Спутник буровика

7.2. РАСЧЕТ ОБСАДНЫХ КОЛОНН

Обсадные колонны должны удовлетворять условиям прочности от сминающих нагрузок (в случае уменьшения давления внутри колонны при газоводонефтепроявлении или эксплуатации сква­ жины) и от внутренних (при опрессовке, работах по интенсифи­ кации пласта и т. п.). Распределение наружного и внутреннего давлений между граничными точками принимается линейным. При спуске колонн секциями рассчитывают каждую из них. При определении наружных и внутренних давлений в наклонных скважинах (а > 5°) все отметки глубин граничных точек необ­ ходимо пересчитывать на вертикальную проекцию траектории ствола.

I.НАРУЖНЫЕ ДАВЛЕНИЯ

1.На устье скважины

цементного раствора, г/см3; г — глубина спуска колонны (секции), м; h — расстояние от устья скважины до цементного раствора за

(PH)L = 10"2ppL.

6. В интервале залегания пород, склонных к текучести,

( P H ) Z = 10_2pnz,

где рп — средняя плотность горных пород, залегающих выше пород, склонных к текучести (в первых трех разведочных сква­ жинах допускается рп = 2,3 г/см3); г — расстояние от устья до рассматриваемой глубины, м.

За интервал расчета принимают мощность пласта, увеличен­ ную на 50 м (по 25 м выше кровли и ниже подошвы).

144

р . Н П а

Рис. 7.2. Рост давления в замкнутом объеме с те­ чением времени при тем­ пературе многолетнемерз­ лых пород (ММП) от

—1,2 °С до —2,5 °С

7.В интервалах залегания многолетних мерзлых пород, в слу­ чае замерзания воды или бурового раствора за колонной обсад­

ных труб, давления определяют по номограмме (рис. 7.2).

II.ВНУТРЕННИЕ ДАВЛЕНИЯ ПРИ ПРОВОДКЕ

ИЭКСПЛУАТАЦИИ СКВАЖИНЫ

1.Для эксплуатационных колонн пластовое давление в позд­ ний период эксплуатации устанавливается службой по эксплуа­ тации данного месторождения:

а) для газовых скважин

где ру — давление внутри колонны на устье, МПарв — средняя

где (pnjl)t — давление в пласте газа, находящегося на глубине /, МГ1а; рР — относительная плотность газа по воздуху; рф— плот­ ность пластового флюида, г/см3.

145

3. Для промежуточных колонн внутреннее давление рассчи­ тывают из условия поступления пластового флюида в промывоч­ ную жидкость при бурении под следующую обсадную колонну.

Для всех газовых скважин глубиной до 1500 м, а также для нефтяных и водяных скважин глубиной до 1500 м с пластовым давлением выше гидростатического внутреннее давление рассчи­ тывают из условия полного замещения промывочной жидкости

Для нефтяных и водяных скважин глубиной до 1500 м с нор­ мальным пластовым давлением или глубиной свыше 1500 м с лю­ бым пластовым давлением степень облегчения промывочной жид­ кости устанавливается для каждого месторождения объединением (управлением); на первых двух-трех скважинах на месторожде­ нии степень облегчения принимается равной 40 %:

лонны с учетом поступления в нее пластового флюида во время нефтеводопроявления (р0 1 г/см3).

Для газовых и газоконденсатных скважин глубиной более 1500 м замещение промывочной жидкости пластовым флюидом необходимо принимать от полной до половины глубины сква­

146

Наружные и внутренние давления принимают в расчете для одних и тех же граничных точек. По построенной графическим методом эпюре избыточных давлений подбирают обсадные трубы, удовлетворяющие критерию прочности на смятие. Внутренние давления принимают в этом случае при открытом устье.

IV. ВНУТРЕННИЕ ДАВЛЕНИЯ ПРИ ОПРЕССОВКАХ

На верхнюю трубу любой секции необходимо создать давление при опрессовке

(Рв. опр)г = 1»1 (Рв)г»

где (pB)'z — внутреннее давление в трубах на глубине 2, рассчи­ танное согласно п. II (определяют аналитически или по эпюре) при закрытом устье, МПа.

Давление на устье колонны при опрессовке любой ее секции о верхней границей на глубине г

(Ропр)у = 1>1 (Рв)а = Ю 2рж2»

где рж — плотность жидкости, применяющейся при опрессовке, г/см3.

В нагнетательных скважинах величина ру устанавливается геологической службой.

Давление у башмака любой секции колонны труб длиной /{

По определенным значениям (рв. опр) и (рв. 0пР)г графическим методом строят эпюру внутренних давлений при опрессовке. Избыточные внутренние давления при опрессовке

(Рв)изб = (Рв. опр Рн) (1 Щ [рВ]/Л,

где [рв ] — внутреннее давление, при котором напряжения в теле трубы достигают предела текучести (подбирают по технической характеристике); п — коэффициент запаса прочности на внутрен­ нее давление (для труб диаметром до 219 мм п = 1,15; при диа­ метре свыше 219 мм п = 1,52; для зарубежных труб п = 1,1).

147

По избыточным внутренним давлениям подбирают обсадные трубы, удовлетворяющие критерию прочности на внутренние давления.

V. ПРОВЕРКА КОЛОННЫ НА СТРАГИВАНИЕ РЕЗЬБ ПРИ СПУСКЕ

Подобранную компоновку обсадной колонны проверяют на

lt — длина спускаемой i-й секции, м; Р стр — допустимая нагрузка на страгивание резьб для труб в проверяемом сечении (по техни­ ческой характеристике); ястр— коэффициент запаса прочности на страгивание резьб (для труб с трапецеидальной резьбой /гстр =

снижение прочности резьбовых соединений с резьбой закруглен­ ного профиля в зависимости от градиента пространственного искривления ствола и группы прочности стали спускаемых обсад­ ных труб. Коэффициенты запаса прочности для наклонных сква­ жин приведены на рис. 7.3.

Рис. 7.3. Необходимые коэффициенты эапаса прочности на страгивание резьб (пСТр) обсадных труб диаметром 140—426 мм групп прочности Д (а), Е (б) и Л (в) при креплении наклонных скважин

148

где Риар — дополнительная растягивающая нагрузка, вызванная изгибом колонны, кН,

Риар = 232Daq Дф;

DH — наружный диаметр обсадной трубы, см; q — масса 1 м трубы, кг; Дф — градиент пространственного искривления ствола, градус/10 м.

VI. ОСОБЕННОСТИ РАСЧЕТА ОБСАДНЫХ КОЛОНН ДЛЯ СКВАЖИН, СОДЕРЖАЩИХ сероводород

Методика расчета обсадных колонн для скважин, содержащих сероводород, аналогична приведенной выше. Но в зависимости от парциального давления газа и температуры резко снижается несущая способность материала, так как различные стали имеют различную стойкость к сульфидному коррозионному растрескива­ нию под напряжением (СКРН).

Коэффициенты запаса прочности:

л стр

”стр8 = " м Г ’

где kt — коэффициент снижения прочности от воздействия тем­ пературы,

k, = 1 - 0 , 0 7 - Ц ^ - ;

k8 — коэффициент снижения несущей способности материала труб при парциальном давлении газа более 0,01 МПа (значение k3 приведено в табл. 7.8; при парциальном давлении газа 0,001 МПа

Таблица 7.8

149

Значения коэффициентов т, п, пстр приведены выше. Пар­ циальное давление газа (МПа) равно произведению давления флюида в системе (МПа) на объемное содержание газа во флюиде (доли единицы).

Коэффициенты снижения несущей способности материала труб ks в среде H2S при парциальном давлении более 0,01 МПа приве­ дены в табл. 7.8.

7.3. ИСПЫТАНИЯ СКВАЖИН НА ГЕРМЕТИЧНОСТЬ

Метод опрессовки. Все промежуточные колонны и кондукторы опрессовывают при заполнении их жидкостью, применявшейся при продавке тампонирующей смеси (допускается замена ее во­

где (рв)2 — внутреннее давление в трубах на глубине z при за­ герметизированном устье в случае газонефтеводопроявления (для промежуточных колонн) или возникающее при испытании или проведении ремонтных работ в скважине (для эксплуатационных колонн), МПа; рж — плотность промывочной жидкости, приме­ няющейся при опрессовке, г/сма.

Давление опрессовки верхней секции (z = 0)

Значение (pB)z определяют согласно п. II разд. 7.2. В общем виде

взвешенная плотность промывочной жидкости или пластового флюида при нефтегазоводопроявлении в интервале глубин от z до. /, г/см3.

Если при поступлении пластового флюида в промывочную жидкость ее плотность р0 становится менее 1 г/см3, то колонну необходимо проверить на прочность по внутреннему избыточному давлению, возникающему в момент опрессовки:

150