Методические указания

по курсовому проектированию

Дисциплина «Проектирование строительства скважин»

Направление 21.03.01 «Нефтегазовое дело»

Краснодар 2014

1. Общие сведения

Обсадные колонны применяются для компоновки направлений, кондукторов, промежуточных технических колонн и эксплуатационных колонн. В зависимости от назначения колонны изменяются условия ее работы. В наиболее тяжелых условиях находится эксплуатационная колонна.

При спуске, цементировании и последующих работах в колонне возникает ряд напряжений, главнейшими из которых являются:

1. Растяжение от собственного веса.

2. Смятие от давления столба бурового раствора, находящегося в затрубном пространстве, и от давления обваливающихся горных пород из стенок скважины.

3. Внутреннее давление, возникающее при цементировании или фонтанировании скважины.

4. Сжатие, возникающее при частичной разгрузки обсадной колонны от растягивающих усилий вследствие установки ее на забой скважины.

5. Температурные напряжения, возникающие в ЭК при работе скважины.

Многолетняя практика свидетельствует, что наиболее вероятным видом нарушения прочности обсадных колонн от растягивающих усилий является расстройство муфтовых соединений обсадных труб.

Помимо перечисленных основных усилий, действующих на обсадную колонну, величина которых может быть с достаточной точностью определена, в обсадных трубах возникают еще дополнительные напряжения:

- от расхаживании колонны при прихватах;

- при резком торможении во время спуска колонны;

- при изгибе колонны в искривленной скважине;

- при цементировании колонны и др.

Точно определить величину этих дополнительных напряжений в настоящее время не представляется возможным, поэтому их учитывают введением различных коэффициентов запаса прочности.

2. Основные формулы для расчета обсадных труб

В зависимости от действующих усилий при расчетах обсадных колонн пользуются различными формулами.

1. Сминающее усилие Р_см трубы определяют по следующим формулам.

а) По формуле Г.М. Саркисова, учитывающей совместное влияние овальности и разностенности труб:

Р_см = 11k_mim {σ_p + E k₀ ² q (1+ 3e/ 4q³k_min) –

• σ_p + E k₀ ² q (1+ 3e/ 4q³k_min)]² - 4 E k₀ ² q σ_p } бар,

где k_mim = δ_min /D; k₀ = δ₀ / D; q = δq/ δ_min ;

D – наружный диаметр трубы, см;

δ_min – минимальная толщина стенки трубы, см;

δ₀ – условная расчетная толщина стенки разностенной трубы, см;

E – модуль упругости, равный 2,06 * 10⁵ МН/м² ;

σ_p – предел пропорциональности (принимается равным пределу текучести) металла трубы МН/м² ;

e – овальность трубы (для труб диаметром от 114 до 146мм = 0,020; для большего диаметра = 0,025).

2. Страгивающую нагрузку резьбового соединения Р_стр определяют по следующим формулам.

а) По формуле Ф.И. Яковлева:

Р_{стр =} 314 b₂ D₂ σ_p , н

1+ (D₂/2l) (ctg (y +φ) ]

где D₂ – средний диаметр по первой полной нитке, находящейся в зацеплении (пятая нитка от сбега резьбы), см;

b₂ – толщина стенки трубы по впадине первой полной нитки резьбы, находящейся в зацеплении, см;

σ_p - предел пропорциональности (текучести) металла трубы, МН/м²;

l - длина резьбы до основной плоскости, см;

y - угол, составленный опорной поверхностью резьбы, с осью трубы

(y = 62,5⁰);

φ - угол трения металла о металл (φ = 18⁰).

Для труб с «длинной» резьбой, у которых средние площади поперечных сечений муфты больше средних поперечных сечений труб, т.е. F_м ˃ F_т рассчитывают по сечению пятого рабочего витка, находящегося в зацеплении, по формуле: Р_{стр = 314 D2} δ₂ σ_т, н,

где _D2 = d + δ₂ ; и δ₂ = δ – 0,5t – z, см; z – уменьшение толщины стенки в расчетном сечении в зависимости от конусности резьбы, см;

l – высота нарезки резьбы, см.

1. Запасы прочности, рекомендуемые при расчетах обсадных колонн

При расчете эксплуатационных колонн, согласно официальных документам, определяют критические нагрузки на трубы. Для определения допускаемых нагрузок рекомендуется следующие запасы прочности.

Запас прочности k_cм на смятие наружным давлением для туб в интервале перфорации, при устойчивых породах принимается равным не менее 1,3.

В неустойчивых породах - принимается равным не менее 1,5.

Для разведочных скважин, в зонах перфорации, распространяемой на весь зацементированный интервал, k_cм принимают равным 1,3 или 1,5 (в зависимости от устойчивости пород) для всего интервала.

Для труб, расположенных выше зоны перфорации колонны, k_cм рекомендуется равным 1,15.

При проверке на смятие труб колонны, спускаемой на клиньях, k_cм принимают равным 1,15 по отношению к Р_см.

Запас прочности k_в на сопротивляемость труб внутреннему давлению принимают равным 1,5 – 2,0 по отношению к давлению, при котором напряжение в трубе становится равным пределу текучести.

При расчетах промежуточных колонн запасы прочности не регламентированы, и здесь обычно используются значения коэффициентов запаса, рекомендованные для эксплуатационных колонн. Запас k_п = 1,15 принимаю т для колонн длиной до 1500 м, а k_п = 1,3 – свыше 1500 м.