Спутник буровика

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;

жидкости в процессе опрессовки проводят дополнительное цемен­ тирование под давлением (исправительное цементирование) с по­

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.

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:

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.

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):

ходящихся на глубине z, Н; /гстр — коэффициент запаса прочности на растяжение (приведен в п. V разд. 7.2); Qz — вес колонны

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

Безразмерные коэффициенты, характеризующие прогиб труб под собственным весом в наклонной скважине, определяют по формулам

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

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

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

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),

где I — равномерно распределенная по длине участка Колонны удельная сила контактного давления, Н/см; I — длина прямоли-

155

нейного участка колонны труб, вписывающегося в искривлен­ ную часть ствола скважины, в пределах которой проверяется проходимость, см; /тах — зазор между стенкой скважины и муфтой, см, /шах = Dc — DM; Dc — диаметр скважины по кавернометрии на участке L; DM— диаметр муфты трубы; R — пространственный радиус кривизны ствола скважины на уча­ стке L, см,

Тк = \iN -f- F y

где N — сила нормального давления башмака колонны на стенку скважины, Н,

F — сила, направленная вдоль оси колонны от воздействия башмака колонны на стенку искривленного ствола скважины, Н,

р200EI

t ~ R ( 2 R - D C + 2DM) *

При наличии нескольких интервалов с резкими изменениями пространственного угла условие проходимости проверяют на участке с меньшим значением R.

7.7. ОСНАСТКА ОБСАДНЫХ КОЛОНН

ПЕРЕВОДНИКИ ДЛЯ ОБСАДНЫХ ТРУБ ОСТ 39-137—81, ТУ 36-2328—80

Рис. 7.5. Переводник для обсадных труб

156

157

Продолжение табл. 7.10

158

БАШМАКИ КОЛОННЫЕ

ОСТ 39-011—74

159

БАШМАКИ ДЛЯ ОБСАДНЫХ ТРУБ

ОСТ 26-02-227—71

Рис, 7.8. Башмак для обсадных труб

КЛАПАНЫ ОБРАТНЫЕ ДРОССЕЛЬНЫЕ

ТУ 39-01-08-281—77, ТУ 39-01-08-282—77

Рис. 7.9. Клапаны дроссельные

160