Обсадные колонны
2.3.1 Расчет обсадных колонн на прочность
Обсадные колонны рассчитывают на прочность согласно инструкции, разработанной ВНИИТнефтью [16]. Наблюдения показывают, что обсадные колонны разрушаются под действием избыточных внутренних и наружных давлений, а также собственного веса. Распространены повреждения обсадных колонн вследствие их протирания бурильными трубами при роторном бурении и нарушения герметичности резьбовых соединений.
Прочность обсадных колонн рассчитывается по следующим условиям:
на внутреннее давление
n = pт/pв ≥ [n]; (2.21)
на наружное давление
S = ркр/рн ≥ [S]; (2.22)
на растяжение
K = рст/G ≥ [k], (2.23)
где рт, ркр, рст — предельные внутреннее и наружное давления, и растягивающая нагрузка обсадной колонны; рв, рн, G — избыточные внутреннее и наружное давления, растягивающая нагрузка; п, S, k — запасы прочности по внутреннему, наружному давлению и растягивающей нагрузке; [п], [S], [k] — допускаемые запасы прочности обсадных колонн по внутреннему, наружному давлению и растяжению.
Предельное внутреннее давление, характеризующее сопротивляемость трубы внутреннему давлению, определяется по давлению, при котором напряжения в меридиональном сечении трубы достигают предела текучести. Величина этого давления, зависящая от диаметра, толщины стенки и материала трубы, вычисляется по формуле
рт = 2δσтс/D, (2.24)
где δ — номинальная толщина стенки трубы, мм; σт — предел текучести материала труб, МПа; D — наружный диаметр трубы, мм; с — коэффициент, учитывающий допускаемое по ГОСТ 632—80 отклонение толщины стенки трубы от номинального значения (с=0,875).
Сопротивление трубы внутреннему давлению, согласно формуле (2.24), возрастает с уменьшением диаметра и увеличением толщины стенки и прочности материала труб. Предельные внутренние давления обсадных труб, рассчитанные по формуле (2.24), приводятся в справочниках по трубам нефтяного сортамента и в других литературных источниках [40, 42].
Предельное наружное давление называется критическим и характеризуется давлением, при котором напряжение в сечении трубы достигает предела текучести. Критическое давление определяется экспериментально либо по формуле Г. М. Саркисова [40].
(2.25)
где sр - предел пропорциональности, который для трубных сталей принимается равным пределу текучести, МПа; Е — модуль упругости, 2,1 ∙ 105 МПа; Кmin = dmin/D; K0= d0/D; r = d0/dmin; dmin = 0,875d; d0=0,905d; r= 1,034; е - овальность трубы, наибольшее расчетное значение которой для труб диаметром (в мм) составляет: 114—219—0,01, 245—324—0,015; свыше 324—0,02.
Допускаемые запасы прочности, регламентированные инструкцией по расчету прочности обсадных колонн, приведены в табл.2.5.
Таблица 2.5
Эксплуатационная колонна | Промежуточная колонна | ||
Конструкция и условия эксплуатации | Запас прочности | Конструкция и условия эксплуатации | Запас прочности |
По внутреннему давлению [п] | |||
Диаметр труб 114—219 мм | 1,15 | Диаметр трубы 114—219 мм | 1,15 |
Диаметр труб > 219 мм | 1,52 | Диаметр трубы > 219 мм | 1,52 |
По наружному давлению [S] | |||
Секции труб, находящиеся в зоне эксплуатационного горизонта (в зависимости от устойчивости коллектора) Остальные секции колонны | 1 – 1,3 1,0 | Все секции Напряжение в сечении колонны от собственного веса > 0,56 | 1,10 1,1 |
По растяжению от собственного веса [k] | |||
Вертикальная скважина | |||
Диаметр труб 114 - 168мм, длина колонны до 3000 м | 1,15 | Диаметр труб 114—168 мм, длина колонны до 3000 м | 1,15 |
То же, длина колонны >3000 м | 1,3 | Диаметр труб 178—245 мм, длина колонны до 1500 м | 1,3 |
Диаметр труб 178 — 219 мм, длина колонны до 1500 м | 1,3 | Диаметр труб 178 — 245 м, длина колонны > 1500 м | 1,45 |
То же, длина колонны >1500 м | 1,45 | Диаметр труб 273—324 мм, длина колонны до 1500 м | 1,45 |
Наклонная скважина | |||
Диаметр труб 114 — 168 мм, длина колонны до 3000 мм | 1,3 | Диаметр труб 273—324 мм, длина колонны > 1500 м | 1,6 |
То же, длина колонны >3000 м | 1,3 | Диаметр труб > 324 мм, длина колонны > 1500 м | 1,75 |
Диаметр труб 178—219 мм, длина колонны до 1500 м | 1,45 | ||
То же, длина колонны >1500 м | 1,45 |
Критические давления обсадных труб, вычисленные по формуле (2.25), приводятся в литературе [42]. Смятие трубы происходит при давлениях, превышающих критическое на 10—18%.
Предельная растягивающая нагрузка называется страгивающей и определяется нагрузкой, при которой напряжение в основной плоскости резьбы достигает предела текучести. Страгивающая нагрузка обсадной трубы (в МН) определяется по формуле
(2.26)
где D0 — средний диаметр сечения в основной плоскости резьбы (первой полной нитки), м; D0 = D – 2h1 - b; h1 — глубина резьбы, м; b - толщина стенки трубы в основной плоскости резьбы, м; η = b/(d + b) - коэффициент разгрузки; l - длина резьбы до основной плоскости, м; α - угол между опорной поверхностью резьбы и осью трубы; φ - угол трения (принимается φ = 7º).
Значения страгивающих нагрузок обсадных труб, вычисленные по формуле (2.26), приводятся в литературе [42].
Избыточные давления вычисляют по наиболее опасному сочетанию внутренних и наружных давлений, действующих на обсадную колонну при опробовании, эксплуатации и ремонте скважины.
Избыточное наружное давление для первых разведочных скважин определяют по формулам:
при расчете колонн нефтяных скважин
(2.27)
(2.28)
при расчете колонн газовых скважин
(2.29)
Здесь H - расстояние от устья до уровня жидкости в колонне, м; z - расстояние от устья скважины до рассчитываемого сечения, м; L — глубина скважины, м; рmin— наименьшее внутреннее давление в газонефтяной или газовой скважине при окончании эксплуатации, Па; rр - плотность бурового раствора за колонной, кг/м3; r - плотность жидкости внутри колонны, кг/м3; g - ускорение свободного падения, м/с2.
Внутреннее наименьшее давление принимают по устьевому и забойному давлению в конце эксплуатации скважины, а распределение давления по длине колонны принимается линейным. Избыточное наружное давление в незацементированных и зацементированных зонах с учетом пластового давления для достаточно изученных районов рассчитывают по уточненным геологическим данным.
Растягивающую нагрузку от собственной массы спущенной колонны определяют по формуле
(2.30)
где m - число секций обсадной колонны; li - длина i-й секции обсадной колонны, м; qi - теоретическая масса 1 м труб в i-й секции обсадной колонны (приводится в справочниках по обсадным трубам), кг.
Конструкция колонны состоит из отдельных секций труб, удовлетворяющих условию равнопрочности. Для выбора равнопрочных секций эксплуатационную обсадную колонну рассчитывают в следующем порядке.
1. По формулам (2.27) - (2.29) находят наружные избыточные давления при глубинах z = 0, z = Н и z = L и строят эпюру действующих по длине колонны наружных давлений.
2. По табл. 2.5 принимают запас прочности [S1] по наружному давлению pHI и затем по справочным данным выбирают для I секции обсадную трубу, критическое сминающее давление которой удовлетворяет условию (2.22): ркрI = РHI [S1].
3. Задаваясь длиной I секции l1 которая должна быть равна высоте эксплуатационного горизонта, по эпюре либо по формулам (2.27) - (2.29) определяют наружное давление РHII на нижнем конце II секции, т. е. на глубине L2 = L1-l1, где L1 = L - длина колонны от устья до башмака.
Вес I секции G1 = l1q1g, где q1 - теоретическая масса 1 м труб I секции, кг.
4. Приняв запас прочности для остальных секций труб [S], выбирают трубы для II секции по условию: ркрII³ pHII[S].
5. Для определения длины II секции предварительно выбирают трубы III секции. Вследствие сравнительно меньшей глубины подвески критическое давление труб III секции ркрIII < ркрII. Исходя из ркрIII, можно вычислить предельную глубину спуска труб III секции по формуле
Длина II секции колонны l2 = L2—L3; вес II секции G2 = l2q2g.
6. Для определения длины III секции l3 необходимо выбрать трубы IV секции, определить pкрIV по таблице и рассчитать предельную глубину их спуска:
Длина III секции колонны l3 = L4—L3; в III секции G3 = l3q3g.
7. Аналогично рассчитывают длины последующих верхних секций колонны, пока
Если окажется близкой к Pст i, то длину i-й секции определяют из расчета на растяжение по условию (2.23):
откуда
где Рст i — страгивающая нагрузка труб i-й секции; [k] - запас прочности по растяжению (принимается по табл. 2.5); [Рст i] — допускаемая страгивающая нагрузка труб i-й секции.
Секция i разделяет колонну на две части, из которых нижняя рассчитана по наружному давлению, а верхняя — на растяжение. Прочность труб
(i + 1)-й и последующих секций по мере приближения к устью должна возрастать вследствие увеличения собственного веса колонны.
8. Для определения длины (i + 1)-й секции выбирают трубы этой секции, имеющие страгивающую нагрузку Pст(i+1). Длина (i+1)-й секции
так как согласно предыдущему
так как согласно предыдущему
Аналогично рассчитывают длины последующих верхних секций, пока общая длина всех секций не станет равной длине проектируемой обсадной колонны:
L = l1+l2+…+li+…lm.
Общий вес колонны
Рассмотренная методика применима для расчета прочности промежуточной обсадной колонны. При отсутствии наружного избыточного давления эту колонну рассчитывают по растягивающей нагрузке и внутреннему избыточному давлению. У устья скважины и над башмаком промежуточной колонны устанавливают 100—150 м труб с толщиной стенки 10 мм и более для предупреждения протирания труб в процессе бурения и спускоподъемных операций. Пример расчета обсадных колонн приведен в табл. ЗП приложения.
Дата добавления: 2015-06-27; просмотров: 2500;