Спутник буровика

П родолж ение та б л . 1 0 .4

Трубы с высаженными концами, безмуфтовые

Примечание. Данные по НКТ диаметрами 26.7—Б52,4 мм не приведены из-за отсут- ствия из поставки в СССР.

221

Примечание. Толщина стенки приведена с округлением до 0,1 мм.

2 2 3

10.2. РАСЧЕТ КОЛОННЫ НКТ

Колонны НКТ спускают в скважины для проведения испыта­ ния на продуктивность пласта или для эксплуатации. Методики расчета свободно подвешенных колонн НКТ и при наличии пакера несколько различны. В настоящей методике принято условие спуска НКТ в кровлю продуктивного горизонта (пласта), а также то, что распределение наружного и внутреннего давлений между граничными точками — линейное. При определении внутренних и наружных давлений в наклонных скважинах (а > 5°) все от­ метки глубин граничных точек необходимо пересчитывать на вертикальную проекцию траектории ствола. При интенсивности искривления ствола менее 0,5710 м коэффициент запаса прочности на растяжение можно применять как для вертикальных скважин. Коэффициенты запаса прочности для зарубежных труб прини­ маются аналогично отечественным.

I.СВОБОДНО ПОДВЕШЕННАЯ КОЛОННА

Впроцессе испытания скважины на продуктивность, освоения или эксплуатации через свободно подвешенную колонну НКТ наружные и внутренние давления в любой момент производствен­ ного цикла отличаются на величину не больше допустимой де­ прессии на пласт (во всех районах СССР она не превышает 20 МПа), т. е. для труб из стали группы прочности Д коэффициент запаса прочности более 2. Поэтому колонну рассчитывают только на растяжение (при проведении работ по гидроперфорации учиты­ вают дополнительные усилия от внутреннего давления):

кг; qt — масса 1 м труб в спускаемой i-й секции, кг/м; /г — длина i-й спускаемой секции, м; а — угол наклона скважины в интер­ вале спуска /-й секции, градус; (рв)у — давление на устье при проведении каких-либо работ, МПа; F — площадь проходного канала трубы на устье, см2; [Q] — допустимая нагрузка на растя­ жение для труб в проверяемом сечении (берется по приведенным

где Д Ap3i — потери давления в трубном и затрубном про­ странстве i-й секции на длине 1 м (определяется по таблицам), МПа/м; Дрн — потери давления в насадках (определяются по таблицам), МПа; рв — плотность промывочной жидкости, г/см3.

226

Интенсивность искривления скважины, граЗус/Л7 м

Рис. 10.2. Зависимость коэффициента запаса прочности НКТ от интенсивности искривления ствола

Кривое соответствуют группам прочности стали (сверну вниз): Д, К» Е, Л, М

Так как

АрнРв > Е I(Ар* + Ap3i) рвЦ,

при расчетах можно принимать (рв)у ~ А рнрв. Колонну рассчитывают методом снизу вверх.

II. КОЛОННА НКТ, ОБОРУДОВАННАЯ ПАКЕРОМ

Трубы рассчитывают на смятие при эксплуатации только газовых скважин в момент закрытия клапана-отсекателя, т. е. когда рв = 0:

Ы иэб = Рвг = 10-арн2 < [-^ мЬ ,

где рн — средняя плотность жидкости, находящейся над пакером в межтрубном пространстве, г/смэ; [рсм]2 — допустимое давление смятия труб, расположенных на глубине г (определяют по при­ веденным выше таблицам), МПа; т — коэффициент запаса проч­ ности на смятие, т = 1,15.

На внутреннее давление трубы рассчитывают при распакеровке, закачке флюида в пласт или закрытии задвижки фонтан­ ной арматуры эксплуатируемой газовой скважины. Трубы должны

где (рв)иаб г — внутреннее избыточное давление в трубах на глу­ бине z; [рв ]z — допустимое внутреннее давление для труб, рас­ положенных на глубине г (находят по приведенным выше табли­ цам); Арпак— давление, необходимое для распакеровки пакера (определяют по технической характеристике пакера); п — коэф­ фициент запаса прочности на внутреннее давление, п = 1,32; Арзак — давление закачки флюида в пласт (определяется геоло­ гической службой эксплуатации); рпл — пластовое давление на глубине z; рр — относительная плотность газа по воздуху, рг =

= 0 ,6 -М .

При добыче нефти НКТ не рассчитывают на смятие и внутрен­ нее давление, ввиду их незначительных величин.

На основании полученных данных, рассчитанных по приве­ денным выше формулам, строят эпюры избыточных наружных и внутренних давлений для условий z = 0 и z = L и подбирают трубы, которые затем проверяют на растяжение. Верхняя труба каждой спускаемой i-й секции на глубине ее спуска должна удовлетворять условиям

Q t = 10Q„ + 10» Дpna„F, < [Q]/nc,p,

Qt = 10Qo + AQпак ^ [Q]/^CTpi I

технической характеристике пакера), кН; Qpa3 — усилие раз­ грузки на гидромеханический или механический пакер (берется по технической характеристике пакера, для гидравлического

на глубине z в процессе испытания или эксплуатации (при охла­ ждении знак плюс),

А^2 = —27— (^я — ^1 + ^4 — ^г)»

fi и tz — температура на устье скважины до и в процессе эксплуа­ тации (испытания), °С; t2и t± — температура на глубине установки пакера до и во время эксплуатации (испытания), °С.

При несоблюдении условия прочности верхней трубы i-й сек­ ции колонны на растяжение, часть секции заменяют более проч­ ными трубами. Длину заменяемой секции находят методом по­ следовательного приближения.

Расчет на устойчивость свободно подвешенной колонны НКТ производится при дебитах скважины, превышающих указанные ниже величины.

2 2 8

Дебит скважины, при котором теряется устойчивость колонны НКТ

где LK, LTp — глубины скважины, определенные соответственно каротажем и контрольным замером бурильных труб, м.

Длина вписываемой компоновки испытательного оборудова­ ния (м) для осуществления нормального спуска его в скважину не должна превышать

К 2 | / 2 R

где R — минимальный радиус искривления траектории ствола скважины в интервале спуска испытательного оборудования, м; Dc, Dp, da — диаметры соответственно скважины, резинового элемента в транспортном положении и корпуса узлов испытатель­ ного оборудования, м.

Значения нагрузок, необходимых при распакеровке, приве­ дены в табл. 10.10.

229

Величины дополнительных растягивающих нагрузок (в кН) при работе ясом в момент снятия пакера представлены в табл. 10.11.

10.3.ОСНАСТКА КОЛОНН НКТ

ПЕРЕВОДНИКИ ДЛЯ НКТ

ГОСТ 23979—80

Рис. 10.3. Переводнин для НКТ

2 3 0