T j t ^ - > [(Poop), + 10 -2p*Z - Рн),] (1 - k),
где [pB ]2 — внутреннее давление, при котором напряжения в теле трубы, расположенной на глубине z, достигают предела текучести, МПа; пх — коэффициент запаса прочности, равный 1,1 для труб диаметром 114—219 мм и 1,45 для труб диаметром 245—426 мм.
Если трубы не удовлетворяют условию неравенства, то опрес совку проводят поинтервально с установкой цементных мостов (или пакеров) на расчетных глубинах.
Давление опрессовки цементного кольца промежуточной ко лонны после разбуривания башмака и углубления на 1—3 м;
0,95рПОР — 10-2рж£ > |
ропр > 1,05 (pB)L — 10“2рmL, |
||||
где рпог — давление |
начала поглощения |
пород, |
залегающих |
||
у башмака колонны, |
МПа- |
L — глубина |
нахождения башмака |
||
опрессовываемой |
колонны, |
м. |
|
|
|
Если ропр < |
0, то |
опрессовку не проводят. При |
поглощении |
||
жидкости в процессе опрессовки проводят дополнительное цемен тирование под давлением (исправительное цементирование) с по
следующей опрессовкой. |
|
|
|
||
Давления гидроиспытания труб рг.иcm спускаемых на |
глу |
||||
бине |
z, на поверхности |
|
|
|
|
|
> Рг. „сп > |
1,05.1,1 [(р,)г - (рЕ)г1 (1 - |
k) > Pmln> |
|
|
где |
(pH)z — наружное |
давление, |
действующее |
на трубы на |
глу |
бине г (определяется согласно п. |
I разд. 7.2). |
|
|
||
Все трубы одного типоразмера подвергают гидроиспытанию на поверхности на одинаковое давление.
Способ снижения уровня. Уровень в скважине должен быть ниже на 40—50 м того уровня, при котором предполагается про изводить вызов притока из объекта, но не менее НШп.
Глубина объекта, м |
. <500 |
500—1000 |
1000—1500 |
1500—2000 |
2000 |
Я она, м |
400 |
500 |
650 |
800 |
1000 |
В скважинах, заполненных перед цементированием промывоч ной жидкостью плотностью 1,4 г/см3 и выше, вместо испытания колонны способом снижения уровня заменяют промывочную жидкость в колонне водой.
7.4. РАСЧЕТ НАТЯЖЕНИЯ ОБСАДНОЙ КОЛОННЫ
Силу натяжения колонны QH, которая в процессе испытания (эксплуатации) подвергается нагреву или охлаждению и воздей ствию внутреннего давления, рассчитывают по одной из следующих формул:
151
а) в процессе испытания (эксплуатации) колонна по всей длине находится в растянутом состоянии:
Qo< QH> Qo + Л — -^2 "Ь -^8»
б) в процессе испытания (эксплуатации) нижняя часть ко лонны находится в сжатом состоянии:
Qo< QH> Qo + P i — P 2 + Ръ + М2 — M a;
в) условия работы неизвестны:
QH = Qo*
где Q0 — вес незацементированной части колонны, Н; Р г — сила, возникающая в результате нагрева (охлаждения) труб, Н; Р2 — сила, возникающая в результате воздействия на трубы внутрен него избыточного давления, Н; Р в — сила, возникающая в ре зультате воздействия на трубы разности внешнего и внутреннего гидростатического давлений флюида (газа), Н; М2 — момент от сил давления, действующих на внутреннюю боковую поверхность трубы, Н-м; М3 — момент от сил давления, действующих на внешнюю боковую поверхность искривленной трубы, Н-м.
После преобразования формулы принимают вид:
а) |
Q0< |
QH> |
Qo + 240Fcp At - 47p7d2+ 0.235Л (D2pp - d»p*); |
б) |
Qo < |
QH> |
Qo + 240Fcp At + 31pyd2 — 0,545/i (D2pp — d2pB), |
где F cp — средняя площадь сечения труб, см2; At — средняя тем пература нагрева труб в процессе испытания (эксплуатации), при охлаждении — знак минус; ру — давление на устье сква жины в процессе испытания (эксплуатации), МПа; d, D — вну тренний, наружный и средние диаметры труб в незацементированном интервале, см; h — длина незацементированной части ко лонны, м; рр — плотность бурового раствора, г/см3; рв — плот ность флюида (газа) в колонне в процессе испытания (эксплуата ции), г/см3 (для газовых скважин рв « 0,00084 г/см3; d2pB = 0)
At = 0,5 (ta — ti -f- ^4— /2)5
11, 13 — температуры на устье скважины до эксплуатации (испы тания) и в процессе эксплуатации, °С; t2, 14— температуры ко лонны на глубине h до испытания (эксплуатации) и во время эксплуатации, °С.
Если |
промывочную |
жидкость заменяют водой перед испыта |
|||
нием |
(эксплуатацией) |
через |
затрубное' пространство, |
колонна |
|
должна |
удовлетворять |
условию |
|
||
4 |
^ |
> < 2„ + 240Fcp M0I„ - |
VIру. saMd2+ 0,235ft (D2Pp - |
А |
|
«стр |
|
|
|
|
|
где Д*охл — абсолютная величина средней температуры охла ждения колонны при замене промывочной жидкости водой (опре-
152
деляется по методике ГрозНИ, формула Г. Г. Полякова); ру. зам — давление на устье скважины при замене промывочной жидкости водой, МПа.
В процессе испытания (эксплуатации) колонна в любом сече нии должна удовлетворять условию
(^стр):
(РcTp)z |
|
‘стр ^ |
QH |
0.2 |
|
|
Q n - Q z - |
240Fcp At + |
47pyda - |
0.235A (D*Pp - d*pB); |
|||
> |
||||||
*стр |
|
|
|
|
Dl 2 ’ |
|
|
[СТтЬ > |
2 [py — 10-2z (pp — pB)] |
||||
|
|
|
|
|
D i- d z |
|
где (Рстр)г — допустимая нагрузка |
на страгивание резьб, на |
|||||
ходящихся на глубине z, Н; /гстр — коэффициент запаса прочности на растяжение (приведен в п. V разд. 7.2); Qz — вес колонны
труб от устья |
до глубины z, Н; [aT]z — предел текучести мате |
|||||
риала труб, находящихся на глубине z, МПа; |
Dz, dz — наружный |
|||||
и внутренний |
диаметры |
труб, |
находящихся |
на глубине z, |
см; |
|
п — коэффициент запаса |
прочности на внутреннее давление |
(для |
||||
труб диаметром до 219 мм п = |
1,15, для |
зарубежных труб |
п = |
|||
= 1, 1). |
|
|
|
|
|
|
7.5. РАСЧЕТ |
РАССТОЯНИЙ |
МЕЖДУ |
ЦЕНТРАТОРАМИ |
|
||
В случае свободной подвески обсадной колонны (колонна не разгружена на забой) необходимо определить расстояние (м) от башмака до нейтрального сечения
D2 [(г — h) рц + ррЛ] — d?ppz
Я = 0,128 |
D2 — d2 |
|
Безразмерные коэффициенты, характеризующие прогиб труб под собственным весом в наклонной скважине, определяют по формулам
л |
1 ос H2qi (Dc ~ |
cos2acp |
’ |
|
Л - |
12t> |
E J sin a cp |
||
c - o n / = 3 H
tf?iC0Sacp >
где D0 — диаметр скважины по кавернометрии, мм; qx — масса 1 см обсадных труб с учетом потери массы в промывочной жидко сти, кг/см; а ср — средний угол наклона ствола скважины в зе нитной плоскости, градус.
Обозначения и размерности величин, входящих в формулы, указаны ранее в различных методиках. Задаваясь различными интервалами с шагом 0,25Я , рассчитывают коэффициенты А и С и по номограмме (рис. 7.4) определяют расстояние между центра торами в выбранном интервале. Так, задаваясь интервалами
153
С=к,О3,5 3,0 2,5 2,0 1,5 1,0 0,5 |
ЗН |
2.75Н 2,5Н |
2,25Н |
Рис. 7.4. Номограмма определения расстояния между центраторами
0,25Я , 0,5Я , 0,75# и Я , расстояния между центраторами опре деляют в интервалах их расстановки: (башмак колонны — 0,25Я), (0,25Я —0,5Я), (0,5Я —0,75Я), (0,75Я —Я) и т. д. Рас стояние между центраторами может быть взято также по табл. 7.9.
Расстояние (м) между центраторами в пределах сжатого уча стка обсадной колонны приведены в табл. 7.9.
Таблица 7.9
Диаметр |
Диаметр |
|
|
Угол |
наклона |
скважины |
градуо |
|
|
||
скважины, |
трубы, |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
мм |
мм |
5 |
10 |
15 |
20 |
25 |
30 |
35 |
40 |
45 |
50 |
|
|
||||||||||
320 |
245 |
23 |
19 |
17 |
16 |
15 |
15 |
14 |
14 |
13 |
13 |
295 |
219 |
22 |
18 |
16 |
15 |
14 |
14 |
13 |
13 |
13 |
12 |
269 |
219 |
19 |
16 |
15 |
14 |
13 |
12 |
12 |
12 |
11 |
11 |
216 |
168 |
18 |
15 |
14 |
13 |
12 |
12 |
11 |
11 |
11 |
10 |
216 |
146 |
17 |
15 |
13 |
12 |
12 |
11 |
11 |
10 |
10 |
10 |
216 |
140 |
17 |
14 |
13 |
12 |
11 |
11 |
11 |
10 |
10 |
10 |
190 |
146 |
15 |
13 |
12 |
11 |
10 |
10 |
10 |
9 |
9 |
9 |
190 |
140 |
15 |
13 |
11 |
11 |
10 |
10 |
9 |
9 |
9 |
9 |
161 |
127 |
13 |
11 |
10 |
9 |
9 |
9 |
8 |
8 |
8 |
8 |
Примечание. В пределах растянутого участка обсадной колонны расстояние между центраторами необходимо увеличить на 10 —1 Б %.
154
7.6. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ПРОХОДИМОСТИ ОБСАДНЫХ КОЛОНН ПРИ СПУСКЕ
Проходимость обсадных колонн при спуске в искривленном участке ствола скважины возможна при условии
В + GKp — Тв — Ту — Г к > 0 ,
где В — составляющая веса колонны длиной L , направленная вдоль ее оси, Н; GKp— допустимая нагрузка на колонну весом труб, расположенных выше определяемого участка, при которой начинается продольный изгиб труб, Н (GKp не должна превышать
допустимой технологической разгрузки |
колонны при спуске); |
||
Та> |
Ту — силы |
сопротивления, вызванные соответственно тре |
|
нием |
колонны |
по стенке скважины и |
контактным давлением |
под действием упругости колонны при прохождении искривлен ного участка, Н; Тк — сила сопротивления движению башмака колонны в искривленном участке ствола, Н.
В = IO^JL cos а ср,
где qx — масса 1 см обсадных труб с учетом потери массы в про мывочной жидкости; L — длина участка ствола, в пределах кото рого определяется проходимость колонны, см, принимают L
2000 см; а ср — средний угол наклона ствола скважины в зе нитной плоскости на определяемом участке L, градус.
G.P = 19,4 У WEJq\,
где Е — модуль Юнга, для стали Е = 2,1 - 105 МПа; I — осевой момент инерции труб, см4,
/ = 0,049 (D4 — d4J,
D, d — наружный и минимальный внутренний диаметры труб, проходящих при спуске через участок L, см.
Тн = lOp^L sin осср,
где р> — коэффициент трения стали о породу (р, = 0,05 — 0,6),
при |
наличии смазывающих добавок в буровом растворе \i < 0,2, |
|||
при |
сухом трении — (в |
воздухе) |
р « |
0,6: |
|
|
Ту = |
\л1Ь, |
|
|
|
t =768 |
Е,[г* |
; |
|
I = 2 У (R + |
0,5Dcy - ( R + 0,5D 0 - |
||
где I — равномерно распределенная по длине участка Колонны удельная сила контактного давления, Н/см; I — длина прямоли-
155