1. Обсадные трубы и их соединения. Условия работы обсадной колонны в скважине.

Обсадную колонну составляют из обсадных труб, изготовляемых в широком ассортименте в соответст­вии с ГОСТ 632 — 80. Он определяет номинальные размеры (наружный диаметр) обсадных труб, их ассортимент по тол­щинам стенок, механические характеристики сталей для из­готовления труб, допуски в отклонении размеров от номи­нальных, конструкции резьбовых соединений и маркировку труб. В нашей стране по ГОСТ 632 — 80 выпускаются бесшов­ные цельнокатаные обсадные трубы. Их номинальным раз­мером является наружный диаметр, ГОСТом предусмотрено 19 размеров: от 11 4 до 508 мм.

Трубы каждого размера изготовляют с различной толщи­ной стенок. Например, трубы диаметром 146 мм могут иметь толщину от 6,5 до 10,7 мм (6,5; 7; 7,7; 8,5; 9,5 и 10,7 мм). При этом наружный диаметр обсадных труб остается постоянным и варьирование толщиной стенки трубы достигается измене­нием ее внутреннего диаметра

Для изготовления труб используют углеродистые и легиро­ванные стали с различными механическими характеристиками (табл. 9.1).

Обсадные трубы обычно соединяются между собой с по­мощью муфт на резьбе. На каждом конце обсадной трубы в соответствии с ГОСТ 632 — 80 нарезают конусную треуголь­ную резьбу с углом при вершине 60^еили трапецеидальную резьбу; конусность 1 : 16.

По длине резьбы различают соединения с нормальной и удлиненной резьбой. С удлиненной резьбой выпускают тру-

бы номинальным диаметром от 11 4 до 245 мм. Соединение с удлиненной резьбой обладает более высокой прочностью по сравнению с нормальной. Муфты изготовляют из стали той же группы прочности, что и трубы; для труб диаметром бо­лее 245 мм они могут изготовляться из стали ближайшей группы с пониженными механическими свойствами.

Нарезка треугольной резьбы на концах трубы приводит к ее ослаблению. Снижение прочности трубы на растяжение составляет 30 — 45 % от ее прочности на участке без резьбы. Кроме того, по виткам резьбового соединения образуется непрерывный канал, который оказывает влияние на герме­тичность резьбового соединения.

Для повышения прочности резьбового соединения разра­ботана и применяется конусная трапецеидальная резьба. Ее используют в муфтовых трубах (рис. 9.4), выпускаемых под шифром ОТТМ1, ОТТГ1 и в безмуфтовых трубах типа ТБО-4 и ТБО-5. Различие в конструкции соединений труб ОТТМ1 и ОТТП состоит в том, что концы труб второго типа имеют уплотнительный поясок, который входит в плотный контакт с внутренней поверхностью муфты и таким образом обеспе­чивает повышение герметичности. Трапецеидальная резьба позволила повысить прочность соединения на 25 — 50 % по сравнению с соединениями с треугольной резьбой.

Рис. 9.4. Новые конструкции резьбовых соединений обсадных труб различ­ного типа:

а - ОТТМ1;б - ОТТП;в - ТБО-4;г - ТБО-5;1 - обсадная труба;2 -муфта;3 — безмуфтовое соединение

В процессе спуска в ствол скважины, цементирования и прочих работ в скважине [бурение нижерасполо­женного интервала, вызов притока, добыча нефти или газа и т.д.) обсадная колонна испытывает различные по величине и характеру нагрузки. Среди них можно выделить: продольные усилия растяжения от собственного веса; дополнительные продольные динамические нагрузки, возникающие в связи с изменением скорости спуска; осевые нагрузки от трения об­садной колонны о стенки скважины при ее спуске; продольные нагрузки сжатия в нижней части колонны от собствен­ного веса при разгрузке ее на забой или под действием окру­жающих пород при их осадке по мере выработки продук­тивного пласта; продольные нагрузки в колонне при бурении и эксплуатации вследствие продольных деформаций под воз­действием изменения температурного режима; наружное дав­ление на колонну со стороны массива горных пород и жид­кости, заполняющей затрубное пространство; нагрузки в ко­лонне от ее изгиба при спуске в искривленный ствол; внут­реннее давление при цементировании колонны, проверке ее герметичности, регулировании притока и т.д.

Сочетание различных нагрузок приводит к возникновению сложного напряженного состояния в материале обсадных труб. Если результирующее напряжение превосходит предел пластичности, то в трубе появляются необратимые деформа­ции, которые в итоге приводят к разрушению обсадной ко­лонны.

Так как невозможно учесть все многообразие нагрузок, действующих на обсадную колонну в стволе скважины, на основании экспериментальных исследований и практического опыта выделены три наиболее опасные нагрузки: нагрузка растяжения от собственного веса подвешенной в стволе сква­жины обсадной колонны, наружное избыточное давление (сминающая нагрузка), внутреннее избыточное давление.

Рассмотрим каждую из указанных нагрузок отдельно.

Нагрузка растяжения возникает под воздействием собст­венного веса обсадной колонны, возрастает по мере увеличе­ния глубины спуска колонны и достигает максимального зна­чения в верхнем сечении, когда вся обсадная колонна спуще­на в ствол скважины. В качестве расчетной нагрузки д\я лю­бого сечения рассматривается вес труб, расположенных ниже этого сечения. Разгрузка колонны от действия выталкиваю­щих сил не учитывается.

Внешнее давление Источником внешнего давления на об­садную колонну могут быть гидростатическое давление про­мывочной жидкости, которая остается в затрубном простран­стве в незацементированной части; гидростатическое давление столба цементного раствора, прокачанного за колонну, до его полного схватывания; давление пластовых жидкостей (пласто­вое давление) в интервалах проницаемых пород; боковое дав­ление горных пород, склонных к пластическому течению и вспучиванию.

В незацементированной части обсадной колонны за внеш­нее (наружное) р_нпринимается статическое давление столба

промывочной жидкости, остающейся над цементом в затруб-ном пространстве:

, (9.3)

где р_ж— плотность промывочной жидкости, кг/м³;z— ко­ордината рассматриваемого сечения от поверхности, м.

К определению внешнего давления на обсадную колонну в зацементированной части существуют различные подходы. Одни специалисты (Е.М. Соловьев) предлагают его рассчиты­вать по статическому давлению воды, на которой приготов­лялся цементный раствор. По действующей инструкции внешнее давление на обсадную колонну рассчитывают по суммарному статическому давлению столба промывочной жидкости над цементом и давлению столба жидкости затво-рения цементного раствора в зацементированном интервале:

, {9.4)

где h— высота столба промывочной жидкости над цементом в затрубном пространстве, м; р_з— плотность жидкости за-творения, кг/м³, принимается р_з= 1100 кг/м³.

На зацементированном участке против зоны проницаемых пород за внешнее давление принимается пластовое, если оно превышает рассчитанное значение по приведенной выше формуле:

Так как в процессе бурения пластовое давление уравнове­шивается с некоторым избытком гидростатическим давлени­ем, при недостатке данных пластовое давление можно оцени­вать по гидростатическому давлению промывочной жидкости.

В интервале залегания пластичных, склонных к течению горных пород, за внешнее давление принимается полное гор­ное давление:

. (9-6)

где р_гп— средняя плотность горных пород

Так как внутри обсадной колонны на разных этапах ра­бот существует различное давление, то действующее внешнее избыточное давление будет определяться как разность между наружным и внутренним давлениями:

. (9-7)

где р_в— внутреннее давление.

За расчетное следует принимать внешнее избыточное дав­ление при наиболее неблагоприятном сочетании наружного и внутреннего давлений.

Действующей инструкцией определяется порядок расчета минимального внутреннего давления. В эксплуатационных га­зовых скважинах при определении внешнего избыточного давления внутреннее давление подсчитывают по наименьшему устьевому и забойному давлению на поздней стадии разра­ботки месторождения. В нефтяных скважинах внутреннее давление вычисляют с учетом снижения уровня жидкости в стволе на последней стадии эксплуатации.

Внутреннее давление. Высокое внутреннее давление возни­кает в обсадной колонне при нагнетании под давлением в скважину (продавка цементного раствора в затрубное прост­ранство, гидроразрыв пластов и т.д.) и притоке пластового флюида из горизонтов с АВПД Оно особенно опасно в газо­вых скважинах при эксплуатации месторождений с высоким пластовым давлением. С точки зрения действия избыточного внутреннего давления наиболее нагруженным оказывается верхнее [устьевое) сечение обсадной колонны. Внутреннее дав­ление имеет максимальное значение в период ввода скважины в действие.

Для этого этапа внутреннее давление вычисляют по следу­ющим формулам:

где р — плотность жидкости в колонне; в газовой скважине

_9д.

где р — относительная плотность газа по воздуху; Н — рас­стояние от поверхности до середины газовой залежи, м;т — коэффициент с верх сжимаемости газа;Т_ср— средняя аб­солютная температура по стволу скважины, К.

Внутреннее давление в газовой скважине принимается по­стоянным по стволу и равным пластовому, если оно не пре­вышает 10 МПа при глубине скважины не более 1000 м или если при любой глубине скважины оно не свыше 4 МПа.

При испытании обсадных колонн на устье в колонне со­здается давление (р_ч>), на 10% превышающее его максимальное ожидаемое значение. В этом случае распределение внут­реннего давления определяется из выражения

где р_оп— плотность жидкости, используемой при опрессовке колонны.

За расчетное избыточное внутреннее давление принимает­ся разность

Для облегчения расчетов распределение избыточных на­ружного и внутреннего давлений изображается графически на эпюрах давлений.