Проектування конструкцій свердловин та інструмент для їх буріння 5 страница

Загальний коефіцієнт міцності а у перерізах визначають за формулою

де — межа текучості під дією осьових навантажень, Па; — межа витривалості при симетричному циклі навантаження, Па; —нормальні напруження згину, Па; — статичне напруження розтягу (стиснення) в розрахунково­му перерізі, Па.

де — межа текучості під дією дотичних навантажень, Па; - дотичні напруження в розрахунковому перерізі, які визначають за формулою (4.4), Па.

Величину знаходять за формулою (4 3), в яку підставляють вагу розтягнутої або стисненої частини бурильної колони, що. розміщена нижче розрахункового пе­рерізу.

Значення межі витривалості стальних бурильних труб для вузла труба-замок наве­дені в табл. 4. 25. Для АБТ величина приблизно в два рази менша, ніж для СБТ групи міцності Д.

 

Таблиця 4.25

 

 

Тип труби	, МП а, при групі міцності труби
Д	К	Е
3 безупорним з'єднанням
ТБПВ (з привареними по висадці замками)
3 трапецеїдною різьбою		ПО

Нормальні напруження згину в вертикальній ділянці при обертанні навколо осі свер­дловини шукають за формулою

 

де £ — модуль пружності матеріалу труби, Па; — стріла прогину бурильної колони, м

— діаметр долота, м; — довжина півхвилі, яку визначають за формулою Саркісова:

де — відстань від нульовогоперерізу (основні напруження в ньому дорівнюють нулю) до розрахункового, позитивне її значення береться для розтягнутої частини колони, від'ємне — для стиснутої, м; / - осьовий момент інерції поперечного перерізу, м⁴. Якщо величина близька до відстані між бурильними замками, то її числове значення приймається рівним цій відстані.

Напруження згину при обертанні бурильної колони на викривленій ділянці свердловини

 

де — радіус кривини викривлення, м.

Значення R в першому наближенні визначають за формулою

 

де — довжина викривленої ділянки, м; «j, a₂ — зенітні кути на початку і в кінці вик­ривлення, рад.

Розмежування пластів

 

Проектування конструкції свердловин. Проектування конструкції свердловини здійснюється на основі суміщеного графіку тисків і передбачає визначення кількості обсад-них колон для несумісних зон буріння, глибини спуску колон і їх розмірів та висоти підйому тампонажного розчину в заколонному просторі.

Суміщений графік тисків (рис.4.10) будується на основі розрахованих еквівалентів градієнта пластового (перового) тиску () і тиску гідророзриву (поглинання) С ) для кожного літологічного підрозділу за формулами

 

 

 

 

Рис.4.10. Суміщений графік тисків:

1-19; 20-38 - Ліни градієнтів пластового тиску і тиску гідророзриву; заштриховані області відповідають зонам зі сумісними умовами буріння

 

 

де і — пластовий тиск і тиск гідророзриву, Па; — густина прісної води, кг/м³;

— прискорення вільного падіння, м/с²; Н — глибина, на якій визначається тиск, м. При відсутності промислових даних тиск гідророзриву визначається за формулами:

= 0.0083Я + (0,665 + 1,0) ; = 0,87

 

де — тиск порід на глибині Н, МПа; — середньозважена густина порід, кг/м³; — коефіцієнт Пуассона. Для розрахунку приймається значення менше із визначених за цими формулами.

Тиск поглинання приймається на основі промислових даних, а при їх відсутності визначається зі співвідношення

= (0,75...0,95)

На побудованому суміщеному графіку межі зміни еквівалентів тисків бурового розчину є глибинами спуску обсадних колон (рис. 4.10).

Розміри обсадних колон і доліт вибираються знизу вверх, починаючи з експлуа­таційної колони, діаметр якої визначається замовником. Мінімально необхідний радіальний зазор між муфтою обсадної колони і стінкою свердловини вибирають із вра­хуванням жорсткості колони, глибини її спуску, викривлення стовбура і стійкості стінок свердловини та інших факторів. Для вертикальних свердловин приймаються такі радіальні зазори:

 

Зовнішній діаметр обсадноі колони, Радіальний зазор, мм

мм

114; 127; 140; 146 10-15

168; 178; 194 15-20

219;245 20-25

273;299 25-35

324:340:351 35-45

377:406:426 45-50

 

Висота підйому тампонажного розчину в затрубному просторі визначається на основі діючих методик та інструкцій.

З'єднання обсадних труб. Обсадні труби для кріплення нафтових і газових свердловин з'єднуються між собою за допомогою нарізних (ГОСТ 632-80) і зварних (ТУ 14-3-1599-88, ТУ 14-3-1068-88) з'єднань (табл. 4.26, 4.27). В нарізних з'єднаннях використовуєься різьба трикутного і трапецеподібного профілю.

Розрахунок обсадних колон проводиться, виходячи з максимальних значень надлиш­кових зовнішніх і внутрішніх тисків, а також з осьових навантажень, що діють на обсадну колону на різних стадіях (під час буріння, випробування, експлуатації, ремонту свердло­вин).

Розрахунок експлуатаційних обсадних колон для нафтових свердловин. Внутрішній тиск в свердловині у період введення її в експлуатацію при закритому усті (рис. 4.11,а, тиск на гирлі > 0) визначається за формулою

при 0 , ⁽⁴⁵⁾

де - пластовий тиск на глибині мПа; - густина рідини в колоні, кг/м³; z, -відстань від гирла свердловини до розрахункового перерізу і башмака колони, м.

 

 

 

Розрахунок колон нафтових свердловин при виклику припливу, випробуванні на гер­метичність зниженням рівня рідини і при закінченні експлуатації (рис.4.11, б, в) прово­диться за формулами

 

= 0 при = КГ⁶ при (4.6)

 

де Н - відстань від гирла до рівня рідини в колоні, м.

 

 

 

Рис.4.11. Схеми положення рівнів в нафтових (а - в), газових (г) і газорідинних (д) свердловинах

 

Внутрішній тиск в колоні на глибині z при виконанні робіт, які пов'язані з нагнітанням рідини в свердловину (інтенсифікація, гідророзрив, ремонтні роботи і інші), знаходиться за формулою

 

при (4.7)

 

де - відстань від гирла до перерізу, в якому рідина, що нагнітається, виходить із коло­ни, м; - пластовий тиск на глибині , МПа; - додатковий тиск для забезпечення

 

 

Зовнішній діаметр обсадної труби з різьбою три­кутного профілю, мм	Товщина стінки, мм	Маса 1 м, кг	Зрушуюче навантаження, кН, для труби зі сталі групи міцності
Д	Е	Л	М
114,3	6,4	16,9
	7,4	•19,4
	8,6	22,3
	10,2	26,7	-	-
127,0	6,4	19,1
	7,5	22,1
	9,2	26,7
	10,2	30,7
139,7	7,0	22,9
	7,7	21,1
	9,2	29,5

 

 

виходу рідини з колони при закачуванні, МПа; - втрати тиску на тертя при русі рідини в колоні, МПа.

Тиск визначають на довжині - при 0 ;

= 0 (4.8)

Тиск на гирлі при = 0

 

= + (4.9)

де тиск визначають на довжині

У незацементованій зоні зовнішній тиск на колону на відрізку від гирла до рівня цементу шукають за формулою

= 10ID"⁶ при 0

де - густина бурового розчину за колоною, кг/м³; h - відстань від гирла до рівня цемен­тного розчину, м.

У зацементованій зоні в інтервалі, який закріплений попередньою колоною, зовнішній тиск визначається за тиском стовпа бурового розчину і гідростатичним тиском стовпа води з густиною = 1,1 • 10³ кг/м³:

 

= 10-⁶ при (4.10)

 

де - відстань від гирла до башмака попередньої колони, м. У зацементованій зоні відкритого стовбура зовнішній тиск на колону визначається з врахуванням пластового і гірського тисків, а при відсутності їх впливу - за формулою (4.10). В інтервалі пластів з відомим тиском зовнішній тиск

 

(4.11)

 

а в інтервалі порід, схильних до текучості, він розраховується за гірським тиском

(4.12)

 

де - середня густина верхніх порід, кг/м.³

Таблиця. 4.26

 

Зминальнийтиск. МПа, для труби із сталі групи міцності	Внутрішній тиск, МПа, при якому виникає межа текучості матеріалу, для труби зі сталі групи міцності
Д	Е	Л	м	Д	Е	Л	М
27,0	35,2	38,9	41,7	37,1	54,0	64,2	74,2
34,2	46,2	52,2	57,3	42,9	62,4	74,2	85,8
42,4	59,0	68,0	76,1	50,0	72,5	86,2	99,8
-	-	88,1	100,2	-	-	102,2	118,3
22,3	28,1	30,6	32,4	33,4	48,6	57,7	66,8
29,5	39,0	43,5	47,1	39,2	56,9	67,6	78,3
40,3	55,7	63,9	71,1	48,1	69,8	83,0	96,0
49,3	69,7	81,1	91,7	56,0	81,2	96,5	111,7
22,1	27,8	30,2	31,9	33,2	48,3	57,4	66,4
26,3	34,1	37,5	40,3	36,6	53,1	63,1	73,1
35,1	47,5	53,9	59,3	43,7	63,5	75,5	87,3

 

 

 

Зовнішній діаметр об-садної труби з різьбою трикутного профілю, ми	Товщина стінки, мм	Маса 1 м, кг	Зрушуюче навантаження, кН, для труби зі сталі групи міцності
Д	Е	Л	М
	10,5	33,6
146,0	7,0	24,0
	7,7	26,2
	8,5	28,8
	9,5	32,0
	10,7	35,7
168,3	7,3	29,0			-	-
	8,9	33,1
	10,6	41,2
	12,1	46,5
177,8	8,1	33,7				-
	9,2	38,2
	10,4	42,8
	11,5	47,2
	12,7	51,5
	13,7	55,5	_
	15,0	60,8	-	-
193,7	8,3	38,1 •
	9,5	43,3
	10,9	49,2
	12,7	56,7
	15,1	66,5	-	-
219,1	8,9	46,3
	10,2	52,3
	11,4	58,5
	12,7	64,6
	14,2	71,5	-
245,5	8,9	51,9
	10,0	58,0
	11,1	63,6
	12,0	68,7
	13,8	78,7
	15,9	89,5	-	-
273,1	7,1	46,5		.-	-	-
	8,9	57,9
	10,2	65,9
	11,4	73,7
	12,6	80,8
	13,8	88,5
	15,1	96,1	_
	16,5	104,5		-

 

 

Продовження табл. 4.26

Зминальний тиск, МП а для труби із сталі групи міцності	Внутрішній тиск, МПа, при якому виникає межа текучості матеріалу, для труби зі сталі групи міцності
Д	Е	Л	М	Д	Е	Л	М
42,4	58,9	67,9	75,9	49,9	72,4	86,1	99,7
20,3	25,2	27,1	28,6	31,8	46,2	54,8	63,5
24,3	31,1	34,0	36,3	35,0	50,8	60,4	69,9
28,8	37,9	42,1	45,6	38,6	56,1	66,6	77,1
34,4	46,6	52,6	57,8	43,1	62,7	74,5	86,2
40,9	56,6	65,1	72,6	48,6	70,6	83,9	97,1
16,6	19,9	_	-	28,8	41,8	-	-
24,4	31,3	34,2	36,6	35,1	51,0	60,6	70,1
32,7	44,0	49,5	54,2	41,8	60,7	72,1	83,5
39,9	55,0	63,0	70,2	47,8	69,3	82,3	95,4
18,3	22,3	24,1	_	30,3	43,9	52,2	-
23,5	29,9	32,5	34,6	34,3	49,9	59,3	68,6
29,1	38,3	42,6	46,2	38,8	56,3	67,0	77,5
34,1	46,1	52,1	57,2	42,9	62,3	74,1	85,7
39,5	54,4	62,3	69,4	47,4	68,9	81,8	94,7
-	61,2	70,7	79,3	-	74,3	88,3	102,1
-	-	81,2	91,9	-	-	96,6	111,8
16,2	19,3	20,5	21,4	28,4	41,3	49,1	56,8
21,3	26,6	28,7	30,4	32,5	47,2	56,2	65,0
27,2	35,5	39,3	42,2	37,3	54,2	64,5	74,6
34,5	47,2	53,5	58,8	43,5	63,2	75,1	86,9
-	-	72,0	80,8	-	-	89,3	103,4
14,4	17,0	17,8	18,5	27,0	39,2	46,5	53,8
19,2	23,5	25,3	26,5	30,9	44,9	53,3	61,7
23,7	30,2	33,0	35,1	34,5	50,2	59,6	69,0
28,6	37,6	41,8	45,2	38,5	55,9	66,4	76,8
-	46,3	52,3	57,4	-	62,4	74,3	85,9
10,0	11,7	12,3	12,8	24,2	35,1	41,7	48,2
12,9	15,6	16,7	17,5	27,1	39,4	46,8	54,2
16,2	20,0	21,7	22,8	30,1	43,7	32,0	60,2
18,8	23,8	26,0	27,7	32,5	47,3	56,3	63,1
24,4	31,9	35,5	38,5	37,4	54,4	64,7	74,9
-	-	47,5	52,0	-	-	74,5	86,2
4,3	_	_	_	17,2	_	-	-
7,6	8,8	9,2	9,5	21,7	31,5	37,3	43,2
10,6	12,4	13,1	13,8	24,8	36,0	42,8	49,5
13,9	16,4	17,5	18,4	27,7	40,3	47,8	55,4
16,7	20,7	22,4	23,8	30,6	44,5	52,8	61,2
19,9	25,4	27,8	29,8	33,5	48,7	57,9	67,0
_	30,6	34,0	36,7	_	53,3	63,3	73,3
- •	-	40,9	44,7	-	-	69,2	80,1