8 800 333-39-37
Ваше имя:
Номер телефона:

Расчет внутреннего диаметра и глубины спуска нкт в скважину


Глубины спуска НКТ в скважинах — Студопедия

Таблица 6.1.2

Трубы насосно-компрессорные и муфты к ним

РЕМОНТНЫХ РАБОТ

ПРИМЕНЯЕМЫЕ В ПРОЦЕССЕ

ЗАБОЙНЫЕ ДВИГАТЕЛИ, БУРОВЫЕ ДОЛОТА,

НАСОСНО-КОМПРЕССОРНЫЕ ТРУБЫ,

Насосно-компрессорные трубы (НКТ) предназначены для добы­чи жидкости и газа из скважин и проведения различных ремонтных работ.

Условное обозначение труб должно включать: тип трубы (кроме гладких труб), условный диаметр трубы, толщину стенки, группу проч­ности и обозначение стандарта. Условное обозначение муфт включа­ет: тип трубы (кроме муфт к гладким трубам), условный диаметр, груп­пу прочности и обозначение стандарта.

На наружной и внутренней поверхности труб и муфт не должно быть раковин, расслоений, трещин. Допускается вырубка и зачистка этих дефектов при условии, если их глубина не превышает предель­ного минусового отключения по толщине стенки. Заварка, зачеканка или заделка дефектных мест не допускается.

На внутренней поверхности высаженных наружу концов труб с муфтами не должно быть более трех дефектных мест, протяженность каждого из которых по окружности не должна быть более 25 мм, ши­рина - более 15 мм и глубина — более 2 мм.

На наружной и внутренней поверхности высаженных наружу кон­цов безмуфтовых труб на расстоянии менее 85 мм от торца указанные выше дефекты не допускаются. На расстоянии свыше 85 мм не долж­но быть более трех дефектных мест, протяженность каждого из кото­рых не должна быть более 1/3 длины окружности, ширина — более 15 мм и глубина — более 2 мм.


В таблицах 6.1.1—6.1.3 приводятся размеры НКТ, по ГОСТ 633-80, и муфт к ним. В таблицах 6.1.4, 6.1.5 приводятся прочностные ха-


Таблица 6.1.1            
Услов- Труба гладкая   Муфта  
ный Наруж- Внут- Тол- Масса Наруж- Длина, Масса,
диаметр ный ренний щина 1м, ный мм кг
труб, мм диаметр, диаметр! стенки, кг диаметр]    
  мм мм мм   мм    
33,4 26,4 3,5 2,6 42,2 0,4
4,2 35,4 3,5 3,3 52,2 0,6
48,3 35,2 4,0 4,4 55,9 0,5
60,3 40,3 5,0 6,8 73,0 ПО 1,3
73,0 50,3 5,5 9,2 88,9 2,4
73,0 62,0 7,0 11,4 88,9 2,4
88,9 75,9 6,5 13,2 108,0 3,6
101,6 88,6 6,5 15,2 120,6 4,5
114,3 100,3 7,0 18,5 132,1 5,1

Услов- Труба гладкая Муфта


ный Наруж- Внут- Тол- Масса Наруж-Длина, Масса,

диаметр ный ренний щина 1м, ный мм кг
труб, мм диаметр, диаметр] стенки] кг диаметр]
мм мм мм мм

60 60,3 50,3 5,0 6,8 73,0 1351,8

73 73,0 62,0 5,5 9,2 73,0 1352,5

73 73ДГ 59,0 7,0 11,4 - --

89 88,9 75,9 6,5 13,2 108,0 1554,1

89 88,9 72,9 8,0 16,0 - --

102 101,6 88,6 6,5 15,2 120,6 1555,1

114 114,3 100,3 7,0 18,5 132,1 2057,4

рактеристики НКТ и величины испытательных гидравлических дав­лений.

Перед спуском в скважину НКТ (особенно в условиях примене-

Таблица 6.1.3

Труба с высаженными наружу концами Муфта



&1 ~ s£ 3 § S ч з s _»

I s^ >r a a Ls х * £М

I 5 I *e»,S'§§«E|i I «

i * i § 1! 1 «ill * I I

2726,720,73,033,4401,80,142,2840,4

3323,426,43,537,3452,60,148,3900,5

4242,235,23,546,0513,30,255,9960,7

4848,340,34,053,2574,40,463,51000,8

6060,350,35,065,9896,80,777,81261,5

7373,062,05,578,6959,20,993,21342,8

7373,059,07,078,69511,40,993,21342,8

8988,975,96,595,210213,21,3114,31464,2

8988,972,98,095,210216,01,3114,31464,2

102101,688,66,5108,010215,21,4127,01545,0

114 114,3 100,3 7,0 120,6 108 18,5 1,6 141,3 160 6,3

ния штанговых насосов или наличия отложений парафина, солей, гипса) внутренний диаметр и общая изогнутость проверяются оправ­кой. Длина оправки — 1250 мм, ее диаметры для различных НКТ при­водятся в таблице 6.1.6.

На каждой трубе на расстоянии 0,4-0,6 м от ее конца, снабженно­го муфтой (или раструбного конца труб НКБ), ударным способом или накаткой наносится следующая маркировка: условный диаметр труб в мм, номер трубы, группа прочности, толщина стенки в мм (для труб с условным диаметром 73 и 89 мм), наименование или товарный знак

Таблица 6.1.4              
Услов- Толщина Давление для труб \ !<з стали группы прочности, М7д
ный стенки,   д___          
диаметр мм Испол- Испол- К Е Л Л/ Р
труб,м   нение А нение Б          
^0 67,2 66,2 87,3 98,1      
3,5 64,3 63,3 83,4 93,7      
^5 50,5 49,5 65,2 73,6      
4,0 50,5 49,5 65,2 73,6      
5,0 50,5 49,5 65,2 73,6 87,3 96,6 122,6
5Д) 45,6 45,1 59,4 66,7 79,0 87,3 112,3
7,0 57,9 57,4 75,0 84,9 100,6 110,9 122,6
6,5 44,1 43,7 57,4 64,7 76,5 84,4 108,9
Таблица 6.1.5              
Показатели     Группа прочности  
      д К Е Л М Р
Временное сопротивление 655(638*) 687
8В, не менее МПа  

Предел текучести 5Т МПа____________________

не менее 373* — — -

не более552 - 758 862

Примечание: *-для исполнения Б.

Таблица 6.1.6          
Условный Толщина Наружный Условный Толщина Наружный
диаметр стенки, диаметр оп- диаметр стенки, диаметр оп-
трубы, мм мм равки, мм трубы, мм мм равки, мм
ifi 18,3 5J5 59,9
^5 24,0 У> 56,6
3,5 32,8 6,5 72,7
4,0 37,9 8,0 69,7
5,0 47,9 6,5 85,4
      7,0 97,1

Таблица 6.1.7. Размеры труб и муфт к ним по стандартам Американского нефтяного института

_____ Труба гладкая_________________ Муфта____________

'а >» '3

к>. ? ha ? « гй ,— ам 5 8 3 *> 3

3 3 а 3 « а *> 3 3 ^ а ^ а- ^ * ^ ~

^ J a! J 3/ § S >4 J 4 ~^§,g|g "^

| | * *|

26,621,02,871,6833,481,028,31,630,00,23

33,426,63,382,5042,282,635,02,437,80,38

42.235,13,563,3852,288,943,83,247,20,59

48.340,93,684,0555,995,249,91,652,10,56
60,351,84,245,8773,0108,061,94,866,71,28
60,350,64,836,6073,0108,061,94,866,71,28
60,347,46,458,5673,0108,061,94,866,71,28
73,062,05,519,1888,9130,274,64,881,02,34^
73,057,47,8212,5788,9130,274,64,881,02,3<T
88,977,95,4911,29108,0142,990,54,898,43,7T
88,976,06,4513,12108,8142,990,54,898,43,7T
88,974,27,3414,76108,8142,990,54,898,43,7T
88,969,99,5218,65108,8142,990,54,898,43,7T
101,690,15,7413,57120,6146,0103,24,8111,14,3<T
114,3 100,5 6,88 6,88 132,1 155,6 115,9 4,8 123,2 4,89

предприятия-изготовителя, месяц и год выпуска. Место нанесения маркировки обводится или подчеркивается устойчивой светлой крас­кой.

На каждой трубе рядом с маркировкой ударным способом или на­каткой устойчивой светлой краской наносится маркировка: условный диаметр трубы в мм, группа прочности (для гладких труб с термоуроч-ненными концами дополнительно маркируется "ТУК"), толщина стенки в мм (для труб с условным диаметром 73 и 89 мм), длина трубы

Таблица 6.1.8. Справочные данные для расчета колонны труб, насосно-компрессорные и обсадные трубы

Показатели Условный диаметр, мм

_____________ 48 60 73 89 102 114 141 168 219

Площадь проход-12,75 19,80 30,18 45,22 61,62 78,97 120,0 177,0 314,0
ного сечения
труб, см2_____

Площадь попе- 5,56 8,68 11,66 16,82 19,41 23,58 36,0 43,0 62,0
речного сечения
труб, см2_____

Масса 1мтруб 4,45 7,0 9,45 13,67 15,78 19,11 34,9 44,6 64,1

(гладких)

с муфтами, кг

Масса1мтруб 4,54 7,12 9,62 13,92 16,02 19,46 - - -(с высаженными концами) с муфтами, кг

Примечания: 1) при определении массы 1м насосных штанг и насосно-комп-рессорных труб с муфтами принята средняя длина одной штанги и одной трубы — 8 м; 2) для обсадных труб диаметром 141,168 и 219 мм внутренний диаметр принят, соответственно, 125, 150 и 200 мм.

в см, масса трубы в кг, тип трубы (кроме гладких труб), вид исполне­ния (при поставке труб исполнения А), наименование или товарный знак предприятия-изготовителя.

Насосно-компрессорные трубы США изготавливают по стандар­там Американского нефтяного института (АНИ) и по соответствую­щей технической документации.

НКТ, выпускаемые по техническим документам фирм, отличают­ся от стандартов АНИ резьбой трапецеидального профиля, уплотня­ющимися элементами типа металл-металл в резьбовом соединении, цилиндрической двухступенчатой резьбой, уплотняющими пластмас­совыми кольцами в резьбовом соединении. В табл. 6.1.7. приводятся размеры некоторых труб и муфт к ним по стандартам АНИ.

Таблица 6.1.9. Предельная глубина спуска одноразмерной колонны НКТ в скважину (м)

  По маркам стали  
А_ К Е Трубы гладкие Л М
  Трубы с высаженными наружу концами  
  Трубы с высаженными наружу концами  

Таблица 6.1.10. Прочностные свойства сталей для изготовления НКТ


Относительное удлинение,%, не менее 14,30 13,86 13,00 12,30 10,80

Свойства

Временное сопротивление, МПа Предел текучести, МПа

не менее____________________

не более

Группа прочности стали

Д К Е Л М

6,68 6,95 7,03 7,73 8,79

3,87 4,15 5,62 6,68 7,73 5,62 6,25 7,73 8,79 9,84


studopedia.ru

Определение глубины спуска колонны НКТ в скважину — Студопедия

На рис. 16.13 изображена схема положения башмака (конца) колонны фонтанных труб в скважинах Ленинградского и Вуктыльского газоконденсатных месторождений (выше кровли пласта - рис. 16.13, б в интервале перфорации - рис. 16.13, а, в). Положение башмака колонны фонтанных труб в скважине существенно влияет на: 1) отработку продуктивных горизонтов в многопластовом неоднородном по толщине пласта месторождении; 2) высоту образующейся песчано-глинистой пробки при освоении и эксплуатации скважин; 3) высоту столба жидкости (конденсата и воды) в НКТ и затрубье; 4) очередность обводнения по высоте многопластовых месторождений; 5) сопротивление потоков газа, движущихся сверху вниз и снизу вверх к башмаку колонны НКТ; 6) коэффициенты фильтрационного сопротивления А и В.

На рис. 16.14 изображен схематичный разрез многопластового месторождения, представленного пачками коллекторов различной толщины, проницаемости и пористости. При добыче газа из пласта он будет отбираться из первой и частично из второй пачек, поскольку третья и четвертая пачки перекрыты жидкой или песчано-глинистой пробкой. В первой и второй пачках будут наблюдаться наиболее интенсивное падение давления и наиболее существенное продвижение краевой воды. В крайнем случае первая и вторая пачки могут обводниться, в то время как в нижних пачках запасы газа останутся почти начальными. Для отбора газа из третьей и четвертой пачек придется пробурить новые скважины. Очередность выработки и обводнения пачек снизу вверх в этих условиях нарушается, технико-экономические показатели добычи газа ухудшаются.


Положение башмака колонны НКТ в скважине влияет на высоту образующейся песчано-глинистой пробки при неизменном дебите газа. В качестве примера приведем эмпирическую зависимость высоты песчано-глинистой пробки h (в м) на скважинах месторождения Газли от погружения башмака колонны НКТ относительно интервала перфорации (H - b) в скважине при Q = 860 тыс. м3/сут:

, (16.15)

где l = (H - b)·100 / H, %, H - толщина пласта, м; b - расстояние от нижних отверстий интервала перфорации до башмака колонны НКТ, м.

Из зависимости (16.15) следует, что максимальная высота песчаной пробки hmax = 19,5 м при l = 0 (b = H), т. е. когда башмак колонны фонтанных труб находится в кровле пласта, и h = 0 при l = 92 % (т. е. b = 8 % от Н), когда башмак колонны НКТ на 8 % от толщины пласта не доходит до нижних отверстий перфорации.


Рис. 16.13. Схема башмака колонны НКТ в скважинах Ленинградского (а) и Вуктыльского (б, в) месторождений:

а - скв. 128, М = 1,3 м; скв. 34, М = 7,6 м; скв. 31, Δl = 101 м; б - скв. 3, Δl = 357 м; в - скв. 21, Δl = 332 м

Рис. 16.14. Схематичный разрез забоя скважины, вскрывшей неоднородный по разрезу газонасыщенный пласт:

I - IV - пачки пласта различной толщины, проницаемости и пористости; 1 - жидкостная или песчано-глинистая пробка в скважине; 2 - башмак колонны НКТ; 3, 4 - кровля и подошва пласта соответственно

Высоту столба жидкости в затрубном пространстве при эксплуатации скважины по колонне НКТ можно определить из соотношения

, (16.16)

где Pзт и Pз - измеряемые давления в затрубном пространстве на устье и на забое скважины соответственно; Δ - относительная плотность затрубного газа по воздуху; Z, Т - соответственно средние по глубине скважины коэффициент сверхсжимаемости затрубного газа и абсолютная температура газа; L - глубина скважины; ρж - плотность жидкости на забое скважины; h - высота столба жидкости в затрубном пространстве.

Высоту столба жидкости в колонне НКТ h1 (в м) можно определить по уравнению Ю. П. Коротаева

, (16.17)

где Q - расход газа в рабочих условиях (P3, T3), м3/с; K1 - экспериментальный коэффициент, К1 = 0,5 м/с; D - внутренний диаметр НКТ, м; L - длина колонны НКТ, м.

Погружение башмака колонны НКТ в скважине можно определить из условия равенства скоростей потоков газа, движущихся вниз по затрубному пространству и вверх по обсадной колонне (vв = vн).

Полагая известными дебит газа, приходящийся на единицу длины интервала перфорации в верхней и нижней частях пласта qв и qн, длины верхнего lв и нижнего (H - lв) интервалов, получим

,

где

.

Положение башмака колонны НКТ должно быть таким, чтобы скорости потоков газа, движущихся вниз по затрубному пространству и вверх в колонне обсадных труб, были равны у башмака колонны НКТ (vв = vн), чтобы скорость газа на входе в колонну НКТ была больше минимально необходимой для выноса твердых частиц и жидких капель критического диаметра (vнкт > vmin), чтобы высота столба жидкой или песчано-глинистой пробки в колонне обсадных труб была минимальной ( hж -» 0).

studopedia.ru

Определение глубины спуска колонны НКТ в скважину — Студопедия

На рис. 16.13 изображена схема положения башмака (конца) колонны фонтанных труб в скважинах Ленинградского и Вуктыльского газоконденсатных месторождений (выше кровли пласта - рис. 16.13, б в интервале перфорации - рис. 16.13, а, в). Положение башмака колонны фонтанных труб в скважине существенно влияет на: 1) отработку продуктивных горизонтов в многопластовом неоднородном по толщине пласта месторождении; 2) высоту образующейся песчано-глинистой пробки при освоении и эксплуатации скважин; 3) высоту столба жидкости (конденсата и воды) в НКТ и затрубье; 4) очередность обводнения по высоте многопластовых месторождений; 5) сопротивление потоков газа, движущихся сверху вниз и снизу вверх к башмаку колонны НКТ; 6) коэффициенты фильтрационного сопротивления А и В.

На рис. 16.14 изображен схематичный разрез многопластового месторождения, представленного пачками коллекторов различной толщины, проницаемости и пористости. При добыче газа из пласта он будет отбираться из первой и частично из второй пачек, поскольку третья и четвертая пачки перекрыты жидкой или песчано-глинистой пробкой. В первой и второй пачках будут наблюдаться наиболее интенсивное падение давления и наиболее существенное продвижение краевой воды. В крайнем случае первая и вторая пачки могут обводниться, в то время как в нижних пачках запасы газа останутся почти начальными. Для отбора газа из третьей и четвертой пачек придется пробурить новые скважины. Очередность выработки и обводнения пачек снизу вверх в этих условиях нарушается, технико-экономические показатели добычи газа ухудшаются.


Положение башмака колонны НКТ в скважине влияет на высоту образующейся песчано-глинистой пробки при неизменном дебите газа. В качестве примера приведем эмпирическую зависимость высоты песчано-глинистой пробки h (в м) на скважинах месторождения Газли от погружения башмака колонны НКТ относительно интервала перфорации (H - b) в скважине при Q = 860 тыс. м3/сут:

, (16.15)

где l = (H - b)·100 / H, %, H - толщина пласта, м; b - расстояние от нижних отверстий интервала перфорации до башмака колонны НКТ, м.

Из зависимости (16.15) следует, что максимальная высота песчаной пробки hmax = 19,5 м при l = 0 (b = H), т. е. когда башмак колонны фонтанных труб находится в кровле пласта, и h = 0 при l = 92 % (т. е. b = 8 % от Н), когда башмак колонны НКТ на 8 % от толщины пласта не доходит до нижних отверстий перфорации.


Рис. 16.13. Схема башмака колонны НКТ в скважинах Ленинградского (а) и Вуктыльского (б, в) месторождений:

а - скв. 128, М = 1,3 м; скв. 34, М = 7,6 м; скв. 31, Δl = 101 м; б - скв. 3, Δl = 357 м; в - скв. 21, Δl = 332 м

Рис. 16.14. Схематичный разрез забоя скважины, вскрывшей неоднородный по разрезу газонасыщенный пласт:

I - IV - пачки пласта различной толщины, проницаемости и пористости; 1 - жидкостная или песчано-глинистая пробка в скважине; 2 - башмак колонны НКТ; 3, 4 - кровля и подошва пласта соответственно

Высоту столба жидкости в затрубном пространстве при эксплуатации скважины по колонне НКТ можно определить из соотношения

, (16.16)

где Pзт и Pз - измеряемые давления в затрубном пространстве на устье и на забое скважины соответственно; Δ - относительная плотность затрубного газа по воздуху; Z, Т - соответственно средние по глубине скважины коэффициент сверхсжимаемости затрубного газа и абсолютная температура газа; L - глубина скважины; ρж - плотность жидкости на забое скважины; h - высота столба жидкости в затрубном пространстве.

Высоту столба жидкости в колонне НКТ h1 (в м) можно определить по уравнению Ю. П. Коротаева

, (16.17)

где Q - расход газа в рабочих условиях (P3, T3), м3/с; K1 - экспериментальный коэффициент, К1 = 0,5 м/с; D - внутренний диаметр НКТ, м; L - длина колонны НКТ, м.

Погружение башмака колонны НКТ в скважине можно определить из условия равенства скоростей потоков газа, движущихся вниз по затрубному пространству и вверх по обсадной колонне (vв = vн).

Полагая известными дебит газа, приходящийся на единицу длины интервала перфорации в верхней и нижней частях пласта qв и qн, длины верхнего lв и нижнего (H - lв) интервалов, получим

,

где

.

Положение башмака колонны НКТ должно быть таким, чтобы скорости потоков газа, движущихся вниз по затрубному пространству и вверх в колонне обсадных труб, были равны у башмака колонны НКТ (vв = vн), чтобы скорость газа на входе в колонну НКТ была больше минимально необходимой для выноса твердых частиц и жидких капель критического диаметра (vнкт > vmin), чтобы высота столба жидкой или песчано-глинистой пробки в колонне обсадных труб была минимальной ( hж -» 0).

studopedia.ru

Выбор и расчет конструкции скважины — Студопедия

Конструкция скважины зависит от способа бурения, геологических условий, дебита и динамического уровня, а также от обеспечения зоны санитарной охраны.

Для каждой сооружаемой скважины на воду составляют индивидуальный проект. Стержнем проекта скважины на воду является конструкция скважины.

При составлении конструкции скважины на воду ее глубина определяется местоположением кровли и глубиной вскрытия водоносного горизонта. Если мощность водоносного горизонта небольшая, то его следует вскрыть полностью и пробурить до водоупора с целью размещения отстойника фильтра. Если мощность водоносного горизонта большая, то водоприемная часть скважины должна находиться в интервале максимальной водопроницаемости пласта. Интервал максимальной водопроницаемости пласта определяют при помощи геофизических исследований.

Если водообильность скважины большая, то нет необходимости вскрывать водоносный пласт полностью, достаточно углубиться на 5-10 м, но чем меньше водопроницаемость пород, тем на большую глубину нужно вскрывать водоносных горизонт. Однако следует иметь в виду возможность повышения минерализации воды с увеличением глубины скважины.

В соответствии с проектным дебитом рассчитывается расход (в м³/ч) воды из скважины

, (10)

где: N – норма воды на единицу потребителей, м³/сут;

n – число единиц потребителей;

k – 1,5÷2,5 – коэффициент суточной неравномерности;

t – продолжительность работы водоподъемника;


t=20-22 ч/сут - для крупный объектов;

t=8-12 ч/сут – для средних небольших объектов.

Если ожидаемый дебит меньше проектного, то определяется число скважин

.

В соответствии с характером пород водоносного горизонта выбирают тип водоприемной части скважины (фильтровая или бесфильтровая) и тип фильтра. Зная заранее установленную мощность вскрытия водоносного пласта, можно задаться длиной рабочей части фильтра и определить его минимально необходимый диаметр. В соответствии с расчетами и стандартными размерами труб подбирают диаметр фильтра и устанавливают конечный диаметр скважины. По проектному расходу Q и ожидаемому динамическому уровню воды в скважине подбирают водоподъемник, а по его габаритам – эксплуатационную колонну, в которой он будет установлен. Внутренний диаметр эксплуатационной колонны должен быть больше диаметра водоподъемника на 20-40 мм. Затем выбирают способ установки фильтра в скважине: на эксплуатационных трубах или впотай.


Рисунок 4. Конструкции фильтровых скважин:

а) сетчатый фильтр установленный впотай, б) гравийный фильтр установленный впотай, в), г) соответственно сетчатый и гравийный фильтры с надфильтровой трубой выходящей на поверхность.

1 – цементация затрубного пространства; 2 – сетчатый фильтр; 3 – гравийный фильтр; 4 – сальник

При вращательном бурении скважин на воду с прямой промывкой применяют практически два типа фильтрационных колонн.

При малых дебитах надфильтровая труба выходит на поверхность, рис.4 в),г).

В таких скважинах не предполагается установка водоподъемного насоса большого диаметра.

При значительных дебитах фильтровая колонна устанавливается "впотай" (рис.4 а, б) в эксплуатационной колонне. Такая конструкция скважины позволяет разместить насосы с высокой подачей, имеющие большие поперечные размеры, а также быстро произвести замену фильтра в случае его кольматации или коррозии.

Зная диаметр эксплуатационной колонны, и исходя из необходимости крепления пород геологического разреза, а также обеспечения санитарно-технической надежности скважины, определяют число промежуточных колонн, их диаметры и глубины спуска, подбирают типоразмеры долот для бурения интервалов под каждую обсадную колонну. Зазор между стенками скважины и муфтами обсадных труб в случае цементирования должен быть 20 мм для труб диаметром до 250 мм и 25-40 мм для труб большего диаметра.

При бурении вращательным способом с промывкой в зависимости от глубины скважины возможны следующие их конструкции. Если водоносный пласт залегает на глубине до 100 м, то после установки направления на глубину 2-10 м бурение до водоносного горизонта продолжают долотом одного диаметра. Далее устанавливают эксплуатационную колонну и цементируют ее от башмака до устья скважины и вскрывают водоносный горизонт. Такая конструкция называется одноколонной. При залегании водоносного горизонта на глубине более 200 м принимается двух- или трехколонная конструкция скважин и более. Кондуктор и эксплуатационную колонну, а в некоторых случаях и промежуточные колонны следует цементировать.

После того, как было определено необходимое количество обсадных колонн, приступают к определению диаметров обсадных колонн и долот. Расчет диаметров ведется снизу вверх. За исходный размер принимается диаметр эксплуатационной колонны (фильтровой) или конечный диаметр ствола скважины, если спуск обсадной (фильтровой) колонны проектом не предусмотрен.

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 регламентируемым радиальным зазором, табл.8

Расчетный диаметр долота определяется по формуле:

, (11)

где: - наружный диаметр соединительной муфты обсадной колонны;

- разность диаметров по табл.8.

Таблица 8

Минимальная допустимая разность диаметров ствола скважины и муфты обсадной колонны

Номинальный диаметр обсадной колонны, мм Разность диаметров Номинальный диаметр обсадной колонны, мм Разность диаметров
114,3 15,0 273,1 35,0
127,0 298,5
139,7 20,0 323,9 35,0-45,0
146,1 426,0
168,3 25,0  
244,5

Затем по расчетному диаметру находится ближайший нормализованный диаметр по табл. 9.

Таблица 9

Наружные диаметры долот

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

, (12)

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

По известному внутреннему диаметру обсадной трубы по табл. 4 подыскивается нормализованный (условный) диаметр обсадной колонны.

Пример:

Исходные данные: глубина скважины равна 220 м. Пласт напорный. Фильтровая колонна установлена "впотай" диаметром 168 мм. Рассчитать двухколонную конструкцию скважины.

Решение:

1. Определим расчетный диаметр долота под фильтровую колонну диаметром 168 мм.

,

по табл. 4 находим диаметр муфты фильтровой колонны, который равен 188 мм, тогда

.

2. Выбираем по табл. 9 ближайший нормализованный диаметр долота =215 мм.

3. Внутренний расчетный диаметр эксплуатационной колонны

.

4. Определяем по табл. 4 нормализованный диаметр эксплуатационной колонны

=245мм.

5. Определяем расчетный диаметр долота под эксплуатационную колонну по табл. 4

.

6. Выбор ближайшего нормализованного диаметра долота под эксплуатационную колонну по табл. 9.

.

7. Определяем внутренний расчетный диаметр кондуктора

.

8. Нормализованный диаметр кондуктора по табл. 4

.

9. Определяем расчетный диаметр долота под кондуктор

.

10. Определяем по табл. 9 ближайший нормализованный диаметр долота под кондуктор 394 мм.

11. Определяем внутренний расчетный диаметр направления

.

12. Нормализованный диаметр направления равен 473 мм.

13. Определим расчетный диаметр долота под направление

.

Выбираем лопастной расширитель пилотный ;

в числителе – номинальный калибрующий наружный диаметр по периферийным боковым поверхностям лопастей, мм;

в знаменателе – диаметр долота, производящего бурение скважины, мм;

В настоящее время при бурении неглубоких скважин на воду применяются обсадные трубы с безмуфтовым соединением. Труба в трубу. Применяются стальные трубы диаметром 114 и 133мм с толщиной стенки 5мм. Также применяются поливинилхлоридные трубы (ПВХ) следующих типоразмеров:

Таблица 10

Поливинилхлоридные трубы (ПВХ)

Диаметр, мм Толщина стенки, мм

При бурении скважин глубиной более 100 м также применяются стальные обсадные трубы, соединяемые при помощи электросварки.

При использовании безмуфтовых труб расчетный диаметр долота определяется как:

, (13)

где: - наружный диаметр обсадной колонны, мм;

- минимальная допустимая разность диаметров ствола скважины и обсадной колонны, мм.

Конструкция разведочных скважин

При проектировании разведочных скважин для уточнения геологического разреза и опробования водоносных горизонтов применяют обсадные трубы геологоразведочного сортамента и коронки геологоразведочного сортамента, табл.11.

Таблица 11

Обсадные трубы геологоразведочного сортамента

Нужный диаметр, мм Толщина стенки, мм Внутренний диаметр ниппеля, мм Масса 1 м трубы, кг
6,4
8,4
10,9
13,6
15,7

При применении для исследований комплектов испытателей пластов применяют

КИИ -95 – для скважин диаметром от 118 мм до 161 мм.

КИИ -65 – для скважин диаметром от 76 мм до 112 мм.

Если применяется опережающий метод опробования, то следует применять породоразрушающий инструмент диаметром 76 мм.

Если применяется съемный испытатель пластов СИП -3, то диаметры породоразрушающего инструмента в зависимости от диаметра резинового элемента пакера составят 76 мм, 93 мм и 112 мм.

Конечные диаметры определяются условием получения кондиционного выхода керна и спуска оборудования для испытания пластов.

Для мягких пород, исходя из условия получения кондиционного выхода керна, минимальный диаметр бурения составит 93 мм.

На рис.5 представлена конструкция разведочной скважины на воду, которая позволяет уточнить разрез и провести испытание, в случае необходимости, водоносного пласта.

Рисунок 5. Конструкция разведочной скважины на воду

Конструкция скважин при вращательном бурении с обратно-всасывающей промывкой.

Конструкции скважин с обратно-всасывающей промывкой характеризуются тем, что скважина бурится одного диаметра. Устанавливается направление и эксплуатационная колонна с оборудованием водоприемной части гравийно-обсыпным фильтром. Большой размер диаметра скважины, до 1300 мм, позволяет достигать больших дебитов, рис.6.

Рисунок 6. Конструкция скважины для вращательного бурения с обратной промывкой

Пример:

Выбрать и рассчитать конструкцию эксплуатационной скважины для вращательного способа с обратной промывкой. Проектный дебит 150 м³/ч.

0-30 – глины плотные;

30-50 – пески мелкозернистые обводненные;

50-80 – глины плотные.

Статический уровень – 10 метров ниже устья. Понижения при откачке – 10 метров.

1. Тип фильтра – гравийный.

2. Диаметр каркаса фильтра

.

3. Подбираем электропогружной насос ЭЦВ 10-160-30.

Примем, что насос размещается в трубах .

4. Диаметр гравийного фильтра при вращательном бурении определяется диаметром долота

.

5. Направляющая труба должна пропускать долота 640 мм, принимаем электросварные трубы трубы 720 мм.

6. Диаметр долота для забурки скважины

,

мм.

studopedia.ru


Смотрите также