2.3.2 Особенности расчета обсадных колонн для наклонно направленных скважин

Расчет обсадных колонн для наклонно направленных скважин производят с учетом планируемого профиля на стадии проектирования или по фактическим данным инклинометрии ствола скважины.

Основное отличие расчета обсадных колонн для наклонно направленных скважин от расчета для вертикальных скважин заключается в определении запаса прочности на растяжение, который производится в зависимости от интенсивности искривления ствола скважины, а также расчета наружных и внутренних давлений с учетом удлинения ствола скважины.

Расчет наружного и внутреннего избыточного давлений производят по формулам, приведенным в таблицах 7-9. При этом расчетные глубины определяют как проекции глубин по стволу скважины на вертикальную плоскость.

Переход от глубины по стволу скважины к глубине по вертикали производится по формуле

, (25)

где - глубина по длине ствола скважины, м;

- удлинение по глубине , м.

Значение определяется по фактическим данным инклинометрии ствола скважины, а на стадии проектирования расчетным путем.

Если имеется фактический или проектный профиль ствола скважины, то расчет Z допускается производить графическим методом по проекции на вертикальную плоскость. При общем удлинении ствола скважины менее 50 м допускается производить расчет давлений как для вертикальных скважин (без корректировки глубин).

Для построения эпюры избыточных давлений на вертикальной оси откладывают значения глубин по стволу скважины , соответствующие характерным точкам а в горизонтальном направлении от точек - значения давлений, определенных по значениям вертикальных проекций L, h, H. Полученные точки последовательно соединяют между собой.

Влияние изгиба обсадной колонны учитывается увеличением запаса прочности на растяжение в зависимости от интенсивности искривления, размера и прочности резьбового соединения.

Интенсивность искривления ствола скважины _о (искривление на длине 10 м в градусах) определяют на стадии проектирования по формуле

град/10 м (26)

где R – проектный радиус искривления, м .

Для пробуренного ствола ₀ определяют по результатам инклинометрии.

Коэффициент запаса прочности на растяжение для обсадных труб с треугольной резьбой на изогнутом участке ствола (n¹₃) определяют по формуле

, (27)

где n₃ – коэффициент запаса прочности на растяжение, принимаемый для

вертикальной колонны, (см. таблицу 12);

 - коэффициент, учитывающий влияние размеров соединения и его

прочностные характеристики (приложение 21);

₀ - интенсивность искривления труб.

Минимальные запасы прочности для труб по ГОСТ 632-80 [10] представлены в таблице 14.

Таблица 14 - Минимальные запасы прочности для труб

ГОСТ 632-80

Диаметр труб , мм	Минимальное значение запаса прочности при 0 = 0,5 град/10 м
114 - 168	1,30
178 - 145	1,45
273 - 324	1,60
более 324	1,75

Допустимую нагрузку рассчитывают по формуле

, (28)

где Р_стр – определяют в соответствии с приложением 7.

Для труб с резьбами трапецеидального профиля и нормальным диаметром муфт (ОТТМ, ОТТГ, ТБО и импортных труб с резьбой «Батресс», «Экстрем лайн» VAM’ и др.):

- при интенсивности искривления скважин до 5⁰/10 м для труб диаметром до 168 мм и до 3⁰/10 м для труб диаметром более 168 мм расчет на прочность соединения при растяжении производят так же, как для вертикальных скважин без учета изгиба;

- при интенсивности искривления от 3 до 5⁰/10 м для труб диаметром более 168 мм допускаемая нагрузка на растяжение уменьшается на 10%.

Коэффициент запаса прочности для гладкого тела трубы на изогнутом участке ствола определяют по формуле

, (29)

где n₄ = 1,25 – коэффициент запаса прочности;

₁ - коэффициент, учитывающий влияние формы тела трубы и ее

прочностные характеристики (приложение 22).

Допускаемую нагрузку для гладкого тела трубы с учетом изгиба колонны определяют из выражения

кН (30)

где F – площадь сечения трубы, мм²;

_т – предел текучести материала трубы, МПа.

До начала расчета колонн выделяют интервалы, в которых происходило (будет производиться) отклонение ствола скважины (рисунок 5); увеличивая каждый из них на 25 м в сторону устья скважины. Выделяют интервал с максимальной интенсивностью искривления _оmax:

Н_В

α₀₁

Н_К Н₂ L_К

α₀₂

α₀₃

Н_С

Н_КР

Н L

а₀₄

а₀₂ а ₀₃ а₀₄

А

А₁

Рисунок 5 – Профиль наклонно-направленной скважины

- если интервал с максимальной интенсивностью искривления является первым от устья скважины _01max (участок ), то расчет всей части колонны от до на растяжение производят с запасом прочности , полученным с учетом ₀₁ , не принимая во внимание ₀₂ и ₀₃;

• если ₀₂ = _max , то участок колонны рассчитывают с учетом ₀₁, а участок - с учетом ₀₂;

• если ₀₁ ₀₂  ₀₃ , то участок рассчитывается при ₀₁; , при ₀₂ ; - при ₀₃.

При длине вертикального участка не более 100 м допускается принимать запас прочности на растяжение равным принятому для первого нижележащего интервала, в котором производится набор зенитного угла.