Поняття про викривлення свердловин

Як уже відзначалось, свердловини бурять вертикальні, похилі, і похиловикривлені. У першому випадку вживають заходи спрямовані на запобігання викривлення, а в другому і третьому бурять свердловину з похилим або похиловикривленим положенням її осі.

Положення осі свердловини в будь-якій точці прийнято характеризувати трьома величинами:

1 Зенітним кутом a, тобто кутом між вертикаллю і дотичною до осі в даній точці;

2 Азимутальним кутом Q, тобто кутом між напрямком на північ і проекцією до осі в даній точці на горизонтальну площину (взятий за годинниковою стрілкою);

3 Зміщенням (альтитудою), тобто найкоротшою віддалю між проекцією даної точки на горизонтальну площину і устям.

Розрізняють декілька типів причин, які сприяють мимовільному викривленню свердловин.

1 Причини геологічного характеру:

a) анізотропія, шаруватість, сланцюватість, тріщинуватість гірських порід;

б) часте чергування порід з різними механічними властивостями, особливо при їх похилому заляганні;

в) наявність у розбурюваних пластах тектонічних порушень, каверн, порожнин;

г) тверді включення в м’які незцементовані породи.

2 Причини технічного характеру:

а) наявність у нижній частині бурильної колони при (бурінні з допомогою вибійних двигунів) зігнутих труб або перекошених різьбових з’єднань;

б) непрямолінійність ведучої труби та наявність перекосів у з’єднанні ведучої труби;

в) неспіввісність талевої системи і стола ротора;

г) неспіввісність стола ротора і направлення.

Слід відмітити, що дія останніх двох причин проявляється на порівняно невеликій глибині: від декількох метрів до декількох десятків метрів, і дуже рідко - до сотень метрів.

3 Причини технологічного характеру:

а) втрата стійкості нижньої частини бурильної колони;

б) неправильне співвідношення діаметрів ОБТ і свердловини;

в) неправильний вибір кількості, місця встановлення і конструкції опорно-центруючих елементів;

г) застосування режиму буріння, параметри якого не відповідають конструкції нижньої частини бурильної колони і геологічним умовам залягання гірських порід.

Негативні наслідки мимовільного викривлення свердловини:

1 Порушується проектна сітка розміщення вибоїв свердловин, що зможе призвести до зниження їх сумарного дебіту, коефіцієнту нафтовіддачі пластів, необхідності буріння додаткових свердловин;

2 Інтенсивніше зношуються бурильні труби, бурильні замки, з’єднуючі муфти, що веде до збільшення імовірності аварій бурильної колони;

3 Збільшуються довжина ствола свердловини, витрати на її спорудження, сила тертя між трубами і стінками свердловини;

4 Ускладнюється виконання спуско-підіймальних операцій;

5 Зростають затрати потужності на буріння;

6 Імовірніші жолобоутворення і обвалювання порід внаслідок інтенсивного тертя бурильної колони об стінку викривленого ствола свердловини;

7 Стираються обсадні труби проміжної колони (кондуктора);

8 Затруднюється спуск обсадних колон у свердловину, що може призвести до недопуску їх до проектної глибини;

9 Збільшується небезпека зім’яття труб обсадних колон у місцях різких викривлень ствола свердловини;

10 Ускладнюється цементування обсадних колон, оскільки у викривленій свердловині імовірніше прилягання колони до стінки свердловини, внаслідок чого має місце одностороннє цементування;

11 Збільшується об’єм інклінометричних робіт у свердловині та ускладнюється їх проведення.

Буріння похило-скерованих свердловин ведеться у таких випадках:

– При необхідності пробурити свердловину під дно моря, озера, річки, каналу, а також під яри і гори;

– Коли буріння ведеться з намивних дамб, естакад, плавучих бурових установок, на болотистих і густо лісистих площах, а також площах, зайнятих заповідниками;

– З метою збереження орних земель і лісових угідь;

– При бурінні під промислові об’єкти та населені пункти;

– При бурінні свердловин, які закінчуються декількома вибоями;

– При розкритті продуктивних пластів, що залягають під тектонічно порушеними ділянками земної кори;

– При забурюванні нового ствола внаслідок неліквідованої аварії в свердловині;

– При гасінні палаючих фонтанів та ліквідації відкритих викидів.

Велике значення при похилонаправленому бурінні має правильний вибір профілю свердловини. Раціональний профіль дозволяє скоротити до мінімуму роботи з відхилювачем, забезпечує необхідне зміщення вибою і допустиму інтенсивність викривлення, а також вільний прохід по стволу КНБК. Профіль повинен дозволяти експлуатувати свердловину глибинними насосами, в тому числі і штанговими насосами, причому повинно виключатися протирання насосно-компресорних труб штангами і обрив останніх.

Профіль похилої свердловини необхідно вибирати таким чином, щоб при мінімальних затратах часу і засобів довести їх до проектної глибини без будь-яких ускладнень, забезпечивши необхідну якість її для тривалої і безаварійної експлуатації.

Широко застосовуються і відповідають практично всім геолого-технічним умовам буріння і експлуатації профілі свердловини п’яти типів (рис. 7.1).

1-вертикальна ділянка; 2-ділянка набору кривизни; 3-ділянка стабілізації; 4-ділянка зменшення кривизни; 5-вертикальна ділянка

Рисунок 7.1 – Профілі похилих свердловин

Основним заходом, спрямованим на попередження викривлення вертикальних свердловин і буріння спрямованих, є вибір конструкції низу бурильної колони (КНБК), яка забезпечує проходку свердловини з високими показниками роботи долота в найрізноманітніших геологічних умовах.

За принципом дії КНБК поділяють на три групи:

1 Компоновки, що працюють на принципі виска (маятника);

2 Компоновки, що працюють на принципі центрування долота в свердловині;

3 Компоновки, що працюють на використанні гіроскопічного ефекту.

Незалежно від способу буріння технологія проведення похилих свердловин основана на використанні геологічних умов, які сприяють викривленню свердловини та на застосуванні спеціальних відхилюючих пристроїв. При роторному способі буріння ствол свердловини відхиляється від вертикалі за допомогою клиновидних або шарнірних відхилювачів.

При турбінному бурінні для відхилення ствола свердловини від вертикалі застосовують різні конструкції відхилювачів, а саме: кривий перевідник, відхилювач з перекошеними різьбами, відхилювач з накладкою, ексцентричний ніпель, пружний відхилювач, турбінний відхилювач.

При бурінні з електробуром, крім відхилювачів, які встановлюють безпосередньо над двигуном (кривий перевідник, відхилювач з перекошеними різьбами), використовують механізм викривлення, який являє собою електробур, у якого завдяки застосуванню зубчатої муфти зчеплення вали двигуна і шпинделя з’єднуються під кутом.

7.2 Види буріння похилих свердловин

У даний час застосовують такі види буріння свердловин:

1 Послідовне буріння декількох похилих свердловин з однієї площадки, або так зване кущове буріння;

2 Паралельне буріння двох свердловин з допомогою одного комплекта бурового обладнання однією буровою бригадою, або так зване двоствольне буріння;

3 Буріння свердловин, які закінчуються декількома вибоями (багатовибійне буріння) або з горизонтальним входженням в пласт і горизонтально-розгалуженим розміщенням стволів.

Кущовим бурінням називають такий спосіб, при якому устя свердловин групуються на спеціальній площі, а вибої знаходяться в точках, що відповідають геологічній сітці розробки.

Одна з головних переваг кущового буріння - значне скорочення земельних площадок, що відводяться під одну бурову, а також під дороги, і прокладені до бурових трубопроводи. Найвигідніше вести кущове буріння на морських родовищах, у гірській, лісистій і болотистій місцевостях.

Для буріння з кущовим розміщенням свердловин на суші створені і успішно використовуються спеціальні бурові установки, в яких блоки основного і допоміжного обладнання можуть переміщуватись від устя пробуреної свердловини до устя нової свердловини по напрямних балках.

Особливістю будови куща на морі є компактніше розміщення обладнання на естакадах, штучних островах, напівстаціонарних і плавучих суднах. Враховуючи специфіку буріння свердловин на морі, для таких умов створені спеціальні бурові установки.

Двоствольне буріння. Суть цього методу буріння полягає в тому, що одна бригада з допомогою однієї бурової установки і одним комплектом бурильних труб одночасно бурить дві похилі свердловини, устя яких розміщені на віддалі 1,5 м одне від одного, а кінцеві вибої у відповідності з геологічною сіткою.

Двоствольне буріння передбачає можливість швидкого переходу від роботи в одній свердловині до роботи у другій з поперемінним суміщенням осі талевої системи з віссю однієї із свердловин і включенням при цьому в роботу одного з двох встановлених роторів. Поперемінне суміщення осі талевої системи з віссю однієї із свердловин з використанням відповідного ротора здійснюється застосуванням спеціальної вишки, пересувного кронблока з електроприводом, який керується з поста бурильника і двох роторів з додатковими вузлами для незалежного їх включення.

Багатовибійне буріння, або буріння з горизонтальним входженням у пласт, або горизонтально-розгалуженим розміщенням стволів проводять з метою збільшення поверхні фільтрації в нафтовому пласті, складеному стійкими породами з низькою проникністю і нафтовіддачею.

Розгалуження свердловини проводиться шляхом зарізки і буріння з основного ствола додаткових, різко зігнутих похилих або навіть горизонтальних стволів з відходом в бік на десятки і сотні метрів вздовж продуктивного пласта (рис. 7.2).

Рисунок 7.2 – Схема багатовибійного буріння свердловин

7.3 Ускладнення в процесі буріння

Ускладнення при бурінні - це технологічна ситуація, яка призводить до порушення нормального ходу процесу буріння свердловини. Основні причини ускладнень:

1 Складні гірничо-геологічні умови буріння в окремих горизонтах (аномально високі або аномально низькі пластові тиски, несприятливі характеристики пластових флюїдів, наявність нестійких або розчинних порід та ін.);

2 Невідповідність інформаційного забезпечення про гірничо-геологічні умови фактичним даним;

3 Невідповідність технічного проекту на буріння свердловини, насамперед конструкції свердловини, гірничо-геологічним умовам буріння;

4 Організаційні фактори: несвоєчасне забезпечення буровими інструментами і матеріалами, низька кваліфікація і виконавча дисципліна бурового персоналу та ін.

До ускладнень належать:

1 Поглинання технологічних рідин (промивальних рідин і тампонажних розчинів);

2 Флюїдопрояви (газонафтоводопрояви);

3 Порушення цілісності стінок свердловини (утворення каверн, жолобів, звуження ствола);

4 Прихоплення колони труб.

Виникнення і несвоєчасна ліквідація одного ускладнення може спровокувати інше. Наприклад, поглинання промивальної рідини може викликати флюїдопроявлення у іншого пласта, причому флюїд може досягти устя свердловини, а може тільки перетікати з одного пласта в інший.

У даній класифікації місце кожного ускладнення вибрано довільно і не свідчить про його вагомість.

Поглинання промивальних рідин або тампонажних розчинів. Причина поглинань – порушення рівноваги гідравлічного тиску в свердловині і поглинаючому горизонті, що призводить до відходу технологічної рідини в пласт. Проникність пласта відповідає його природному стану або сформувалась через гідророзрив.

Різновидності поглинань:

1 Повне або катастрофічне поглинання, коли вся промивальна рідина, яка закачується в свердловину буровими насосами, розтікається по тріщинах і порожнинах породи, а до устя свердловини не доходить;

2 Часткове поглинання, коли частина рідини виходить в жолобну систему.

Попередження поглинань у процесі буріння.Основні методи для попередження поглинань можна умовно розділити на три групи:

1 Регулювання властивостей промивальних рідин;

2 Управління гідродинамічною обстановкою в свердловині при виконанні різних технологічних операцій (буріння, спуск-підйом, цементування та ін.);

3 Зміна характеристик поглинаючого пласта.

Флюїдопроявлення. До проявів належать самовільний вихід промивальної рідини, пластового флюїду різної інтенсивності (перелив, викид, фонтан) через устя свердловини по міжтрубному простору, бурильних трубах, міжколонному простору або заколонному простору за межами устя свердловини (грифони).

Причина флюїдопроявів - порушення рівноваги гідравлічного тиску в свердловині і проявляючому пласті, що призводить до надходження флюїду із пласта в свердловину

, (7.1)

де - тиск у свердловині;

- пластовий тиск.

Проникність пласта відповідає його природному стану або посилена гідророзривом.

Різновидності проявів:

1 Газопрояви (основна частина флюїду - пластовий газ або суміш пластових газів);

2 Нафтопрояви (основна частина флюїду - нафта);

3 Водопрояви (основна частина флюїду - пластова вода того чи іншого ступеня мінералізації);

4 Змішані флюїдопрояви (у свердловину надходить суміш різних флюїдів, з яких хоч би два флюїди приблизно в рівних кількостях, і їх сума складає більшу частину загальної кількості поступаючого флюїду).

Для попередження викидів і відкритого фонтанування у випадку флюїдопроявів необхідно:

1 Герметизувати устя свердловини превенторами, регулярно стежити за їх справністю, перевіряти надійність системи керування ними і своєчасно ліквідовувати виявлені дефекти.

2 Систематично контролювати якість промивальної рідини, яка виходить із свердловини (густину, вміст газу); при підході до горизонту з аномально високим пластовим тиском (особливо газовим) необхідно здійснювати безперервний контроль вказаних параметрів.

3 Перед розкриттям горизонтів з підвищеними коефіцієнтами аномальності необхідно завчасно довести густину промивальної рідини до норми (щоб не допустити проявів і поглинань).

4 Для розкриття горизонтів із підвищеним коефіцієнтом аномальності застосовувати промивальні рідини з малою водовіддачею, низьким статичним і динамічним напруженням зсуву та практично нульовим добовим відстоєм.

5 Здійснювати повну дегазацію промивальної рідини при необхідності припинити буріння і провести її заміну на свіжу з більшою густиною.

6 Мати на буровій запас промивальної рідини необхідної якості в кількості, не менше двох-трьох об’ємів свердловини.

7 При підйомі колони труб доливати в свердловину промивальну рідину з таким розрахунком, щоб рівень її завжди знаходився біля устя.

8 У складі бурильної колони необхідно мати зворотний клапан або над вертлюгом - кульковий кран високого тиску.

9 Не допускати тривалих простоїв свердловини без промивання.

10 При кожній промивці циркуляцію відновлювати при закритому превенторі на усті.

Ускладнення, викликані проявами сірководню. Природний і попутний нафтовий газ ряду родовищ містить сірководень, вуглекислоту та інші гази. У деяких родовищах їх вміст досить значний. Наприклад, родовища Прикаспію містять 29 % сірководню і до 25 % вуглекислого газу. Імовірність відкриття таких родовищ на великих глибинах буде зростати.

Порушення цілісності стінок свердловини. Причини ускладнень:

1 Порушення механічної міцності гірської породи в стінці свердловини внаслідок дії: статичних навантажень; знакозмінних навантажень (нестаціонарні гідромеханічні і термічні процеси), які можуть викликати втомне руйнування гірських порід; бурильної колони при її поздовжньому переміщенні, обертанні і коливаннях, що призводить до стирання породи на стінках, зрізанню її торцями замків і елементами КНБК, ударів по гірській породі;

2 Розчинення і розмив породи промивальною рідиною (хемогенні, глинисті відклади);

3 Розтеплення мерзлої гірської породи, що призводить до фазових перетворень (танення льоду-цементу).

Різновидності ускладнень: розширення ствола (утворення каверн за рахунок осипання і обвалювання та жолобів) або його звуження.

Обсипанням називають таке ускладнення, при якому значна кількість частинок породи систематично відділяється від стінок свердловини, падає в її ствол, підхоплюється потоком промивальної рідини і виноситься на денну поверхню.

Обвалюванням називають таке ускладнення, при якому значна маса породи раптово випадає в свердловину, перекриває кільцевий простір або весь переріз ствола і висхідний потік не в змозі швидко видалити цю породу на поверхню.

Звуження ствола свердловини можуть виникати внаслідок набухання гірських порід, їх обвалювання, утворення товстих фільтраційних кірок на проникних ділянках стінок, налипання на стінки частинок обсипаних і розбурених порід, зволожених промивальною рідиною. Зовні звуження виявляється у підвищенні тиску в насосах при промиванні, суттєвим збільшенням сили, необхідної для переміщення колони труб, а іноді промивання стає неможливим.

Для попередження обсипання і обвалювання порід необхідно використовувати спеціальні промивальні рідини, гідрогелі або рідини на вуглеводневій основі з мінералізованою водною фазою, які не викликають зменшення міцності порід, і підтримувати густину промивальної рідини на рівні, достатньому для збереження стійкості стінок свердловини.

Ускладнення при бурінні вічномерзлих порід. Гірські породи називаються мерзлими або кріогенними, коли їх температура нижче 0^°С, а вода, що входить до їх складу, повністю або частково знаходиться в твердому стані, тобто у вигляді льоду. Розрізняють три види кріогенної структури мерзлих порід: масивну; шарувату, в якій лід знаходиться у вигляді орієнтованих в одному напрямку лінз і прошарків; сітчасту, де лінзи і прошарки льоду перетинаються.

Прихоплювання колони труб. Нерідко для підйому колони із свердловини необхідно прикласти навантаження, що значно перевищує вагу колони. Таке ускладнення називають затяжкою. Якщо зрушити колону з місця не вдається, прикладаючи навантаження, при якому напруження в трубах наближаються до їх міцності, або допустимої вантажопідіймальності вишки чи талевої системи, ускладнення називається прихоплюванням. Якщо для ліквідації прихоплювання прикласти більше навантаження, то ускладнення може перейти в аварію.

За характеристикою утримуючої сили і обставин, які передують виникненню, прихоплювання ділять на три групи:

1 Прихоплювання із-за перепаду тиску;

2 Прихоплювання в жолобі і внаслідок заклинювання колони труб стороннім предметом;

3 Прихоплювання із-за обсипання та обвалювання гірської породи, повзучості пластичних порід, осідання твердої фази і шламу.

При всіх видах прихоплювань утримуюча сила формується на межі контакту інструмент-гірська порода через фільтраційну кірку або сальник. Тому сучасні способи ліквідації прихоплювань основані на зміні фізико-механічних властивостей гірської породи, кірки, сальника або їх руйнуванні.

· Фізико-хімічні способи основані на закачуванні в зону прихоплювання порцій спеціальних рідин (так звані рідинні ванни), які послаблюють або ліквідовують утримуючу силу шляхом хімічного розчинення, розрідження та інших дій або їх комбінацій.

· Гідравлічні способи базуються на зміні перш за все гідравлічного тиску в зоні прихоплювання внаслідок регулювання гідростатичної складової або формування гідравлічних імпульсів і хвиль у стовпі промивальної рідини (трубах і затрубному просторі).

· Механічні способи основані на створенні квазистатичних (розходжування інструменту і відбивка ротором), вібраційних або ударних навантажень (у тому числі і за рахунок вибуху) на бурильну колону. Розходжування інструменту і відбивка ротором не вважаються самостійними способами.

· Комбіновані способи – це поєднання фізико-хімічної дії з механічною і т.д.

· Рідинні ванни використовують для ліквідації прихоплювань за умови збереження циркуляції промивальної рідини. У даний час застосовують рідинні ванни на основі вуглеводневої рідини (нафта і продукти її переробки), водних розчинів соляної кислоти, тощо. Для придання рідинній ванні необхідних властивостей в неї можна вводити реагенти як одноцільового, так і багатоцільового призначення.

· Гідроімпульсний спосіб рекомендується застосовувати для ліквідації диференціальних прихоплювань, при заклинюванні колони в жолобі і прихоплювань, що виникли при підйомі бурильної колони. При використанні цього способу низ колони повинен бути припіднятий над вибоєм, тому що цей спосіб оснований на збиванні інструменту вниз і зниженні гідравлічного тиску в свердловині.

7.3 Параметри режимів буріння свердловини

Ефективність руйнування породи долотом залежить від багатьох факторів: осьового навантаження на долото, частоти його обертання, чистоти вибою свердловини, конструкції долота, властивостей породи та інших. Деякими з цих факторів можна оперативно управляти в період роботи долота на вибої або перед спуском його в свердловину. Зміна інших факторів потребує тривалого часу, так що в період роботи одного долота такі фактори залишаються майже без змін.

Під режимом буріння розуміють сукупність тих факторів, які впливають на ефективність руйнування породи та інтенсивність зношування долота і якими можна оперативно управляти протягом одного рейсу, а самі фактори називають режимними параметрами.

До режимних параметрів належать:

а) осьове навантаження на долота - Р_д ;

б) частота обертання долота - w_д;

в) секундна витрата промивальної рідини - Q ;

г) параметри промивальної рідини.

Режим буріння поділяють на :

а) звичайний

- оптимальний;

- раціональний;

- форсований (швидкісний або силовий);

б) спеціальний.

Під оптимальним розуміють такий режим буріння, який забезпечує найвищу продуктивність праці при мінімальних затратах і якісне виконання поставленої задачі. Критерієм оптимізації є мінімум вартості одного метра проходки і максимум рейсової швидкості.

Під раціональним розуміють такий режим буріння, який забезпечує найкраще значення одного чи декількох показників при даному технічному оснащенні.

Форсований - це такий режим, який призводить до збільшення швидкості буріння за рахунок збільшення швидкості обертання долота (форсований швидкісний режим) або осьового навантаження на долото (форсований силовий режим).

Під спеціальним розуміють такий режим буріння, який забезпечує найкраще виконання тієї чи іншої спеціальної задачі (буріння похило-скерованих свердловин, буріння з відбором керна, буріння в продуктивному пласті тощо).

8 КРІПЛЕННЯ СВЕРДЛОВИН. ОБСАДНІ КОЛОНИ ТА ЇХ ЦЕМЕНТУВАННЯ. ОСВОЄННЯ ТА ВИПРОБУВАННЯ СВЕРДЛОВИН

8.1 Мета і способи кріплення свердловин

У процесі буріння розкриваються гірські породи, які відрізняються між собою літологічним складом, фізико-хімічними властивостями, ступенем насиченості і видом пластового флюїду. Поряд із стійкими породами, ствол свердловини в яких може тривалий час залишатися незакріпленим, зустрічаються нестійкі і слабозцементовані породи, які легко осипаються, руйнуються або набухають зразу ж після розбурювання. Нестійкі породи особливо часто зустрічаються на відносно невеликих глибинах, а також у зонах тектонічних порушень. Щоб попередити порушення стійкості стінок свердловини, ствол її необхідно укріплювати.

В експлуатаційних і нагнітальних свердловинах для транспортування пластових флюїдів або робочих агентів необхідно створити міцний і герметичний канал, який міг би надійно служити протягом десятків років.

Кріплення свердловини проводиться з метою:

1 Створення довговічного і герметичного каналу для транспортування пластового флюїду від експлуатаційних горизонтів на денну поверхню або робочих агентів у зворотному напрямку.

2 Герметичного розмежування всіх проникних горизонтів один від одного.

3 Закріплення стінок свердловини, складених недостатньо стійкими породами.

4 Захисту експлуатаційного каналу від корозії в результаті дії пластових флюїдів.

Найбільш розповсюдженим способом кріплення свердловин і розмежування проникних горизонтів є спуск обсадних колон, складених із спеціальних труб, що називаються обсадними, і цементування простору між колоною труб і стінкою свердловини. Для розмежування горизонтів з різними коефіцієнтами аномальності пластових тисків, а також для попередження газонафтоводопроявлень з горизонтів з підвищеними коефіцієнтами аномальності використовують також пакери.

Під конструкцією свердловини розуміють схему її побудови, що включає в себе сукупність даних про кількість та інтервали спуску обсадних колон, діаметри обсадних колон та ствола свердловини під кожну з колон та інтервали цементування (рис. 8.1).

а - з проміжною колоною; б - з потайною проміжною колоною (хвостовиком); в - з комбінованою експлуатаційною колоною

Рисунок 8.1 – Схема конструкції свердловини

Перша труба або колона труб називається направленням. Колона труб, що спускається в свердловину після направлення називається кондуктором. Дальше залежно від ряду факторів можуть спускатись одна або кілька проміжних колон (їх ще називають технічними). Колона труб, що служить не тільки для закріплення стінок свердловини та ізоляції нафтогазоводоносних горизонтів, а також служить і каналом для транспортування з продуктивного пласта рідини або газу чи для закачування в пласт рідини (газу), називається експлуатаційною.

Інтервал цементування показують штрихуванням; цифри біля границь інтервалів цементування означають глибини цих границь від устя. Діаметри доліт у міліметрах позначаються цифрою над горизонтальною лінією із стрілкою.

Свердловина є довготривалою капітальною спорудою, її конструкція повинна забезпечувати:

1 міцність і довговічність свердловини;

2 надійну ізоляцію всіх проникних горизонтів і вимоги охорони надр і навколишнього середовища;

3 мінімум витрат на одиницю видобутої продукції;

4 проходку свердловини до проектної глибини;

5 досягнення проектних режимів експлуатації;

6 найповніше використання природної енергії для транспортування нафти і газу;

7 проведення ремонтних робіт в свердловині, а також необхідних досліджень.

На вибір конструкції свердловини впливає багато факторів: призначення свердловини, її проектна глибина, особливості геологічної будови родовища і ступінь його вивченості, стійкість гірських порід, характер зміни з глибиною коефіцієнтів аномальності та індексів тиску поглинання, склад пластових рідин, профіль свердловини, спосіб і тривалість буріння, рівень розвитку технології буріння, спосіб первинного розкриття продуктивного пласта, температурний режим в період буріння і експлуатації, дебіт і способи експлуатації свердловини на різних етапах розробки родовища, економічність, вимоги законів про охорону навколишнього середовища, а також суб’єктивні фактори.

Обсадну колону компонують зі стальних суцільнокатаних труб, які з’єднуються між собою за допомогою різьби або зварки. За конструкцією всі труби можна умовно розділити на дві групи. Основну групу складають труби, виготовлені у вигляді пустотілого циліндра круглого поперечного перерізу з постійною по довжині товщиною стінки. До другої групи – з потовщенням на одному кінці назовні.

Труби з постійною по довжині товщиною стінки з’єднують між собою з допомогою муфт. Труби з потовщеними кінцями з’єднують між собою без муфт ("труба в трубу").

Стандартом передбачений випуск п’яти різновидностей з’єднань обсадних труб:

1 З короткою трикутною різьбою;

2 З подовженою трикутною різьбою;

3 З трапецієвидною різьбою (ОТТМ);

4 Високогерметичні з трапецієвидною різьбою (ОТТГ);

5 Високогерметичні безмуфтові з’єднання з трапецієвидною різьбою (ТБО).

При спуску обсадної колони в свердловину на неї діють такі навантаження:

1 Розтягуюча сила від власної ваги колони (максимальна в місці її підвішування);

2 Виштовхувальна (архімедова) сила тиску рідини;

3 Зовнішній і внутрішній статичні тиски;

4 Сили взаємодії труб із стінкою свердловини;

5 Інерційні сили;

6 Гідродинамічні сили, виникаючі в результаті руху витісненої колоною рідини;

7 Згинаючий момент у місцях викривлення свердловини та інші.