Промывка скважин и промывочные жидкости

Размещено на http://www.allbest.ru/

Промывка скважин и промывочные жидкости

1. Типы промывочных жидкостей, условия их применения в ОАО "Сургутнефтегаз"

Отличительная особенность вращательного способа бурения - применение промывки скважин в процессе бурения. В ОАО "Сургутнефтегаз" при бурении скважин используют следующие промывочные жидкости:

глинистые растворы, техническую воду, полимерные растворы.

Критерием выбора бурового раствора являются геологические данные разреза. При бурении под направление и кондуктор используется глинистый раствор, наработанный на предыдущей скважине или приготовленный из глинопорошка. Бурение под эксплуатационную колонну начинается на технической воде или глинистой суспензии с плотностью 1030кг/м3.

Особое внимание уделяется промывочным жидкостям для вскрытия продуктивных горизонтов. До недавнего времени вскрытие продуктивных пластов технологически мало отличалось от разбуривания вышележащих пород. Однако в последнее время поднимается проблема сохранения естественных фильтрационно-емкостных свойств продуктивных горизонтов при их разбуривании.

В ОАО "Сургутнефтегаз" проводятся работы по применению нового типа бурового раствора (ИККАРБ) для вскрытия продуктивных пластов, разработанного специалистами фирмы ИКФ (г. Волгоград).

Система раствора подобрана таким образом, чтобы:

как можно меньше загрязнять продуктивный пласт коллоидной твердой фазой;

максимально снизить вредное влияние фильтрата раствора на призабойную зону пласта;

максимально облегчить освоение скважины после бурения;

обеспечить безаварийную и качественную проводку скважины.

Полимерные промывочные жидкости характеризуются повышенной вязкостью при малых концентрациях, способностью образовывать прочные изолирующие пленки на поверхности стенок скважины и бурильных труб. Полимерные растворы по своим технологическим свойствам существенно превосходят воду и глинистые растворы: онb в большей степени повышают устойчивость стенок скважин к воздействиям потока жидкости, обеспечивают смазочный эффект и возможность применения скоростных режимов бурения, исключают прихваты бурильного инструмента. Это позволяет применять их при бурении на объектах со сложными геологическими условиями.

Проницаемость призабойной зоны снижается и в процессе вскрытия пласта перфорацией, поэтому в ОАО "Сургутнефтегаз" в технологии вторичного вскрытия рекомендованы кислотные перфорационные среды: КПС1, КПС2, КПС-1М без твердой фазы, обеспечивающие повышение продуктивности скважин при снижении фильтрационных сопротивлений в призабойной зоне. КПС представляет собой подкисленный водный раствор хлористого натрия, включающий добавку ПАВ. Плотность КПС можно регулировать в пределах: для КПС1 и КПС-1М от 1140 до1160 кг/м3, для КПС2 от 1140 до 1225 кг/м3.

1.1 Приготовление промывочных жидкостей

Приготовление, утяжеление и обработка буровых растворов, а также их очистка от выбуренной породы - важные процессы при бурении скважин. От качества бурового раствора в значительной мере зависит успех проводки скважины.

В ОАО "Сургутнефтегаз" буровые растворы готовят при помощи механических мешалок (глиномешалок). Глинистый раствор в глиномешалке готовят периодически или непрерывно. При периодическом способе приготовления в глиномешалку заливается вода, затем забрасывается глина. Через 45-55 минут проверяют вязкость раствора. Как только вязкость становится равной заданной величине, глиномешалку останавливают, открывают нижний люк и готовый раствор сливают в приемную емкость. Затем цикл повторяется.

При непрерывном способе приготовления с торцовой стороны глиномешалки на уровне раствора приваривают сливной патрубок. В глиномешалку непрерывно через люк забрасывают глину, снизу поступает вода. Через верхний сливной патрубок готовый глинистый раствор непрерывно поступает в желобную систему и через нее в приемную емкость. Поступление воды и глины регулируют так, чтобы из сливного патрубка выходил глинистый раствор заданной вязкости.

Для получения необходимых параметров бурового раствора его необходимо обрабатывать химическими реагентами. Ввод химических реагентов осуществляется в виде водных растворов во время циркуляции бурового раствора в течение 2-3 циклов.

Технологическая схема приготовления полимерных промывочных жидкостей ППЖ включает в себя следующие операции: набухание полимера, его растворение с получением концентрированного раствора, разбавление концентрированного раствора до требуемой рабочей концентрации промывочной жидкости.

1.2 Приборы для определения характеристик растворов

Плотность бурового раствора определяют в лаборатории при помощи пикнометров и весоврычажных - плотномеров, а на буровой - специальными ареометрами (АГ-3ПП).

Ареометр состоит из мерного стакана, поплавка со стержнем и съемного грузика. На стержне имеется две шкалы: основная, по которой определяется плотность раствора, и поправочная, используемая при применении минерализованной воды.

Основная шкала для удобства делится на две части: одна служит для измерения плотности от 900 до 1700 кг/м3, при этом на мерный стакан навинчивается грузик; вторая служит для измерения плотности от 1600 до 2400кг/м3 - при снятом грузике.

Вязкость. Условная вязкость определяется стандартным полевым вискозиметром ВП. Время вытекания определенного объема глинистого раствора из ВП характеризует вязкость раствора.

Стандартный полевой вискозиметр СПВ-5 состоит из воронки, оканчивающейся трубкой. Внутренний диаметр трубки 5 мм, длина - 100 мм. В комплект вискозиметра входит мерная кружка и сетка. Кружка разделена внутренней перегородкой на два отделения объемом 200 и 500 см3. Время истечения из вискозиметра 500 см3 воды составляет 15 с и носит название водного числа вискозиметра.

Показатель фильтрации (водоотдача) бурового раствора. В промысловых условиях показатель фильтрации определяют прибором ВМ-6 по методу измерения уменьшения объема пробы раствора в процессе фильтрации.

В связи с возрастанием глубин бурения появилась необходимость определять показатель фильтрации при высоких температурах. Для этого используется фильтр-пресс ФП-200, который предназначен для термообработки и измерения статического и динамического показателей фильтрации (определяют в лабораторных условиях).

Толщина корки. Существует два метода измерения толщины корки. При первом методе вынутый из прибора для определения водоотдачи фильтр с коркой глины помещают на стеклянную пластинку и толщину корки замеряют с помощью стальной линейки. Этим методом пользуются в полевых условиях.

В условиях стационарной лаборатории промывочных жидкостей для определения толщины корки пользуются прибором Вика. Толщину корки измеряют в шести точках во взаимно перпендикулярных направлениях, после чего определяют среднее значение в миллиметрах.

Статическое напряжение сдвига (СНС). Для определения статического напряжения сдвига пользуются прибором СНС-2, основанным на измерении усилия, возникающего на поверхности цилиндра, который погружен в соосный медленно вращающийся цилиндр, заполненный испытуемым глинистым раствором.

Содержание песка (концентрация посторонних твердых примесей). Для определения содержания песка применяют отстойники двух видов: металлический (ОМ-2) и стеклянный (мензурка Лысенко).

Металлический отстойник ОМ-2 представляет собой цилиндрический сосуд, оканчивающийся внизу трубкой, внутри которой помещена градуированная сменная пробирка объемом 10 мл с ценой деления 0,1 мм. В верхней части отстойника на уровне, соответствующем объему 500 мл, имеется отверстие для слива воды. На горловину сосуда надевается крышка, которая служит одновременно для отмеривания бурового раствора (50мл)

Стабильность и седиментация. Стабильность раствора определяют двумя методами. В первом случае находят количество отделившейся от глинистого раствора воды в мерном цилиндре емкостью 100 см3 через 24 ч. Этот метод в практике называют суточным отстоем. Во втором случае стабильность определяется по разности плотностей глинистого раствора, залитого в верхнюю и нижнюю половины специального цилиндра емкостью 500 см3. Стабильным считается тот раствор, у которого эта разница не превосходит 0,02; для утяжеленных растворов эта разница должна быть не выше 0,06.

Показатель седиментации глинистого раствора находится по формуле

S = 100 - V,

где S - показатель седиментации, %

100 - вместимость мерного цилиндра, см3,

V- положение уровня раздела раствора после суточного отстоя, см3.

Концентрация водородных ионов (водородный показатель). Величина рН характеризует щелочность буровых растворов. При рН 7 жидкости щелочные, при рН 7 - кислые. Необработанные буровые растворы имеют рН = 6,5-7,5. У химически обработанных растворов рН = 12,5-13,5. Концентрацию водородных ионов определяют в буровых растворах и в их фильтратах. Значение рН фильтратов всегда меньше, чем рН бурового раствора. На буровых рН определяют ориентировочно с помощью индикаторной бумаги. Для измерения наносят каплю бурового раствора или фильтрата на индикаторную бумагу и, перевернув ее, наблюдают за изменением окраски бумаги. Сравнив цвет, приобретенный индикаторной бумагой, с цветной шкалой, определяют рН с точностью до единицы. В лабораторных условиях рН измеряют с помощью рН-метров различных конструкций.

Концентрация газа. При бурении важно знать наличие в растворе воздуха или нефтяного газа. Содержание газа в промывочной жидкости определяют с помощью приборов ВГ-1М и ПРГ-1. Принцип работы этих приборов основан на свойстве газов сжижаться под действием избыточного давления. Прибор ВГ-1М разработан на основе прибора ВМ-6. Отличие состоит в том, что плунжер у ВГ-1М несколько длиннее и он снабжен двумя шкалами: верхняя предназначена для измерения показателя фильтрации, нижняя - содержания газа. Концентрацию газа (в %) вычисляют по формуле

С0 = (250 - Vж)*2

где - 250-суммарный объем глинистого раствора с газом, см3;

Vж- объем глинистого раствора после удаления газа, см3;

2-множитель для получения результата в процентах.

Остальные параметры глинистого раствора определяют в стационарных лабораторных условиях.

2. Конструкция скважин

2.1 Классификации скважин по назначению

Скважины, проводимые на нефть и газ можно систематизировать следующим образом:

1. Структурно-поисковые скважины.

Предназначены для установления, уточнения тектоники, стратиграфии, литологии, оценки продуктивности горизонтов (без дополнительного строительства скважин).

2. Разведочные скважины.

Предназначены для выявления продуктивных объектов, а также для оконтуривания уже разрабатываемых нефтяных и газоносных пластов.

3. Добывающие (эксплуатационные) скважины.

Предназначены для добычи нефти и газа из земных недр.

4. Нагнетательные скважины.

Предназначены для закачки в пласты воды, газа или пара с целью поддержания пластового давления или обработки призабойной зоны. Эти меры направлены на удлинение периода фонтанного способа добычи нефти или повышения эффективности добычи.

5. Опережающие добывающие скважины.

Предназначены для добычи нефти и газа с одновременным уточнением строения продуктивности пласта.

6. Оценочные скважины.

Предназначены для определения начальной и остаточной водонефтенасыщенности.

7. Контрольные и наблюдательные скважины.

Предназначены для наблюдения за объектом разработки, исследования характера продвижения пластовых флюидов и изменения газонефтенасыщенности пласта.

8. Опорные скважины.

Предназначены для изучения геологического строения крупных регионов для установления общих закономерностей залегания горных пород и выявления возможностей образования в этих породах месторождений нефти и газа.

2.2 Конструкция скважин

Число спущенных в скважину обсадных колонн, размеры колонн (наружный диаметр, длина), диаметры ствола под каждую колонну, местоположение интервалов цементирования (глубина верхней и нижней границ) определяют понятие конструкции скважины. Конструкция должна обеспечивать:

прочность и долговечность скважины как технического сооружения;

проходку скважины до проектной глубины;

достижение проектных режимов эксплуатации;

максимально полное использование природной энергии для транспортировки нефти и газа;

надёжную изоляцию газо-нефте-водонапорных горизонтов;

минимальный расход средств на разведку и разработку месторождения;

возможность проведения ремонтных работ в скважине.

При проектировании конструкции скважины необходимо прежде всего решить вопрос о числе эксплуатационных колонн и выбрать диаметр каждой. Обычно в скважину спускают одну эксплуатационную колонну. В нефтяных скважинах диаметр её выбирают исходя из ожидаемых дебитов жидкости (нефть+вода+газ) на различных стадиях эксплуатации (фонтанная, компрессорная, насосная), габаритных размеров оборудования, которое должно быть спущено в эксплуатационную колонну для обеспечения заданных дебитов жидкости, и глубины скважины. Внутренний диаметр эксплуатационной колонны должен быть достаточен для того, чтобы указанное оборудование можно было свободно спустить и установить на заданной глубине и при необходимости в период эксплуатации скважины проводить подземный и капитальный ремонты, а также ловильные работы.

При разработке многопластовых нефтяных месторождений в скважину спускают две и даже три параллельные эксплуатационные колонны для раздельной эксплуатации разных объектов. В этом случае диаметр каждой эксплуатационной колонны выбирают индивидуально с учётом названных ниже факторов. Глубина спуска каждой колонны, как правило, определяется глубиной залегания соответствующего продуктивного объекта. В некоторых зарубежных фирмах иногда все эксплуатационные колонны спускают до проектной глубины скважины; при этом улучшаются условия цементирования скважины, но стоимость её возрастает.

В газовых и газоконденсатных скважинах диаметр эксплуатационной колонны выбирают с учётом заданного дебита на различных стадиях разработки месторождения, устойчивости пород продуктивного горизонта, допустимой депрессии в приствольной зоне, содержание жидкой фазы (конденсат, вода), а также наличия в добываемом газе компонентов, вызывающих коррозию труб; гидравлические сопротивления при движении газа от забоя до устья должны быть возможно меньшими.

Если коллектор недостаточно устойчив, для предотвращения разрушения его применяют специальные фильтры; иногда в связи с этим необходимо увеличить диаметр колонны. Когда газ сухой и коллектор устойчив, добычу газа можно вести непосредственно через эксплуатационную колонну. Если же газ влажный и содержит конденсат, для удаления с забоя жидкой фазы внутрь эксплуатационной колонны спускают специальную подъёмную колонну труб. Если газ содержит агрессивные компоненты (например, сероводород), эксплуатационную колонну необходимо защитить от коррозии и быстрого разрушения. Для этого в неё до фильтра спускают подъёмную колонну из коррозионностойких труб с башмачным пакером, а кольцевое пространство между колоннами заполняют нейтральной жидкостью (например, дизельным топливом). К защите колонны от абразивного разрушения приходиться прибегать, когда коллектор недостаточно устойчив и в скважину выносится песок. В этом случае эксплуатация возможна только через подъёмные трубы, хотя башмачный пакер и не требуется. Естественно, что диаметр эксплуатационной колоны приходится увеличивать, если внутрь неё должна быть спущена подъёмная колонна.

В нагнетательных скважинах диаметр эксплуатационной колонны выбирают в зависимости от заданного темпа закачки рабочего агента, видов этого агента (вода, газ, пар), а также габаритных размеров оборудования, которое должно быть спущено в колонну.

Диаметр эксплуатационной колонны оказывает большое влияние на стоимость скважины: чем он больше, тем, как правило, выше стоимость. Поэтому стремятся уменьшить этот диаметр. При проектировании первых поисково-разведочных скважин на новой площади целесообразно ориентироваться на наименьший диаметр, при котором могут быть решены геологические задачи, обеспечено проведение геофизических исследований и опробование перспективных горизонтов. Диаметр эксплуатационных колонн для разведочных скважин на уже открытых месторождениях выбирают так же, как для эксплуатационных и нагнетательных скважин.

Если на месторождении нет горизонтов с аномально высоким пластовым давлением, стенки скважины, заполненной промывочной жидкостью, которая требуется для вскрытия продуктивного объекта, устойчивы и отсутствует опасность поглощения этой жидкости, то конструкция скважины может одноколонной. В этом случае не требуется спускать промежуточные колонны, можно ограничиться установкой лишь направления и при необходимости - кондуктора.

Нередко, однако, помимо горизонтов с нормальным пластовым давлением (ка=1), в разрезе имеется один или несколько горизонтов с аномально высоким (ка1,0) либо аномально низким (ка1,0) давлением. Если разница между коэффициентами аномальности настолько велика, что промывочная жидкость, необходимая для вскрытия горизонта с аномальным давлением, непригодна для разбуривания других горизонтов из-за опасности возникновения осложнений (выбросов или поглощений), в скважину спускают дополнительную колонну для изоляции горизонтов. Такие колонны называются промежуточными. Их спускают перед вскрытием горизонта с аномальным давлением и цементируют, чтобы затем можно было увеличить или уменьшить плотность промываемой жидкости до величины, необходимой для вскрытия горизонта. Если для углубления скважины ниже горизонта с аномальным пластовым давлением вновь потребуется существенно изменить плотность промывочной жидкости, этот горизонт перекрывают новой промежуточной колонной.

Необходимость в спуске промежуточной колонны может быть вызвана также неустойчивостью некоторых горных пород при использовании промывочной жидкости в процессе бурения скважины либо агрессивным действием пород на данную промывочную жидкость. Например, глинистые растворы на пресной воде непригодны для разбуривания хемогенных отложений, так как они растворяют соли и коагулируют, а в скважине образуются большие каверны. Солёные же промывочные растворы, которые с успехом используются при разбуривании хемогенных пород, не всегда подходят для разбуривания вышележащих горных пород и предотвращения осложнений в верхней не обсаженной части скважины.

В верхней части разреза месторождения обычно залегают слабоустойчивые горные породы, встречаются трещиноватые и кавернозные породы, горизонты с аномально низкими пластовыми давлениями. Как правило, эту часть ствола скважины укрепляют кондуктором. В нефтяных и нагнетательных скважинах глубина спуска кондуктора определяется местоположением подошвы пород указанной выше категории: башмак кондуктора должен быть установлен в прочных устойчивых породах ниже зоны осложнений. В газовых же скважинах одноколонной конструкции глубину спуска кондуктора нужно выбирать так, чтобы он перекрыл все проницаемые породы, которые имеют выход на дневную поверхность или сообщаются с ней посредством родников, колодцев и других горных выработок, имеющихся на данной структуре, а также слабые породы, которые могут быть разорваны при действии высокого давления, возникающего при закрытии превентора на устье скважины во время газового выброса.

Глубина спуска кондуктора

(1)

где кб - коэффициент безопасности; рпл - пластовое давление в кровле газоносного горизонта в Па.

Если давление в газоносном горизонте аномально высокое, помимо кондуктора обязательно должна быть спущена хотя бы одна промежуточная колонна. В газовых скважинах многоколонной конструкции глубину спуска кондуктора можно устанавливать так же, как и в нефтяных, при условии, что промежуточная колонна, спущенная до вскрытия газового горизонта, будет зацементирована по всей длине или на 100-150 м выше башмака кондуктора.

При проектировании конструкции скважины большое значение имеет правильный выбор интервалов цементирования. Чтобы устранить опасность возникновения перетоков пластовых жидкостей из одного горизонта в другой, затрубных газо-водопроявлений, ухудшения коллекторских свойств продуктивных пластов, загрязнения их, а также коррозионного разрушения обсадных колонн, необходимо надёжно разобщить между собой все газо-водо-нефтеносные горизонты с неодинаковыми или меняющимися во времени коэффициентами аномальности пластовых давлений, изолировать объекты, насыщенные агрессивными по отношению к металлу колонн и к артезианским и целебным водам жидкостями.

Условимся под относительным перепадом пластовых давлений понимать отношение разности пластовых давлений в двух смежных или расположенных вблизи проницаемых горизонтах к давлению столба пресной воды, равного по высоте расстоянию между ними:

(2)

где рпл и рпл - пластовое давление соответственно в нижнем и верхнем горизонтах в Па; - расстояние между горизонтами в м.

Если относительный перепад пластовых давлений кп1,21,3,рекомендуется во избежание возникновения перетока пластовой жидкости из одного горизонта в другой дополнительно разобщать их пакером. Его следует устанавливать выше кровли горизонта с коэффициентом аномальности пластового давления ка1,21,3, даже в том случае, если других проницаемых горизонтов над ним в цементируемом интервале нет. Такая изоляция позволит предотвратить газо-нефтепроявление.

В "Единых технических правилах ведения работ при бурении скважин" предусматриваются следующие требования при выборе интервалов цементирования:

кондукторы цементируются по всей длине;

промежуточные колонны в нефтяных скважинах глубиной до 3000 м цементируются на участке длиной не менее 500 м от башмака, а в более глубоких скважинах - по всей длине;

промежуточные колонны в разведочных и газовых скважинах цементируются по всей длине;

эксплуатационные колонны в нефтяных скважинах цементируются на участке от забоя до уровня, расположенного не менее чем на 100 м выше башмака предыдущей колонны, а в газовых и разведочных скважинах - по всей длине; если приняты надёжные меры к герметизации соединений обсадных труб, в газовых и разведочных скважинах разрешается длину участка цементирования эксплуатационной колонны выбирать так же, как в нефтяных скважинах.

В технической литературе конструкцию скважины принято изображать графически следующим образом: жирными сплошными линиями показывают обсадные колонны; число у верхнего конца линии означает диаметр колонны в мм, у нижнего конца - глубину спуска в м. Интервалы цементирования показаны штриховкой.

Обычно обсадные колонны подвешиваются на устье, поэтому верхний интервал скважины оказывается перекрытым несколькими колоннами. Это обусловлено рядом причин. Во-первых, во время углубления скважины предыдущая обсадная колонна изнашивается бурильными замками, долотами и прочим инструментом. В результате прочность её может снизиться до опасного предела. Во избежание аварий в изношенной колонне верхний интервал скважины приходится укреплять дополнительной колонной.

Во-вторых, чем глубже продуктивный горизонт, тем больше пластовое давление в нём и выше избыточное давление, которое возникает в колонне в случае герметизации устья превентором при выбросе. Обсадные колонны большого диаметра имеют малую прочность на разрыв при действии избыточного внутреннего давления, поэтому до вскрытия горизонта с высоким пластовым давлением, особенно газового, часто спускают промежуточную колонну, имеющую достаточную прочность на разрыв, чтобы можно было установить противовыбросовое оборудование.

Если износ предыдущей обсадной колонны не представляет опасности и не существует угрозы возникновения высокого избыточного внутреннего давления, в скважине с целью экономии металла и уменьшения стоимости новой обсадной колонной укрепляют лишь тот участок ствола, который не был перекрыт предыдущей промежуточной колонной или кондуктором (рис. 3, б). Такие промежуточные колонны называются хвостовиками. На схеме конструкции скважины сплошной жирной линией показывают интервал размещения колонны-хвостовика, а пунктиром - верхний участок, где данная колонна отсутствует.

Эксплуатационные колонны, как правило, подвешиваются на устье.

В глубоких скважинах довольно часто применяют ступенчатые колонны (как промежуточные, так и эксплуатационные): верхнюю часть комплектуют из труб большого диаметра, чем нижнюю. Это позволяет значительно уменьшить гидравлические сопротивления при бурении под последующую колонну, использовать в колонне обсадные трубы с меньшим пределом текучести и менее дефицитные, разместить в верхней части эксплуатационной колонны более высокопроизводительное эксплуатационное оборудование. При графическом изображении конструкции скважины такую колонну показывают двумя вертикальными отрезками прямых, нижний из которых располагают ближе к оси скважины, чем верхний; в месте стыковки секций колонны эти отрезки соединяют наклонной прямой и указывают глубину стыка от устья. У верхнего же конца верхнего отрезка числами указывают наружные диаметры верхней и нижней секций колонны, например, 168146, (рис. 3, в).

Диаметр скважины Дс, в которую предполагается спустить одну эксплуатационную колонну, должен быть несколько больше наибольшего внешнего диаметра самой колонны:

промывочный буровой раствор скважина

Дс Дм + 2к,(3)

где Дм - наибольший внешний диаметр колонны в мм, обычно это наружный диаметр муфты, которой соединяются две обсадные трубы; к - минимально необходимый радиальный зазор между выступающими деталями колонны (например, муфтой) и стенкой скважины в мм.

Величину зазора к выбирают с учётом жёсткости колонны, глубины её спуска, искривлённости ствола скважины, устойчивости стенок и ряда других факторов. Большие зазоры следует применять при большом выходе из-под башмака предыдущей колонны, а также в скважинах с недостаточно устойчивыми стенками ствола.

Если в скважину необходимо спустить две или три эксплуатационные колонны параллельно, диаметр её выбирают с учётом наибольших внешних диаметров этих колонн; зазоры между выступающими деталями колонн должны быть не менее 2к.

Формулой (3) пользуются и для определения необходимого диаметра скважины под любую промежуточную колонну.

Диаметр долота дД для бурения под последующую обсадную колонну должен быть несколько меньше минимального внутреннего диаметра предыдущей колонны:

дД д - 2, (4)

где д - наименьший внутренний диаметр предыдущей колонны в мм; - минимально необходимый радиальный зазор между долотом и трубами в мм, учитывая существенные допуски на размеры труб и долот, можно принимать = 510 мм, причём больший допуск для труб большого диаметра.

Обычно диаметр скважины примерно равен диаметру долота. Однако бывают случаи, когда диаметр скважины оказывается существенно больше диаметра долота. Если опыт показывает, что на данной площади диаметр скважины по всему стволу систематически увеличивается по сравнению с диаметром долота, это следует учитывать при проектировании конструкции скважины и соответственно уменьшить зазор к. При этом, конечно, наибольший наружный диаметр последующей колонны всегда должен быть меньше внутреннего диаметра предыдущей колонны, разность этих диаметров не должна быть меньше 2.

Размещено на Allbest.ru