СТО Газпром 2-3.2-035-2005

 

Главная       Учебники Газпром      СТО Газпром 2-3.2-035-2005

 поиск по сайту

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

ОТКРЫТОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО “ГАЗПРОМ”

 


СТАНДАРТ ОРГАНИЗАЦИИ


МЕТОДИЧЕСКИЕ УКАЗАНИЯ ПО РАСЧЕТУ ОБСАДНЫХ КОЛОНН

ПРИ КОМБИНИРОВАННЫХ НАГРУЗКАХ


СТО Газпром 2-3.2-035-2005


Издание официальное


 


ОТКРЫТОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО “ГАЗПРОМ”


Общество с ограниченной ответственностью “Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий – ВНИИГАЗ”


Общество с ограниченной ответственностью “Информационно-рекламный центр газовой промышленности”


Москва 2005

Предисловие


  1. РАЗРАБОТАН


  2. ВНЕСЕН


  3. УТВЕРЖДЕН И ВВЕДЕН В ДЕЙСТВИЕ


  4. ВВОДИТСЯ ВПЕРВЫЕ

Обществом с ограниченной ответственностью ”Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий – ВНИИГАЗ”


Управлением по бурению газовых и газоконденсатных скважин Департамента по добыче газа, газового конденсата, нефти ОАО “Газпром”


Распоряжением ОАО “Газпром” от 4 июля 2005 г. № 149 с 24 октября 2005 г.



© ОАО “Газпром”, 2005

© Разработка ООО “ВНИИГАЗ”, 2004

© Оформление ООО “ИРЦ Газпром”, 2005


Распространение настоящего стандарта осуществляется в соответствии с действующим законодательством и с соблюдением правил, установленных ОАО “Газпром”

Содержание

Введение IV

  1. Область применения 1

  2. Сокращения 1

  3. Порядок ввода исходных данных для расчета обсадных колонн 1

  4. Определение избыточных наружных и внутренних давлений, действующих на обсадные колонны при различных технологических

    операциях и осложнениях с учетом горно/геологических условий 4

    1. Расчет избыточных давлений для промежуточных колонн 4

    2. Расчет избыточных давлений для эксплуатационных колонн 8

  5. Прочностной расчет 11

    1. База данных геометрических и прочностных характеристик обсадных труб 11

    2. Выбор обсадных труб с учетом двухосного нагружения 13

    3. Расчет на прочность в клиновой подвеске колонной головки 17

    4. Расчет продольной устойчивости конструкции скважин 19

  6. Блок/схема расчета обсадных колонн и требования к компьютерной программе 22

Приложение А (справочное) Перечень источников по

номенклатуре обсадных труб импортного производства 26

Библиография 27

Введение


В процессе строительства, освоения и эксплуатации нефтяных и газовых скважин при различных технологических режимах и операциях для предотвращения аварийных ситуаций необходимо учитывать особые условия нагружения, сложные горно/геологические и геокри-ологические условия. Применение средств вычислительной техники может служить дополне-нием к традиционному аналитическому способу проведения технической экспертизы про-ектных решений, в достаточной мере отражать предъявляемые требования при решении мно-гофакторной оптимизационной задачи при расчете и выборе обсадных колонн и позволит устранять возможные механические ошибки.

Поскольку основным документом, содержащим методику расчета на прочность обсад-ных колонн от действия нагрузок в процессе проводки, освоения и эксплуатации скважин, а также рекомендации по выбору обсадных труб, резьбовых соединений и герметизирующих средств, является “Инструкция по расчету обсадных колонн для нефтяных и газовых сква-жин”, утвержденная в 1997 г., то в настоящие Методические указания включены расчетные формулы, приведенные в действующей Инструкции, но в приемлемой форме для разработки алгоритма расчета и использования его в компьютерных программах.

Кроме того, в настоящих Методических указаниях дополнительно включены следую-щие разделы:

  • расчет критической осевой растягивающей нагрузки при совместном действии на ус-тьевую часть обсадной трубы усилия натяжения и давления опрессовки колонной головки;

  • расчет продольной устойчивости конструкции скважин при нарушении крепи сква-жины в результате растепления многолетнемерзлых пород;

  • укрупненная блок/схема для организации вычислительного процесса с помощью ком-пьютерных программ.

    Отдельные требования настоящих Методических указаний могут быть применены при разработке рекомендаций, методик или инструкций по расчету обсадных колонн, если на них не распространяются другие действующие нормативные документы, устанавливающие эти требования.

    СТАНДАРТ ОТКРЫТОГО АКЦИОНЕРНОГО ОБЩЕСТВА “ГАЗПРОМ”


    image


    МЕТОДИЧЕСКИЕ УКАЗАНИЯ ПО РАСЧЕТУ ОБСАДНЫХ КОЛОНН

    ПРИ КОМБИНИРОВАННЫХ НАГРУЗКАХ


    image

    Дата введения 2005-10-24


    1. Область применения

      Настоящие Методические указания устанавливают порядок и алгоритм расчета обсадных колонн нефтяных и газовых скважин с использованием средств вычислительной техники с учетом обобщения результатов научно-исследовательских отечественных и зарубежных разработок с целью автоматизации определения действующих нагрузок и выбора обсадных труб и конструкций скважин. Методические указания предназначены для проведения технической экспертизы проектных решений по выбору обсадных труб и конструкции скважин, а также для дочерних обществ и организаций ОАО “Газпром”, занимающихся проектированием, бурением и капитальным ремонтом скважин.

    2. Сокращения

      В настоящих Методических указаниях применяются следующие сокращения: АНИ – американский нефтяной институт;

      ГНВП – газонефтеводопроявление; ММП – многолетнемерзлые породы; НКТ – насосно-компрессорные трубы; ОЗЦ – ожидание затвердения цемента.

    3. Порядок ввода исходных данных для расчета обсадных колонн

      Исходные данные для организации вычислительного процесса формируют на основе технико-экономических показателей на строительство скважины, общих сведений о районе работ, геологической характеристики разреза ствола скважины, геолого-технических условий бурения и эксплуатации скважин, а также на основе сведений по ранее пробуренным и освоенным скважинам.



      image


      Издание официальное

      Порядок ввода исходных данных их наименование и единицы измерения представлены в таблице 1. Условные обозначения, принятые в расчетных формулах настоящих Методических указаний, представлены в таблице 2.


      Т а б л и ц а 1 – Исходные данные для расчета обсадных колонн


      image

      Продолжение табл. 1


      image


      Т а б л и ц а 2 – Условные обозначения


      image

    4. Определение избыточных наружных и внутренних давлений, действующих на обсадные колонны при различных технологических операциях

      и осложнениях с учетом горно-геологических условий

      1. Расчет избыточных давлений для промежуточных колонн

        Избыточные внутренние и избыточные наружные давления, действующие на обсадную колонну, определяют как максимальную разность между внутренним и наружным и, соответственно, между наружным и внутренним давлениями для одного и того же момента времени, при котором происходят те или иные процессы и технологические операции.

        1. Внутреннее давление

          Внутреннее давление определяют для различных процессов и технологических режимов, в течение которых оно достигает минимальное и максимальное значение. Расчетные

          Bz

          формулы для вычисления внутреннего давления P

          представлены в 4.1.1.1 4.1.1.7.

          1. При ГНВП с открытым устьем во время углубления под следующую за рассчитываемой колонну из условия полного замещения промывочной жидкости пластовым флюидом – минимальное значение, в интервале от устья, где z = 0 до забоя скважины, где z = L

            image

            image

            (далее по тексту – в интервале 0  z < L):


  • проявляющий флюид газ, газ и нефть image ; (1 а)


  • проявляющий флюид нефть РВz = 10

    -2

    ф z. (1 б)

    П р и м е ч а н и е – Для удобства дальнейшего изложения материала формулы вычисления абсолютных давлений для одного и того же процесса обозначаются одним номером с разными литерами.

    пл

    Значение Р

    и l

    пл

    принимают по кровле проявляющего пласта с учетом наибольшего

    градиента пластового давления.

          1. При возможном поглощении бурового раствора с частичным опорожнением колонны – минимальное значение:

  • в интервале 0  z < Hоп РВz = 0; (2 а)

    -2

  • в интервале Hоп  z  L РВz = 10

    в(z Hоп). (2 б)

    При отсутствии достоверных исходных данных допустимо принимать уровень жидкос-

    ти в колонне Ноп при опорожнении в пределах 0,3 0,4 от глубины скважины L по вертикали.

          1. При ГНВП с закрытым устьем и полном замещении промывочной жидкости пластовым флюидом:

            image

            image

            image

  • проявляющий флюид газ в интервале 0  z  L image , (3 а) где image ;

проявляющий флюид газ и нефть в интервале 0  z < H


image

image, (3 б)

где image;

  • проявляющий флюид нефть в интервале 0  z  L или газ и нефть в интервале


    Вz

    H  z  L (eS = 1) Р

    = Рпл

    ф

    10-2

    (lпл

    z). (3 в)

    При наличии в пласте нефти с растворенным газом, где давление насыщения Рнас мень-

    ше пластового Р

    пл

    , значение Н определяют по формуле:


    image

    . (4)



    Значение давления насыщения Рнас (псевдокритическое давление) природных газов в

    соответствии с [ 1 ] лежит в диапазоне от 4 до 5 МПа. Если по формуле (4) получено отрицательное значение Н, то его принимают равным нулю и расчет производят по формуле (3 в).

          1. После ОЗЦ при бурении под следующую колонну и отсутствии поглощения и

            проявления от действия столба бурового раствора в – гидростатическое давление (в интервале 0  z  L):

            РВz = 10

            -2 z. (5)

            в


          2. При ОЗЦ на момент конца продавливания тампонажного раствора:


            image

            image. (6)

          3. При ОЗЦ последующей за рассчитываемой колонны:

            • в интервале 0  z < h* РВz = 10

              р z; (7 а)

              -2


              image

            • в интервале h*  z < L image. (7 б)

              П р и м е ч а н и е – Величины h* и ц* соответствуют значениям расстояния до уровня цементного раствора и удельному весу цементного раствора для следующей за рассчитываемой колонны.

          4. При испытании колонны на герметичность:

    • при условии 1,1Р


 Р

max

Ву оп

max

Р

Вz

= 1,1Р

Ву

ж

max + 10-2

-2

z; (8 а)

  • при условии 1,1РВу

    < Роп

    РВz = Роп + 10

    ж z, (8 б)

    где Р

    Ву

    max – наибольшее устьевое давление (z = 0), принимают наибольшее из значений,

    определенных по формулам (3), (5) – (7);

    Р

    оп

    – минимально необходимое избыточное внутреннее устьевое давление при испы-

    тании на герметичность, значение принимают в соответствии с таблицей 3.

    Т а б л и ц а 3 – Минимально необходимое давление опрессовки


    image


        1. Наружное давление

          Наружное давление определяют для различных процессов и технологических режи-

          мов, в течение которых оно достигает минимального и максимального значения. Расчетные формулы для вычисления наружного давления PHz, представлены в 4.1.2.1 и 4.1.2.2.

          1. При ОЗЦ на момент конца продавливания тампонажного раствора:

  • в интервале 0  z < h РНz = 10

     z; (9 а)

    -2

    р

    image

  • в интервале h  z  L . image . (9 б)

          1. После ОЗЦ:

  • в незацементированной зоне в интервале от устья до уровня цемента при 0  z< h, наружное давление определяют по формуле (9 а);

    image

    image

  • в зацементированной зоне в интервале h  z  L0, закрепленной предыдущей колонной , (10 а)

    3

    где удельный вес гидростатического столба воды гс принимают равным 1,1 Н/м 10

    -4;

    image

    image

  • в зацементированной зоне открытого ствола в интервале L0 < z  L с известным пластовым давлением image . (10 б) При отсутствии влияния пластового давления, т.е. когда оно меньше гидростатичес-

3

-4

кого давления столба воды с удельным весом гс = 1,1 Н/м 10

, наружное давление в интерва-

0

ле L

< z  L определяют по формуле (10 а).

П р и м е ч а н и е – При расчете наружного давления, действующего на кондуктор, принимают:

пл

L

0

= 0; P L0 = 0.

в зацементированной зоне открытого ствола в интервале залегания пород, склонных

mп

к текучести Lк

mп

 z  Lп

image

image

. (10 в)

При строительстве разведочных скважин в малоизученном районе усредненный удель-

i i

  пl

ный вес вышележащих горных пород п


image

li

принимают из диапазона 2,3 2,5 Н/м310-4.

mп

Величины Lк

и L

mп

п , полученные на основе данных геологической характеристики

разреза ствола скважины, принимают на 50 м выше кровли и ниже подошвы рассматриваемого пласта соответственно.

      1. Избыточное внутреннее давление

        В общем случае избыточное внутреннее давление определяют как максимальную разность между внутренним и наружным давлением:


        Р

        = Р

        ВИz Вz

        – Р

        Нz

        . (11)

        Порядок вычисления избыточного внутреннего давления РВИz представлен в 4.1.3.1 4.1.3.5.

        1. При ГНВП с закрытым устьем и полном замещении промывочной жидкости пластовым флюидом избыточное внутреннее давление определяют как разность между значениями формул (3) и (10) с учетом требований 4.1.2.1.

        2. При бурении под следующую колонну при отсутствии поглощения и проявления избыточное внутреннее давление определяют как разницу между формулами (5) и (10) с учетом требований 4.1.2.1.

        3. При ОЗЦ на момент конца продавливания тампонажного раствора избыточное внутреннее давление определяют как разницу между формулами (6) и (9).

        4. При ОЗЦ следующей колонны избыточное внутреннее давление определяют как разницу между формулами (7) и (10) с учетом требований 4.1.2.1.

        5. При испытании колонны на герметичность избыточное внутреннее давление определяют как разницу между (8) и (10) с учетом требований 4.1.2.1.

        6. Для скважин с нормальными условиями бурения и эксплуатации* в зацементи-

рованной зоне в интервале h  z  L избыточное давление PВИz по 4.1.3.2 – 4.1.3.4 определяют с учетом разгрузки цементного кольца:

РВИz = (РВz – РНz )  (1 К), (12)

где К – коэффициент разгрузки цементного кольца, численное значение которого принимают в соответствии с таблицей 4.


image

* Под нормальными условиями бурения и эксплуатации (за весь период срока службы скважины) следует понимать следующее: отсутствие аномально высоких и аномально низких пластовых давлений, нормальное распределение начальных температур и градиентов давлений пород в разрезе, отсутствие многолетнемерзлых и низкотемпературных пород, отсутствие слабосвязанных пород по стволу скважины, отсутствие высокопластичных пород.

Т а б л и ц а 4 – Коэффициент разгрузки цементного кольца



Наружный диаметр колонны, мм

Значение К

114 178

0,25

194 245

0,30

273 324

0,35

340 и более

0,40


      1. Избыточное наружное давление

        В общем случае избыточное наружное давление определяют как максимальную разность между наружным и внутренним давлением:

        РНИz = РНz – РВz. (13)

        Порядок вычисления избыточного внутреннего давления РНИz представлен в 4.1.4.1 и 4.1.4.3.

        1. При ГНВП с открытым устьем во время углубления под следующую за рассчитываемой колонну из условия полного замещения промывочной жидкости пластовым флюидом избыточное наружное давление определяют как разность между значениями формул

          (10) и (1) с учетом требований 4.1.2.1.

        2. При поглощении бурового раствора с частичным опорожнением или при испытании колонны на герметичность снижением уровня избыточное наружное давление определяют как разность между формулами (10) и (2) с учетом требований 4.1.2.1.

        3. Для скважин с нормальными условиями бурения и эксплуатации в зацементи-

рованной зоне в интервале h  z  L избыточное давление РНИz по 4.1.4.2 определяют с учетом коэффициента разгрузки цементного кольца К (см. таблицу 4):

РНИz = (РНz – РВz)  (1 – К). (14)


    1. Расчет избыточных давлений для эксплуатационных колонн

      1. Внутреннее давление

        Вz

        Порядок вычисления внутреннего давления Р

        4.2.1.1 4.2.1.6.

        и расчетные формулы представлены в

        1. При вызове притока или испытании на герметичность снижением уровня внутреннее давление (минимальное значение) определяют по формулам (2).

        2. При окончании эксплуатации скважины (минимальное значение):

          проявляющий флюид газ (в интервале 0  z  L), а также газ и нефть (в интервале

          0  z < Н), когда Рпл

           4,0 МПа РВz = РВу = Рпл

          , (15 а)


          в случае, когда Рпл

          min


          min

          min


          > 4,0 МПа расчет ведут по формулам (3а) и (3б), подставляя вместо

          ;

          Р

          – Р

          min

          пл пл

          • проявляющий флюид нефть в интервале 0  z < H РВz = 0; (15 б)

          • проявляющий флюид нефть, а также газ и нефть в интервале H  z  L


            image

            image . (15 в)

        3. В период ввода скважины в эксплуатацию при закрытом устье вычисления проводят по формулам (3).

        4. При ОЗЦ на момент конца продавливания тампонажного раствора вычисления проводят аналогично 4.1.1.5.

        5. При выполнении работ, связанных с нагнетанием жидкости в скважину (интенсификация, гидроразрыв, ремонтные работы):

          Р = Р

          + ΔР – 10-2 (l

          – z), (16)

          Вz пл

          и пл

          где ΔР – дополнительное давление (репрессия на пласт), определяют опытным путем и назначается геологической службой, МПа;

        6. При испытании колонны на герметичность расчет выполняют согласно фор-

мулам (8), где за устьевое давление РВу


max

принимают наибольшее из значений, определен-

ных по 4.2.1.3 4.2.1.5.

      1. Наружное давление

        Нz

        Наружное давление Р

        для эксплуатационных колонн определяют также, как и для

        промежуточных колонн по 4.1.2, исключая формулу (10 в).

      2. Избыточное внутреннее давление

        Порядок вычисления избыточного внутреннего давления РВИz представлен в 4.2.3.1 – 4.2.3.5.

        1. В период ввода скважины в эксплуатацию при закрытом устье расчет ведут аналогично 4.1.3.1.

        2. При ОЗЦ на момент конца продавливания тампонажного раствора расчет ведут аналогично 4.1.3.3.

        3. При выполнении работ, связанных с нагнетанием жидкости в скважину, избыточное внутреннее давление определяют как разницу между значениями формул (16) и (10) с учетом требований 4.1.2.1.

        4. При испытании колонны на герметичность избыточное внутреннее давление определяют как разницу между (8) и (10) с учетом требований 4.1.2.1.

        5. Для скважин с нормальными условиями бурения и эксплуатации избыточное давление по 4.2.3.1 – 4.2.3.4 определяют с учетом коэффициента разгрузки цементного кольца К (см. таблицу 4) по формуле (12).

      1. Избыточное наружное давление

        Порядок вычисления избыточного наружного давления Р

        представлены в 4.2.4.1 4.2.4.4.


        НИz

        и расчетные формулы

        1. При вызове притока или испытании на герметичность снижением уровня – как разница между значениями формул (10) (за исключением (10 в)) и (2) с учетом требований 4.1.2.1.

        2. При окончании эксплуатации – как разница между формулами (10) (за исключением (10 в)) и (15) с учетом требований 4.1.2.1 и 4.2.2.2.

        3. Для скважин с нормальными условиями бурения и эксплуатации избыточное давление по 4.2.4.1 и 4.2.4.2 определяют с учетом коэффициента разгрузки цементного кольца К (см. таблицу 4) по формуле (14).

        4. Для скважин, расположенных в зоне ММП, учитывается возможность прояв-

ления аномальных давлений обратного промерзания при длительном простое и восстановлении отрицательных температур. Аномальные давления возникают при промерзании водосодержащих масс в заколонных замкнутых объемах (пространствах). В межколонном пространстве замерзание воды происходит: в седиментационных дефектах цементного камня; в оставшемся не вытесненном глинистом растворе; в глинистой корке в зазоре между колонной и цементным камнем.

Избыточное наружное давление, возникающее в заколонном пространстве и соответствующее максимально возможному давлению обратного промерзания с учетом абсолютно жесткой системы “порода – крепь – обсадная колонна – вода – лед”, определяют следующим образом:

  • для температур замерзания двухкомпонентной системы вода–лед в замкнутом объеме не ниже -4 – -5 oС по зависимости Клайперона-Клаузиуса

    РНИz = 0,1 + 13,4⏐Тз Тфо⏐; (17 а)

  • при более низких температурах по зависимости Бриджмана-Таммана

2

РНИz = 0,1 + 12,7⏐Тз Тфо⏐ 0,1519(Тз Тфо) . (17 б)

з

Значение Т

определяют по данным геокриологических исследований ММП кон-

кретного региона. Величину Тфо определяют по теплофизическим данным водной основы бурового или тампонажного раствора (при отсутствии достоверных данных принимается

равной 0 oС).

Фактическое давление обратного промерзания с учетом коэффициента объемного расширения, коэффициентов сжимаемости и объемных долей льда, цементного камня, упругих наполнителей и других компонентов определяют в соответствии с [ 2 ].

Расчет давления обратного промерзания проводят в интервале 0  z  Lклз и принимают

постоянным от устья скважины до подошвы криолитозоны.


  1. Прочностной расчет

    Определив избыточные давления, действующие на обсадные трубы при различных стадиях технологических операций, для визуализации проведенных расчетов строят эпюры максимальных давлений. Прочностной расчет ведут на основе исходных данных, представленных в таблице 1.

    1. База данных геометрических и прочностных характеристик обсадных труб

      С целью организации вычислительного процесса с применением средств вычислительной техники и автоматизированного выбора обсадных колонн необходимо создать базу данных по геометрическим характеристикам труб – диаметр D и толщина стенки  (данные представлены в таблицах 5, 6).

      В базу данных заносят прочностные характеристики – предел текучести материала

      труб т. В таблице 7 представлены значения т (минимальные величины) и соответствие марок стали импортных труб группе прочности отечественных труб.

      В базу данных заносят и другие прочностные характеристики – критические наружные и внутренние давления, растягивающие нагрузки (для номенклатуры обсадных труб импортного производства*). Технические, механические и специальные свойства материала обсадных труб импортного производства и рекомендуемые области применения, в том числе отличные от стандарта АНИ, содержатся в специализированных каталогах. Примерный перечень источников представлен в приложении А.


      image

      * Прочностные характеристики обсадных труб отечественного производства рассчитывают в соответствии с 5.2.

      Т а б л и ц а 5 – Геометрические характеристики отечественных обсадных труб

      В миллиметрах


      image


      Т а б л и ц а 6 – Геометрические характеристики обсадных труб импортного производства

      В миллиметрах


      image

      Продолжение табл. 6


      image



      Т а б л и ц а 7 – Предел текучести материала обсадных труб


      В МПа


      image


    2. Выбор обсадных труб с учетом двухосного нагружения

      Расчет критического наружного и внутреннего давления, а также растягивающей нагрузки (для номенклатуры труб отечественного производства), при которых наибольшее напряжение достигает предела текучести материала труб, ведут по формулам Саркисова Г.М.

      Критическое избыточное наружное давление, МПа:


      image

      image;

      Kmin = min -D; K0 = 0 -D; r = 0 -min, (18) где D – наружный диаметр трубы, мм;

      Т – предел текучести материала труб, МПа;

      Е – модуль упругости, Е = 2,1105, МПа;

      е – овальность, е = 0,0075 (трубы исполнения А), е = 0,01 (трубы исполнения Б);

       – номинальная толщина стенки трубы, мм;

      min, 0 – расчетные толщины стенок, min = 0,875; 0 = 0,918 (трубы исполнения А),

      0 = 0,905 (трубы исполнения Б).

      Критическое избыточное внутреннее давление, МПа:


      image

      image . (19)


      Критическая растягивающая нагрузка, кН:


      image image. (20)

      Избыточные давления, действующие на обсадную колонну, не должны превышать допустимого значения с целью сохранения условия прочности конструкции скважины:

      image

      image

      image image, (21 а)

      H

      где P кр – критическое наружное давление с учетом двухосного нагружения, МПа;


      image

      image . (21 б)


      Подобранную обсадную колонну, выдерживающую избыточные давления, проверяют на растягивающее нагружение по телу трубы (22 а) и по разрушающей нагрузке в резьбовом соединении (22 б):

      image, (22 а)

      image (22 б)

      Численные значения коэффициентов запаса прочности nн, nв, nр, nрр представлены в таблице 8.

      Т а б л и ц а 8 – Коэффициенты запаса прочности


      image

      Продолжение табл. 8


      image


      Величину веса одного погонного метра обсадной трубы q, кН, можно рассчитывать по следующей формуле:

      image, (23)

      где  = 7800 кг/м3 – плотность стали; D – наружный диаметр трубы, мм;

       – толщина стенки, мм;

      1,017 – коэффициент, учитывающий вес нормальной муфты.

      Применение формулы (23) упростит ввод данных, а погрешность вычисления веса колонны обсадных труб при использовании различных резьбовых соединений или облегченных муфт будет незначительная.

      Критическое наружное давление с учетом двухосного нагружения уточняется для нарастающего веса колонны обсадных труб:

      • для труб отечественного производства


        image

        image ; (24 а)

      • для труб импортного производства (методика расчета компаний Dalmine, Siderca и Tamsa)

      image

      image

      , (24 б)


      где y – коэффициент снижения критического наружного давления, определяемого из действительного решения квадратного уравнения:

      image. (25)

      При воздействии на обсадные трубы сероводорода в присутствии воды они могут подвергаться сульфидному коррозионному растрескиванию под общим воздействием растягивающих напряжений. Расчет колонн на внутреннее давление и растяжение производится по

      s

      расчетному коэффициенту запаса прочности n

      в агрессивной среде:


      image

      image . (26)


      image

      image

      Коэффициенты снижения несущей способности Ks и Kt (см. таблицу 1) определяют для конкретной марки трубы по техническим условиям завода-изготовителя в зависимости

      от условий ингибирования и парциального давления сероводорода и углекислого газа. Парциальное давление агрессивной среды image вычисляется как произведение его концент-

      рации image (в процентах по объему к объему газовой фазы) на общее давление в рассмат-

      риваемом сечении (в частном случае пластовое давление):


      image. (27)

      Таким образом, условия прочности на внутреннее избыточное давление (21 б) и на

      вs

      и n

      рs

      растяжение (22) уточняют с учетом (26), т.е. коэффициенты n nв и nр.

      подставляют вместо

      С целью равномерного нагружения и эффективного использования материала труб обсадная колонна разбивается на секции так, чтобы критические нагрузки не превосходили действующих на 25 % – 35 %.

      Для визуализации проведенных расчетов на эпюры избыточных давлений наносят допустимые значения наружных и внутренних давлений выбранных секций обсадной колонны.

      Выбор резьбовых соединений, антифрикционных смазок и герметизирующих средств производят с учетом геолого-технических условий бурения и эксплуатации скважин по номенклатуре обсадных труб отечественного и импортного производства в соответствии с [ 3 ].

    3. Расчет на прочность в клиновой подвеске колонной головки

      Схема колонной головки и действие сил показаны на рисунках 1 и 2. Суммарную на-

      грузку Q

      см

      и сминающую силу F

      определяют в соответствии с 5.3.1 и 5.3.2.

      1. Суммарная нагрузка Q , кН, действующая на клиновую подвеску колонной голо-

        н

        вки от натяжения обсадной колонны Q , кН, и от давления опрессовки Р

        опр

        , МПа:



        image

        image

        image

        , (28)


        где Dм – наружный диаметр манжеты уплотнения клиновой подвески, мм.

        Давление опрессовки Ропр, МПа, регламентируется техническими условиями и инструкцией по эксплуатации колонной головки.


        image


        image

        image





        Рисунок 1 – Схема клиновой подвески колонной головки


        Рисунок 2 – Схема действия сил в клиновой подвеске колонной головки

        см

      2. Сминающая сила F

        от действия сил нормальной реакции на стенки фланца

        колонной головки NКГ и обсадной трубы NОТ и силы трения Fтр (кН):

        image

        image , (29)

        где  – угол наклона клина; kтр – коэффициент трения стали по стали, kтр = 0,18.

        см охв

      3. Давление смятия от плашек клиновой подвески Рсм, МПа, определяют из отношения сминающей силы F , кН, и площади охвата клиновой подвески S , м2:


        image

        image . (30)


        Площадь охвата клиновой подвески S

        ной головки:

        охв

        , м2 – геометрическая характеристика колон-


        image

        image , (31)


        где D – наружный диаметр трубы, мм;  – угол охвата клина, град; h – высота клина, мм;

        z – количество клиньев, шт.

        Геометрические характеристики заносятся в базу данных и идентифицируются по запросу типоразмера (или наименования) колонных головок.

        image

      4. Для обеспечения прочности верхней части обсадной трубы от действия наружного избыточного давления необходимо выполнение условия:


image image , (32)


см

где n

см

  • коэффициент запаса прочности при сминающей нагрузке плашек, n

    = 1,3 – 1,4.

    Критическое давление при двухосном нагружении РН

    кр, МПа, определяют по форму-

    лам (24) с учетом (26).

    При невыполнении условия прочности (32) из-за совместного действия усилия предварительного натяжения обсадной колонны и давления опрессовки колонной головки, установленного инструкцией по эксплуатации оборудования, следует увеличить высоту подъема цементного раствора или установить в зоне действия клиновых плашек более прочную обсадную трубу.

      1. Расчет продольной устойчивости конструкции скважин

        1. Потеря продольной устойчивости конструкции скважин происходит в следующих случаях: недоподъем цементного раствора до устья; наличие обширных и протяженных каверн незаполненных цементом; присутствие в разрезе криолитозоны мощных толщ просадочных пород, в результате оттаивания которых на контакте цемент-порода образуются пус-

          тоты. При достижении критической величины нагрузки Fкр, кН, действующей на конструк-

          кр

          цию, и критической длины незакрепленного участка колонны l

          , м, в протяженных кавер-

          нах, конструкция теряет продольную устойчивость – изгибается, деформируется, что приводит к разгерметизации резьбовых соединений и разрушению обсадных труб.

          При расчете конструкции скважины на продольную устойчивость необходимо учитывать следующие факторы: различные виды закрепления участков колонн (расчетные схемы

          указаны в таблице 9); действие как сосредоточенных сил Fс, кН, так и выталкивающей силы

          в

          F , кН, обусловленной воздействием давления газа (флюида) на трубную и колонную голо-

          вки скважины; распределенные нагрузки qc, кН (вес колонн, цементного кольца, обвалившихся оттаявших пород в зоне нарушенной крепи скважины).

          Расчет конструкций на продольную устойчивость в зонах залегания ММП ведут согласно разработанной методике [ 2, 4 ].

        2. При учете одновременного действия сосредоточенной и распределенных сжимающих сил расчет конструкции скважины проводится по выражениям:

          image

          image, (33 а)


          image

          image

          image

          * = (1 n*), , , (33 б)


          min

          где ЕJ

  • наименьшая жесткость изгиба конструкции (Е – модуль упругости, кН/м2,

4

Jmin – наименьший из главных центральных моментов инерции сечения стержня, м );

 – коэффициент приведенной длины (см. таблицу 9);

n – параметр, представляющий собой отношение нагрузки qcl к эйлерову значению критической силы для данной конструкции скважины;

, * – коэффициенты критической нагрузки при действии только сосредоточенных сил и при одновременном действии сосредоточенных и распределенных сжимающих сил соответственно.

Т а б л и ц а 9 – Определение соотношения коэффициентов , 0, 0, *


image


image

c

      1. В случае действия только одной равномерно распределенной нагрузки q , кН, например веса конструкции, расчет проводится с использованием следующих выражений:


        image , (34 а)


        image

        image

        image

        image

        , 0

        =   . (34 б)

        2 2 *

        *

        Значения 0, 0, 

        при разных способах закрепления концов конструкции даны в таб-

        лице 9. Индекс “ 0 ” соответствует действию на конструкцию только распределенной нагрузки, индекс “ * ” соответствует действию на конструкцию комбинированной нагрузки.

        в

      2. При учете особенностей работы конструкции скважины при воздействии на трубную и колонную головки выталкивающей силы F , зависящей от давления флюида на устье

        скважины и сосредоточенной нагрузке Fс, действующей на колонную головку от подвески

        image

        НКТ, веса трубной и колонной головок, фонтанной арматуры, устьевого оборудования, расчет конструкции ведут по следующим выражениям:


        image

        image , (35 а)


        2

        ЕсJсmin = ЕтJтmin + ЕцJцmin, qс = qт + qц, qц = (Rц – R

        2

        ) ц, (35 б)

        т

        где ЕсJсmin, ЕтJтmin, ЕцJцmin – суммарная изгибная жесткость конструкции скважины, труб и цементных колец за обсадными колоннами соответственно;

        qс, qт, qц – вес погонного метра конструкции скважины, колонны труб, цементного кольца соответственно, кН;

        Rц, Rт – наружный радиус цементного кольца, обсадной колонны, м;

        ц

         – здесь удельный вес цементного камня, кН/м3.

      3. В случаях когда критическая длина конструкции скважины lкр оказывается сопоставимой с толщей просадочных ММП, необходимо осуществлять мероприятия по повышению

        продольной устойчивости конструкции с увеличением ее жесткости в процессе строительства: спуск удлиненного направления; установка на обсадных колоннах через каждые 8-15 м стрингеров (опорные элементы, устанавливаемые между эксплуатационной и промежуточной колоннами); установка в кавернозных интервалах через 10–20 м опорно-центрирующих элементов; расширение ствола в зоне ММП для обеспечения повышенной упругости цементного кольца.

      4. При выборе необходимого диаметра расширения ствола под кондуктор (направление) в верхних просадочных, кавернозных породах с созданием так называемого “ступенчатого” ствола [ 2 ] в целях обеспечения повышенной продольной устойчивости конструк-

        ции проводят расчет величины наружного радиуса Rц min, м, цементного кольца, при котором

        кр

        достигается наименьшее возможное значение F

        кр min

        = F . Величины фактического наружно-

        кр

        го радиуса цементного кольца Rц min и его критическое значение R

        пользованием следующих выражений:


        ц min

        определяются с ис-


        image

        image

        image

        image , . (36)

        При определенной длине l

        кр

        , м, для повышения жесткости конструкции скважины

        увеличивается толщина цементного кольца согласно выражениям (36).

      5. При расчетах продольной устойчивости обсадных колонн (конструкции скважи-

        ны) в результатах могут получаться отрицательные значения Fкр = f (Rц, lкр). Это означает, что для обеспечения устойчивости колонны необходима растягивающая продольная сила не

        менее Fкр.

      6. При проведении расчетов конкретных конструкций скважин на продольную ус-

тойчивость согласно выражениям (33) – (36) получаем значения Fкр, qс кр, R

кр

ц min по фактиче-

.

кр

ски действующим нагрузкам на конструкцию при соответствующих l

Результатами расчета являются определение критической длины незакрепленного (не опертого о горную породу) участка конструкции скважины при критической осевой нагрузке или наименьший радиус цементного кольца (главным образом в зоне ММП под кондуктор или удлиненное направление).

Для обеспечения продольной устойчивости конструкции скважин снижают действующие нагрузки на скважину или обеспечивают выполнение условий:

image, (37 а)

image

image

, (37 б)


l

где n

– коэффициент обеспечения запаса продольной устойчивости конструкции сква-

жины по длине, nl = 1,1 – 1,2.


6 Блок-схема расчета обсадных колонн и требования к компьютерной программе

Укрупненная блок-схема расчета обсадных колонн с учетом сложных горно-геологических и геокриологических условий представлена на рисунке 3.

В блок № 1 (см. рисунок 3) для организации вычислительного процесса входят исходные данные, представленные в таблице 1.

В блоках № 2 – 5 организован вычислительный процесс, соответствующий требованиям и методики учета геокриологических условий при выборе конструкций эксплуатационных скважин [ 2 ], порядок которых представлен в разделах 4.1 и 4.2.

В блоках № 6 и № 7 осуществляются расчет и выбор обсадных труб. Порядок автоматизированного выбора обсадных колонн следующий. По заданному диаметру ствола скважины определяется диаметр обсадной колонны. Из базы данных геометрических и прочностных характеристик труб выбираются наименьшие значения толщины стенки трубы


image


image

image

image

image

image

image

image

image

image

image

Рисунок 3 – Блок-схема расчета обсадных колонн с учетом сложных горно-геологических условий

и предел текучести (группа прочности или марка стали). Рассчитываются критические наружные и внутренние давления, растягивающая нагрузка для выбранной трубы, проводится расчет на прочность в клиновой подвеске (для случая, когда цементный раствор при креплении ствола скважины не поднят до устья), расчет продольной устойчивости конструкции скважин.

Полученные значения сравниваются с действующими на обсадную колонну нагрузками. Если условия прочности, записанные в формулах (21), (22), (32) и (37), не выполняются, то выбирается следующая толщина стенки и расчет повторяется. При достижении максимального крайнего значения толщины стенки для данного наружного диаметра труб происходит переход к следующей группе прочности, а величина толщины стенки снова принимается наименьшей. Данный процесс расчета с помощью метода прямого перебора продолжается до выполнения условия прочности (21), (22), (32), (37). При этом обсадная колонна разделяется на секции, причем длина каждой секции выбирается таким образом, чтобы с целью равномерного нагружения и эффективного использования материала труб критические нагрузки не превосходили действующих на 25 % – 35 %.

Если проведенный расчет показывает о невозможном выполнении условия прочности для всей номенклатуры обсадных труб, используемых в базе данных компьютерной программы, выдаются рекомендации:

  • по изменению конструкции скважины (изменение диаметра ствола скважины под промежуточные или эксплуатационную колонны, использование нестандартного типоразмера обсадных труб);

  • по изменению технологических режимов бурения (изменение удельного веса бурового раствора и технологических жидкостей, высоты подъема цементного раствора, режима опрессовки и т.п.).

Построение эпюр избыточных и допустимых давлений, а также вывод результатов расчета в табличной форме осуществляется в блоках № 8 и № 9.

Для хранения выполненных расчетов, исходных данных и общих сведений о скважине и месторождении углеводородов создают базу данных – блок № 10.

При формировании компьютерной программы по расчету обсадных колонн для нефтяных и газовых скважин с учетом сложных горно-геологических и геокриологических условий необходимо выполнение следующих требований:

  • расчет обсадных колонн должен проводиться с учетом просадочности растепленных многолетнемерзлых и низкотемпературных пород и возникновения аномально высоких давлений при обратном промерзании;

  • необходима проверка выбора конструкции скважин на продольную устойчивость в процессе строительства и эксплуатации при оттаивании многолетнемерзлых просадочных пород;

  • результаты расчета должны быть информативными, выводиться в виде эпюр и таблиц установленной формы. Вывод результатов расчета осуществляется как на экран персонального компьютера, так и на бумажный носитель. Исходные данные и результаты расчета хранятся в электронном виде;

  • иметь возможность пополнения базы данных геометрических и прочностных характеристик обсадных труб пользователем программного продукта;

  • иметь возможность дальнейшего совершенствования на основе редактирования или ввода дополнительных расчетных блоков;

  • быть доступным для неквалифицированного пользователя.

Приложение А (справочное)


Перечень источников по номенклатуре обсадных труб импортного производства


  1. Технические условия на применение нарезных труб нефтяного сортамента, поставляемых фирмой “Сумитомо Метал Инд., Лтд.” для сероводородсодержащих месторождений СССР. – 1986 г.

  2. Трубные изделия для нефтяной промышленности фирмы NKK. Каталог № 141-03301, № 141-036-03, № 141-055.

  3. Технические условия на применение нарезных труб нефтяного сортамента фирмы “Ниппон Стил Корпорейшн” на сероводородсодержащих нефтяных и газовых месторождениях СССР. – 1983 г.

  4. Технические условия на стандартные трубы газонефтяного сортамента фирмы “Ниппон Стил Корпорейшн” для освоения и эксплуатации нефтяных и газовых скважин под высоким избыточным наружным давлением в сероводородсодержащих средах. Марки NT100HSS, NT-105HSS и NT-110HSS. – 1989 г.

  5. Performance properties of API and Ko-series tubing and casing. Oil Country Tubular Goods. Kawasaki steel corporation. Mar. 1997.

Библиография


[ 1 ] Инструкция по комплексному исследованию газовых и газоконденсатных пластов и скважин. (Утверждена Министерством газовой промышленности 14/VI 1979 г.)

[ 2 ] Методика учета геокриологических условий при выборе конструкций эксплуатационных скважин. (Утверждена Генеральным директором ООО “ВНИИГАЗ” в 2003 г.)

[ 3 ] Инструкции по расчету обсадных колонн для нефтяных и газовых скважин. (Одобрена и рекомендована к применению решением конференции Ассоциации буровых Подрядчиков 18.09.1996 г. Согласована Федеральным горным и промышленным надзором России 12.03.1997 г. Введена в действие с 10.07.1997 г.)

[ 4 ] Полозков А.В., Гноевых А.Н., Рудницкий А.В. и др. Продольная устойчивость конструкций скважин в зоне распространения многолетнемерзлых пород месторождений Крайнего Севера /-НТЖ. Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. – М.: ОАО “ВНИИОЭНГ”, 1996. – № 10–11. – С. 29–34.


image


ОКС 75.020


Ключевые слова: методические указания, расчет обсадных колонн, нефтяные и газовые скважины, комбинированные нагрузки, горно-геологические и геокриологические условия, автоматизация расчета