Литература(Книги)

Всё про нефть и газ \Главная \Начало \Литература \Подразделы \Книги
\Практическое руководство по технологии бурения скважин на жидкие и газообразные полезные ископаемые: Справочное пособие

	2. ПРОЕКТИРОВАНИЕ КОНСТРУКЦИИ СКВАЖИНЫ
	2.1. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ Обоснование и расчет конструкции скважины составляют один из ос­новных разделов технического проекта на строительство скважины. Конструкцию скважины разрабатывают и уточняют в соответствии с конкретными геологическими условиями бурения в заданном районе. Она должна обеспечить выполнение поставленной задачи, т.е. дости­жение проектной глубины, вскрытие нефтегазоносной залежи и прове­дение всего намеченного комплекса исследований и работ в скважине, включая ее использование в системе разработки месторождения. Конструкция скважины зависит от сложности геологического раз­реза, способа бурения, назначения скважины, способа вскрытия про­дуктивного горизонта и других факторов. Она должна удовлетворять требованиям Правил безопасности в нефтяной и газовой промыш­ленности, которые были утверждены Постановлением Госгортехнад-зора России № 24 от 09 апреля 1998 г., а также требованиям по охране недр и защите окружающей среды. От качества спроектированной конструкции скважины, ее соответ­ствия геологическим условиям в значительной степени зависят надеж­ность, технологичность, долговечность, производительность и стои­мость строительства скважины. При проектировании конструкции скважины для снижения риска и удешевления ее строительства стараются в полной мере использовать последние достижения и накопленный опыт строительства скважин в данном районе работ и в других районах, близких по геологическим условиям. В разделе проекта по вопросу крепления скважины решаются сле­дующие задачи: обоснование способа вскрытия продуктивного пласта и конст­рукции призабойной части скважины; обоснование конструкции скважины; расчет обсадных колонн на прочность и выбор обсадных труб для комплектования колонн по секциям;
	28

	установление интервалов цементирования обсадных колонн в соот­ветствии с Правилами безопасности в нефтяной и газовой промыш­ленности [27] и требованиями Госгортехнадзора; расчет цементирования обсадных колонн. Из перечисленных задач здесь пока мы остановимся на задаче обоснования конструкции скважины. В свою очередь, она распадается на две части: определение необходимого количества обсадных колонн для креп­ления ствола скважины и глубины спуска каждой колонны; согласование диаметров обсадных колонн и долот. Исходные данные для проектирования конструкции скважины по­ступают от заказчика, финансирующего реализацию проекта. Они включают следующие сведения: Таблица 2.1 Перечень исходных данных, поступающих от заказчика и необходимых при обосновании и расчете конструкции скважины
	Номер по Исходные данные Расшифровка Измеренные величины Интервалы, м порядку от ДО 1 Положение устья скважины, его координаты 2 Назначение скважины 3 Проектная глубина скважины 4 Профиль скважины и его ха­рактеристика 5 Способ бурения 6 Геологический разрез 7 Геологическая изученность района буровых работ 8 Интервалы продуктивных го­ризонтов 9 Способы заканчивания скважи­ны и ее эксплуатации 10 Состав пластовых жидкостей 11 Интервалы залегания прони­цаемых пород 12 Пластовые давления и давления гидроразрыва пород 13 Интервалы высокопластичных и неустойчивых пород 14 Характеристика горных пород по буримости 15 Особенности буровых работ в данном районе 16 Применявшиеся конструкции скважин в данном районе работ
	29

	назначение и глубина скважины; проектный горизонт и характеристика породы-коллектора; геологический разрез в месте заложения скважины с выделением зон возможных осложнений и указанием пластовых давлений и давле­ний гидроразрыва пород по интервалам; диаметр эксплуатационной колонны или конечный диаметр скважины, если спуск эксплуатационной колонны не предусмотрен. Более полно перечень исходных данных должен быть представлен по форме в табл. 2.1. Диаметр эксплуатационной колонны задается заказчиком с учетом ожидаемого дебита добывающей скважины и габаритных размеров скважинного оборудования, которое планируется применить на позд­ней стадии разработки. Если проектом не предусматривается обору­дование скважины эксплуатационной колонной, то конечный диаметр открытого ствола скважины определяется по условию беспрепятствен­ного прохождения инструментов и приборов, которые намечается ис­пользовать в конечном интервале. 2.2. ОБОСНОВАНИЕ КОНСТРУКЦИИ СКВАЖИНЫ В ИНТЕРВАЛЕ ПРОДУКТИВНОГО ПЛАСТА Конструкция скважины в интервале продуктивного пласта должна обеспечивать наилучшие условия поступления нефти и газа в скважи­ну и наиболее эффективное использование пластовой энергии нефтега­зовой залежи. Выбором правильной конструкции скважины в интервале продуктивного пласта решаются следующие задачи: обеспечение наилучших условий дренирования продуктивного пласта; задание величины заглубления скважины в продуктивный пласт, обеспечивающего длительную безводную добычу; изоляция продуктивного пласта от близлежащих водоносных гори­зонтов; защита продуктивного пласта от вредного влияния тампонажного раствора при цементировании или всемерное снижение этого влияния на проницаемость породы-коллектора. Решение всех этих задач в совокупности усложняется большим разнообразием конкретных условий. В зависимости от строения залежи, литологического состава породы-коллектора, его устойчивости в стен­ках скважины, пластового давления, насыщенности продуктивного пласта нефтью или газом применяются различные схемы вскрытия. Все их можно свести к трем основным типовым схемам: схема 1 — спуск эксплуатационной колонны в кровлю продуктив­ного пласта с последующей установкой потайной колонны после 30

	вскрытия пласта или оставление открытого ствола, если порода-коллектор достаточно устойчива в стенках скважины; схема 2 — спуск эксплуатационной колонны после вскрытия про­дуктивного пласта и проведение манжетного цементирования колонны выше кровли пласта; схема 3 — спуск эксплуатационной колонны после достижения про­ектной глубины и ее цементирование от нижнего конца с перекрытием всей продуктивной толщи. Каждая из указанных типовых схем имеет свои преимущества и области применения. Схема 1 позволяет обеспечить наиболее благо­приятные условия при вскрытии продуктивного пласта, но может быть применена лишь в однопластовой залежи сравнительно небольшой толщины (до 15—20 м) без подошвенных вод. Схема 2 позволяет со­хранить неизменным диаметр скважины при вскрытии продуктивного пласта, но также применяется в случае однопластовой залежи без по­дошвенных вод. Схема 3 пригодна в сложном геологическом разрезе с многопластовой залежью и водоносными пропластками. Эта схема наиболее опасна для продуктивных пластов из рассмотренных, так как не обеспечивает их защиты от проникновения цементного раствора и его вредного влияния на проницаемость коллектора. В последнее время все большее распространение получает схема вскрытия продуктивного пласта горизонтальной скважиной. В этом случае направляющий участок горизонтальной скважины до кровли продуктивного пласта закрепляется эксплуатационной колонной, а конечный интервал горизонтальной скважины, располагающийся в продуктивном пласте, в большинстве случаев (устойчивый коллектор) остается открытым либо закрепляется перфорированной потайной ко­лонной (хвостовиком). В редких случаях при проведении гидроразры­ва пласта может быть спущена и зацементирована потайная колонна с последующей ее перфорацией в заданных интервалах. По вскрытии продуктивного пласта в проекте дается обоснование выбранной схемы и проводится ее графическое представление с указа­нием основных размеров. 2.3. ОБОСНОВАНИЕ ТРЕБУЕМОГО КОЛИЧЕСТВА ОБСАДНЫХ КОЛОНН И ГЛУБИН ИХ СПУСКА Разработка конструкции скважины осуществляется на основе анализа особенностей геологического разреза и накопленного опыта строи­тельства скважин в данном районе. При этом особое внимание обра­щается на возможное упрощение и облегчение конструкции скважины с учетом имеющегося опыта. Если буровые работы в данном районе ранее не проводились и имеются сомнения в достоверности представ­ленного геологического разреза, то в конструкции первой скважины 31

	может быть предусмотрена резервная колонна на случай возникнове­ния непредвиденной ситуации. При изучении геологического разреза в нем выделяются осложнен­ные интервалы (катастрофических поглощений, высокопластичных глин, соленосные и т.п.), которые необходимо изолировать обсадными колоннами, и интервалы с несовместимыми условиями бурения. Несо­вместимыми считаются условия в тех смежных интервалах, которые по показателям пластовых давлений (коэффициент аномальности пласто­вого давления £а) и давлений гидроразрыва (индекс давления поглоще­ния Ал) невозможно проходить открытым стволом с буровым раствором одной плотности без угрозы возникновения осложнений в виде перето­ков. Для разделения разреза на интервалы с несовместимыми условиями строится совмещенный график давлений, на котором по интервалам глубин откладываются известные значения коэффициента аномально­сти пластового давления кл, индекса давления поглощения кп и соот­ветствующие значения относительной плотности бурового раствора, рассчитанные по формуле Р<гш=КК,                                                                   (2-1) где k3 - коэффициент запаса, определяющий величину репрессии на пласт. В соответствии с [27] значения коэффициента запаса к, задаются в следующих пределах. Интервал, м................................. <1200           1200-2500          >2500 к,                                                  1,1-1,15 1,05-1,1               1,04-1,07
	Репрессия на пласт, МПа...... 1,5                2,5                       3,5 При этом, как видим, ограничивается максимально допустимая ве­личина репрессии на пласт. Совмещенный график давлений и выделенные интервалы с несо­вместимыми условиями приведены на рис. 2.1. Как следует из анализа ситуации, представленной на рис. 2.1, на глубине 300 м скважина входит в интервал с кл = 1,15, что
	32

	Масштаб глубины, м коэффициент аномальности пластодога давления ка,индекс давления поглощения *„, относитель-на я плотность бурового раствора ратн 0,8 1,0 1,2 1,4 1,S W 2,0 IjySuHa спуска обсадных колонн 300 WOO 2000 2100 2500 ! 1 i \ 1 ! i i \ i >
	I------|frg|------Unl-------I/'oth Рис. 2.1. Совмещенный график давлений для обоснования конструкции скважины превышает индекс давления поглощения в вышележащем пропластке. Поэтому на этой глубине следует провести границу интервалов с несо­вместимыми условиями и для их разобщения спустить кондуктор. Рас­суждая подобным образом, мы приходим к выводу, что с глубины
	33

	2100 м необходимо резко повысить плотность бурового раствора от 1,22—1,23 до 1,63—1,64. Поэтому вышележащий интервал должен быть изолирован промежуточной колонной. Таким образом, с учетом экс­плуатационной колонны, которая спускается в продуктивный пласт, скважина должна быть оборудована еще направлением, кондуктором и промежуточной колонной. После определения требуемого количества обсадных колонн необ­ходимо уточнить глубину спуска каждой колонны. Если ниже спу­щенной колонны будут вскрываться пласты с АВПД, глубина спуска уточняется с таким расчетом, чтобы были перекрыты интервалы сла­бых пород, в которых возможен гидроразрыв после полного замеще­ния бурового раствора в скважине пластовым флюидом и герметиза­ции устья скважины. Возникновение повышенного давления в сква­жине в случае притока пластового флюида можно проиллюстрировать на следующем примере. Пример 2.1. Исходные данные. Пусть на глубине z\ = 2300 м вскрывается газоносный пласт с коэффициентом аномальности пластового давления £„= 1,5. Необхо­димо определить максимальное давление на стенки открытого ствола на глубине гг = 2200 м, которое может возникнуть в процессе вымывания газовой пачки при герметизи­рованном устье, а также рассчитать допустимое давление на устье, если на глубине 2200 м индекс давления поглощения горной породы кп = 2,1. Решение. 1. Пластовое давление в газоносном пласте i = 1,5 1000 9,8 2300 = 33,8 МПа.
	2. Необходимая плотность раствора для вскрытия газоносного пласта рб.Р = hhp. = 1,11,51000 = 1650 кг/м3. 3. Гидростатическое давление бурового раствора на глубине 2200 м />г.ст. = P6.pgz2 = 1650-9,8-2200 = 35,6 МПа. 4.  Гидростатическое давление на глубине 2200 м после перемещения газовой пачки к устью />г.ст=/>г.ст. +Рш = 35,6 + 33,8 = 69,4 МПа. 5. Давление гидроразрыва пород на глубине 2200 м Рг.Р. = knp.gz2 = 2,1-1000-9,8-2200 = 45,3 МПа. Как видим, давление гидроразрыва 45,3 МПа значительно ниже того, которое может возникнуть при закрытом устье, и велика опасность гидроразрыва пород и интенсивного поглощения. Чтобы избежать осложнения, надо либо предусмотреть изоляцию интерва­ла с кп = 2,1 до вскрытия газоносного пласта, либо рассчитать допустимое давление на пласт и уровень допустимого давления на устье при вымывании газовой пачки. 6. Допустимое давление на глубине 2200 м во избежание гидроразрыва пород />доп22оо = 45,3 :1,05 = 43,1 МПа. 7. Допустимое давление на устье скважины при вымывании газовой пачки />доп.у=.Рдоп22оо -Рг.ст= 43,1 - 35,6 = 7,5 МПа. 34

	Если же в процессе вымывания газовой пачки давление в открытом стволе превысит допустимое и может возникнуть опасность гидроразрыва пород, то указанный интервал должен быть перекрыт обсадной колонной до вскрытия продуктивного пласта. Подобными расчетами возможных изменений давления в скважине в результате их сопоставления с допустимыми с точки зрения гидрораз­рыва или потери устойчивости породы в стенках скважины определя­ется необходимость перекрытия обсадной колонной того или иного интервала. В любом случае глубина спуска обсадной колонны уста­навливается с таким расчетом, чтобы ее башмак находился в устойчи­вых прочных малопроницаемых породах. 2.4. СОГЛАСОВАНИЕ ДИАМЕТРОВ ОБСАДНЫХ КОЛОНН И ДОЛОТ На втором этапе разработки конструкции скважины после того, как было определено необходимое количество обсадных колонн, присту­пают к согласованию диаметров обсадных колонн и долот. Расчет диаметров ведется снизу вверх. За исходный размер принимается диа­метр эксплуатационной колонны или конечный диаметр ствола сква­жины, если спуск обсадной колонны проектом не предусмотрен. Как было указано выше, диаметр эксплуатационной колонны устанавлива­ется заказчиком в зависимости от ожидаемого дебита нефтяной или га­зовой скважины или от диаметров технических средств, намеченных к использованию в скважине на поздней стадии разработки нефтяного месторождения. Рекомендуемые диаметры эксплуатационных колонн в добываю­щих скважинах приведены в табл. 2.2. Таблица 2.2 Рекомендуемые диаметры эксплуатационных колонн
	Нефтяная скважина Газовая скважина Суммарный Ориентировочный Суммарный дебит, Ориентировочный дебит, м3/сут диаметр, мм тыс. м3/сут 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
	При расчете диаметров руководствуются нормами ГОСТ 632—80 на обсадные трубы (19 типоразмеров от 114,3 до 508,0 мм) и ГОСТ 20692-80 на шарошечные долота (39 типоразмеров), а также сведе­ниями о номенклатуре долот, выпускаемых отечественной промыш­ленностью и зарубежными фирмами.
	35

	Таблица 2.3 Минимальная допустимая разность диаметров ствола скважины и муфты обсадной колонны по [27]
	Номинальный диаметр Разность диамет- Номинальный диаметр Разность диамет- обсадной колонны, мм ров 28, мм обсадной колонны, мм ров 28, мм 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
	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 регламентированным радиальным зазором, который определен в [27] в зависимости от диаметра обсад­ной колонны (табл. 2.3). Расчетный диаметр долота определяется по формуле Дд.р = <4+25,                                                        (2.2) где dM — наружный диаметр соединительной муфты обсадной колонны по ГОСТ 632-80; 25 -разность диаметров по табл. 2.3. Затем по расчетному диаметру Дт находится ближайший нор­мализованный диаметр Ддн из типоразмеров ГОСТ 20692-80. Установленный таким образом нормализованный диаметр долота позволяет рассчитать внутренний диаметр обсадной колонны, через которую это долото должно свободно пройти 4н=Дд.н + 2Л,                                                        (2.3) где А - радиальный зазор между долотом и стенкой обсадной трубы, обычно принимается А = 5-Н0 мм (причем нижний предел — для труб малого диаметра). По известному внутреннему диаметру dm обсадной трубы с ис­пользованием ГОСТ 632—80 подыскивается нормализованный диа­метр обсадной колонны и выявляется наибольшая допустимая толщи­на стенки трубы. Так как в ГОСТ 632—80 нормализован наружный диаметр обсадных труб и для каждого размера установлено по несколько толщин стенки трубы, внутренний диаметр может варьировать в широких пределах: dw = dH-2brp,                                                         (2.4) где dBH и dH — внутренний и наружный диаметры обсадной трубы, мм; 5тр — толщина стенки трубы, мм.
	36

	Основные размеры обсадных труб и муфт к ним в соответствии с ГОСТ 632-80 приведены в табл. 2.4. Разработанная конструкция скважины представляется на схеме, ко­торая оформляется по общепринятой форме. На схеме наружные диа­метры обсадных колонн указываются в миллиметрах у верхнего их конца. Если в конструкции предусмотрено использование потайной колонны, то ее принято пунктирной линией подводить к поверхности и здесь указывать ее наружный диаметр. Глубины спуска обсадных колонн показывают в метрах у нижнего конца каждой колонны. Диа­метр ствола скважины в миллиметрах определяется по диаметру до­лот, которые будут использоваться в соответствующем интервале, и на схеме показывается у правого конца стрелки, проведенной до стенки ствола скважины. На схеме также должна быть указана глубина до уровня подъема цементного раствора за колонной. При оценке сложности конструкции скважины их подразделяют на одно-, двух-, трехколонные и т.д. В подсчете количества колонн при­нято учитывать только промежуточные и эксплуатационные обсадные колонны; направление, кондуктор и потайная колонна в продуктивном пласте при этом не учитываются. Ниже приведен пример расчета диа­метров. Пример 2.2. Исходные данные. Пусть задан диаметр эксплуатационной колонны <4 = 146,1 мм. Рассчитать двухколонную конструкцию скважины. Решение. 1. Наружный диаметр соединительной муфты для эксплуатационной колонны по ГОСТ 632-80 (см. табл. 2.4) <4.э =166 мм. 2. Расчетный диаметр долота для бурения под эксплуатационную колонну Aw = <4э + 26 = 166 + 20 = 186 мм, где 28 = 20 мм (см. табл. 2.3). 3. Выбор ближайшего нормализованного диаметра долота по ГОСТ 20692-80 Од.„ = 190,5 мм > 186 мм. 4. Внутренний расчетный диаметр промежуточной колонны <*пР.„„ = °дн + 2Д = 190,5 + 10 = 200,5 мм. 5. Нормализованный диаметр обсадной колонны по ГОСТ 632-80 dv = 219,1 мм с мак­симально допустимой толщиной стенки 8щ = 8,9 мм; наружный диаметр муфты </„ = 244,5 мм (см. табл. 2.4). 6. Расчетный диаметр долота для бурения под промежуточную колонну Од, = 244,5 + 25 = 269,5 мм,
	37

	Таблица 2.4 Основные размеры (в мм) обсадных труб и соединительных муфт к ним по ГОСТ 632—80
	Наружный диаметр об­садной трубы Толщина стенки трубы Диапазон варьирования внутреннего диаметра Наружный диаметр соеди­нительной муфты Толщины стенок обсадных труб минимальная максималь­ная от до нормальный уменьшен­ный 114,3 127,0 139,7 146,1 168,3 177,8 193,7 219,1 244,5 273,1 298,5 323,9 339,7 351,0 377,0 406,4 426,0 473,1 508,0 5,2 5,6 6,2 6,5 7,3 5,9 7,6 6,7 7,9 7,1 8,5 8,5 8,4 9,0 9,0 9,5 10,0 11,1 11,1 10,2 10,7 10,5 10,7 12,1 15,0 15,1 14,2 15,9 16,5 14,8 14,0 15,4 12,0 12,0 16,7 12,0 16,1 103,9 115,8 127,3 133,0 153,7 166,0 178,5 205,7 228,7 258,9 281,5 306,9 322,9 333,0 359,0 387,4 406,0 450,9 485,8 93,9 105,6 118,7 124,6 144,1 147,8 163,5 190,7 212,7 240,1 268,9 295,9 308,9 327,0 353,0 373,0 402,0 475,8 127,0 (133,0) 141,3 (146,0) 153,7 (159,0) 166,0 187,7 194,5 (198,0) 215,9 244,5 269,9 298,5 323,9 351,0 365,1 376,0 402,0 431,8 451,0 508,0 533,4 123,8 136,5 149,2 156,0 177,8 187,3 206,4 231,8 257,2 285,8 5,2; 5,7; 6,4; 7,4; 8,6; 10,2 5,6; 6,4; 7,5; 9,2; 10,7 6,2; 7,0; 7,7; 9,2; 10,5 6,5; 7,0; 7,7; 8,5; 9,5; 10,7 7,3; 8,0; 8,9; 10,6; 12,1 5,9; 6,9; 8,1; 9,2; 10,4; 11,5; 12,7; 13,7; 15,0 7,6; 8,3; 9,5; 10,9; 12,7; 15,1 6,7; 7,7; 8,9; 10,2; 11,4; 12,7; 14,2 7,9; 8,9; 10,0; 11,1; 12,0; 13,8; 15,9 7,1; 8,9; 10,2; 11,4; 12,6; 13,8; 15,1; 16,5 8,5; 9,5; 11,1; 12,4; 14,8 8,5; 9,5; 11,0; 12,4; 14,0 8,4; 9,7; 10,9; 12,2; 13,1; 14,0; 15,4 9,0; 10,0; 11,0; 12,0 9,0; 10,0; 11,0; 12,0 9,5; 11,1; 12,6; 16,7 10,0; 11,0; 12,0 11,1 11,1; 12,7; 16,1
	Примечание. В скобках указан наружный диаметр муфт для труб исполнения Б.
	38

	Рис. 2.2. Схема к примеру 2.2 где зазор 28 = 25 мм по табл. 2.3. 7.  Выбор ближайшего нормализован­ного диаметра долота по ГОСТ 20692-80 Од.„ = 269,9 мм > 269,5 мм. 8.    Внутренний расчетный диаметр кондуктора <4„.к = 269,9 + 15 = 284,9 мм. 9.  Нормализованный диаметр кондук­тора по ГОСТ 632-80 (см. табл. 2.4) dK = 323,9 мм с максимально допустимой тол­щиной стенки 8К = 14 мм, наружный диа­метр муфты du = 351,0 мм. 10.  Расчетный диаметр долота для бу-		333,7м
				2Б9,Зм
	рения под кондуктор Dw = 351,0 + 40,0 = 391,0 мм, где зазор 28 = 40 мм в соответствии с табл. 2.3. 11.     Ближайший нормализованный диаметр долота для бурения под кондук­тор по ГОСТ 20692-80 DaB = 393,7 мм > 391,0 мм. 12.   Внутренний расчетный диаметр направления <4„.напр = 393,7 + 15 = 408,7 мм. 13.  Нормализованный диаметр обсад­ных труб для направления по ГОСТ 632—80 (см. табл. 2.4) du^ = 426,0 мм с макси­мально допустимой толщиной стенки 8 =
			130,5м
	10 мм; наружный диаметр муфты <&, = 451,0 мм. Рассчитанная конструкция скважины представлена на схеме (рис. 2.2). В отдельных случаях для разработки более компактной конструк­ции скважины предусматривается использование обсадных труб со специальными муфтами уменьшенного наружного диаметра (табл. 2.5) или трубы безмуфтового соединения типа ТБО (табл. 2.6). Гладкие обсадные колонны могут быть составлены из безмуфтовых обсадных труб типа ОПм (табл. 2.7), которые соединяются между собой по резьбам, нарезанным на концах гладкого тела трубы. Такие трубы об­ладают пониженной прочностью (снижение до 50-53 % от прочности гладкой трубы) и поэтому могут использоваться для потайных колонн (хвостовиков) или размещаться в нижней части эксплуатационной ко­лонны.
	39

	Таблица 2.5 Соотношение диаметров обсадных колонн при использовании обсадных труб со спецмуфтами уменьшенного диаметра, мм
	Наружный диаметр Данные по предыдущей колонне Диаметр долота для буре­ния под спускае­мую ко­лонну Минимальный ради­альный зазор спус­каемой колонны ее спец­муфты (растру­ба) наруж­ный диа­метр колонны толщина стенки трубы внутрен­ний диа­метр между муфтой (раструбом) спускаемой колонны и предыду­щей между муфтой (растру­бом) спу­скаемой колонны и стенкой скважины 114,3 127,0 139,7 168,3 177,8 193,7 219,1 244,5 273,1 273,1 123,8 136,5 149,2 177,8 187,3 206,4 231,8 257,2 285,8 285,8 168,3 177,8 193,7 219,1 244,5 244,5 273,1 298,5 323,9 339,7 12,1 11,5 12,7 12,7 12,0 12,0 13,8 12,4 11,0 13,1 144,1 154,8 168,3 193,7 220,5 220,5 245,5 273,7 301,9 313,5 139,7 151,0 161,0 190,5 215,9 215,9 243,0* 269,9 295,3** 295,3** 10,1 9,1 9,5 7,9 16,6 7,0 6,8 8,2 8,0 13,8 7,9 7,2 5,9 6,3 14,3 4,7 5,6 (26,6) 6,3 4,7 (27,1) 4,7 (27,1)
	* — Расширение ствола с помощью расширителя РРБ-243/285. ** — Расширение ствола с помощью расширителя РРБ-295/340.
	Таблица 2.6 Размеры (в мм) безмуфтовых раструбных обсадных труб типа ТБО
	Наружный диаметр обсадной трубы Толщина стенки трубы Внутренний диа­метр трубы Наружный диаметр высаженной части в раструбном конце 127,0 9,2 10,7 108,6 105,6 136,0 139,7 9,2 10,5 121,3 118,7 149,0 146,1 8,5 9,5 10,7 129,1 127,1 124,7 156,0 168,3 8,9 10,6 12,1 150,5 147,1 144,1 178,0 177,8 9,2 10,4 11,5 12,7 13,7 15,0 159,4 157,0 154,8 152,4 150,4 147,8 187,0
	40

	Продолжение табл. 2.6
	Наружный диаметр обсадной трубы Толщина стенки трубы Внутренний диа­метр трубы Наружный диаметр высаженной части в раструбном конце 193,7 9,5 10,9 12,7 15,1 174,7 171,8 168,3 163,5 206,0
	Таблица 2.7 Размеры (в мм) безмуфтовых обсадных труб типа ОПм
	Наружный Толщина Внутренний Наружный Толщина Внутренний диаметр стенки диаметр (ус- диаметр тру- стенки диаметр (ус- трубы (условная) ловный) бы (условная) ловный) 114,3 8 98,3 193,7 8 177,7 9 96,3 9 175,7 127,0 8 111,0 10 173,7 9 109,0 11 171,7 139,7 8 123,7 12 169,7 9 121,7 13 167,7 10 119,7 14 165,7 11 117,7 219,1 9 201,1 146,1 8 130,1 10 199,1 9 128,1 11 197,1 10 126,1 12 195,1 11 124,1 244,5 8 228,5 168,3 8 152,3 9 226,5 9 150,3 10 224,5 10 148,3 11 222,5 11 146,3 12 220,5 12 144,3 13 218,5 177,8 8 161,8 14 216,5 9 159,8 10 157,8 11 155,8 12 153,8 13 151,8 14 149,8
	41