Характеристика пород по буримости

Индекс стратиграфии. подразделения.

Интервал, м.

Градиент давления.

Градиент.

Температура в конце интервала.

пластового.

гидроразрыва пород.

горного давления.

от (верх).

до (низ).

кгс/см'.

на 10 м.

источник получен.

кгс/см² на 10 м.

источ;

кгс/с.

на Юм.

источ;

С⁰

Источник.

от.

до.

от (верх).

ДО (низ).

ник получен.

от (верх).

до (низ).

ник получен.

получения.

Q + P₂t.

1,0.

РФЗ.

1,94.

РФЗ.

2,37.

РФЗ.

РФЗ.

P₂kz +P,.

1,0.

1,01.

РФЗ.

(1,59).

1,9.

РФЗ.

2,38.

РФЗ.

РФЗ.

с₃

1,0.

1,01.

РФЗ.

(1,62).

1,94.

РФЗ.

2,43.

РФЗ.

РФЗ.

C₂m^mch" ^k

0,95;

1,01.

РФЗ.

(1,62).

1,94.

РФЗ.

2,43.

РФЗ.

РФЗ.

до 1250 м.

C₂m^v-C₂b₂

1,0.

1,02.

РФЗ.

2,00.

РФЗ.

2,43.

РФЗ.

РФЗ.

1,01.

1,03.

РФЗ.

(1.8).

1,96.

РФЗ.

2,45.

РФЗ.

РФЗ.

C, v^a|-^bb

1,01.

1,05.

РФЗ.

2,06.

РФЗ.

2,45.

РФЗ.

РФЗ.

C, t.

1,01.

1,07.

РФЗ.

2,06.

РФЗ.

2,45.

РФЗ.

РФЗ.

D₃fm.

1,09.

1,1.

РФЗ.

2,06.

РФЗ.

2,46.

РФЗ.

РФЗ.

D₃r^v

1,03.

1,12.

РФЗ.

(1,69).

2,08.

РФЗ.

2,47.

РФЗ.

РФЗ.

D₃f^pl

1,1.

1,1.

РФЗ.

2,08.

РФЗ.

2,47.

РФЗ.

РФЗ.

D₃f^snvsr9

1,09.

1,09.

РФЗ.

(1,68).

2,08.

РФЗ.

2,47.

РФЗ.

РФЗ.

П f^kn" P^h

1,1.

1,1.

РФЗ.

2,09.

РФЗ.

2,47.

РФЗ.

РФЗ.

D₂zv^ml

1,11.

1,11.

РФЗ.

2,1.

РФЗ.

2,47.

РФЗ.

РФЗ.

D₂zv^Llsk

1,15.

1,15.

РФЗ.

2,1.

РФЗ.

2,47.

РФЗ.

РФЗ.

D₂zv^vf-^ms

380Q.

1,15.

.1,15.

РФЗ.

2,1.

РФЗ.

2,47.

РФЗ.

РФЗ.

Индекс стратиграфии подразделения.

Интервал, м.

Вид прихвата (от перепада давления, заклинки, саль-никообразо-вания и т. д.).

Раствор (рекомендуемый).

Условия возникновения.

от (верх).

до (низ).

Тип.

плотность, кг/м³

водоотдача, см³/30мин.

Q;

Р_{2Определим вес КНБК и вес основной секции КБТ:}

_{(4, 3, 1, 2, 48, 61).}

_{растягивающая нагрузка :}

_{Определим нормальное, допускаемое и эквивалентное напряжение:}

_{(2, 48, 61)}

_{Для компоновки 2 секции рассмотрим бурильную трубу № 2. Эта труба соответствует условиям:}

_{по наружному диаметру тела трубы и замкового соединения;}

_{по избыточному внутреннему давлению;}

_{по ранее применяемым формулам соответственно получаем:}

_{5,38 <6,67: 1,15 = 5,8}

_{Труба имеет наименьшее допускаемое внутреннее избыточное давление, проверим ее на сопротивление усталости по п. 7.8 :}

_{по п. 3.10 К=1}

_{Определим длину полуволны изогнутой в произвольном сечении колонны и стрелу прогиба:}

_{определим наибольший изгибающий момент и наибольшее напряжение изгиба:}

_{что больше нормативного значения n = 1.50}

_{Определим наибольшую допустимую длину 2-й секции БТ № 3 по формуле (44), используя (45, 3, 4)}

_{Определим длину скомпонованной части БК}

_{lО + l1 + l2 = 136 + 2800 + 800 = 3015 м Оставшаяся для компоновки длина составляет: 3800 — 3736 = 64 м Для дальнейшей компоновки бурильной колонны (3-я секция) рассмотрим трубу № 3.}

Расчеты повторяем аналогично предыдущему.

Определим общую растягивающую нагрузку Q_Р,.

Определим длину полуволны изогнутой в произвольном сечении колонны и стрелу прогиба:

определим наибольший изгибающий момент и наибольшее напряжение изгиба:

Определим крутящий момент:

Определим запас прочности по касательным напряжениям:

Определим сопротивление усталости бурильной колонны, характеризующийся коэффициентом запаса.

что больше нормативного значения.

Таким образом, в результате проведенного проектировочного расчета бурильная колонна скомпонована полностью.

Расчет замковых соединений Будем использовать тип замка ЗП-162−95 и ЗП-162−89 по ГОСТ 27 834–95.

Наиболее нагруженными являются замковые соединения бурильных труб, расположенных на устье скважины. Определяем осевые нагрузки и крутящие моменты, используя приложение 20.

Определяем наибольшее допускаемое значение осевой нагрузки, воспринимаемой ЗС при n=1,5 =0,10 согласно приложению 23 для ЗП-162−95.

что значительно превышает действующую нагрузку.

По формуле (70, 71) с использованием приложения 21 вычисляем допускаемые крутящие моменты при Q_Р = 122,3 тс (1201 кН).

Наименьшее значение М_К = 2786 кгс м (27 330Н м) (по условию прочности ниппеля), что выше действующего крутящего момента.

Проверяем условие (72) по возможности довинчивания ЗС с использованием приложений 21, 24 :

Это меньше действующего значения крутящего момента М_К .

Таким образом, комбинация действующей осевой растягивающей нагрузки и крутящего момента, является допустимой, даже для наиболее нагруженного верхнего сечения бурильной колонны и эти нагрузки в сочетании не вызывают довинчивания ЗС. Следовательно, замковые соединения ЗП-162−95 не вносят каких-либо ограничений на применение полученной компоновки БК. При этом моменты затяжки должны быть для всех секций равны.

Расчет наибольших допускаемых глубин спуска секций бурильной колонны в клиновом захвате Коэффициент охвата для ПКР-560 С=0,9.

Определяем допускаемую глубину спуска каждой секции по формулам (41, 46) с использованием приложения 15.

Секция 1 (труба 3).

что значительно больше принятой длины этой секции l₁ =2800 м Секция 2 (труба 2).

что больше длины этой секции l₂ = 800 м Секция 3 (труба 3).

что больше длины этой секции l₂ = 64 м Таким образом, вся спроектированная бурильная колонна может быть спущена до глубины 3800 м с использованием клинового захвата ПКР-560. Результаты расчета сведены в таблицу 2.6.

Таблица 2.6 Конструкция бурильной колонны (секции указаны снизу-вверх).

2.7 Гидравлический расчет циркуляционной системы при бурении скважин Исходные данные для гидравлического расчета промывки скважины:

Глубина бурения в начале интервала L_н = 2100 м в конце интервала L_к = 3800 м Глубина залегания кровли продуктивного пласта L_пл = 3690 м Пластовое давление Р_пл = 43,2 МПа Глубина залегания подошвы слабого пласта L_с = 1930 м Давление гидроразрыва Р_г = 36,5 МПа.

• 6. Плотность разбуриваемых пород _рп= 2650 кг/м³
• 7. Механическая скорость бурения V_м = 0,01 м/с
• 8. Реологические показатели промывочной жидкости:

динамическое напряжение сдвига = 10,0 Па структурная вязкость = 0,018 Па с.

• 9. Марка и количество буровых насосов УНБ-600 1 шт
• 10. Диаметр долота d_д = 0,2159
• 11. Элементы бурильной колонны (в конце интервала):

УБТ — длина L₁ = 168 м наружный диаметр d_н1 = 0,178 м внутренний диаметр d _в1 = 0,08 м УБТ — длина L₂ = 36 м наружный диаметр d_н2 = 0,165 м внутренний диаметр d_в2 = 0,071 м ТППК — длина L_о = 3596 м наружный диаметр d_н = 0,127 м внутренний диаметр d_в = 0,109 м.

12. Глубина бурения 3800 м.

Определяем диаметр скважины d_С, исходя из размеров долота по формуле:

Находим плотность промывочной жидкости, исходя из условия создания необходимого противодавления на продуктивный пласт:

(2,1).

В дальнейших расчетах принимаем р=1200 кг/м³.

Проверяем по формуле значение плотности для исключения возможности гидроразрыва слабого пласта.

(2.2).

3. Рассчитываем коэффициенты потерь давления в элементах бурильной колонны. В качестве базовых труб принимаем находящиеся в компоновке бурильной колонны ТБПК с наружным и внутренним диаметрами соответственно 127 мм и 109 мм. Коэффициент потерь давления в проходных каналах манифольда, А находим по таблице 2 в соответствии с типом манифольда, зависящим от возможной глубины бурения буровой установки, и выбранными базовыми трубами. При буровой установке с глубиной бурения меньше 5000 м и базовыми трубами диаметром 127 мм коэффициент, А равен 0,0798. Коэффициент В потерь давления в базовых бурильных трубах вычисляем по формуле.

(2,3).

Значение коэффициента Е потерь давления в кольцевом пространстве находим, предварительно определив средневзвешенный наружный диаметр бурильных труб:

(2,4).

В данном примере используется гидромониторное долото, поэтому коэффициент С не определялся, так как при дальнейшем расчете находится диаметр насадок по резерву давления у насосов. Расход промывочной жидкости определяем только из условий создания необходимой скорости течения в затрубном пространстве и обеспечения достаточной очистки забоя. При создании необходимой скорости течения V_К.П в кольцевом пространстве для обеспечения выноса шлама, предварительно выбрав из таблицы 4 V_К.П равной 0,8 м/с и имея ввиду, что наименьший наружный диаметр бурильных труб равен 0,127 находим:

(2,7).

При обеспечении достаточной очистки забоя скважины от выбуренной породы установив по таблице 4 требуемую подачу промывочной жидкости на единицу площади забоя g = 0,7 м³с/м²

(2.8).

По наибольшему значению Q = 0,027 м³/с выбираем втулки бурового насоса УНБ-600. Принимаем втулки диаметром 160 мм. Тогда допустимое давление нагнетания Р_Н равно 14,3 МПа, а подача насоса с коэффициентом наполнения составляет Q_Н =0,027 м³/с.

6. Вычисляем коэффициенты гидравлических сопротивлений при движении жидкости по трубам и в кольцевом пространстве .

Для вычисления сначала находим скорость движения жидкости по базовым трубам (ТБПК).

2,14).

Для нахождения режима течения жидкости определяем приведенное число Рейнольдса по формуле с учетом заданных показателей промывочной жидкости:

(2,15).

Поскольку число Re*_ТР > 2300, то режим течения турбулентный.

(2,16).

Вычисляем начиная с определения скорости течения жидкости в кольцевом пространстве:

(2.18)).

Приведенное число Рейнольдса при движении жидкости по кольцевому пространству определяем по формуле:

(2,19).

Полученное значение Re*_КП < 1600, следовательно, режим течения жидкости в затрубном пространстве структурный, и находится по формуле:

(2,20).

7. Находим эквивалентную длину бурильной колонны в конце и начале рассчитываемого интервала по формуле, имея в виду, что в компоновку бурильной колонны, кроме базовых труб (ТБПК) и их замков, входят два типоразмера УБТ с замками:

Найдем эквивалентную длину замка у ТБПК с наружным диаметром 127 мм (для соединения таких труб применяются замки ЗП-162−89 длиной.

L₃ = 0.445 м и минимальным внутренним диаметром d_вз= 0,089 м.

(2,22).

Вычисляем эквивалентную длину бурильной колонны в конце интервала L_ЭК используя рассчитанные эквивалентные длины замков и размеры элементов бурильной колонны:

Эквивалентная длина в начале интервала:

8. Определяем потери давления в циркуляционной системе в конце и начале интервала за исключением потерь в гидромониторном долоте:

(2.24).

9. Рассчитаем резерв давления на долото по формуле:

Р_Д = Р_Н — Р_К^/ = 14,3 -10,9 = 3.4 МПа. (2,26).

Вычисляем возможную скорость движения в промывочных отверстиях долота по формуле при х = 0,95:

(2.27).

Так как V_Д > 70 м/с бурение возможно с использованием гидромониторного долота.

Приняв V_Д = 70 м/с вычисляем потери давления в долоте :

(2,28).

По графику на рис. 2 определяем утечки Qу =0,0003 м³/с. Находим площадь промывочных отверстий долота:

(2.29).

13. Диаметр насадок (принимая их количество n=3) находим по значению fО.

(2,30).

Полученный размер насадки сравниваем с имеющимися стандартными у долота 215,9 мм (по таблице 3). Выбираем ближайший диаметр, равный 12 мм определяем по формуле скорость движения жидкости в насадке нового диаметра, возникающий перепад давления:

(2.31).

14. Определяем суммарные потери давления в конце и начале интервала:

Р_НАЧ = Р^/_НАЧ + Р_Д = 6,6 + 3,5 = 10,1 МПа Р_К = Р^/_К + Р_Д = 10,9 + 3,5 = 14.4 МПа Вычисляем коэффициент загрузки насосов в начале и конце интервала:

Величина коэффициента загрузки К_К <1,15 и является допустимой.

16. Определяем дополнительные данные, необходимые для построения графика давлений в циркуляционной системе.

Вычисляем гидростатическое давление:

Р_С = рgL_К 10^-6 = 1200×9,81×3800×10^-6 = 44,7 МПа Вычисляем гидростатическое давление с учетом заданной плотности шлама р_Ш = 2650 кг/м³ и механической скорости бурения V_М = 0,01 м/с по формуле:

Для построения графика распределения давления в циркуляционной системе вычисляем потери давления в кольцевом пространстве в конце интервала:

Перепад давления в долоте: Р_Д = 3,5 МПа Вычисляем потери давления внутри колонны бурильных труб в конце интервала:

Вычисляем давление в насосе в конце интервала:

График изменения давления в циркуляционной системе приведен на рис. 2.3.

Гидравлический расчет циркуляционной системы при бурении скважин под кондуктор:

Qоз = 0,785 * q*Dд²=0,785* 0,20* 0,5588² = 0,049 м³/с.

где 0,785= 4 = 3,14/4,.

q — требуемая подача промывочной жидкости на единицу площади забоя, (м³/с)/м². принимаем q = 0,20;

Вычисляем расход промывочной жидкости из условия выноса шлама на поверхность в затрубном пространстве.

Qкп = 0,785* (Dс² — D_Б²)*Vкп= 0,785* (0,643² — 0,203²)*0,2 = 0,029 м³/с.,.

где Dс - диаметр ствола скважины, м.

Vкп — скорость течения жидкости в кольцевом пространстве, м/с.

Dс = Кук*Dдк =1,15*0,5588 = 0,643 м.

Из таблицы при бурении под кондуктор, принимаем Vкп = 0,2.

Принимаем Qк = 0,029 м³/с Из таблицы принимаем втулки диаметром 170 мм, тогда подача двух насосов с коэффициентом наполнения? = 0,80 при максимальном числе двойных ходов n_МАХ = 75 мин^-1 составляет Q_ТАБ = 0,058 м³/с, допускаемое давление Р = 14,3 МПа. Снижение подачи насоса до величины 0,049 м³/с осуществляется уменьшением числа двойных ходов до величины.

n = n_МАХ Qк / Q_ТАБ = 75* 0,029/0,058 =37 мин^-1

при бурении под 1 промежуточную колонну:

Qоз = 0,785 * q*Dд²=0,785* 0,30* 0,394² = 0,037 м³/с.

где 0,785= 4 = 3,14/4,.

q — требуемая подача промывочной жидкости на единицу площади забоя, (м³/с)/м². принимаем q = 0,30;

Вычисляем расход промывочной жидкости из условия выноса шлама на поверхность в затрубном пространстве.

Qкп = 0,785* (Dс² — D_Б²)*Vкп= 0,785* (0,453² — 0,127²)*0,25 = 0,037 м³/с.,.

где Dс - диаметр ствола скважины, м.

Vкп — скорость течения жидкости в кольцевом пространстве, м/с.

Dс = Кук*Dдк =1,15*0,3937 = 0,453 м.

Из таблицы при бурении под кондуктор, принимаем Vкп = 0,25.

Принимаем Qк = 0,037 м³/с.

Из таблицы принимаем втулки диаметром 150 мм, тогда подача двух насосов с коэффициентом наполнения? = 0,90 при максимальном числе двойных ходов n_МАХ = 75 мин^-1 составляет Q_ТАБ = 0,048 м³/с, допускаемое давление р = 19 Мпа. Снижение подачи насоса до величины 0,037 м³/с осуществляется уменьшением числа двойных ходов до величины.

n = n_МАХ Qк / Q_ТАБ = 75* 0,037/0,048 = 58 мин^-1

При бурении под II промежуточную колонну принимаем q = 0,50,.

Qоз = 0,785* 0,50* 0,2953² = 0,034 м³/с,.

Dс = 1,09* 0,2953 = 0,322 м.

Из табл. 4 [4, стр 9] Vкп = 0,50 ё 0,70, принимаем Vкп = 0,60.

Qкп =0,785*(0,322² — 0,127²)* 0,60 = 0,041 м³/с.

Принимаем Q_П = 0,041 м³/с Принимаем втулки диаметром 150 мм, тогда подача двух насосов с коэффициентом наполнения = 0,90 при максимальном числе двойных ходов составляет Q_ТАБ = 0,048 м³/с, допускаемое давление р = 19,0 МПа. Снижение подачи насоса до величины 0,041 м³/с осуществляется уменьшением числа двойных ходов до величины.

n = n_МАХ *Q_П / Q_ТАБ = 75* 0,041/0,048 = 64 мин ^-1

Результаты расчета сводим в таблицу 2.7.

Таблица 2.7 Гидравлического расчета циркуляционной системы при бурении скважины поинтервально.

2.8 Расчет буровой установки Проектная глубина скважины по вертикали — 3800 м.

В соответствии с требованиями «Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности» ПБ 08−624−03, п. 2.5.6, необходимо соблюдение следующих условий:

Нагрузка на крюке от максимальной расчётной массы бурильной колонны не должна превышать 0,6 параметра «Допускаемая нагрузка на крюке».

Нагрузка на крюке от наибольшей расчётной массы обсадной колонны не должна превышать 0,9 параметра «Допускаемая нагрузка на крюке».

С учетом наличия буровых установок у Подрядчика выбирается буровая установка Уралмаш 4Э с грузоподъемностью 225 т.

Максимальная расчётная масса бурильной колонны при бурении под эксплуатационную колонну диаметром 168 мм при забое 2258 м составляет 110 т. 225×0,6 = 135т- максимально допустимая масса бурильной колонны.

Расчётная величина 110 т < 135 т.

Максимальная расчётная масса самой тяжёлой обсадной колонны 168 мм составляет 94,6 т.

225×0,9 =202,5т — максимально допустимая масса обсадной колонны.

Расчётная величина 94,6 т < 202,5 т.

Данная буровая установка соответствует требованиям ПБ 08−624−03 по грузоподъемности.

3. Спецвопрос. Конструкция скважины. факторы, влияющие на выбор конструкции скважины Успешная проводка и заканчиваете скважин в значительной степени зависят от правильного выбора конструкции, которая обеспечивает разделение зон, характеризующихся несовместимыми условиями бурения.

Практика проводки скважин в сложных геологических условиях, научные разработки в области бурения и крепления позволили резко увеличить глубину скважин и совершенствовать их конструкции в следующих направлениях:

увеличение выхода из-под башмака предыдущих колонн, использование долот уменьшенных и малых диаметров;

применение способа секционного спуска обсадных колонн и крепление стволов промежуточными колоннами-хвостовиками;

использование обсадных труб со сварными соединительными элементами и безмуфтовых обсадных труб со специальными резьбами при компоновке промежуточных и в некоторых случаях эксплуатационных колонн;

уменьшение конечного диаметра скважин и эксплуатационных колоннр обязательный учет условий вскрытия и разбуривания продуктивного объекта;

крепление наклонно направленных и горизонтальных скважин.

Основы проектирования конструкций скважин

Обсадные колонны по назначению подразделяются следующим образом.

Направление — первая колонна труб или одна труба, предназначенная для закрепления приустьевой части скважин от размыва буровым раствором и обрушения, а также для обеспечения циркуляции жидкости. Направление, как правило, одно. Однако могут быть случаи крепления скважин двумя направлениями, когда верхняя часть разреза представлена лессовыми почвами, насыпным песком или имеет другие особенности. Обычно направление спускают в заранее подготовленную шахту или скважину и бетонируют на всю длину. Иногда направление забивают в породу, как сваю.

Кондуктор — колонна обсадных труб, предназначенных для разобщения верхнего интервала разреза горных пород, изоляции пресноводных горизонтов от загрязнения, монтажа противовыбросового оборудования и подвески последующих обсадных колонн.

Промежуточная обсадная колонна (их может быть несколько) служит для разобщения несовместимых по условиям бурения зон при углублении скважины до намеченных глубин.

Промежуточные обсадные колонны могут быть следующих видов:

сплошные — перекрывающие весь ствол скважины от забоя до ее устья независимо от крепления предыдущего интервала;

хвостовики — для крепления только необсаженного интервала скважины с перекрытием предыдущей обсадной колонны на некоторую величину;

летучки — специальные промежуточные обсадные колонны, служащие только для перекрытия интервала осложнений и не имеющие связи с предыдущими или последующими обсадными колоннами.

Секционный спуск обсадных колонн и крепление скважин хвостовиками являются, во-первых, практическим решением проблемы спуска тяжелых обсадных колонн и, во-вторых, решением задачи по упрощению конструкции скважин, уменьшению диаметра обсадных труб, зазоров между колоннами и стенками скважины, сокращению расхода металла и тампонирующих материалов, увеличению скорости бурения и снижению стоимости буровых работ.

Эксплуатационная колонна — последняя колонна обсадных труб, которой крепят скважину для разобщения продуктивных горизонтов от остальных пород и извлечения из скважины нефти или газа или для нагнетания в пласты жидкости или газа. Иногда в качестве эксплуатационной колонны может быть использована (частично или полностью) последняя промежуточная колонна.

Основные параметры конструкций скважины: число и диаметр обсадных колонн, глубина их спуска, диаметр долот, которые необходимы для бурения под каждую обсадную колонну, а также высота подъема и качество тампонажного раствора за ними, обеспечение полноты вытеснения бурового раствора.

Разработка конструкции скважины базируется на следующих основных геологических и технико-экономических факторах:

геологические особенности залегания горных пород, их физико;

механическая характеристика, наличие флюидосодержащих горизонтов, пластовые температуры и давления, а также давление гидроразрыва проходимых пород;

назначение и цель бурения скважины;

предполагаемый метод заканчивания скважины;

способ бурения скважины;

уровень организации, техники, технологии бурения и геологическая изученность района буровых работ;

уровень квалификации буровой бригады и организация материально-технического обеспечения;

способы и техника освоения, эксплуатации и ремонта скважины.

К объективным геологическим факторам относят предполагаемую и фактическую литологию, стратиграфию и тектонику разреза, мощность пород с различными проницаемостью, прочностью, пористостью, наличие флюидосодержащих пород и пластовые давления.

Геологическое строение разреза горных пород при проектировании конструкции скважин учитывают как неизменный фактор.

В процессе разработки залежи ее начальные пластовые характеристики будут изменяться, так как на пластовые давления и температуру влияют продолжительность эксплуатации, темпы отбора флюидов, способы интенсификации добычи и поддержания пластовых давлений, использование новых видов воздействия на продуктивные горизонты в целях более полного извлечения нефти и газа из недр, поэтому эти факторы необходимо учитывать при проектировании конструкции скважин.

Конструкция скважин должна отвечать условиям охраны окружающей среды и исключать возможное загрязнение пластовых вод и межпластовые перетоки флюидов не только при бурении и эксплуатации, но и после окончания работ и ликвидации скважины. В связи с этим необходимо обеспечивать условия для качественного и эффективного разобщения пластов. Это один из главнейших факторов.

Все технико-экономические факторы — субъективные и изменяются во времени. Они зависят от уровня и степени совершенства всех форм организации, техники и технологии буровых работ в совокупности. Эти факторы влияют на выбор конструкции скважин, позволяют ее упростить, однако не являются определяющими при проектировании. Они изменяются в широких пределах и зависят от исполнителей работ.

Таким образом, принципы проектирования конструкций скважин прежде всего должны определяться геологическими факторами.

Простая конструкция (кондуктор и эксплуатационная колонна) не во всех случаях рациональна. В первую очередь это относится к глубоким скважинам (4000 м и более), вскрывающим комплекс разнообразных отложений, в которых возникают различные, иногда диаметрально противоположные по характеру и природе осложнения.

Следовательно, рациональной можно назвать такую конструкцию, которая соответствует геологическим условиям бурения, учитывает назначение скважины и другие, отмеченные выше, факторы и создает условия для бурения интервалов между креплениями в наиболее сжатые сроки. Последнее условие является принципиальным, так как практика буровых работ четко подтверждает, что чем меньше времени затрачивается на бурение интервала ствола между креплениями, тем меньше число и тяжесть возникающих осложнений и ниже стоимость проводки скважины.