Розрахунок обсадних колон на міцність

Таблиця 6.1

Діаметральний зазор,

мм

Діаметр, мм

Діаметральний зазор,

мм

Діаметр, мм

обсадної колони

обсадної муфти

обсадної колони

обсадної муфти

 

 

 

Діаметри проміжної колони, кондуктора і напрямку визначають за діаметром долота для буріння під наступну колону. Так, діаметр проміжної колони вибирають за діаметром долота для буріння стовбура свердловини під експлуатаційну колону. При цьому внутрішній діаметр проміжної колони повинен бути більшим від діаметра долота, вибраного для буріння стовбура свердловини під експлуатаційну колону, щоб забезпечити мож-ливість його спуску на вибій для подальшого заглиблення свердловини. У відповідності з цим внутрішній діаметр кожної попередньо спущеної колони визначається з умови

                                   (6.4)

де  — найменший внутрішній діаметр обсадної труби;

 — діаметр долота для буріння стовбура під наступну колону обсадних труб;

— зазор між внутрішнім діаметром обсадної труби і долотом.

З врахуванням допусків на діаметр обсадних труб і доліт величина зазору повинна бути не меншою 4-6 мм і не більшою 10-20 мм [34]. За одержаним результатом з ГОСТ 632-80 вибирають обсадну трубу, мінімальний внутрішній діаметр якої найбільш близько відповідає розрахунковому. На рис. 6.2 наведена монограма для вибору діаметрів обсадних колон і доліт, що використовуються при розробці технічних проектів на буріння нафтових і газових свердловин [41].

Обсадні колони розраховують на міцність згідно інструкції, розробленої ВНДІТнафтою [16]. Спостереження показують, що обсадні колони руйнуються під дією надлишкових внутрішніх і зовнішніх тисків, а також власної ваги. Поширені пошкодження обсадних колон внаслідок їх протирання бу-
рильними трубами при роторному бурінні і порушення герметичності різьбових з'єднань.

Міцність обсадних колон розраховується за такими умовами:

на внутрішній тиск

                           (6.5)

на зовнішній тиск

                         (6.6)

на розтяг

                           (6.7)

де  — граничні внутрішній і зовнішній тиски і розтягуюче навантаження обсадної колони;

 — надлишкові внутрішній і зовнішній тиски, розтягуюче навантаження;

 — запаси міцності за внутрішнім, зовнішнім тиском і розтягуючим навантаженням;

 — допустимі запаси міцності обсадних колон за внутрішнім, зовнішнім тиском і розтягом.

Допустимі запаси міцності, регламентований інструкцією по розрахунку міцності обсадних колон, наведені в таблиці 6.2.

 

 

Рисунок 6.2 —

 

Граничний внутрішній тиск, який характеризує опір труби внутрішньому тиску, визначається за тиском, при якому напруження в меридіональному перерізі труби досягає границі текучості. Величина цього тиску, що залежить від діаметра, товщини стінки і матеріалу труби, вираховується за формулою

                               (6.8)

де  — номінальна товщина стінки труби, мм;

 — границя текучості матеріалу труб, МПа;

 — зовнішній діаметр труби, мм;

 — коефіцієнт, який враховує допустиме за ГОСТ 632-80 відхилення товщини стінки труби від номінального значення (  = 0,875).

Опір труби внутрішньому тиску, згідно формули (6.8), зростає із зменшенням діаметра і збільшенням товщини стінки і міцності матеріалу труб. Граничні внутрішні тиски обсадних труб, розраховані за формулою (6.8), наводяться в довідниках за трубами нафтового сортаменту і в інших літературних джерелах [40, 42].

Граничний зовнішній тиск називається критичним і характеризується тиском, при якому напруження в перерізі труби досягає границі текучості. Критичний тиск визначається експериментально або за формулою Г.М.Саркісова [40].

(6.9)

де  — границя пропорційності, яка для трубних сталей приймається рівною границі текучості, МПа;

 — модуль пружності, 2,1×10⁵ МПа; ;

 — овальність труби, найбільше розрахункове значення якої для труб діаметром (в мм) складає: 114-219-0,01, 245-324-0,015; вище 324-0,02.

Критичні тиски обсадних труб, вирахуваний за формулою (8.9), наводяться в літературі [42]. Зминання труби відбувається при тисках, що перевищують критичний на 10-18%.

Граничне розтягуюче навантаження називається зрушуючим і визначається навантаженням, при якому напруження в основній площині різьби досягає границі текучості. Зрушуюче навантаження обсадної труби (в МН) визначається за формулою

                     (6.10)

де  — середній діаметр перерізу в основній площині
різьби (першої повної нитки), м;

 — глибина різьби, м;

 — товщина стінки труби в основній площині різьби, м;

 — коефіцієнт розвантаження;

 — довжина різьби до основної площини, м;

— кут між опорною поверхнею різьби і віссю труби;

 — кут тертя (приймається  = 7).

Значення зрушуючих навантажень обсадних труб, вирахувані за формулою (6.10), наводяться в літературі [42].

Надлишкові тиски вираховують за найбільш небезпечним поєднанням внутрішніх і зовнішніх тисків, які діють на обсадну колону при випробовуванні, експлуатації і ремонті свердловини.

Надлишковий зовнішній тиск для перших розвідувальних свердловин визначають за формулою:

при розрахунку колон нафтових свердловин

 при                      (6.11)

 при    (6.12)

при розрахунку колон газових свердловин

 при                (6.13)

Тут  — віддаль від гирла до рівня рідини в колоні, м;

 — віддаль від гирла свердловини до розрахункового перерізу, м;

 — глибина свердловини, м;

 — найменший внутрішній тиск в газонафтовій або газовій свердловині при закінченні експлуатації, Па;

 — густина бурового розчину за колоною, кг/м³;

 — густина рідини всередині колони, кг/м³;

 — прискорення вільного падіння, м/c².

Внутрішній найменший тиск приймають за гирловим та вибійним тиском в кінці експлуатації свердловини, розподілення тиску по довжині колони приймається лінійним. Надлишковий зовнішній тиск незацементованих і зацементованих зонах з врахуванням пластового тиску для достатньо вивчених районів розраховують за уточненими геологічними даними.

Розтягуюче навантаження від власної ваги спущеної колони визначають за формулою

                                   (6.14)

де  — число секцій обсадної колони;

 — довжина і-ої секції обсадної колони, м;

 — теоретична маса 1 м труб в і-ій секції обсадної колони (наводиться в довідниках по обсадних трубах), кг.

Конструкція колони складається з окремих секцій труб, які задовольняють умову рівно міцності. Для вибору рівно
міцних секцій експлуатаційну обсадну колону розраховують в такому порядку.

1. За формулами (6.11)-(6.13) знаходять зовнішні над-лишкові тиски при глибинах  = 0,  і  і будують епюру діючих по довжині колони зовнішніх тисків.

2. За таблицею 6.2 приймають запас міцності [ ] по
зовнішньому тиску  і потім за довідковими даними вибирають для першої секції обсадну трубу, критичний тиск зминання, який задовольняє умову (6.6): .

3. Задаючись довжиною першої секції l1, яка повинна бути рівною висоті експлуатаційного горизонту, за епюрою або за формулами (6.11)-(6.13) визначають зовнішній тиск  на нижньому кінці другої секції, тобто на глибині  де  — довжина колони від гирла до башмака.

Вага першої секції , де  — теоретична маса одного метра труб першої секції, кг.

4. Прийнявши запас міцності для інших секцій труб [S], вибирають труби для другої секції за умовою: .

5. Для визначення довжини другої секції попередньо вибирають труби третьої секції. Внаслідок порівняно меншої глибини підвішування критичний тиск труб третьої секції . Виходячи з , можна вирахувати граничну глибину спуску труб третьої секції за формулою

Довжина другої секції колони ; вага другої секції

6. Для визначення довжини третьої секції  необхідно вибрати труби четвертої секції, визначити  за таблицею і розрахувати граничну глибину їх спуску:

Довжина третьої секції колони ; вага третьої секції .

7. Аналогічно розраховують довжини наступних верхніх секцій колони доки:

Якщо виявиться близькою до , то довжину
і-ої секції визначають з розрахунку на розтяг за умовою (6.7):

звідки

де  — зрушуюче навантаження труб і-ої секції;

[k] — запас міцності за розтягом (приймається за таблицею 6.2);

 — допустиме зрушуюче навантаження труб і-ої секції.

Секція  ділить колону на дві частини, з яких нижня розрахована за зовнішнім тиском, а верхня — на розтяг. Міцність труб (і+1)-ої і наступних секцій по мірі наближення до гирла повинна зростати внаслідок збільшення власної ваги колони.

8. Для визначення довжини (і+1)-ої секції вибирають труби цієї секції, що зрушуюче навантаження . Довжина (і+1)-ої секції так як відповідно попередньому

так як згідно попередньому

Аналогічно розраховують довжини наступних верхніх секцій, доки загальна довжина всіх секцій не стане рівною довжині обсадної колони, що проектується:

Загальна вага колони

Розглянута методика застосовується і для розрахунку міцності проміжної обсадної колони. При відсутності зовнішнього надлишкового тиску цю колону розраховують за розтягуючим навантаженням і внутрішнім надлишковим тиском. Біля гирла свердловини і над башмаком проміжної колони встановлюють 100-150 м труби з товщиною стінки 10 мм і більшою для попередження протирання труб в процесі буріння і спуско-підіймальних операцій. Приклад розрахунку об-
садних колон наведений в табл. 3Д додатку.