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).
Таблица 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
(рис. 10.4).
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.
Таблица 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.
Таблица 10.4
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.
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,
а = 60°; φ - угол трения.
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; δ0 - 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).
Таблица 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 Q 2 = Q1 + Q2
Г. Последующие секции подбирают таким же способом. Каждый раз при этом проверяют условие
Pраз= Pcm / n3,
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
Рн.и = Рн- Рв
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/с2);
при цементировании на момент окончания продавливания цементного раствора наружное давление рассчитывают по высоте столба жидкостей за колонной с учетом их плотностей
(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/м3;
в зацементированной части колонны после ОЗЦ по плотности минерализованной воды рж = 1100 кг/м3;
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<. 1,1, отсутствие в разрезе высокопластичных пород) при расчете эксплуатационных колонн в зацементированной зоне должно учитываться разгружающее действие цементного кольца. Наружное избыточное давление в таком случае определяется по формуле
|
где h - глубина до уровня цемента в скважине за колонной; рж, рб.Р - плотность соответственно в колонне и бурового раствора за колонной; к - коэффициент разгрузки.
Значения коэффициента разгрузки к приведены ниже.
Диаметр обсадной колонны, мм.. 114,3-177,8 193,7-244,5 273,0-323,7 >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
Таблица 10.6
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/es, где ph - давление у границы с нефтью.
При глубине Н < 1000 м и пластовом давлении в газовой залежи не свыше 10 МПа, а также при пластовом давлении не свыше 4 МПа и любой глубине скважины допускается принимать внутреннее давление по всей скважине равным пластовому. Внутреннее избыточное давление определяется как разность внутреннего и наружного давлений
Допустимое значение внутреннего давления определяется по формуле
где pВКР ~ внутреннее критическое давление, к3 - коэффициент запаса прочности.
Коэффициент запаса прочности при расчете на избыточное внутреннее давление выбирается по табл. 10.5.
Устьевую часть обсадной колонны приходится также проверять по давлению, которое создастся при ее опрессовке. При опрессовке давление должно превышать ожидаемое давление на устье в 1,1 раза или, по крайней мере, быть не ниже рекомендуемого давления опрессовки (см. табл. 10.6).
Порядок расчета эксплуатационной колонны на прочность следующий.
По расчетным данным о наружных и внутренних давлениях по характерным точкам строятся эпюры избыточных давлений наружного и внутреннего. В качестве характерных точек для построения эпюры принимают уровни жидкости в колонне и цементного раствора за колонной, положение башмака предыдущей обсадной колонны, отметки кровли и подошвы зон АВПД и интервалов высокопластичных пород, перекрываемых эксплуатационной колонной. Изменение избыточных давлений между указанными точками, как правило, принимается линейным. Исключение составляют пласты с АВПД толщиной до 200 м, для которых давление принимается постоянным по толщине пласта, и
ннутреннее давление в скважине, заполненной газом, рассчитываемое но формуле рг = рпл / e8.
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 р2кр 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.