Проектирование обвязки обсадных колонн

Соединительных муфт к ним по ГОСТ 632-80

Основные размеры (в мм) обсадных туб и

Наружный диаметр обсадной трубы	Толщина стенки трубы	Диапазон варьирования внутреннего диаметра	Наружный диаметр соединительной муфты	Толщина стенок обсадной трубы
мини-мальная	макси-мальная	от	до	нормальный	умень-шенный
114,3	5,2	10,2	103,9	93,9	127,0 (133,0)	123,8	5,2; 5,7; 6,4; 7,4; 8,6; 10,2
127,0	5,6	10,7	115,8	105,6	141,3 (146,0)	136,5	5,6; 6,4; 7,5; 9,2; 10,7
139,7	6,2	10,5	127,3	118,7	153,7 (159,0)	149,2	6,2; 7,0; 7,7; 9,2; 10,5
146,1	6,5	10,7	133,0	124,6	166,0	156,0	6,5; 7,0; 7,7; 8,5; 9,5; 10,7
168,3	7,3	12,1	153,7	144,1	187,7	177,8	7,3; 8,0; 8,9; 10,6; 12,1
177,8	5,9	15,0	166,0	147,8	194,5 (198,0)	187,3	5,9; 6,9; 8,1; 9,2; 10,4; 11,5; 12,7; 13,7; 15,0
193,7	7,6	15,1	178,5	163,5	215,9	206,4	7,6; 8,3; 9,5; 10,9; 12,7; 15,1
219,1	6,7	14,2	205,7	190,7	244,5	231,8	6,7; 7,7; 8,9; 10,2; 11,4; 12,7; 14,2
244,5	7,9	15,9	228,7	212,7	269,9	257,2	7,9; 8,9; 10,0; 11,1; 12,0; 13,8; 15,9
273,1	7,1	16,5	258,9	240,1	298,5	285,8	7,1; 8,9; 10,2; 11,4; 12,6; 13,8; 15,1; 16,5
298,5	8,5	14,8	281,5	268,9	323,9	-	8,5; 9,5; 11,1; 12,4; 14,8
323,9	8,5	14,0	306,9	265,9	351,0	-	8,5; 9,5; 11,0; 12,4; 14,0
339,7	8,4	15,4	322,9	308,9	365,1	-	8,4; 9,7; 10,9; 12,2; 13,1; 14,0; 15,4
351,0	9,0	12,0	333,0	327,0	376,0	-	9,0; 10,0; 11,0; 12,0
377,0	9,0	12,0	359,0	353,0	402,0	-	9,0; 10,0; 11,0; 12,0
406,4	9,5	16,7	387,4	373,0	431,8	-	9,5; 11,1; 12,6; 16,7
426,0	10,0	12,0	406,0	402,0	451,0	-	10,0; 11,0; 12,0
473,1	11,1	-	450,9	-	508,0	-	11,1
508,0	11,1	16,1	485,8	475,8	533,4	-	11,1; 12,7; 16,1
Примечание: В скобках указан наружный диаметр муфт для труб исполнения Б.

Выбор диаметра долота под кондуктор производится аналогично выбору диаметру долота под эксплуатационную колонну.

Цель раздела - определить необходимость использования противовыбросового оборудования (ПВО) и колонных головок (КГ) для нормальной проводки скважины при вскрытии продуктивного пласта. Критериями выбора ПВО являются:

1. Максимальное давление, возникающее на устье скважины при полном замещении промывочной жидкости пластовым флюидом при закрытом превенторе;

2. Диаметры проходных отверстий превенторов, позволяющих нормально вести углубление скважины или проводить в ней любые работы.

Величина максимального устьевого давления Р_му рассчитывается по формуле:

Р_му = Р_пл – ρ_н • g • H, Па

Где: Р_пл – пластовое давление в кровле продуктивного пласта с минимальной плотностью флюида, Па;

ρ_н - плотность флюида в пластовых условиях, кг/м³;

g - ускорение свободного падения, м/с²;

H – глубина залегания кровли продуктивного пласта с минимальной плотностью флюида, м.

Если рассчитанное по предыдущей формуле значение Р_му меньше давления насыщения попутного газа Р_нас, то Р_му рассчитывается по ниже следующей формуле:

,

где , а - относительная плотность попутного газа по воздуху и - высота столба газа при закрытом устье, которая находится по формуле:

Для газовой скважины и , а - относительная плотность газа по воздуху.

При выборе колонных головок, помимо максимального устьевого давления, необходимо учесть диаметры всех обсадных колонн, обвязываемых с помощью колонной головки.

В таблице 4 приведены характеристики комплектов противовыбросового оборудования и колонных головок для их установки, которые применяются при бурении скважин в условиях Западной Сибири.

Таблица 4

Дата добавления: 2015-07-13