Часть 1. Построение эпюр нагружения колонн.
• Порядок выбора конструкций обсадных колонн.
На основании исходных данных выбирают расчетную схему по рис. 4.9 и выделяют в разрезе скважины глубину расчётных уровней (устье скважины, границы интервалов ствола с изменяющимся характером нагружения внутренним и наружным давлениями Н, h, L, а также интервалы залегания напорных горизонтов). Давления на этих уровнях определяют с помощью эпюр, построенных по значениям избыточных давлений (разница значений внутренних и наружных давлений). Распределение давления в расчетных интервалах принимают линейным.
Эпюру избыточных наружных давлений строят в следующей последовательности.
• Определяют избыточные наружные давления на глубинах расчётных уровней (рис. 4.10).
• Строят эпюры наружных избыточных давлений (при построении эпюры для расчётных уровней складывают в принятом масштабе значения и полученные точки последовательно соединяют между собой прямолинейными отрезками).
• При мощности пласта свыше 200 м (при расчётах по пластовому давлению) дополнительно определяют значения для глубин, отвечающих кровле и подошве пластов, с отражением на эпюрах.
• В районах с проявлением горного давления дополнительно определяют значения для глубин кровли и подошвы пласта с отражением на эпюрах.
• По построенным эпюрам для расчета колонн выбирают наибольшие значения для вышеуказанных глубин и строят обобщенную эпюру.
Аналогично строят эпюры избыточных внутренних давлений, при этом учитывается порядок испытания колонн на герметичность (в один приём без пакера или с пакером).
Часть 2. Расчёт обсадной колонны.
1. На основе нормативов определяются коэффициенты запаса прочности на наружное избыточное давление, внутреннее избыточное давление и осевые нагрузки.
2. Для 1-й снизу секции колонны по формуле (4.1) определяют допустимое наружное избыточное давление с учётом коэффициента запаса прочности.
3. Подбирают трубы, обладающие соответствующей прочностью. Если нет специфических условий (например, возможность интенсивного износа трением у башмака промежуточной колонны), то выбирают трубы, изготовленные из стали группы прочности Д и минимальной толщиной стенки. Если трубы группы прочности Д не удовлетворяют условию прочности, то переходят к трубам более высокой группы прочности.
4. Для выбранных труб в п. 3 по формуле (4.2) проверяют запас прочности на внутреннее избыточное давление. Если найденный запас прочности окажется меньше допустимого, то подбор труб этой секции производят по избыточному внутреннему давлению.
5. Определяют вес 1-й секции - q1*L1*g.
6. По эпюре определяют наружное избыточное давление на верхнем конце 1-й секции и подбирают трубы с равным или близким по значению (в большую сторону) давлению на глубине, из которых и составляют 2-ю секцию.
7. Проверяют трубы 2-й секции из условия двухосного нагружения (т.е. с учетом влияния растягивающих нагрузок от веса 1-й секции длиной) по формуле (4.5).
8. Для определения длины 2-й секции необходимо выбрать трубы 3-й секции с меньшей по сравнению со 2-й секцией прочностью. По эпюре следует найти глубину, на которой расчетное наружное избыточное давление будет равно найденному значению. Определяют вес 2-й секции - q2*L2*g.
9. Проверяют трубы 3-й секции из условия двухосного нагружения с учетом влияния растягивающих нагрузок от веса 1-й и 2-й секции по формуле (4.5).
10. Далее производят расчет на внутреннее избыточное давление для верхней трубы 2-й секции (по формуле 4.2). Если запас прочности окажется недостаточным, то длину 2-й секции уточняют из расчета на внутреннее давление. Для этого определяют допустимое внутреннее давление для труб этой секции и по эпюре устанавливают глубину L2 верхней границы секции. Определяют окончательно вес 2-й секции.
11. Аналогично подбирают последующие секции колонны. При этом одновременно определяют общий вес всех уже подобранных секций и каждый раз проверяют допустимую осевую нагрузку для труб последней секции.
12. Для верхней части колонны секции подбирают до тех пор, пока общая длина всех подобранных секций не окажется равной глубине скважины или не превысит ее. Подбираемые секции верхней части одновременно проверяют на избыточное внутреннее давление, а при необходимости - на наружное давление.
Принципы подбора и расчета обсадных колонн по отдельным секциям заложены в программном обеспечении проектных организаций, которые составляют проекты на бурение скважин конкретного назначения. Цель такого расчета - максимальная экономия металла труб.
Однако обсадные трубы с течением времени от действия разных горно-геологических причин и технологических факторов поддаются коррозии, теряют герметичность резьбовых соединений, протираются и прочее, что приводит к выходу скважины из действия. По этим причинам на практике при расчете обсадных колонн учитываются наибольшие нагрузки, которые должны действовать на колонну в разные периоды эксплуатации, и с достаточным запасом прочности она комплектуется двумя-трем типоразмерами труб, что значительно упрощает процесс комплектации колонны в полевых условиях, ее опрессовку и значительно увеличивает прочность и долговечность всей скважины.
Промежуточные колонны во время бурения, а эксплуатационные колонны при испытании, подземных и капитальных ремонтах скважин испытывают действия силы трения от работы бурильного инструмента (долота, замков и др.) и подземного оборудования (муфт насосно-компрессорных труб, канатов и др.).
Силы, действующие на промежуточную колонну
На промежуточную колонну в период бурения скважины действуют ее собственный вес; сила натяжения при обвязке; осевые и радиальные силы, возникающие вследствие изменения температуры и давления после обвязки данной колонны с предыдущей; изгибающий момент на участках искривления колонны, а также от составляющей веса и разности радиальных давлений на наклонных участках скважины; частично сохраняется также влияние сил, которые были приложены к колонне в конце цементирования.
Любое изменение давления или температуры в скважине сопровождается соответствующей деформацией, а если деформация невозможна, - возникновением дополнительных осевых и радиальных сил.
Периодически, например в период спускоподъемных операций, на колонну действуют динамические нагрузки.
Внутренняя поверхность промежуточной колонны (и кондуктора) изнашивается в результате трения о нее долот, бурильных замков и других элементов при многократных спускоподъемных операциях и вращении бурильной колонны.
Расчет механического износа труб промежуточных колонн
Для определения объема работ при возвратно-поступательном движении Lвпл и вращении бурильного инструмента в колонне Lвр, а также износа обсадных труб i используются следующие зависимости:
где H0 - общая длина УБТ; H1 - начальная глубина бурения; h -длина бурильного замка в свинченном виде; s - средняя длина бурильной колонны при спуске или подъеме за рейс; l - средняя длина одной трубы с замком; l0 - расстояние между замками бурильной колонны; d - диаметр замка бурильной трубы; n - средняя частота вращения ротора при бурении в интервале от H1 до H2, об/мин; t - время бурения роторным способом, мин; Llmm - условное линейное перемещение бурильной колонны, м, необходимое для износа стенок обсадных труб на 1 мм (принимается равным 41500 м); с - число рейсов.
Обсадные колонны в многолетнемёрзлых породах
На рис. 4.11. показано возможное распределение температуры вдоль ствола скважины после окончания бурения (кривая 1) и распределение температуры газа по стволу работающей скважины в зависимости от времени работы (кривые 2 и 3). Наиболее высокая температура мерзлых пород и относительно высокая температура газа наблюдается у нижней границы зоны вечной мерзлоты. Процесс таяния мерзлого грунта начинается снизу и распространяется к верхней границе мерзлоты.
Когда этот процесс достигает такой высоты, на которой прочность сцепления нерастаявшего участка с цементным камнем и силы трения в разрыхленных оттаявших породах окажутся неспособными противостоять весу труб кондуктора, натяжению эксплуатационной колонны и весу фонтанных труб, произойдет укорочение колонны и устье скважины вместе с фонтанной арматурой опустится (смещение устья скважины может достигать 0,5 м и более в зависимости от мощности слоя вечной мерзлоты, веса кондуктора и длины незацементированной части колонны).
Зацементированная эксплуатационная колонна обычно растягивается усилием, примерно равным ее весу (см. рис. 4.12 б). При нарушении сцепления цементного камня за кондуктором с окружающими породами этот же участок эксплуатационной колонны окажется сжатым (рис. 4.12 в) под воздействием собственного веса, веса кондуктора, фонтанных труб и обвязки.
Поэтому в условиях большой мощности мерзлых пород крепление их кондуктором осуществляется спуском на 100-150 м ниже уровня вечной мерзлоты, с упором его о забой и цементированием до устья скважины цементным раствором с теплоизолирующими свойствами.
За эксплуатационной (или промежуточной) колонной цементный раствор поднимается на 100-150 м выше башмака кондуктора, а кольцевое пространство между кондуктором и этими колоннами заполняется до устья скважины незамерзающим теплоизолятором, обладающим низким коэффициентом теплопроводности. Тепло-изолятор выполняет тройную функцию: предотвращает интенсивный теплообмен между рабочим агентом (нефть, газ) и стенками скважины (мерзлыми породами), а также снижает потерю теплоты газом и тем самым уменьшает вероятность образования гидратов в скважине.
Крепление в пластичных отложениях
Пластичные глинистые и хемогенные отложения часто также перекрывают специальной обсадной колонной, если при дальнейшем углублении скважины возможно действие критических сминающих давлений или сильный размыв их с образованием крупных каверн.
Расчёт промежуточных колонн на прочность
Максимальное внутреннее давление на колонну, которая на устье обустроена противовыбросовым оборудованием (ПВО), определяют с учетом наибольшего давления, которое может возникнуть при бурении под следующую колонну (газонефтепроявления, растворы высокой плотности).
За минимальное внутреннее давление (когда рассчитывают колонну на смятие) берется наименьшее значение, которое может быть при поглощении раствора или газонефтепроявлениях при открытом устье.
Внешнее давление для промежуточных обсадных колонн определяют по той же методике, что и для эксплуатационных колонн.
Осевая растягивающая нагрузка от собственного веса определяется с учетом теоретического веса спущенной колонны.
При отсутствии избыточного внешнего давления расчет промежуточных колонн ведут по растягивающей нагрузке от собственного веса и избыточному внутреннему давлению.
Если бурильная колонна работает в промежуточной обсадной колонне долгое время, то на участке вероятного наибольшего износа необходимо увеличить толщину стенки обсадных труб.
Рекомендуется с целью предупреждения протирания колонн около устья скважины использовать верхние 20 м труб с максимальной толщиной стенки.
Натяжение обсадных колонн
В связи с разными термогидродинамическими условиями эксплуатации скважин возникает необходимость рассчитывать степень натяжения или сжатия незацементированной части колонны.
В фонтанных и насосных добывающих скважинах незацементированная часть нагревается, и в ней могут возникнуть дополнительные напряжения сжатия, которые приводят к потере прочности.
В нагнетательных и газлифтных скважинах, особенно в зимний период, свободная часть колонны может охлаждаться и укорачиваться, что приводит к возникновению дополнительных растягивающих усилий.
Если прочность колонны удовлетворяет условиям эксплуатации, целесообразно проверить напряженное состояние колонны в период освоения скважины, когда раствор в скважине меняют на воду. При этом возможно повышение напряжения в растянутой колонне из-за ее охлаждения водой и повышения внутреннего давления.
Натяжение колонны определяется для жестко закрепленной колонны, которая при обвязке устья разгружается на цементное кольцо.
Для колонны, которая не разгружается на цементное кольцо, ее натяжение также определяется, но оно должно быть не меньше собственного веса колонны.
Для случая, когда незацементированная часть колонны не подвергается нагреву, охлаждению или воздействию давления, а температура, при которой работает колонна, неизвестна, натяжение обсадной колонны определяют по формуле:
Qн≥Q
где: Qн - усилие натяжения, кН; Q - вес незацементированной части колонны кН.
Минимальное значение усилия натяжения для скважин любого назначения определяют одинаково по наибольшему значению из формул Qн = Q:
где: р - внутреннее давление на устье в колонне, MПa; l - длина свободной части колонны, м; D, d - соответственно внешний и внутренний диаметры колонны, м (d - определяют по средней площади сечения колонны при эксплуатации F); γр, γ -удельный вес жидкости за колонной и в её середине, Н/м3; α - коэффициент линейного расширения груб, 1/°С; E - модуль упругости материала труб, Па; Δt - средняя температура колонны, °С.
Величина усилия натяжения колонны определяется из неравенства:
где [Р] -допустимая осевая нагрузка на трубы.
- Нагрузки, воспринимаемые обсадными колоннами
- Крепление скважины обсадными трубами
- Зоны несовместимости в разрезе скважины
- Контроль технического состояния крепи скважины
- Технические ограничения при определении допустимой интенсивности искривления ствола скважины
- Допустимые отклонения скважин от проектного положения
- Положение ствола и забоя скважины в пространстве
- Влияние процесса цементирования на эксплуатационные качества продуктивного пласта
- Герметичность заколонной части ствола скважины
- Влияние агрессивных газов на трубы и оборудование