

Результати розрахунків зводяться до таблиці 6.

Таблиця 5 - Основні поєднання розмірів обсадних колон, муфт та долот

Умовний діаметр обсадної колониЗовнішній діаметр труб, ммДіаметр, мм
муфтдолота
508,0533,4
473,1508,0
426,0
406,4431,8
377,0402,0444,5
351,0376,0444,5
339,7365,1393,7; 444,5
323,9393,7
273,1298,5349,2
244,5269,9295,3; 311,1
219,1244,5269,9
193,7215,9250,8
177,8194,5 (198,0)222,3
168,3187,7215,9;
146,1166,0190,5; 215,9; 195 *; 212*
139,7153,7 (159,0)190,5; 188,9 *
127,0141,3 (146,0)158,7; 161,0; 190,5
114,3127,0 (133,0)146; 138,1 *
Примітки: Розміри в круглих дужках наведені для труб виконання Б* - долота, що випускаються ТОВ НВП "БУРІНТЕХ" (БІТ)

Таблиця 6 - Конструкція свердловин

Колона (найменування)Діаметр, ммГлибина спуску колони, мІнтервали цементування, м
колонидолота