Выбор интервалов цементирования

В соответствии с требованиями правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности предусматриваются следующие интервалы цементирования:

1. Направление, кондуктор цементируются на всю длину.

2. Промежуточные и эксплуатационные колонны цементируются с учетом перекрытия башмака предыдущей колонны на высоту не менее 150 м для нефтяных скважин и не менее 500 м – для газовых.

Расчет диаметров скважины и обсадных колонн

Расчет диаметров обсадных колонн и скважины осуществляется снизу вверх. При этом исходным является диаметр хвостовика (см. техническое задание) либо эксплуатационной колонны D_{эк н}, который принимается в зависимости от ожидаемого притока, планируемого диаметра керна и условий опробования, эксплуата­ции и ремонта скважин. Рекомендуемые диаметры эксплуатационных колонн в зависимости от дебита приведены в табл. 1.

Диаметр скважины под каждую колонну рассчитывается с учетом габаритного размера колонны (по муфтам) и рекомендуемого зазора между муфтой и стенками скважины.

Расчетный диаметр долота D_{эк д расч} для бурения под эксплуатационную колонну рассчитывается по формуле:

(3)

где – наружный диаметр муфты обсадной трубы (табл. 2), мм;

– разность диаметров ствола скважины и муфты колонны, мм (табл. 3).

Таблица 1

Рекомендуемые диаметры эксплуатационных колонн

Нефтяная скважина	Газовая скважина
Суммарный дебит, м3/сут	Ориентировочный диаметр, мм	Суммарный дебит, тыс. м3/сут	Ориентировочный диаметр, мм
<40	114,3	<75	114,3
40–100	127,0; 139,7	75–250	114,3–146,1
100–150	139,7; 146,1	250–500	146,1–177,8
150–300	168,3; 177,8	500–1000	168,3–219,1
>300	177,8; 193,7	1000–5000	219,1–273,1

Далее выбирается ближайший диаметр долота D_{эк д} в сторону увеличения рассчитанного значения. Рекомендуемые диаметры шарошечных долот (рекомендуются при бурении под направление) и долот PDC (рекомендуются для бурения под последующие колонны) представлены в табл. 5. Величины диаметров долот иностранного производства представлены в соответствующих каталогах на сайтах производителей.

Таблица 2

Основные размеры обсадных туб и соединительных муфт к ним по ГОСТ 632-80

Наружный диаметр обсадной трубы, мм	Толщина стенки трубы, мм	Диапазон варьирования внутреннего диаметра, мм	Наружный диаметр соединительной муфты, мм	Толщина стенок обсадной трубы, мм
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.

Таблица 3

Минимальная допустимая разность диаметров ствола скважины и муфты обсадной колонны

Условный диаметр обсадных труб, мм	Разность диаметров, мм
114,127 140,146 168, 178, 194, 219, 245, 273, 299 324, 340, 351, 377, 426	39–45

Таблица 4