Меню

Диаметры муфты колонны обсадных труб

Выбор диаметра эксплуатационной колонны, обсадных колонн и долот

При проектировании конструкции скважины на нефть и газ о босновывается выбор диаметра эксплуатационной колонны и согласовываются диаметры 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. 6.2.

Таблица 6.2 Рекомендуемые диаметры эксплутационных колонн

Ориентировочный
диаметр, мм

Ориентировочный
диаметр, мм

При выборе диаметра эксплуатационной колонны опорных, параметрических, структурных, поисковых и разведочных скважин следует предусмотреть диаметр 114 или 127 мм. Исключение составляют скважины, которые могут стать продуктивными.

В газовых добывающих скважинах эксплуатационную колонну желательно предусматривать диаметром 178 мм, а для скважин сложной конструкции 168 или 146 мм.

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.

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 зависимости от диаметра обсадной колонны ( табл. 6.3 ).

Таблица 6.3 Минимальная допустимая разность диаметров ствола скважины и муфты обсадной колонны*

Номинальный диаметр
обсадной колонны, мм

Номинальный диаметр
обсадной колонны, мм

*Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности утв. Постановлением Госгортехнадзора России №24 от 09.04.1998 и введены в действие в 01.09.1998 г.

Расчетный диаметр долота определяется по формуле (6.2) .

Затем по расчетному диаметру находится ближайший нормализованный диаметр долота.

Установленный таким образом нормализованный диаметр долота позволяет рассчитать внутренний диаметр обсадной колонны, через которую это долото должно свободно пройти

где ∆ — радиальный зазор между долотом и стенкой обсадной трубы, обычно принимается ∆=5÷10мм (причем нижний предел — для труб малого диаметра).

По известному внутреннему диаметру d вн 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:

где d вн и d н — внутренний и наружный диаметры обсадной трубы, мм; δ тр — толщина стенки трубы, мм.

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.

В отдельных случаях для разработки более компактной конструкции скважины предусматривается использование обсадных труб со специальными муфтами уменьшенного наружного диаметра или трубы безмуфтового соединения типа ТБО. Гладкие обсадные колонны могут быть составлены из безмуфтовых обсадных труб типа ОП1м, 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.

Источник

И муфты обсадной колонны

Номинальный диаметр обсадной колонны, мм Разность диаметров 2δ, мм Номинальный диаметр обсадной колонны, мм Разность диаметров 2δ, мм
114,3; 127,0 139,7; 146,1 168,3; 244,5 15,0 20,0 25,0 273,1; 298,5 323,9; 426,0 35,0 35,0-45,0

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. 6.2).

Расчетный диаметр долота определяется по формуле

где dм наружный диаметр соединительной муфты обсадной колонны

по ГОСТ 632-80; 2δ — разность диаметров по табл. 6.2.

Затем по расчетному диаметру Ддр 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

где Δ — радиальный зазор между долотом и стенкой обсадной трубы, обычно принимается Δ = 5÷10 мм (причем нижний предел — для труб малого диаметра).

По известному внутреннему диаметру dвн 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:

где dвн и dн — внутренний и наружный диаметры обсадной трубы, мм;

δтр — толщина стенки трубы, мм.

Основные размеры обсадных труб и муфт к ним в соответствии с ГОСТ 632-80 приведены в табл. 6.2.

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.И сходные данные. Пусть задан диаметр эксплуатационной колонны dэ = 146,1 мм.

Рассчитать двухколонную конструкцию скважины.

Решение. 1. Наружный диаметр соединительной муфты для эксплуатационной колонны по ГОСТ 632-80 (см. табл. 2.4) dм.э =166 мм.

2. Расчетный диаметр долота для бурения под эксплуатационную колонну: Dд.р = dм.э + 2δ= 166 + 20 = 186 мм,

3. Выбор ближайшего нормализованного диаметра долота по ГОСТ 20692-80

4.Внутренний расчетный диаметр промежуточной колонны

dпр.вн = Dд.н + 2Δ = 190,5 + 10 = 200,5 мм.

5. Нормализованный диаметр обсадной колонны по ГОСТ 632-80 dпр = 219,1 мм с мак­симально допустимой толщиной стенки δпр = 8,9 мм; наружный диаметр муфты dм = 244,5 мм (см. табл. 9.2).

6.Расчетный диаметр долота для бурения под промежуточную колонну

где зазор 2δ = 25 мм по табл. 9.2.

7. Выбор ближайшего нормализован­ного диаметра долота по ГОСТ 20692-80

8. Внутренний расчетный диаметр кондуктора

9. Нормализованный диаметр кондук­тора по ГОСТ 632-80 (см. табл. 10.2) dк =
323,9 мм с максимально допустимой тол­щиной стенки δК = 14 мм, наружный диа­метр муфты dм = 351,0 мм.

10. Расчетный диаметр долота для бу­рения под кондуктор

где зазор 2δ = 40 мм в соответствии с табл. 9.2.

Рис. 6.1. Схема к примеру 2.2

11. Ближайший нормализованный диаметр долота для бурения под кондук­тор по ГОСТ 20692- 80

12. Внутренний расчетный диаметр направления

Dвн.напр = 393,7 + 15 = 408,7 мм.

13. Нормализованный диаметр обсад­ных труб для направления по ГОСТ 632—80 (см. табл. 9.2) dнапр = 426,0 мм с макси­мально допустимой толщиной стенки δ=10мм; наружный диаметр муфты dм =451,0 мм.

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 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 14,0 306,9 295,9 351,0 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
Примeчание. В скобках указан наружный диаметр муфт для труб исполнения Б.
Читайте также:  После перевязки труб когда начнутся месячные

Контрольные вопросы.

1. В каком порядке ведется расчет диаметров обсадных колонн и долот.

2. Какой исходный размер принимается при расчетах.

3. Какими нормами руководствуются при расчетах.

4. В каких единицах , какой размер обсадной колонны указывается на схеме

5. Чем определяется диаметр скважины и в каких единицах.

6. Где и как на схеме указывается диаметр долота

7. Какой еще параметр указывается на схеме.

Источник

Характеристика обсадных труб

Обсадную колонну составляют из обсадных труб, изготовляемых в широком ассортименте в соответствии с ГОСТ 632—80. Он опреде­ляет номинальные размеры (наружный диаметр) обсадных труб, их ассортимент по толщинам стенок, механические характеристики ста­лей для изготовления труб, допуски в отклонении размеров от номи­нальных, конструкции резьбовых соединений и маркировку труб. В нашей стране по ГОСТ 632—80 выпускаются бесшовные цельноката­ные обсадные трубы. Их номинальным размером является наружный диаметр, ГОСТом предусмотрено 18 размеров от 114 до508 мм.

Трубы каждого размера изготовляют с несколькими толщинами стенок. Например, трубы диаметром 146 мм могут иметь толщину от 6,5 до 10,7 мм (6,5; 7; 7,7; 8,5; 9,5 и 10,7 мм). При этом наружный диа­метр обсадных труб остается постоянным и варьирование толщиной стенки трубы достигается изменением ее внутреннего диаметра.

Трубы изготовляют длиной от 9,5 до 13 м.

Для изготовления труб используют углеродистые и легированные стали с различными механическими характеристиками (табл. 10.1).

Механические характеристики сталей для изготовления обсадных труб

Обсадные трубы обычно соединяются между собой с помощью муфт на резьбе. На каждом конце обсадной трубы в соответствии с ГОСТ 632 — 80 наре­зают конусную треугольную резьбу с углом при вер­шине 60° или трапецеидальную резьбу; конусность 1:16

По длине резьбы различают соединения с нор­мальной и удлиненной резьбой. С удлиненной резь­бой выпускают трубы номинального диаметра от 114 до 245 мм. Соединение с удлиненной резьбой обла­дает более высокой прочностью по сравнению с нормальной. Муфты изготовляют из стали той же группы прочности, что и трубы; для труб диаметром свыше 245 мм они могут изготовляться из стали ближайшей группы с пониженными механическим свойствами.

Нарезка треугольной резьбы на концах трубы приводит к ее ослаблению. Снижение прочности тру­бы на растяжение составляет 30—45 %, от ее прочно­сти на участке без резьбы. Кроме того, по виткам резьбового соединения образуется непрерывный канал, который оказывает влияние на герметичность резьбового соединения.

Для повышения прочности резьбового соединения разработана и при­меняется конусная трапецеидальная резьба (рис. 10.5). Ее используют в муф­товых трубах (рис. 10.6), выпускаемых под шифром ОТТМ1 (а), ОТТГ1 (б) и в безмуфтовых трубах типа ТБО — 4 (в) и ТБО — 5 (г). Различие в конструк­ции соединений труб ОТТМ1 и ОТТГ1 состоит в том, что концы труб вто­рого типа имеют уплотнительный поясок, который входит в плотный кон­такт с внутренней поверхностью муфты и тем самым обеспечивает повы­шение герметичности. Трапецеидальная резьба позволила повысить проч­ность соединения на 25 — 50 % по сравнению с соединениями с треугольной резьбой.

Безмуфтовые трубы ТБО-4 и ТБО-5 отличаются тем, что соеди­няются непосредственным свинчиванием трубы с трубой, а концы труб в месте нарезки резьбы высаживаются: у труб типа ТБО — 4 — оба конца, у труб типа ТБО — 5 — только один конец, предназначенный для внутренней резьбы. Резьбовое соединение у труб ТБО имеет тор­цовые контактные поверхности, которые служат для обеспечения гер­метичности обсадной колонны.

Выпускаются также безмуфтовые трубы ОТ-1м размером от 114 до 273 мм, у которых трапецеидальная резьба нарезается на концах без высадки. Торцы труб в резьбовом соединении имеют упорные поверх­ности. Прочность на растяжение труб типа ОГ-1м в месте соединения составляет всего 50 %, от прочности в гладком теле. В связи с этим их можно использовать для комплектования потайных колонн или уста­навливать в нижней части обсадной колонны.

В практике структурно-поискового бурения используют также ниппельные обсадные трубы геологоразведочного стандарта диамет­ром 73, 89, 108, 127 и 146 мм, а также насосно-компрессорные трубы диаметром 89, 102 и 114 мм (ГОСТ 633—80).

Основные размеры обсадных труб и муфт к ним приведены в табл. 10.2 в соответствии с ГОСТ 632 — 80.

Теоретический вес одного метра обсадной колонны, составленной из отечественных труб по ГОСТ 632 — 80 (в кН) приведен в табл. 10.3.

Теоретический вес 1м колонны, составленной из отечественных труб по ГОСТ 632 — 80, кН

Наружный диаметр трубы, мм Толщина стенки, мм Тип соединения
С треугольной резьбой ОТТМ ОТТГ ТБО
корот­кой удли­ ненной нор­маль­ ная муфта специ­ альная муфта нормаль­ ная муфта специ­ альная муфта
5,2 0,141 _
(0,142)
5,7 0,153
(0,154)
6,4 0,169 0,169 0,169 0,168
(0,170) (0,170) (0,170)
7,4 0,194 0,194 0,194 0,193
(0,195) (0,196) (0,19) 0,222
8,6 0,222 0,222 0,222 0,221 0,223
(0,223) (0,224) (0,224) (0,225) 0,266
10,2 _ 0,266 0,266 0,265 0,267
(0,268) (0,268) (0,269)
5,6 1,169
(0,170) 0,190
6,4 0,192 0,193 0,192
(0,193) (0,194) (0,194)
7,5 0,221 0,222 0,221 0,220
(0,222) (0,223) 0,266 0,262
9,2 0,267 0,268 0,267 0,265 0,268
(0,268) (0,269) (0,269) (0,270) 0,305 0,300
10,7 . 0,307 0,306 0,304 0,307
(0,308) (0,308) (0,309)
6,2 0,205 0,205 0,204
(0,207) (0,207)
7,0 0,229 0,230 0,229 0,228
(0,231) (0,233) (0,231) 0,250
7,7 0,251 0,252 0,251
(0,253) (0,255) (0,253) 0,294 0,289
9,2 0,294 0,295 0,294 0,293 0,296
(0,296) (0,298) (0,296) (0,298) 0,334 0,328
10,5 0,334 0,335 0,334 0,333 0,336
(0,336) (0,338) (0,336) (0,338)
6,5 0,226 0,226 0,222
7,0 0,243 0,245 0,243 0,239
7,7 0,265 0,267 0,265 0,261
8,5 0,290 0,292 0,290 0,286 0,292 0,287 ‘ 0,282
9,5 0,321 0,323 0,321 0,318 0,322 0,319 0,214
10,7 0,358 0,360 0,358 0,354 0,360 0,355 0,349
7,3 0,293 0,295 0,294 0,289
8,9 0,353 0,320 0,349 0,355 0,350 0,344

В табл. 10.4 приведены сведения об уплотнительных материалах для резьбовых соединений обсадных труб.

Уплотнительные материалы для резьбовых соединений обсадных труб

Обсадная колонна — сложная инженерная конструкция, несущая различные по величине и характеру нагрузки. На обсадную колонну действуют:

— растягивающая нагрузка от собственного веса;

— осевые динамические нагрузки в период неустановившегося движения колонны (с ускорением или замедлением скорости спуска);

— осевые нагрузки от избыточного давления и температуры при цементировании колонны и при эксплуатации скважины;

осевые нагрузки от сил трения колонны о стенки скважины в процессе ее спуска;

— сжимающие нагрузки от части собственного веса при разгрузке колонны на забой;

— наружное и внутреннее избыточное давление;

— изгибающие нагрузки, возникающие в искривленных скважинах.

Основными нагрузками для расчета колонн на прочность являют­ся осевые растягивающие нагрузки от собственного веса обсадной ко­лонны, наружное и внутреннее избыточные давления.

Непрерывный рост глубин скважин ужесточает условия эксплуа­тации обсадных колонн. В глубоких скважинах они оказываются под действием значительных гидравлических давлений и высоких темпе­ратур окружающей среды. В связи с этим возрастают требования к обсадным колоннам с точки зрения их прочности и герметичности. Эти требования определяют две основные задачи в усовершенствова­нии обсадных колонн: повышение прочности резьбовых соединений, повышение герметичности соединений обсадных труб.

Механическая прочность обсадных труб по телу и в резьбовом соединении характеризуется страгивающей нагрузкой, критическим давлением смятия, критическим сопротивлением трубы внутреннему давлению.

Страгивающая нагрузка. Под страгивающей нагрузкой понимает­ся такая осевая нагрузка растяжения, при которой напряжения в теле труды по первому витку резьбы, находящемуся в зацеплении с муф­той, достигают предела текучести.

Читайте также:  Как рассчитать расчет трубы

Превышение страгивающей нагрузки вызывает появление необ­ратимой деформации, которая приводит к тому, что первый виток резьбы трубы выходит из зацепления с муфтой. При этом нагрузка растяжения перераспределяется на сечение против следующего витка резьбы, находящегося в сцеплении с муфтой, где толщина стенки тру­бы еще меньше, напряжения растяжения растут. В конечном счете, происходит полное расстройство резьбового соединения — труба вы­рывается из муфты.

Страгивающую нагрузку для труб с треугольной резьбой рас­считывают по формуле Яковлева— Шумилова

где D — средний диаметр резьбы в плоскости первого полного витка; b — толщина стенки трубы по впадине первой полной нитки резьбы; σт — предел текучести материала трубы; η — коэффициент разгрузки,

η = b / (b + S), д — толщина трубы; l — длина резьбовой части трубы по полным виткам; а — угол наклона опорной плоскости витка к оси тру­бы,

Страгивающую нагрузку для труб с трапецеидальной резьбой оценивают по усилию растяжения, при котором в наиболее нагружен­ном сечении трубы напряжения достигают предела прочности. Она может быть определена по формуле

где d — внутренний диаметр трубы против участка нарезки резьбы; σр — толщина стенки трубы в опасном сечении; δ1 — временное сопро­тивление материала трубы на растяжение.

Имеются формулы для вычисления осевой нагрузки, предельной с точки зрения полного расстройства резьбового соединения. Она оп­ределяется с учетом натяга в резьбе.

Критическое давление. Под критическим давлением понимается такое внешнее всестороннее избыточное давление на трубу, которое в наиболее опасной точке ее сечения вызывает появление напряжения, равного пределу текучести материала трубы. Превышение критическо­го давления вызывает появление необратимых деформаций. С даль­нейшим увеличением давления зона пластических деформаций разви­вается и труба утрачивает свою первоначальную форму — происходит ее смятие.

Критическое давление рассчитывают по формуле, выведенной Г.М. Саркисовым:

где е — овальность трубы; σт — предел текучести материала трубы; δтin — минимальная толщина стенки в пределах допуска; δ — средняя толщина стенки трубы; dН — номинальный диаметр трубы.

Иногда в справочной литературе вместо критического приводится сминающее давление. Достаточно четкого определения сминающего давления нет. Под сминающим давлением можно понимать такое внешнее всестороннее избыточное давление, при котором развитие необратимых деформаций в теле трубы проявляется в изменении ее наружной формы (начало смятия).

Для вычисления сминающего давления в предыдущую формулу Г. М. Саркисовым внесены некоторые изменения:

Критическое сопротивление трубы внутреннему давлению. Под этим сопротивлением понимается такое внутреннее избыточное давле­ние, при котором напряжение в теле трубы достигает предела текуче­сти. Под воздействием внутреннего давления, превышающего крити­ческое значение, развивается деформация в теле трубы, которая за­вершается разрывом труб.

Критическое давление рассчитывают по формуле

Если толщина стенки трубы мала по сравнению с ее диаметром, формула приводится к виду

Формула (10.8) известна как формула Барлоу.

10.5. Понятие о расчете обсадной колонны

Конструкцию каждой колонны обсадных труб разрабатывают на основании технического расчета с использованием имеющегося прак­тического опыта. Обсадная колонна должна удовлетворять двум ос­новным требованиям: быть достаточно надежной в конкретных усло­виях, чтобы обеспечить достижение проектной глубины, выполнение поставленной задачи и сохранность скважины в течение всего периода проведения в ней предусмотренных работ или ее использования в сис­теме разработки месторождения; стоимость обсадной колонны должна быть наименьшей из возможных для данных конкретных условий.

Приведенные требования противоречат друг другу. Наилучшее решение вырабатывается на основе проектного расчета и анализа фак­тических данных.

Как всякую инженерную конструкцию, обсадную колонну для глубокой скважины рассчитывают по следующим исходным данным: распределению основных нагрузок по колонне на наиболее ответст­венных этапах работ в скважине; предельным нагрузкам, которые об­садные трубы могут выдерживать без нарушения целостности и без появления пластических деформаций; принятым значениям коэффици­ентов запаса прочности (табл. 10.5).

Рекомендуемые коэффициенты запаса прочности при расчете обсадной колонны

Учитывая различные условия нагружения, обсадную колонну, как правило, составляют из нескольких секций обсадных труб.

Рассчитать обсадную колонну — это значит, на основании расче­тов спроектировать такую многосекционную конструкцию обсадной колонны, которая наилучшим образом соответствовала бы условиям ее нагружения в скважине. Иными словами, по расчету подбирают обсад­ные трубы для комплектования секций и определяют их протяженность.

Обсадную колонну рассчитывают на основе таких исходных дан­ных, как: длина и диаметр обсадной колонны; высота подъема цемента в затрубном пространстве; характеристика пластов в интервале, закре­пляемом рассматриваемой обсадной колонной (пластовые давления, устойчивость горных пород в стенках скважины, склонность горных пород к пластическому деформированию и т. п.); плотность промы­вочной жидкости в стволе скважины при спуске обсадной колонны; плотность жидкости внутри колонны в период испытания, освоения и эксплуатации скважины, т. е. в периоды проведения предусмотренных работ, и возможное снижение ее уровня. При расчете кондуктора и промежуточных колонн необходимо учитывать износ их стенок при работе бурильной колонны внутри обсадной.

На практике возможный из­нос обсадных труб учитывается увеличением толщины их стенки по сравнению с расчетной.

Методика расчета эксплуа­тационных колонн:

определяют величину избы­точных наружных и внутренних давлений на устье скважины и на глубинах Н (до уровня жидкости в колонне), А (до уровня цементного раствора), L (до башмака колон­ны), а также для интервалов, рас­считываемых по пластовому или горному давлениям;

строят эпюры избыточных наружных и внутренних давле­ний (рис. 10.7);

подбирают обсадные трубы соответствующей прочности, на­чиная с нижней, забойной ее части.

А. Определив запас проч­ности п\ для 1-й снизу секции, вычисляют произведение n рН.И.L (наружное избыточное давление на глубине L) и по таблицам, приведенным в «Инструкции по расчету обсадных колонн для нефтяных и газовых скважин» (Куйбышев: Изд-

во ВНИИТнефть, 1976), подбирают трубы с ркр > п1 pHИL.Задавшись длиной 1-й секции L1 которая равна мощности эксплуатационного объекта, можно найти запас прочности на внутреннее давление n2 пу­тем деления рТ на pBИL (внутреннее избыточное давление на глубине L1); рт — избыточное внутреннее критическое давление, при котором на­пряжение в теле трубы достигает предела текучести (см. таблицы «Ин­струкции. «). Затем определяют вес Q первой секции.

Б. По эпюре определяют величину наружного диаметра на верхнем конце 1-й секции (на глубине L1), а по таблицам «Инструк­ции. » подбирают трубы, из которых составляют 2-ю секцию, с ркр равным или близким по значению (в большую сторону) давлением на глубине L1.

В. Для нахождения длины L2 2-й секции выбирают трубы для 3-й секции (обычно это труба со следующим меньшим значением тол­щины стенки), определяя по таблицам «Инструкции. » соответствую­щее им ркр, а по эпюре — глубину L2, на которой расчетное давление соответствует найденному значению ркр.

Длина второй секции L2 = L1 — L2. Далее рассчитывают на внут­реннее давление верхнюю трубу 2-й секции. Находят вес Q2 второй секции и общий вес Q2 = Q1 + Q2

Г. Последующие секции подбирают таким же способом. Каждый раз при этом проверяют условие

где Ррaз — разрушающая нагрузка; n3 =1,8 (табл. 10,5); Рст — страги­вающая нагрузка.

Верхние трубы выбирают более толстостенными.

В качестве примера приведем методику расчета эксплуатацион­ной обсадной колонны.

Поскольку условия нагружения обсадной колонны в скважине весьма разнообразны, инструкцией регламентированы правила опре­деления расчетных нагрузок.

При расчетах обсадных колонн, спущенных в нефтяную добы­вающую скважину, наиболее часто применяется схема I (рис. 10.8), для разведочных нефтяных скважин обсадные колонны рассчитывают с использованием схемы II, а для газовых скважин — схема III.

Значение внутренних давлений максимально в период ввода скважины в эксплуатацию или при опрессовке колонны (позиции А расчетных схем). Наружные избыточные давления, главным обра­зом, проявляются на стадии окончания эксплуатации скважины (пози­ции Б расчетных схем). За счет этих давлений может произойти раз­рыв колонны или ее смятие.

Кроме того, на рис. 10.8 точки а, б, в, г — это характерные точки, в которых определяют избыточные наружные давления на стадии окон-

чания эксплуатации, а точки а’, б’, в’ — характерные точки, в которых находят внутренние избыточные давления при испытании колонны на герметичность или при вводе в эксплуатацию.

Наружное избыточное давление определяется как разность меж­ду наружным рн и внутренним рв, давлениями

при их наиболее неблагоприятном сочетании, т.е. в тех условиях, когда одновременно наружное давление достигает максимальной величины, а внутреннее — минимальной.

Прежде чем приступить к расчету наружного давления и по­строению эпюры его распределения по колонне, необходимо проана­лизировать положение колонны и особенности геологического разреза в открытом стволе, перекрываемом данной колонной и выделить ха­рактерные интервалы и отметки глубины. Таковыми являются отметки высоты подъема цемента за колонной и глубины спуска предыдущей обсадной колонны, интервалы пластов с АВПД, интервалы залегания высокопластичных пород (например, соленосная толща). Затем при­ступают к расчету наружного давления.

В соответствии с требованиями инструкции, оно рассчитывается по следующим правилам:

в незацементированном интервале (в интервале, перекрытом пре­дыдущей обсадной колонной, или в открытом стволе при отсутствии зон АВПД и высокопластичных пород) по плотности жидкости рж за колонной

(z — координата глубины по вертикали, м; g — ускорение силы тяжести, м/с 2 );

при цементировании на момент окончания продавливания це­ментного раствора наружное давление рассчитывают по высоте столба жидкостей за колонной с учетом их плотностей

Читайте также:  Насадка для шланга высокого давления для чистки труб

(h — глубина до цемента за колонной; рц р — плотность цементного рас­твора), но при этом значение наружного давления в любом случае не может быть ниже давления столба минерализованной воды с плотно­стью 1100 кг/м 3 ;

в зацементированной части колонны после ОЗЦ по плотности минерализованной воды рж = 1100 кг/м 3 ;

в интервале, перекрытом предыдущей колонной, в зацементиро­ванной зоне наружное давление после ОЗЦ определяется по гидроста­тическому давлению составного столба жидкости (до цемента по плотности жидкости за колонной и ниже по плотности минерализо­ванной воды или по фактической плотности жидкости затворения це­ментного раствора)

при наличии за колонной интервалов с АВПД наружное давление при­нимается равным пластовому рН = рпл, причем пластовое давление в пластах толщиной до 200 м принимают постоянным:

(Ркр и рпод — пластовое давление соответственно в крове и подошве пласта), а в пластах толщиной свыше 200 м распределение давления между кровлей и подошвой принимают по линейному закону. Интер­вал действия пластового давления распространяют за пределы подош­вы и кровли пласта на 50 м;

в интервале залегания склонных к пластическим деформациям горных пород наружное давление рассчитывают по средней плотности горных пород в массиве ргп.:

и это давление распространяют на 50 м по обе стороны за преде­лы интервала.

По давлению в характерных точках и интервалах строится эпюра наружного давления. В промежутках между пластами с АВПД и зона­ми высокопластичных пород изменение наружного давления принима­ется по линейному закону.

При определении наружного избыточного давления внутреннее давление в колонне рассчитывают по давлению столба жидкости в скважине при самом низком положении ее уровня:

В газовой скважине за внутреннее давление принимают наи­меньшее устьевое и забойное давления в момент завершения эксплуа­тации, причем его распределение по колонне между забоем и устьем считают линейным.

В благоприятных геологических условиях (коэффициент ано­мальности пластового давления ка 340 Значение коэффициента к. 0,25 0,30 0,35 0,40

Коэффициент запаса прочности при расчете на наружное избы­точное давление:

для интервала продуктивного пласта к3 = 1+1,3; для остальной части к3 = 1.

При выборе труб критическое давление смятия должно быть скор­ректировано для всех секций, начиная со второй снизу, по формуле

где Р — растягивающая нагрузка от веса расположенных ниже труб (без учета архимедовых сил); Рт — осевая нагрузка растяжения, при которой напряжения в теле трубы достигают предала текучести.

Осевая нагрузка растяжения от собственного веса рассчитыва­ется по весу расположенных ниже секций без учета архимедовых сил:

где Pi — нагрузка растяжения на нижнем конце i- й секции, Н; m1. mi1 — мас­са 1 м трубы соответствующей секции, кг; L1. Li1 — длина соответствующей секции, м.

Допустимая нагрузка растяжения принимается следующей: для труб с треугольной резьбой по страгивающей нагрузке с уче­том коэффициента запаса (табл. 10.5)

для труб с трапецеидальной резьбой исполнения А коэффициент запаса к3 = 1,75 от нагрузки, при которой напряжения в теле трубы достигают предела текучести σт, для труб с трапецеидальной резьбой исполнения Б к3 = 1,8.

Внутреннее избыточное давление определяется по разности меж­ду внутренним и наружным давлениями для одного и того же момента времени

Порядок расчета наружного давления был рассмотрен выше. За расчетное внутреннее давление принимается его максимальное значение, которое может возникнуть при вскрытии продуктивного пласта с АВПД, при опрессовке обсадной колонны или при проведе­нии мероприятий по повышению нефтегазоотдачи пластов (гидрораз­рыв, кислотная обработка и пр.).

Внутреннее давление рассчитывают следующим образом: 1. в нефтяной скважине при закрытом устье в момент вскрытия продуктивного пласта

(H1 — глубина кровли пласта с давление рпл; рж — плотность нефти или плотность пластового флюида в пластовых условиях, если давление насыщения нефти газом ниже давления на устье);

— если предусмотрена обработка продуктивного пласта с созда­нием репрессии на пласт Δр (ее значение задается геологической службой), то при расчете внутреннего давления величина Δр прибав­ляется к пластовому давлению;

— при испытании обсадной колонны на герметичность в один прием без пакера внутреннее давление рассчитывается, если рву > роп, по формуле

Рекомендуемые значения минимального давления опрессовки при испытании обсадных колонн на герметичность

Диаметр обсадной колонны, мм Давление опрес­совки, МПа Диаметр обсадной колонны, мм Давление опрес­совки, МПа
114,3-127,0 15,0 219,1 -244,5 9,0
139,7- 146,1 12,5 273,1 -351,0 7,5
168,3 11,5 377,0 — 508 6,5
177,8- 193,7 9,5

4. в хорошо освоенных районах внутреннее давление рассчитыва­ется по фактическому давлению на устье скважины.

Внутреннее давление особенно опасно в газовых скважинах. При закрытом превенторе повышение внутреннего давления может привес­ти к разрыву обсадной колонны в ее приустьевой части.

Распределение давления по стволу газовой скважины при закры­том устье рассчитывается по формуле

вого пласта, м; m — коэффициент сверхсжимаемости газа, тср — средняя абсолютная температура по скважине, К.

В газонефтяных и газовых скважинах, где при закрытом устье под газом в скважине образуется столб нефти, в интервале, заполненном неф­тью, внутреннее давление определяют по пластовому с учетом его сниже­ния за счет давления столба нефти, а в части, заполненной газом, — по давлению на границе с нефтью с учетом его снижения к устью по за­кону рB = ph/e s , где ph — давление у границы с нефтью.

При расчете обсадной колонны наружное и внутреннее избыточ­ные давления в любом ее сечении определяются по соответствующим эпюрам.

Характеристики труб, использованные в расчетах, приведены в справочнике инженера-технолога по бурению глубоких скважин (М. Недра, 2005. А.Г. Калинин, А.А. Ганджумян, А.Г. Мессер).

Действующей инструкцией* определен следующий порядок рас­чета обсадной колонны:

расчет начинают с самой нижней секции, по наружному избыточному давлению, для нее подбираются трубы с ркр ≥К3Рни1, где Рни1 — наружное избыточное давление на нижней отметке обсадной колонны (см. табл. 3.78 и 3.79) из справочника инженера-технолога.

затем нижнюю секцию проверяют на внутреннее избыточное дав­ление, и если коэффициент запаса прочности на внутреннее давление окажется ниже регламентированного, трубы подбираются по внутрен­нему избыточному давлению, но следует заметить, что, как правило, в нижней части колонны внутреннее давление оказывается в значитель­ной степени уравновешено наружным;

для комплектования 2-й секция по табл. 3.78 и 3.79 выбирают трубы с показателем наружного критического давления рр ниже, чем для первой секции, и с учетом коэффициента запаса прочности Рни2 ≤ Р2кр / Кз определяют возможную глубину h2 спуска 2-й секции;

вычисляют длину 1-й секции L1 = Н — h2 и определяют ее вес Р1 = m1g1L1 где m1, — масса 1 м трубы по табл. 3.78 и 3.79 (там же);

с учетом веса 1-й секции критическое давление смятия труб 2-й секции пересчитывается по формуле

где P2T — растягивающая нагрузка по табл3.78 и 3.79 из того же спра­вочника уточняется допустимая глубина спуска 2-й секции h’2 и соот­ветственно корректируется длина 1-й секции L’2= Н – h’2

проводят проверку труб 2-й секции на внутреннее избыточное давление (см. табл. 3.78 и 3.79 там же);

подобным образом производят расчет последующих секций об­садной колонны и одновременно подсчитывают суммарный вес сек­ций; когда он превысит допустимую нагрузку растяжения для после­дующей секции, длину предыдущей секции следует пересчитать по

тяжения соответственно для труб m-й и (m+1) секций (см. табл.3.78 и 3.79 там же);

одновременно производится проверка секций на внутреннее давление; длины вышерасположенных секций определяют по расчету на растяжение. Поскольку вес колонны возрастает, для верхних секций подбирают все более прочные трубы. Расчет продолжают до тех пор, пока суммарная длина всех секций не превысит глубины спуска ко­лонны; в этом случае длина самой верхней секции корректируется по

Номер секции (снизу вверх) Интервал установки труб, м Длина сек­ции, м Толщина стенки, мм Группа прочно­сти стали Исполнение (какого вида выбраны об­садные трубы А или Б) Вес колон­ны, кН Нарас­тающий вес колон­ны, кН
п снизу — в верх.

10.6. Оснастка (компоновка) обсадной колонны

Чтобы обеспечить нормальный спуск обсадной колонны в сква­жину, успешное проведение операции по ее цементированию, надеж­ного разобщения пластов и последующей нормальной эксплуатации скважин, обсадная колонна должна быть оснащена рядом приспособ­лений, которые называют колонной оснасткой (рис. 10.9).

Для облегчения спуска обсадной колонны и качественного ее це­ментирования по выбранной технологии в состав колонны вводят до­полнительные элементы: башмак, обратный клапан, заливочный пат­рубок, упорное кольцо, заливочную муфту, трубные пакеры, центрато­ры (фонари), скребки, турбулизаторы.

Башмак с направляющей насадкой предназначен для оборудования нижней части обсадной колонны в целях повышения ее проходимости

по стволу скважины и предупреждения повреждения нижней трубы при посадках. Башмаки присоединяют к нижней части обсадной колонны на резьбе или сварке. Направляющие насадки в основном изго­товляют из чугуна или бетона. В проме­жуточных колоннах при последующем углублении ствола их разбуривают. Для обсадных колонн диаметром 351 мм и более в ряде случаев применяют башма­ки с фаской без металлических направ­ляющих насадок в целях исключения работ по разбуриванию металла на забое (рис. 10.10).

Источник

Adblock
detector