462

максимальной температуре, под воздействием которой колонна находится в процессе строительства и эксплуатации скважины (при температуре свыше 200 °С рекомендуются резьбовые соединения с уплотнением металл – металл).

Прочность резьбового соединения обсадных труб с трапецеидальной резьбой при растяжении достигает 60 % от прочности тела трубы.

Допустимое отклонение по наружному диаметру обсадных труб для всех условных диаметров составляет 0,5 % (исполнение А); до 219 мм составляет ±1 % (исполнение Б); а для труб диаметром свыше 219 мм – ±1,25 % (исполнение Б). Овальность труб исполнения Б не должна превышать 0,8 предельных отклонений по наружному диаметру за исключением мест ремонта.

Все спускаемые обсадные трубы должны быть испытаны внутренним давлением водой для проверки прочности труб и герметичности соединений «муфта-труба», работы осуществляются по всем партиям поступающих труб на базах производственного обслуживания. Величина внутреннего гидравлического давления испытания выбирается из расчета превышения максимального расчетного избыточного внутреннего давления на 5 %, но не менее 13,0 МПа для труб диаметром 102–127 мм.

Обсадные трубы считаются выдержавшими испытание, если в течении 30 секунд под давлением не выявлены течь, запотевание или разрыв по телу трубы, муфты и резьбе [30].

Обсадные трубы для крепления БС должны быть рассчитаны на прочность по основным нагрузкам, действующим в процессе освоения и эксплуатации скважины.

Выбор исходных данных для расчета необходимо осуществлять с учетом конкретных условий бурения: значений пластового давления и интервалов его действия, давления гидроразрыва пласта и снижения уровня жидкости в скважине на момент окончания эксплуатации скважины.

41

elib.pstu.ru

Обсадные колонны рассчитываются на прочность как эксплуатационные потайные колонны согласно [31]. Длина участка хвостовика, находящейся внутри предыдущей колонны, должна составлять не менее 70 м, причем на этом участке должны использоваться трубы с такой же толщиной стенки и той же группы прочности, как и рассчитанные для хвостовика на уровне башмака предыдущей обсадной колонны.

При расчете на прочность хвостовика для нефтяных скважин избыточное наружное давление определяется как разность между наибольшими величинами пластового давления или внешнего гидростатического давления составного столба жидкости и внутренним минимальным гидростатическим давлением столба жидкости на момент окончания эксплуатации скважины.

Избыточное наружное давление в газовых скважинах определяется как разность между наружным и внутренним давлением в интервале от башмака хвостовика до его верхнего конца, При этом значение внутреннего давления принимается минимальным (наименьшее устьевое и забойное давление), Распределение внутреннего давления принимается линейным.

Избыточное внутреннее давление для расчета хвостовика на прочность определяют при испытании на герметичность в один прием без пакера как разность между максимальным внутренним давлением, вычисленным исходя из условия полного замещения промывочной жидкости пластовым флюидом, и наружным давлением.

Расчет наружных и внутренних давлений производится по формулам для вертикальных скважин по приведенным к вертикальной проекции глубинам.

При расчете обсадных труб на растяжение коэффициент запаса прочности для гладкого тела трубы на изогнутом участке БС определяют с учетом коэффициента запаса прочности для вертикальных скважин равного 1,25 и коэффициента, учиты-

42

elib.pstu.ru

вающего влияние формы тела трубы и ее прочностные характеристики.

При расчете на растяжение обсадной колонны из труб диаметром до 168 мм с резьбовыми соединениями с трапецеидальным профилем зубьев с нормальным диаметром муфт (ОТТМ, ОТТГ, ТБО и импортных труб с резьбой «Батресс», «Экстрем лайн»,VАМ и др.) при интенсивности искривления БС до 5°/10 м коэффициент запаса прочности принимается как для вертикальных скважин без учета изгиба (табл. 3).

*для наклонно-направленного бокового ствола. Для горизон-

тального участка бокового ствола п1 = 1,3–1,5 (в зависимости от устойчивости коллектора),

**на растягивающую нагрузку для резьбового соединения (на разрушающую нагрузку) – 1,75 / на растягвающую нагрузку по телу трубы (на нагрузку, соответствующую пределу текучести) – 1,25.

3.5. Технологическая оснастка хвостовика

Успешный спуск и крепление хвостовика в БС в значительной степени зависит от конструкции применяемой технологической оснастки и правильной ее расстановки на обсадных трубах в зависимости от геолого-технических условий бурения. Основными элементами технологической оснастки являются колонные башмаки, обратные клапаны, жесткие и пружинные центраторы, разделительные пробки различного назначения, устройст-

43

elib.pstu.ru

ва для спуска и цементирования хвостовиков, а так же скважинные фильтры.

К использованию допускаются элементы технологической оснастки, которые изготавливаются специализированными заводами или предприятиями по технической документации, утвержденной в установленном порядке.

В случае закупки по импорту элементов технологической оснастки обязательно наличие сертификатов или заменяющих их документов.

Элементы технологической оснастки, в том числе их резьбовые соединения, встраиваемые в состав обсадной колонны, не должны снижать ее герметичность, расчетную прочность на растяжение, сжатие, изгиб, внутреннее и внешнее давление, а также долговечность с учетом конкретных геолого-технических условий их работы.

Подвесные устройства хвостовиков должны обеспечивать нахождение их в растянутом состоянии, как в процессе цементирования, так и в период ОЗЦ.

Устройства, предусматривающие подвеску хвостовика в период ОЗЦ на бурильных трубах, должны предусматривать возможность промывки скважины в месте соединения извлекаемого инструмента с хвостовиком и вращение до момента отсоединения от хвостовика.

Внутрикоконные детали и узлы элементов оснастки, выполняющие технологические функции лишь в период спуска и цементирования хвостовика, должны быть выполненными легкоразбуриваемыми.

Основные характеристики оборудования для крепления хвостовиков боковых стволов представлены далее (таблица 4 – 11):

44

elib.pstu.ru