книги из ГПНТБ / Шацов Н.И. Разобщение пластов в нефтяных и газовых скважинах (конструкции, крепление и цементирование скважин)

Таблица 10

Характеристика резьбовых соединений обсадных труб и муфт

Примечания. 1. Концом сбега (последней риской резьбы на трубе) считается конец непрерывно исчезающей нитки резьбы,

2.Угол сбега 12° является справочной величиной.

3.Размеры <1г, dj, d< и / приведены в качестве справочных.

Основными отличиями резьб обсадных труб являются: угол профиля резьбы, равный 55°, и восемь ниток на 1" для труб диаметром от 114’до 245 мм, и шесть ниток — для остальных труб больших размеров.

Рис. 7. Типы муфтовых и непосред­ ственных соединений обсадных, бу­ рильных и насосно-компрессорных

проходным сечением, соединенные в стык; 6 — безмуфтовые обсадные трубы без внешней и внутренней высадки; .в — на­ сосные трубы с внешней высадкой с Муф­ тами; z — насосные трубы без высадки

с' муфтой.

На рис. 6 изображены профиль резьб и элементы резьбовых соединений труб и муфт, принятые в США, на рис. 7 — типы муфтовых и непосредственных соединений обсадных и насосно­ компрессорных труб, применяемых в США. Табл. 11 поясняет рис. 6.

22

Таблица 11

Данные бесшовных обсадных труб с длинными муфтами, с резьбой округленного профиля, изготовленных по стандарту Американского нефтяного института (данные о резьбовых соединениях — см. обозначения на рис. 6)

В отношении усилий, расстраивающих муфтовые соединения, угол профиля резьбы 55° имеет большие преимущества, чем угол профиля резьбы 60°, принятый в стандарте АНИ [3]. В этом нетрудно убедиться, произведя соответствующие расчеты по формуле Яковлева, в знаменатель которой входит величина ctg (а + Р). Поскольку при угле профиля резьбы 55° угол а полу­ чается больше, чем при резьбе с углом профиля 60°, то величина Р для резьбы с углом профиля 55° получается большая, т. е. резьбовое соединение лучше сопротивляется расстраивающему усилию.

Обсадные трубы, спускаемые в скважины, рассчитывают на различные виды напряжения и, в частности, на смятие (см. стр. 58). По мере роста глубин бурения растут и требования к обсадным трубам в отношении устойчивости против смятия под влиянием внешнего гидростатического давления. Повышение стойкости труб против смятия достигается, как известно, двумя путями: применением труб из более качественных сталей, т. е. повышением предела их текучести, и увеличением толщин стенок, а иногда тем и другим одновременно. Причем последний путь менее прием­ лем, так как при этом возрастает вес колонны и уменьшается ее проходное сечение. Первый путь связан с применением дефицит­ ных облагораживающих добавок к сталям и требует более слож­ ных видов термической обработки. Наиболее устойчивой трубой против смятия является строго цилиндрическая труба, не имеющая ни овальности, ни разностенности. Б этом случае ее критическое сопротивление смятию на 65% больше, чем у трубы, имеющей пре­ дельное допустимое отклонение в соответствии с ГОСТ 632-57.

Заслуживает серьезного внимания предложение о применении гофрированных обсадных труб, характеризующихся дополнитель­ ной жесткостью. Чтобы увеличить сопротивление обсадных труб смятию, их можно изготовлять с продольными или с попереч­ ными гофрами. В результате исследований, проведенных в СКВ по трубам (Баку), установлено, что благодаря продольному гофрированию значительно уменьшается сопротивляемость труб смятию. Наоборот, поперечное гофрирование дает несомненный эффект как у тонкостенных, так и у сравнительно толстостенных обсадных труб [32].

Для проверки влияния гофрирования на поперечную устой­ чивость труб были поставлены две группы экспериментов. В пер­ вой группе испытывали тонкостенные насосно-компрессорные трубы с наружным диаметром 73 мм (21/2,/) и толщиной стенки 1—15 мм. Во второй группе испытывались обсадные трубы из стали марки Д наружным диаметром 168лши толщиной стенки

10 мм.

Тонкостенные образцы были изготовлены из 73-мм насосно­ компрессорной трубы путем внутренней расточки их до необхо­ димой толщины и последующего гофрирования на специальной оправке методом накатки (рис. 8).

24

ГЛАВА III

КОНСТРУКЦИИ НЕФТЯНЫХ СКВАЖИН

В 1954 г. по десяти основным объединениям имелось 66 кон­ струкций скважин в виде различных сочетаний диаметров обсад­ ных колонн. Если принять за 100% количество скважин, имеющих 168-жж (6s/8") и 146-жж (53/4") эксплуатационные колонны, то скважин со 168-жж колоннами было 90,2%, скважин со 146-жж колоннами только 9,8%. В последующие годы увеличивается при­ менение 146-жж эксплуатационных колонн, но пока в крайне недостаточных размерах.

На рис. 9 изображены наиболее распространенные конструк­ ции скважин в США с указанием размеров долот, составленные по данным, приведенным в пятом издании справочника по бурению Брэнтли [16].

§ 1. Бурение и крепление многорядных скважин

Бурение многорядных скважин вызывается наличием:

1) в геологическом разрезе месторождения нескольких про­ дуктивных горизонтов со средними или малыми дебитами, кото­ рые целесообразно вводить в разработку одновременно, но раз­ дельно;

2) ряда горизонтов, которые в результате длительной их экс­ плуатации уже не обеспечивают достаточного дебита, окупающего бурение на имеющихся еще целиках новых обычных скважин.

(табл. 12).

26

Забои многорядных скважин достигают • в Азербайджане 1270 м, хотя возможно бурить и глубже.

В Азербайджане в 1953 г. была пробурена турбинным способом двуствольная четырехрядная скважина. После спуска в каждый ствол по две 168-млс эксплуатационные колонны осуществлялась одновременная добыча нефти с разных глубин из четырех продук­ тивных горизонтов.

Технология бурения таких скважин ничем не отличается от технологии бурения обычных скважин. Но от последних много­ рядные скважины отличаются следующим.

Во-первых, при бурении многорядных скважпн ствол скважины бурится ступенчато (рис. 10, а): вверху — большего диаметра, ниже — меньшего. Во-вторых, в один ствол спускают одновре­ менно две или три эксплуатационные колонны в зависимости от количества продуктивных горизонтов и одновременно их цемен­ тируют.

Радиус ствола скважины R для трех рядов обсадных колонн

■

лcos 30°

или

• = ^=№+Ш<,

тогда

/?3 = 2,152 г 4- 1,578 с

и диаметр скважины

£)3=2Д3 = 4,ЗО4г + 3,156с

или

Л3 ~ 2,15dM -(- 3,16 с,

где dM — наружный диаметр муфты обсадной колонны.

На основе практических данных зазор с рекомендуется при­ нимать равным 25 мм. Тогда диаметр ствола трехрядной сква­ жины (в мм) может быть определен по формуле

D3 — 2,15 с/м 4“ 80.

27

добычи нефти глубинными насосами. При помощи специального переводника и муфты спускают в скважину нижнюю часть кон­ дуктора и цементируют ее (или задавливают). Затем отворачи-

Рпс. 10. Конструкция трех­ рядной скважины.

с левой резьбой на нижнем конце.

Обычно начинают спуск самой длинной колонны, затем сред­ ней и потом более короткой. После этого производят одновре­ менный спуск всех колонн обсадных труб так, чтобы эти 2—3 колонны спускались с небольшими разрывами во времени, предотвращающими при­ хват колонн в скважине. Для удобства спуска желательно, чтобы обсадные

трубы были одинаковой длины.

Во время свинчивания трубы цент­ рируют при помощи бугельной катуш-

Рис. 11. Установка лафетов и лафетных бло­ ков для спуска двух 168-,и,.и эксплуатацион­ ных колонн в один ствол скважины.

1 — шахтовые брусья; 2 — балки для лафеты.

30

ки-лебедки и пенькового каната с якорем. Последний *продевается через штроп из стального каната, который прикрепляется к серьге* подъемного крюка.

Рис. 12. Клиновой спайдер для одновременного спуска трех колонн обсадных труб в один ствол многорядной скважины.

После спуска на устье каждой колонны обсадных труб на­ винчивают цементировочные головки и приступают к промывке. Но для этого муфты спущенных колонн должны быть располо­ жены на разной высоте от пола буровой. Их промывают до тех пор, пока удельный вес промывочной жидкости, выходящей из скважины, станет равным удельному весу жидкости, закачи­ ваемой в скважину.

31