ВСЁ ПРО НЕФТЬ И ГАЗ

Комплексный интернет- портал посвещённый нефти и газу

Посмотрите также другие разделы нашего сайта!!!

Литература
много книг по нефти и газу

Программы нефтегазового комплекса

Медиафайлы про нефть

Анекдоты про нефтяников

Знакомства для буровиков

Всё про нефть и газ / Литература(каталог книг)

Булатов А.И., Качмар Ю.Д., Макаренко П.П., Яремийчук Р.С.
Освоение скважин: Справочное пособие

Глава № 5

Навигация

Аннотация-Оглавление-Предисловие-Список литературы

Глава 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11

ВНИМАНИЕ

В текстах книг представленных на сайте в интернет формате очень много ошибок, не читаются рисунки, графики разбиты, это связанно с некачественной перекодировкой конвекторов из PDF формата и HTML.

Если Вам необходимы качественный текст с рисунками и графиками - то скачиваите книги с нашего сайта в формате PDF.

ссылка для скачивания книги или главы в формате PDF находится внизу страницы.

В данной библиотеке представлены книги исключительно для личного ознакомления.
Запрещено любое копирование не для личного использования, а также с целью использования в коммерческих целях.
В случае претензий со стороны авторов книг/издательств обязуемся убрать указанные книги из перечня ознакомительной библиотеки.
Копирование, сохранение на жестком диске или иной способ сохранения произведений осуществляются пользователями на свой риск.

анекдоты

программы

истории

0

млнъЦЗйЦ зДбЦезйЦ

а ийСбЦезйЦ йЕйкмСйЗДзаЦ

Сгь йлЗйЦзаь а алихнДзаь лдЗДЬаз

5.1. ОБОРУДОВАНИЕ УСТЬЯ СКВАЖИНЫ КОЛОННЫМИ ГОЛОВКАМИ

По окончании бурения скважины, спуска эксплуатационной колонны и ее цементирования верхние части обсадных колонн (кондуктора, промежуточной и эксплуатационной) соединяют при помощи колонной головки.

Для испытания продуктивных горизонтов и обеспечения последующей их эксплуатации без осложнений обвязка колонн на устье должна обеспечивать:

1) герметизацию, контроль давления и возможность заполнения промывочной жидкостью заколонного пространства;

2) жесткое соединение верхней (устьевой) части эксплуатационной колонны с другими колоннами, спущенными ранее в скважину;

3) возможность фиксирования некоторых величин натяжения эксплуатационной колонны.

Колонные головки устанавливаются на всех скважинах независимо от способа их эксплуатации.

Для нефтяных, газовых и газоконденсатных скважин выбор типа колонной головки зависит от пластового давления.

В промысловой практике применяют колонные головки двух типов: клиновую (рис. 5.1) ГКК и муфтовую ГКМ (рис. 5.2).

Наиболее распространена колонная головка клиновая.

Она предназначена для обвязки двух колонн - промежуточной и эксплуатационной или эксплуатационной и кондуктора (табл. 5.1).

Колонные головки испытывают на герметичность опрессовкой воды на рабочее давление согласно паспортным данным, а также на прочность корпуса на пробное давление согласно приведенным ниже данным.

Рабочее давление, МПа ..................................................... 7; 14; 21; 35;

Пробное давление при условном диаметре проходного сечения фланца головки, который присоединяется к обсадной колонне:

/"раб

После установления колонной головки на устье газовой скважины ее опрессовывают газоподобными агентами в следующем порядке:

1) через межколонное пространство устье скважины опрессовывают на давление, отвечающее допустимому внутреннему давлению промежуточной колонны, но не выше давления, которое может вызвать поглощение жидкости;

93

Рис. 5.1. Колонная головка клиновая типа ГКК:

1 - фланец; 2 - пробка; 3 - корпус головки; 4 - резиновые уплотнительные кольца; 5 - пакер; 6 - клинья; 7 - патрубок; 8 - эксплуатационная колонна; 9 - фланец для установки головки на устье; 10 - фланец промежуточной колонны

Рис. 5.2. Головка колонная муфтовая типа ГКМ:

1 — корпус головки; 2 ~ металлическая манжета; 3 ~ резиновые кольца; 4, 6 — фланцы; 5 - полукольцо; 7 - муфта для подвески эксплуатационной колонны; 8 -манометр; 9 - патрубок с фланцем; 10 -кран

 

Таблица 5.1

Характеристика колонных головок с клиновой подвеской

Типоразмер
Макси-
Рабочее
Условный
Высота

Диаметр, мм

колонной
мальный
давле-
диаметр
корпуса


головки
диаметр
ние,
обсадных
колонной



расточки в головке
МПа
труб, на которые
головки, мм (не


проход-
макси-
условный

под ко-

устанав-
более)
ного
мальный
колонны

лонную

ливаются

отверстия
внешний
труб,

подвеску,

головки,

корпуса
корпуса
подвеши-

мм

мм

головки
подвески
ваемой на
колонной
головке

180x140-168
180
14
168
440
162
177
114; 127

230x70-194
230
7
194
500
177
237
114; 127

230x140-194
230
14
194
500
177

114; 127

230x70-219
230
7
219
510
203

114; 127

230x140-219
230
14
219
510
203

140; 146

230x210-219
230
21
219
520
203

230x350-219
230
35
219
520
203

280x140-245
280
14
245
550
227
277
114; 127

280x210-245
280
21
245
560


140; 146

280x350-245
280
35
245
570


168

280x140-273
280
14
273
550
252
277
114; 127

280x210-273
280
21
273
560


140; 146

280x350-273
280
35
273
570


168; 194

350x140-299
350
14
299
550
279
345
140; 146

350x210-299
350
21
299
560


168; 194

350x350-299
350
35
299
570


219

350x140-324
350
14
324
540
303
345
140; 146

350x210-324
350
21
324
550


168; 194

350x350-324
350
35
324
570


219; 245

425x140-377
425
14
377
540
356
420
168; 194

425x210-377
425
21
377
580


219; 245

425x350-377
425
35
377
600


273; 299

425x140-426
425
14
426
540
400
420
168; 194

425x210-426
425
21
426
580


219; 245

425x350-426
425
35
426
600


273; 299; 324

520x140-478
520
14
478
580
455
515
299; 324

520x210-478
520
21
478
580


351; 277; 407

520x140-500
520
14
500
580
500
515
299; 324; 351

520x210-500
520
21
500
580


377; 407; 426

520x140-530
520
14
530
590
500
515
299; 324; 351

520x210-530
520
21
530
590


377; 407; 425

2) устанавливают на колонну трубную головку фонтанной арматуры, снижают уровень жидкости в колонне и вторично опрессовывают газом (воздухом) колонную головку на максимальное рабочее давление обсадной колонны, на которой установлена колонная головка, и дают выдержку давления не менее 5 мин.

При опрессовках колонной головки не должно быть потерь газа.

 

5.2. ИСПЫТАНИЕ ОБСАДНЫХ КОЛОНН НА ГЕРМЕТИЧНОСТЬ

После цементирования, в том числе после ремонтного, а также после установления цементных мостов для изоляции уже испытанных объектов каждая колонна должна подвергаться испытанию для проверки качества цементирования, определения ее прочности и герметичности.

Испытание предполагает проверку: расположения цемента за обсадной колонной и контакта цементного камня с обсадными трубами и породой; герметичности цементного кольца промежуточной обсадной колонны или кондуктора, на которых установлено противосбросовое оборудование; прочности и герметичности всех обсадных колонн давлением.

Кондукторы и промежуточные колонны испытывают на герметичность согласно действующей инструкции и оформляют это актом.

Испытание на герметичность эксплуатационных колонн очень важно, поскольку оно определяет надежность последующего вызова притока и эксплуатации скважины. Оно проводится в следующих скважинах:

1) со сплошными колоннами с фильтром (с манжетным цементированием) или с открытым участком ствола скважины ниже башмака - после проверки расположения цементного стакана, а при необходимости - после его подбуривания до установленного минимума его высоты;

2) с колоннами, зацементированными ступенчато или секциями: первое испытание после окончания времени ожидания затвердения цемента (ОЗЦ) последней секции или ступени, а позже после разбуривания цементного стакана каждой секции; последнее испытание проводят после разбуривания нижнего цементного стакана до установленного минимума его высоты.

Эксплуатационные колонны испытывают на герметичность:

1) после спуска и цементирования - созданием давления с предварительной заменой глинистого раствора на воду, если вода не была жидкостью продавки; в скважинах, где при испытании и в начале эксплуатации ожидается отсутствие избыточного давления, эксплуатационную колонну дополнительно испытывают снижением уровня воды;

2) после установки цементных мостов для испытания залегающих выше горизонтов - созданием давления с предварительной заменой глинистого раствора водой и тем способом, которым был вызван приток при испытании предыдущего изолированного пласта (снижением уровня при помощи компрессора, аэрацией жидкости и т.д.);

3) после ремонтных цементирований под давлением - созданием давления и снижением уровня жидкости.

При испытании колонны на герметичность внутреннее давление на трубы колонны роиг следует создавать из расчета превышения не менее чем на 10 % максимально возможного в них внутреннего рабочего давления (рВ2), которое может возникнуть при бурении, испытании, эксплуатации и ремонте скважин. Максимальные значения внутренних рабочих давлений рвг для секций колонн, сложенных из однотипных труб, определяются для глубин. отвечающих фактической верхней границе этих секций в скважине (Инструкция по расчету обсадных колонн для нефтяных и газовых скважин, Куйбышев, 1976 г.).

Верхнюю секцию колонны при испытании на герметичность необходимо проверить при внутреннем давлении на устье колонны рощ = 1,1 рвг, но не ниже указанных значений (роии), т.е. рощ > роии (здесь роии - избыточное

96

внутреннее давление на устье при испытании верхней секции на герметичность).

Внешний диаметр

колонны, мм........ 377-420 273-351 219-245 170-194 141-146 168 114-127

Минимально необ-

ходимое давление,






МПа (не менее)






р.................
5
6
7
7,5
10
9
12

Ру ................
6
7
8
8,5
11
10
13

Избыточные внутренние давления, воздействующие на трубы секций колонны при ее испытании на герметичность, определяются из выражения

Рвш = Ропг - РвЯеШг,

принимаются как расчетные для проверки прочности колонны (с запасом не менее п = 1,15 для труб производства заводов стран СНГ диаметром до 219 мм включительно и п = 1,52 для труб диаметром свыше 219 мм ) на внутреннее давление.

Здесь ртг - внутреннее избыточное давление при испытании обсадных колонн на герметичность, МПа; рвяешг - внешнее давление на колонну на глубину Z, МПа (определяется по пластовому давлению или по давлению столба жидкости в затрубном пространстве в конце зоны цементирования с учетом разгрузки цементного кольца при внутреннем давлении рош).

Минимально необходимое давление на устье обсадной колонны при испытании на герметичность любой ее секции с верхней границей на глубине Z определяется из выражения

где рош = 1,1/5вг; рж — плотность жидкости; Z - расстояние до устья скважины от разреза рассматриваемой колонны, м.

Обсадные трубы эксплуатационных и ответственных промежуточных колонн до спуска их в скважину должны подвергаться гидроиспытаниям (на трубной базе или непосредственно на скважине) с выдержкой под давлением не менее 30 с при внутреннем давлении рош, превышающем не менее чем на 5 % внутреннее избыточное давление ртг, которое воздействует на трубы колонны при ее испытании на герметичность в скважине, т. е. роиг = 1,05/звнг. В любом случае давление гидроиспытания на поверхности не должно быть меньше указанных выше величин.

Считается, что колонна выдержала испытание на герметичность опрес-совкой, если после замены раствора на воду отсутствуют переток жидкости или выделение газа из колонны, а также если не отмечено снижение давления на протяжении 30 мин или если давление уменьшается не более чем на 0,5 МПа при давлении испытания выше 7 МПа и не более чем на 0,3 МПа при давлении испытания ниже 7 МПа.

Наблюдение за изменением давления начинается через 5 мин после создания необходимого давления.

При испытании на герметичность методом снижения уровня последний должен быть снижен до значений, указанных ниже, или до уровня на 40-50 м ниже того, при котором предвидится вызов притока с испытываемого или эксплуатируемого объекта.

Глубина нахождения искусственного забоя, м 500 500-1000 1000-1500 1500-2000 2000

Снижение уровня, м................................. 400 500 650 800 1000

97

Во всех случаях снижение уровня не должно превышать значения, при котором имеющееся гидростатическое давление жидкости в колонне может вызвать избыточное давление на нее выше, чем предельно допустимое на смятие.

В скважинах, заполненных перед цементированием глинистым раствором плотностью 1400 кг/м3 и выше, вместо испытания герметичности колон-ны снижением уровня заменяют глинистый раствор на воду и на протяжении 1 ч после стабилизации температуры констатируют отсутствие перетока жидкости или выделения газа (если замена раствора на воду не вызывает опасности смятия колонны).

При испытании методом снижения уровня колонна считается герметичной в том случае, если повышение уровня, сниженного до указанной величины, за 8 ч наблюдения не превысит значений, указанных ниже.

Снижение уровня на глубину, м .............. <400 400-600 600-800 800-1000 >1000

Поднятие уровня, м, не более,

за 8 ч при внешнем диаметре

колонны, мм:

114-219............................................ 0,8 1,1 1,4 1,7 2,0

>219............................................... 0,5 0,8 1,1 1,3 1,5

Уровень измеряют аппаратом Яковлева или другими приборами через 3 ч после его снижения, чтобы исключить влияние стекания жидкости со стенок колонны на результаты измерений.

Если уровень жидкости в колонне на протяжении 8 ч поднимется более указанного, то повторяют измерение, и если оно подтверждается, то колонна признается негерметичной и для нее планируются работы по установлению причины и разрабатываются меры по ликвидации негерметичности.

5.3. ОБОРУДОВАНИЕ УСТЬЯ СКВАЖИНЫ ФОНТАННОЙ АРМАТУРОЙ

До начала испытания скважины на ее устье, кроме колонной головки, долж-на быть установлена стальная фонтанная арматура. Она включает в себя фланцы, стальные тройники, крестовины, катушки и запорные приспособления (задвижки, краны). Фонтанная арматура состоит из двух частей (рис. 5.3): трубной головки и фонтанной елки.

Трубная головка своим нижним фланцем присоединяется к верхнему фланцу колонной головки. Она предназначена для подвески насосно-компрессорных труб и герметизации пространства между ними и эксплуата-ционной колонной, а также для подачи через боковое ответвление крестовины воды, нефти или газа в кольцевое пространство между трубами при вы-зове притока и глушении скважины.

Фонтанную елку (верхнюю часть фонтанной арматуры) устанавливают на трубную головку. Фонтанная елка предназначена для контроля и регулирования работы скважины, направления движения пластового флюида в линию выброса, подачу в скважину жидкости или газа при вызове притока и заглушения скважины.

До установки на устье скважины фонтанная арматура подвергается гид-равлическому испытанию на пробное давление, которое в 2 раза больше па-спортного рабочего давления. При этом все задвижки кроме верхней должны быть открыты.

98

Рис. 5.3. Фонтанная арматура:

‡, · - фонтанная елка соответственно тройникового и крестового типа; 1, 13 - крестовина; 2 -фланцевые соединения; 3 ~ тройник; 4 - ствол; 5 - патрубок; 6, 7, 12 - задвижки; 8 - штуцер; 9 ~ лубрикатор; 10, 11 - манометры

После установки арматуры ее верхнюю часть (елку) испытывают на давление, равное пробному, принятому для данной арматуры, при закрытых нижней стволовой и боковой задвижек (кранах). Елку опрессовывают через отверстие для манометра на буфере с выдержкой под давлением на протяжении 15 мин.

Трубную головку фонтанной арматуры, установленную на устье скважины, опрессовывают давлением, допускаемым для спрессовывания эксплуатационной колонны.

После монтажа фонтанной арматуры на устье скважины до начала работы следует проверить плавность работы затвора всех задвижек; наличие смазки (провести контрольное набивание смазкой узлов уплотнения затвора и корпуса задвижки); соответствие стрелки на корпусах задвижек направлению потока пластового флюида из скважины; правильность размещения указателя открытие-закрытие затвора задвижки; затяжку всех фланцевых соединений. При необходимости следует подтянуть шипы.

Для надежной работы каждой задвижки после полного ее закрытия необходимо на 1/4 оборота повернуть маховик в направлении открытия.

Фонтанную арматуру различают по конструктивным и прочностным параметрам:

1) рабочему или пробному давлению (70-105 МПа);

2) размерам проходного сечения ствола елки (50-150 мм);

3) конструкции фонтанной елки (крестового и тройникового типов);

4) числу рядов труб, спускаемых в скважину (одно- или двухрядные);

5) виду запорных приспособлений (задвижки или краны);

99

Таблица 5.2

Диаметр ствола елки, мм
Условный диаметр проходного сечения боковых отверстий фонтанной елки

Рабочее да*
ление, МПа

Условный проходного отверстия
Номинальный


50 65 80 100 150
52 65 80 104 152
50 50, 65*
50 65*
65, 80*
100
7
14
21 21 21 21
35 35 35 35
70 70 70
165

* Изготов
ляется по заказ}
потребителя.




6) устойчивости в среде двуокиси углерода (коррозионно-устойчивое и обычное исполнение).

В соответствии с ГОСТ 13846-74 фонтанные арматуры выпускают тройникового типа на рабочие давления 7, 14, 21 и 35 МПа и крестового типа на рабочие давления 14, 21, 35, 70 и 105 МПа.

Фонтанная арматура с диаметрами ствола 100-150 мм предусмотрена для высокодебитных нефтяных и газовых скважин.

Типовые схемы оборудования устья скважин фонтанной арматурой представлены на рис. 5.4, параметры оборудования - в табл. 5.3.

Рис. 5.4. Типовые схемы оборудования устья скважины:

а - схема 1; б - схема 2а; в - схема За; г - схема 4а; д - схема 5а; е - схема 6а; 1 - манометр; 2 - трехходовой кран; 3 - верхний буфер; 4 - запорное приспособление; 5 - тройник; 6 -штуцер; 7 - планшайба; 8 — к1естовина трубной головки; 9 - верхний фланец колонной головки; 10 - нижний буфер; 1 - крестовина фонтанной елки

100

Таблица

5.3

Схема
Рабочее

(см.
давление, мм

рис. 5.4)

1
7; 14; 21


14; 21

26
14; 21

За
14; 21; 35

36
14; 21; 35


14; 21; 35

46
14; 21; 35


70; 105

56
70; 105


70; 105

66
70; 105

Фонтанная елка

Условный диаметр проходного отверстия, мм

50; 65; 100 50; 56; 100 50; 65; 100 50; 65; 100 50; 65; 100 50; 65; 100 50; 65; 100

50

50 50; 65

50

Трубная

Конструкция

Тройниковая Однорядная

Крестовая

Двухрядная Однорядная Двухрядная Однорядная Двухрядная Однорядная Двухрядная Однорядная Двухрядная

Число

задви- I трой-жек ников

4 11

8 2

93 1

11

2 13

722 832 8-2

9 11 12

крестовин

1 31

2

Во всех схемах для подвешивания двух рядов насосно-компрессорных труб допускается выполнение трубной головки с включением узла, состоящего из тройника и запорного приспособления, который устанавливается между переходником трубной головки (планшайбой) и крестовиной трубной головки.

Рабочее давление фонтанной арматуры должно соответствовать максимальному давлению, ожидаемому на устье скважины.

Схему и число исходных линий фонтанной арматуры выбирают в зависимости от характеристики скважины. Наиболее часто для нефтяных фонтанных и газовых скважин применяют арматуру с двумя выкидными линиями тройникового типа. Фонтанную арматуру с одной выкидной линией обычно используют для компрессорных или фонтанных скважин с небольшим устьевым давлением, а также не содержащих в своей продукции песка.

При ожидаемых очень высоких давлениях и содержании в продукции большого количества песка фонтанную елку оборудуют на месте под три выкидные линии.

Кроме основной центральной задвижки над крестовиной устанавливается вторая центральная или предохранительная задвижка, которая при работе всегда открыта и закрывается только в аварийных случаях. Для аварийных случаев предусмотрена установка второй задвижки между выкидами (струнами) и других задвижек - на крестовине, тройнике и струнах.

Во время работы фонтанной скважины следует полностью открывать и закрывать любую задвижку или кран фонтанной арматуры.

Верхняя выкидная линия елки всегда используется как рабочая, нижнюю выкидную линию приводят в действие только при замене рабочего штуцера или скошенных деталей оборудования, размещенного выше запасного выкида.

В арматуре на фланцах боковых стволов и катушке трубной головки предусмотрены отверстия для подачи ингибиторов в затрубное пространство и ствол елки, а на катушках боковых отводов - отверстия под карман для измерения температуры среды и вентили под манометры для измерения давления.

Для регулирования режима работы скважины предусмотрен штуцер. Контроль проводится по показаниям манометров на буфере и после дрос-

головка

селя.

101

5.4. ОБВЯЗКА НАЗЕМНОГО ОБОРУДОВАНИЯ ПРИ ИСПЫТАНИИ И ИССЛЕДОВАНИИ СКВАЖИН

После установки на устье скважины фонтанной арматуры ее обвязывают системой трубопроводов (манифольдом), являющейся не менее важной частью оборудования фонтанно-компрессорных скважин, чем фонтанная арматура. Обвязка скважины должна иметь хорошую маневренность и позволять быстро и безопасно проводить все операции по испытанию, исследованию, эксплуатации и обслуживанию скважин:

1) переключать поток жидкости из рабочей (верхней) в запасную (нижнюю) струну при проверке и замене штуцера, проверке и ремонте струн, штуцерных камер и задвижек, а также при других ремонтных работах;

2) при бурных газовых проявлениях быстро присоединять необходимое число мощных агрегатов и заглушать скважину;

3) ремонтировать и очищать исходные линии, сепараторы без остановки скважин;

4) закрывать скважины под давлением при полном выходе из строя арматуры;

5) переключать поток жидкости во временные амбары;

6) принимать продукцию, движущуюся как по насосно-компрессорным трубам, так и по затрубному пространству.

В схему обвязки скважин входит следующее оборудование:

1) две выкидные линии (рабочая и запасная) диаметром 73 мм, служащие для установления штуцеров, манометров, термометров и т.д.;

2) продавочная линия диаметром 73 мм и длиной не менее 25 м, присоединяемая к задвижке на крестовине трубной головки фонтанной арматуры и служащая для задавливания скважины (при необходимости) водой или глинистым раствором;

3) выкидная линия диаметром 73 мм, присоединяемая к крану высокого давления на межколонном пространстве (между эксплуатационной и промежуточной колоннами).

От манифольда прокладывают два выкида: один идет через сепаратор на факел, другой - непосредственно в факел.

Для лучшей очистки газа иногда применяется двухступенчатая сепарация, при которой газ пропускается через два включенных последовательно или параллельно сепаратора.

При испытании в процессе освоения нефтяных скважин от сепаратора (трапа) должен быть проложен нефтепровод для сбора или сжигания нефти. Выкидные струны, все трубопроводы, сепаратор с обвязкой после монтажа должны быть испытаны гидравлическим давлением, равным полутора-кратному рабочему давлению.

При исследовании газовых скважин перед входом в сепаратор устанавливают регулирующий штуцер, а для создания необходимого противодавления в сепараторе на факельной линии, идущей от сепаратора, - быстросменный штуцер. Место его монтажа выбирают на доступном расстоянии от факела.

Устанавливать штуцер близко от сепаратора не рекомендуется, чтобы не забить выкид гидратами. Аналогично выбирается место для штуцера на выкиде, идущем прямо на факел.

102

При исследовании нефтяных скважин регулирующий штуцер ставят перед входом в сепаратор. При работе скважины штуцер может быть установлен, минуя сепаратор, на фонтанной арматуре в штуцерной камере.

Давление контролируется манометрами на колонной головке (межколонное пространство), буфере крестовины фонтанной арматуры (затрубное пространство), буфере фонтанной елки (трубное пространство), обоих выкидах, сепараторе (трапе).

Для контроля температуры газа термометрические карманы должны быть расположены в следующих местах:

1) на буфере крестовины фонтанной арматуры - для измерения температур газа в затрубном пространстве;

2) на обоих выкидах и на газовой линии за сепаратором - для измерения температуры струи газа.

Для получения надежных результатов при измерении давления и перепада давления применяют манометры повышенной точности (образцовые пружинные, поршневые, жидкостные), защищая их от механических повреждений, вибраций, засорения, коррозии.

На трубопроводах и обвязке сепаратора (трапа) должны устанавливаться стальная задвижка и вентили на соответствующее давление. Выкидные линии, крестовины, тройники должны быть заводского изготовления. Вся обвязка выполняется из насосно-компрессорных труб с надежным креплением, чтобы предотвратить их разрыв и связанный с этим травматизм.

В табл. 5.4 приведены основные параметры газовых сепараторов, выпускаемых по ОСТ 26-02-645-72.

На газовых (газоконденсатных) скважинах с пластовым давлением 10 МПа и выше устанавливается сепаратор на давление не ниже 6,4 МПа с тем, чтобы обеспечить максимальную конденсацию тяжелых углеводородов.

Нефтяные сепараторы бывают разных конструкций (горизонтальные, вертикальные, цилиндрические, сферические, гравитационные, центробежные, инерционные и т.д.), но все они имеют следующие основные секции: сепарационную (для отделения нефти от газа); осадочную (для дополнительного выделения газа, не успевшего отделиться от нефти в сепарацион-ной секции); сбора нефти (для сбора нефти и ее вывода из сепаратора); каплеулавливающую (для улавливания мельчайших капель жидкости, выносимой потоком газа за пределы сепаратора). На нефтяных скважинах сепаратор устанавливается на давление не менее 2,5 МПа.

Таблица 5.4





Сепаратор
Тип
Шифр аппарата
Рабочее давление, МПа
Пропускная способность,
м3/сут
Коэффициент сепарации Tic
Способ монтажа

Центробежный регулирующий Жалюзион-ный Сетчатый
I, II
п!
III
ЦРС
ГЖ ГС
6; 4; 10; 16
6; 4; 10
0,6; 1,0; 1,6; 2,5
4,0; 6,4; 8,0
500
1000 500
0,83
0,93 0,98
Горизонтальный
Вертикальный и горизонтальный

103

5.5. ЭКСПЛУАТАЦИОННЫЕ ПАКЕРЫ

Пакеры предназначены для разобщения пластов и изоляции эксплуатационной колонны от воздействия среды в процессе освоения и эксплуатации скважин. Пакеры применяются при освоении скважин и интенсификации притоков с использованием струйных аппаратов, гидродинамических испытателей, при гидроразрыве, кислотном и термохимическом воздействиях на пласт.

Пакеры спускают в скважину на насосно-компрессорных трубах. Они должны иметь внутреннее проходное сечение, позволяющее беспрепятственно спускать в зону пласта необходимый измерительный инструмент, используемый при освоении скважины.

Пакер должен выдерживать необходимый перепад давлений, воздействующих на него сверху вниз или в двух направлениях (шифр ПН, ПВ, ПД).

Чтобы воспринимать усилие от перепада давлений, воздействующего на пакер в одном или в двух направлениях, пакер должен иметь соответствующий якорь, наличие которого в шифре пакера обозначается буквой Я. Пакеры подразделяют на механические М, гидравлические Г и гидромеханические ГМ. Якорь - это приспособление, предназначенное для заякорения колонны НКТ за стенку эксплуатационной колонны с целью предупреждения перемещения скважинного оборудования под воздействием нагрузки.

Условные обозначения пакеров включают в себя: буквенную часть, определяющую тип пакера (ПВ, ПН, ПД), способы посадки и освобождения пакера (Г, М, ГМ) и наличие якорного приспособления (Я). Первое число после букв - внешний диаметр пакера в мм, второе - максимальный перепад давления, воспринимаемый пакером. К примеру, ПН-ЯМ-150-500, ПН-ЯГ-136-500, ПД-ЯГ-136-210.

Пакер типа ПН-ЯМ предназначен для разобщения пространств в эксплуатационной колонне нефтяных и газовых скважин и защите ее от давлений, создаваемых в зоне пласта. Пакер состоит из уплотняющего приспособления, плашечного механизма и фиксатора байонетного типа (рис. 5.5). На стволе пакера свободно посажены конус и уплотняющие манжеты. Плашки входят в пазы плашкодержателя и в пакерах с внешним диаметром 118 и 136 мм (рис. 5.5, б) прижимаются к конусу за счет усилия пружин плашкодержателя. В остальных пакерах (рис. 5.5, а) плашкодержатель соединяется со стволом и цилиндром захвата. Корпус фонаря соединен с замком, имеющим фигурный паз, в котором может перемещаться палец, связанный со стволом. Посадка пакера совершается путем приподнимания труб на величину, необходимую для создания на пакер расчетной нагрузки, поворота его на 1,5-2 оборота вправо и затем спуска труб вниз. Благодаря трению башмаков о стенку эксплуатационной колонны обеспечивается неподвижность корпуса фонаря и плашек. Палец при повороте скользит по фигурному пазу и опускается вниз вместе со стволом.

В пакере (см. рис. 5.5, б) при движении ствола конус раздвигает плашки, и последние заякоряются на стенке эксплуатационной колонны. В пакере (см. рис. 5.5, а) ствол вместе с головкой, упором, манжетами, конусом, плашками и плашкодержателем, опускаясь, упирается в цилиндр. При этом ствол раздвигает плашки в радиальном направлении и заякоряет их. Сжатие манжет и герметизация пакером разобщаемых пространств происходят при дальнейшем опускании ствола пакера за счет веса колонны НКТ.

104

Рис. 5.5. Пакер ПН-ЯМ с внешним диаметром 150, 160, 185, 210, 236, 265 мм (t) и 118, 136 мм ( •):

1 - головка; 2 - упор; 3 - манжеты; 4 - конус; 5 -плашка; 6 - плашкодержатель; 7 - цилиндр; 8 - захват; 9 ~ корпус фонаря; 10 - башмак; 11 - замок; 12 -гайка; 13 - палец! 14 - ствол

Рис. 5.6. Пакер ПН-ЯГМ:

1 — муфта; 2 — упор; 3 ~ манжета; 4 — ствол; 5 ~ обой-ма; 6 - корпус; 7 - шпонка; 8 - плашка; 9 - плашкодержатель! 10 ~ винт; 11 - кожух; 12 - поршень; 13 -корпус клапана; 14 - шарик; 15 - седло; 16 - срезной винт

Пакер поднимается из скважины при подъеме труб. При этом освобождаются манжеты а ствол своим 6vdtom высвобождает kohvc из-под плашек которые также освобождаются и одновременно приводят корпус плашек в исходное положение. При поднятии труб и повороте их влево на 1,5-2 обо-рота палец на стволе автоматически входит в фигурный паз замка, благодаря чему пакер может быть посажен вторично без его подъема из скважины

Пакер ПН-ЯГМ (рис. 5.6) состоит из уплотняющего, заякоряющего,

105

клапанного приспособлений и гидропривода. Для посадки пакера в НКТ сбрасывается шар и создается давление.

При давлении 10 МПа поршень толкает плашкодержатель, срезает винты, плашки надвигаются на конус и, упираясь в стенку эксплуатационной колонны, создают упор для сжатия уплотняющих манжет. Под воздействием веса труб плашки сцепляются со стенкой эксплуатационной колонны, обеспечивая заякорение и герметичность разобщения. Проходное отверстие пакера открывается при увеличении давления до 21 МПа. При этом срезаются винты, и седло с шаром выпадают. При снятии осевой нагрузки освобождаются манжеты, и ствол, двигаясь вверх, увлекает за собой конус, освобождающий плашки.

Пакеры 1ПД-ЯГ и 2ПД-ЯГ (рис. 5.7) предназначены для разобщения пространств эксплуатационной колонны труб и защиты ее от воздействий в зоне пласта. Посадка пакера осуществляется путем подачи давления в колонну НКТ, причем поперечный проход пакера перекрывается шариком, вбрасываемым на седло (рис. 5.7, а, б). Под воздействием давления в трубах плашки верхнего якоря выдвигаются наружу, заякориваясь на стенке эксплуатационной колонны.

В пакере 1ПД-ЯГ (рис. 5.7, а) жидкость сквозь отверстие Б поступает в золотник, сдвигает его вниз, срезая винты и позволяя захвату выйти из сцепления с поршнем. Поршень через проталкиватель сжимает манжеты, создавая уплотнение со стенкой эксплуатационной колонны. Одновременно золотник вдвигает конус в плашки, заставляя их внедряться в эксплуатационную колонну и заякоряться в ней. Вместе с конусом двигаются вниз цилиндр и шлипсы с насечками проталкивателя, фиксируя манжеты и плашки в рабочем состоянии. Пакер освобождается при натяжении и подъеме колонны труб, в результате чего срезаются винты и ствол освобождается от плашкодержателя. В результате дальнейшего движения ствола вверх манжеты разжимаются. При этом ствол, упираясь в поршень, доводит его до упора в цилиндр, который, в свою очередь, передвигая конус относительно плашек, освобождает их.

Проходное отверстие пакера открывается при повышении давления в трубах и срезе винтов.

В пакере (рис. 5.7, б) пластовый агент под давлением сквозь отверстие в стволе попадает в цилиндр. После среза винтов с плашкодержателем он поднимается вверх, и плашки натягиваются на конус, одновременно сжимая манжету. Происходит заякорение нижних плашек и уплотнение пакера в эксплуатационной колонне. Обратному перемещению плашек мешают шлипсы, переместившиеся вместе с конусом вверх по втулке фиксатора. Пакер освобождается при подъеме колонны НКТ после срезания винтов, при этом бурт ствола упирается в конус и передвигает его относительно плашек.

Особенностью пакера 2ПД-ЯГ (рис. 5.7, в) является постоянное заякорение на плашки верхнего якоря благодаря соединению полости под плашками с подпакерной зоной через отверстие А. При посадке пакера пластовый агент под давлением из полости труб сквозь отверстие Б поступает под золотник и конус. Золотник смещается вверх, срезая винты и освобождая поршень и конус от захвата. Конус, уплотненный в цилиндре кольцами, под воздействием давления входит в плашки, заставляя их раздвинуться и заякориться на стенке эксплуатационной колонны. Одновременно поршень вместе с золотником и проталкивателем перемещается вверх и сжимает манжету. При этом шлипсы, сцепляясь с насечками проталкивателя, фикси-

106

Рис. 5.7. Пакер ПД-ЯГ:

‡, · - 1 ПД-ЯГ с внешним диаметром 136, 140, 145 мм; ‚ - 2ПД-ЯГ с внешним диаметром 185, 210 мм; 1 - корпус якоря; 2 - круглая плашка; 3 ~ манжета; 4 - ствол; 5 - шлипс; 6 - протал-киватель; 7 - цилиндр; 8 - поршень; 9 - захват; 10, 14, 17 я 19 - срезные винты; 11 - золотник; 12 - корпус; 13 ~ плашкаГ 15 - плашкодержатель; 16 - седло; 18 - втулка фиксатора

руют манжеты и плашки в рабочем состоянии. Пакер освобождается при подъеме колонны труб после среза винтов. Ствол вместе с корпусом якоря поднимается и освобождает манжеты, а бурт проталкивателя поднимает цилиндр, который выводит конус из плашек, освобождая их. Плашки верхнего якоря освобождаются после разгерметизации манжет и уравнивания давления на плашки.

Пакер ЗПД-ЯГ (рис. 5.8) состоит из верхнего и нижнего заякоряющих приспособлений и гидроцилиндров уплотняющего и фиксирующих приспособлений. Посадка пакера осуществляется при подаче в колонну насос-

107

Рис. 5.8. Пакер ЗПД-ЯГ:

1 - головка; 2 - шток; 3 - шлипс; 4, 5, 8, 15, 19, 20, 21 - срезные винты; 6 - цилиндр; 7 - верхний ствол; 9 ~ ве1хний плашкодержатель; 10 -верхняя плашка; 1 - втулка; 12 - штифт; 13 ~ верхний корпус; 14 - корпус; 16 - муфта; 17 - уплотняющая манжета; 18 - нижний корпус

ных труб жидкости под давлением. Предварительно на седло вбрасывается шар. Давление в полости A нижнего гидроцилиндра перемещает поршень, который через плашкодержатель заставляет плашки надвинуться на конус, раздвигаясь радиально, и заякориться за стенку эксплуатационной колонны. При повышении давления срезаются винты, и шток, перемещаясь вниз со стволом, сжимает манжеты между муфтой и конусом, герметизируя пространство между пакером и стенкой эксплуатационной колонны. Шлипсы, перемещаясь по насечкам штока при его движении вниз, препятствуют его возвращению в первоначальное положение. При дальнейшем повышении

108

давления жидкость через отверстие А попадает в цилиндр. При этом срезаются винты, и цилиндр перемещает вниз плашкодержатель и плашки, которые надвигаются на конус и заякоряются на эксплуатационной колонне. При этом срезаются винты, плашкодержатель освобождается от цилиндра и фиксируется шлипсами на стволе. Нижние и верхние плашки в заякоренном состоянии будут предупреждать перемещение пакера как вверх, так и вниз. Проходное отверстие пакера открывается после срезания винтов.

Распакерование осуществляется при подъеме труб после предварительного соединения верхней части пакера в муфте и среза винтов. После среза штифта верхний ствол перемещается вверх и доводит втулку до плашкодер-жателя, последний сдвигает плашки с конуса, освобождая их. После этого бурт поднимет вверх корпус и муфту, освобождая манжеты. Одновременно при движении нижнего ствола вверх бурт ствола достигнет нижнего конуса и выдвинет его из плашек, освобождая его.

Пакер ПД-ЯГМ (рис. 5.9) состоит из верхнего и нижнего заякоряющих приспособлений, уплотняющего и клапанного приспособлений и гидропривода. Пакер спускается в скважину на насосных трубах, на его седло вбрасывается шарик и создается давление, под воздействием которого плашки раздвигаются радиально и заякоряются на стенке эксплуатационной колонны. Жидкость, попадая через отверстие Б под поршень, перемещает его вверх, вследствие чего срезаются винты и освобождается захват, а конус, перемещаясь вниз, раздвигает плашки и заякоряет их. Одновременно происходит сжатие манжет.

Герметичность разобщения достигается осевой нагрузкой, создаваемой весом труб, под воздействием которого срезаются винты, и ствол, двигаясь вместе с втулкой вниз, дополнительно сжимает манжеты. Фиксация рабочих положений плашек и манжет обеспечивается шлипсами, предупреждающими обратное перемещение поршня и плашек. Проходное отверстие пакера освобождается после среза винтов. В пакере предусмотрен клапан для промывки подпакерной зоны перед его подъемом из скважины. При натяжении колонны труб шток, перемещаясь вверх, открывает отверстие А, с помощью которого трубное пространство соединяется с затрубным. После промывки снижается давление в трубах, вследствие чего освобождаются плашки. При дальнейшем натяжении колонны труб срезаются винты и освобождаются плашки и манжеты.

Пакер можно оставлять в скважине без труб, так как благодаря заяко-рению плашек пакер выдерживает давление как снизу, так и сверху. Для этого винты перед спуском пакера снимаются, и колонну подъемных труб можно освободить после среза винтов. В этом случае пакер можно позднее поднять с помощью труболовки.

Рукавный пакер (рис. 5.10) состоит из уплотняющего рукава и ствола, к верхней части которого присоединяется переводник с патрубком. На переводнике установлены поршень и головка, соединенная с рукавом. Между патрубком и переводником установлено седло для шарика, служащее для оп-рессовки подъемных труб. При подаче давления в центральный канал жидкость попадает под рукав через отверстие А, раздвигает его и прижимает к стенке эксплуатационной колонны, разобщая затрубное пространство. Манжета выполняет роль обратного клапана и служит для сохранения давления в подрукавной полости. Минимальное избыточное давление, необходимое для срабатывания пакера, составляет 165 МПа. Для освобождения пакера давление подается в затрубное пространство. Поршень перемещается вниз и со-

109

Рис. 5.9. Пакео ПД-ЯГМ:

1 _ шток. 2 _ Специальный винт' 3 4 8 15 16 19 - срезные винты- 5 13 - верхняя и нижняя плашки- 6 - манжета- 7 - ствол- 9 -захват- 10 14 - шлипсьг 11 - поршень- 12 -корпус- 17 - втулка- 18 - центратор- 20 -седло '

Рис 5 10 Рукавный пакео типов ПД-Г (Ь и

ПД-Г(-):

1 - патоубок- 2 - седло- 3 - пошнень- 4 -переводник- 5 - головка- 6 - ствол- 7 - рукав- 8 - манжета- 9 - ниппель- 10 - хвостовик' 11 - уплотняющее кольцо '

единяет подрукавную полость с внутоитоубным пространством через отвер-стия А и A, когда расточка поршня окажется возле отверстия A.

В табл. 5.5 представлены мых на Украине и в России.

основные характеристики пакеров, выпускае-

 

Таблица 5.5

Показатели
ПД-ЯМГ-118-210
ПД-ЯМГ-136-210
ПН-ЯМ-118-210
ПН-ЯМ-136-210
ПН-ЯМ-150-500
ПН-ЯМ-236-250
ПД-ЯГМ-118-210

Внешний диаметр,
118
136
136 140
118
136
136
140
150
118
236
122
118

ММ
Рабочее давление
21
21
21
50
21
50
50
35
50
21

(максимальный пе-











репад давления),











МПа











Диаметр проходно-
62
76
76
62
76
62
76
76
50
145
50
62; 50

го отверстия паке-











ра, мм











Температура рабо-
393
399
393
393
393
393
393
393

чей среды, К, не









более









Условный диаметр
140; 146
168
168
140; 146
168
168; 167
168
178
146
273
146
140; 146

эксплуатационной











колонны по ГОСТ











632-80, мм











Максимальный
133
146,3
146,3
150,3
133
146,3
155,3
150,3
163,8
128
253,1
133
133

внутренний диа-












метр эксплуатаци-












онной колонны, га-












рантирующий гер-












метичность, мм












Диаметр пакера, мм
118
136
136
140
142
236
166
-
172
-
267
-
118

Длина пакера, мм
2000
1880
2215
1880
2170
-
2260
-
1800
-
2170
-
1655; 4025

Масса пакера, кг
70
60
110
64
55
-
70
-
120
-
290
-
46; 100

При ме ча ни (
. Рабоча
я среда
- вода, нефть, газ
, газоконденсат.





 

5.6. ВЗРЫВНЫЕ ЭКСПЛУАТАЦИОННЫЕ ПАКЕРЫ

В практике освоения и эксплуатации скважин важное место занимает применение взрывных пакеров. В этих пакерах (рис. 5.11) сцепление с обсадной колонной и герметизация участка разобщения осуществляется за счет впрессовывания корпуса в обсадную колонну. Сборка и установление па-кера включают следующие операции. В корпусе 6, изготовленном из сплава алюминия, размещают рассчитанный заряд 7 дымного пороха. Засыпая его, принимают все меры к тому, чтобы частицы пороха не имели контакта с металлическими деталями пакера. Заряд рекомендуется засыпать через воронку во вложенный в корпус мешочек из хлопчатобумажной неэлектризующей-ся ткани, куда помещают и зажигатель. Затем корпус герметизируется пробкой 4, которая вместе с присоединенным к массе и выводу жилы кабеля эле-ктрозажигателем 5 вставляется в горловину стакана. Передвижение пробки ограничивается с помощью накидной гайки 3. Пакер переходником соединяется с желонкой или корпусным кумулятивным перфоратором, который используется в качестве груза. Соединение осуществляется с помощью шариков.

При срабатывании заряда предусмотрено автоматическое отсоединение пакера от груза. Под воздействием давления пороховых газов пробка пакера передвигается вверх до упора, благодаря чему стальные шарики 2, соединяющие пакер и груз 1, получают возможность выйти из сцепления, а груз снимается с пакера.

Для выбора заряда пакера необходимо учитывать гидростатическое давление и внутренний диаметр обсадной колонны, где он устанавливается. На рис. 5.12 изображена номограмма, позволяющая выбрать заряд пакера ВВ 118 для разных случаев его применения.

Рис. 5.11. Схема взрывного пакера:

1 - груз; 2 - стальные шарики; 3 - накидная гайка; 4 - уплотняющая пробка; 5 - электро-зажигатель; 6 - корпус; 7 - пороховой заряд

112

Рис. 5.12. Номограмма для выбора заряда ВВ118.

Шифр кривых - внутренний диаметр обсадной колонны, мм

Рис. 5.13. Пакеры взрывные: шлипсовый (t) и цементировочный ( •)

Пример. Рассмотрим выбор заряда пакера, установленного на глубине 3 км в скважине, заполненной водой и обсаженной колонной с внутренним диаметром 130 мм. Восстановив перпендикуляр, из точки на оси абсцисс, соответствующей гидростатическому давлению, до пересечения его с линией 130 в точке В, получим на оси ординат точку, соответствующую значению массы заряда. В нашем случае это 0,66 кг. Габариты этих типов пакеров следующие: 88, 92, 102, 11О, 118, 135 мм (соответственно ВП88, ВП92, ВП110, ВП118, ВП135).

Для каждого пакера существует своя номограмма, позволяющая выбрать массу заряда при разных условиях их применения.

Самостоятельную группу взрывных пакеров составляют пакеры типа ВПШ, в которых сцепление с обсадной колонной совершается при помощи шлипсов — чугунных ребристых плашек, вдавливаемых в металл обсадной колонны, при этом герметизация выполняется сжатием резиновой манжеты с фиксированием ее в сжатом состоянии (рис. 5.13). Пакер типа ВПШ включает камеру, которая заряжается порохом и после установки поднимается на поверхность. Спускается пакер ВПШ на каротажном кабеле. После спуска камеры в заданный интервал током, подаваемым с поверхности, поджигают заряд. Давлением пороховых газов поршень камеры передвигается относительно корпуса, впрессовывая в колонну расположенные на штоке пакерую-щей части плашки и сжимая манжету.

Для проведения изоляционных работ путем закачки цементного раствора в скважину под давлением до 30 МПа применяются пакеры взрывные цементационные типа ПВЦ (ПВЦ 11О, ПВЦ 118, ПВЦ 135). Они используются в обсадных колоннах диаметром 117,7-124, 125,2-133 и 144—152 мм при максимальном гидростатическом давлении 147 МПа и максимальной температуре 150 °С. Их длина 605-625 мм.

Принцип работы пакеров типа ПВЦ следующий.

1. После зажигания порохового заряда массой 120 г под действием давления газов гильза камеры передвигается относительно корпуса, плашки смещаются и сжимают манжету до упора в обсадную трубу. Скорость движе-

113

Таблица 5.6

Тип пакера
Внешний диаметр, мм
Внутренний диаметр обсадной колонны (НКТ), где применяется пакер
Максимальные условия применения
Масса порохового заряда, кг

Температура,
°С
Давление, МПа

1
2
3
4
5
6

ВП88; 88-135 96,3/152 120 60 0,2/1
ВП92;
ВП102;
ВП110;
ВП118;
ВП135 ВПШ92; 82-102 88/120 200 150 0,1 ВПШ102
ВПЦ110; 110-135 117,7/144 150 150 0,1 ВПЦ118; ВПЦ135 ВПР 48 62 120 30
Примечания. 1. В графе 3 в числителе - минимальный внутренний диаметр обсадной колонны, в знаменателе - максимальный. 2. В графе 6 в числителе - максимальная масса порохового заряда, в знаменателе - минимальная. 3. Внутренний диаметр обсадных труб для одного типоразмера выполняется в пределах 2-8 мм. 4. Максимально допустимое давление цементирования 30 МПа.

ния поршня регулируется гидравлическим тормозом, заполненным маслом. После посадки пакерующей части разрывается шип, соединяющий камеру с пакерующей частью. Камера используется многократно. Пороховые газы имеют выход в скважину.

2. Для подачи цемента в подпакерную зону пакер соединяется с колонной НКТ свободной посадкой специальной муфты на конец штока пакера. При опрессовке пакера в скважине поданный с поверхности вместе с жидкостью шарик перекрывает отверстие в клапанном приспособлении, позволяя проверять надежность пакерования. При дальнейшем повышении давления более 7 МПа шарик продавливается, открывая путь для подачи цемента. После окончания заливки шар большего диаметра перекрывает внутреннее отверстие, прекращая обратное движение цемента в скважину.

Для установки разделяющего моста рекомендуется использовать взрывной пакер, раскрывающий ПВР. Этот пакер спускается в скважину через НКТ на каротажном кабеле и имеет вид зонтика. После его установки в колонне и подъема каротажного кабеля на поверхность в скважину через внутреннюю полость спускают на кабеле желонку, заполненную цементным раствором.

Технические характеристики взрывных пакеров приведены в табл. 5.6.

5.7. РАСЧЕТ КОЛОННЫ НАСОСНО-КОМПРЕССОРНЫХ ТРУБ НА ПРОЧНОСТЬ И ИХ ЭКСПЛУАТАЦИЯ

Усилия, воздействующие на колонну НКТ, главным образом определяются условиями ее эксплуатации. На рис. 5.14 показаны основные расчетные схемы колонн НКТ, которые отображают условия ее эксплуатации в различных технологических процессах освоения скважин. Нагрузки, воздействующие на колонну НКТ, и последовательность проведения расчетов на прочность рассмотрим ниже.

114

Рис. 5.14. Расчетные схемы колонны НКТ:

t - свободно подвешенная на планшайбе; • - в скважине, частично заполненной жидкостью; , - с устройством для проведения гидропескоструйной перфорации; „ - с испытателем пластов; % - опирающаяся на забой; А - опирающаяся на пакер; L - длина колонны НКТ; Q - уровень размещения свободной поверхности жидкости в скважине; Lc - глубина размещения испытателя в скважине; LT - уровень жидкости в трубах; Ln - глубина размещения пакера

5.7.1. ОПРЕДЕЛЕНИЕ НАГРУЗОК НА СВОБОДНО ПОДВЕШЕННУЮ КОЛОННУ НКТ

Усилия от веса колонны направлены к забою, а сила выталкивания действует в обратном направлении. Собственный вес комбинированной колонны определяется весом каждой секции. Вес трехсекционной колонны (рис. 5.15) запишем в виде

енкт = FT1l1pT + FT2l2pT + FT3l3pT, (5.1)

где F l , Ft2, Ft3 - площадь сечения труб соответствующей части колонны, м2; l1 l2, 3 _ длина соответствующей секции колонны, м; рт - плотность материала труб, кг/м3.

Определяя площадь сечения труб, значение их внутреннего диаметра находят по табл. 5.7.

Для подвешенной колонны труб наибольшее усилие растяжения возникает в верхнем сечении. Наибольшее напряжение не должно превышать предел текучести материала труб при растяжении. Для труб с гладкими (невысаженными) концами, изготовленных по ГОСТу, максимальное усилие, которое разрушает резьбовые соединения в момент, когда напряжения в металле соответствуют пределу текучести, определяют по формуле

P'

jt5D

1 +D ctg(cc

Ф)

Для труб с высаженными наружу концами усилия в теле трубы мент, когда напряжения в металле соответствуют пределу текучести, шем в виде

(5.2)

в мо-запи-

P =--------------ат.

(5.3)

Здесь P', P" - усилия, разрушающие резьбовые соединения, соответственно для труб с гладкими и высаженными наружу концами, кН; 6С - толщина стенки трубы по впадине первой полной нитки резьбы в зацеп-

l

115

п
_
г~
1
Г

-1
rf,
г_
^

_
1



_

-J
""
| _
i

\
L
т

1—
| —

-
-

Г-
1"
_~
'<?

~
_~
j
(

1
ч
1

П
^-\
J

-
|_[
-
i


— —|


1- ~~~\

Рис. 5.15. Трехразмерная колонна НКТ жидкостью

скважине, полностью заполненной

лении, м (см. табл. 5.7); Dcp - средний диаметр трубы по первой полной нитке резьбы в зацеплении, м (табл. 5.8); ат — предел текlчести материала труб при растяжении, МПа (табл. 5.9); - длина резьбы до основной плоскости (нитки с полным профилем), м (см. табл. 5.8); а - угол, образованный между направлением опорной поверхности резьбы и осью трубы, а = 1,0625 рад; ср - угол трения, ср = = 0,306 рад; D, d - внешний и внутренний диаметры трубы, м.

Напряжения в трубе не должны превышать предельных значений, которые определяются по формулам (5.2)-(5.3).

При использовании труб, изготовленных по стандартам Американского нефтяного института (АНИ), дополнительно учитывают их способность противодействовать напряжениям, возникающим под действием внутреннего давления. Наименьшее сминающее давление для сталей разных марок определяют по формулам (при условии, что выполняется соотношение D/6 < 14, где D – внешний диаметр труб, 6 — толщина стен-

ки).

для сталей Н-40 и J-55:

pсм =0,75атср

АМ_ о,046

D/5

для сталей С 2 650

pсм = 0,75а

75 0,059

D/5 для сталей марки Н

2'721-0,063

pсм = 0,75а

т.ср

D/5

для сталей марки Р 2 940

80

105

pсм = 0,75а

т.ср

D/6

-0,078

(5.4)

(5.5)

(5.6)

(5.7)

где а — средний предел текучести материала трубы, МПа

Предельное значение давления в трубах (при условии способности противодействовать сминающим давлениям)

pсмпр = 1,25pсм,

(5.8)

где 1 25 — коэффициент запаса прочности на сопротивление смятию

Наименьшее внутреннее давление, при котором напряжение в теле трубы достигает предела текучести, определяют по формуле

pвн =0,875-26

D

(5.9)

где 0,875 - коэффициент, учитывающий отклонение толщины стенки (12 5 %)• о - наименьший предел текучести материала трубы МПа (см табл. 5.9). Tmm '

 

 

т min

116

Таблица 5.7

Характеристика насосно-компрессорных труб по ГОСТ 633-80

Диаметр, мм
Толщина стен-
Высаженная часть, мм
Муфта, мм
Масса, кг

услов-
внеш-
внут-
Внеш-
Длина
Переход-
Внешний
Длина
Длина
Ширина
1 м
муфты
1 м трубы

ный
ний
ренний
ки, мм
ний
переход-
ная часть
диаметр

растяже-
торцевой
гладкой

с муфтой




диаметр
ной части

муфты

ния
плоскости
трубы

при длине трубы 8 м






Гладкие трубы





48
48,3
40,3
4,0
-
-
-
56,0
96,0
8,0
2,0
4,39
0,5
4,45

60
60,3
50,3
5,0
-
-
-
73,0
110,0
8,0
5,0
6,84
1,3
7,0

73
73,0
62,0
5,5
-
-
-
89,0
132,0
8,0
6,5
9,16
2,4
9,46

89
88,9
76,0
6,5
-
-
-
107,0
148
8,0
6,5
13,22
3,6
13,67

102
101,6
88,6
6,5
-
-
-
121,0
150,0
9,5
6,5
15,22
4,5
15,78

114
114,3
100,3
7,0
-
-
-
132,5
156,0
9,5
6,5
18,47
5,7
19,09





Трубы с
высаженными наружу концами



33
33,4
26,4
3,5
37,3
45
25
48,3
89
8,0
3,5
2,58
0,5
2,67

42
42,2
35,4
3,5
46,0
51
25
56,0
95
8,0
3,5
3,34
0,7
3,48

48
48,3
40,3
4,0
53,2
57
25
63,5
100
8,0
3,5
4,39
0,8
4,51

60
60,3
50,3
5,0
65,9
89
25
78,0
126
9,5
5,0
6,84
1,5
7,07

73
73,0
62,0
5,5
78,9
95
25,
93,0
134
9,5
6,5
9,16
2,8
9,53

89
88,9
73,0
6,0
95,25
102
25
114,3
146
9,5
6,5
13,22
4,2
13,8

102
101,6
88,6
6,5
107,95
102
25
127,0
154
9,5
6,5
15,22
5,0
15,9

114
114,3
100,3
8,0
120,65
108
25
141,3
160
9,5
6,5
18,47
6,3
19,3

 

Таблица 5.8

Размеры резьбового соединения НКТ







Внутрен-



Диаметр
Глубина
Расстояние

Услов-
Число
Глуби-
Внешний диа-
Средний
Диаметр резьбы
ний диаметр резьбы в плоскости
Длина резьбы,
мм
цилиндрической расточки около
цилиндрической расточки, мм
от торца
муфты к
концу сбега
резьбы на

ный
диаметр
трубы,
мм
ниток на 2,54
мм (дюйм)
на резьбы, мм
метр, мм
диаметр резьбы в основной части, мм
около торца трубы, мм
торца
муфты,
мм



торца
муфты,
мм

трубе при свинчивании вручную, мм






основной



трубы
высаженной части

внешний
внутренний

общая
к концу (сбега)
плоскости (нитки с полным профилем)
сбега








Гладкие трубы





48
10
1,412
-
48,3
46,924
46,866
44,042
46,069
35
22,3
4,29
50,0
8,0
5,0

60


-
60,3
58,989
58,494
55,670
58,134
42
29,3
4,29
62,0
8,0
5,0

73


-
73,0
71,689
70,506
67,682
70,834
53
40,3
4,29
74,7
8,0
5,0

89


-
88,9
87,564
89,944
83,120
86,709
60
47,3
4,29
90,6
8,0
5,0

102
8
1,810
-
101,6
99,866
98,519
94,899
98,519
62
49,3
5,97
103,5
9,5
6,5

114


-
114,3
112,566
111,031
107,411
111,219
65
52,3
5,97
116,0
9,5
6,5





Трубы с высаженнымв
наружу концами




33
10
1,412
33,4
37,30
35,970
36,100
33,276
35,115
32
19,3
4,29
39,0
8,0
5,0

42


42,2
46,00
44,701
44,643
41,819
43,846
35
27,3
-
47,5
8,0
5,0

48


48,3
53,20
51,845
51,662
48,838
50,990
37
24,3
-
55,0
8,0
5,0

60
8
1,810
60,3
65,90
64,148
63,551
59,931
64,801
50
37,3
5,97
67,5
9,5
6,5

73


73,0
78,60
76,848
76,001
72,381
75,501
54
41,3
-
80,0
9,5
6,5

89


88,9
95,25
93,516
92,294
88,674
92,164
60
47,3
-
97,0
9,5
6,5

102


101,6
107,95
106,216
104,744
101,124
104,869
64
51,3
-
109,6
9,5
6,5

114


114,3
120,65
118,916
117,256
113,636
117,569
67
54,3
-
122,5
9,5
6,5

П
- 13 мм.
ри ме чан
и е. Длина
резьбы
от основной
плоскости к
концу сбега - 12,7
мм; расстояние от торца муфты к
середине муфты при свинчивании на станке

Реальное давление в колонне НКТ не должно превышать значений, которые определяются по формулам (5.8)-(5.9).

Коэффициент запаса прочности на сопротивление труб внутреннему давлению обычно принимают за единицу, в связи с чем при определении допустимых значений внутреннего давления можно использовать формулу (5.9).

Нагрузку растяжения, при котором напряжение в теле трубы достигает предела текучести, находят по формуле

P

Dz-d2

(5.10)

Значение реальной нагрузки на колонну не должно превышать рт, значение которой определяют из уравнения (5.10)

Формулы (5.1) (5.10) используют при выполнении контрольных расчетов на прочность колонны НКТ конкретной конструкции (табл. 5.10). Часто необходимо решить обратную задачу, касающуюся выбора конструкции колонны соответственно с заранее определенными условиями ее эксплуатации. При проведении проектных расчетов предварительно принимаем максимально возможный диаметр колонны для условий конкретной скважины и определяем усилия Р' разрушения резьбовых соединений по (5.2).

Допустимую глубину подвески колонны рассчитывают по приближенной формуле, которая учитывает нагрузку только от действия собственного веса колонны и давления у выхода бурового насоса:

L№

Р' - ЩрР

kq

(5.11)

где k - коэффициент запаса прочности для труб, который принимают равным 1,3-1,5; рр - давление на выкиде линии бурового насоса (р = 35+40 МПа); q - вес 1 м трубы, Н (см. табл. 5.7).

Конструкцию колонны считают определенной, если допустимая глубина подвески труб принятого диаметра больше глубины скважины.

Таблица 5.9

Механические свойства сталей различных групп прочности для изготовления НКТ

Показатели
Д
К
СНГ Е
Л
М
Н-40
АН J-55
-1 и другие С-75
фирмы Н-80

Р-105

Временное со-
650
700
750
800
900
422
507
688
703
844

противление разрыву, МПа Предел текучее-









ти при растяжении, МПа: средний минимальный максимальный Относительное
380
500
550
650
750
281 400
2,7
387 562 20
527 633 16
562 772 16
738 949 15

удлинение, % при толщине









стенки, мм: 5 10
16 12
12 10
12 10
12 10
12 10




4

119

Таблица 5.10

Характеристика прочности насосно-компрессорных труб,

изготовленных из сталей различных групп прочности, по стандартам АНИ

Внешний
диаметр
трубы, мм
Толщина стенки, мм
Наименьшее сминающее давление, МПа
Внутреннее давление, при котором
напряжение в теле трубы достигает
предела текучести, МПа

Н-40
J-55
С-75
Н-80
Р-105
Н-40
J-55
С-75
Н-80
Р-105

26,67
2,83
50,6
65,9
86,1
91,2
-
52,9
72,8
99,3
105,9
-

33,4
3,38
47,9
62,3
81,5
86,3
-
49,8
68,5
93,3
95,5
-

42,16
3,18 3,56
36,7 40,7
47,7 52,9
61,2
73,3

37,0 41,5
51,0 57,2
77,8
83,2

48,26
3,18 3,68
31,3 37,2
40,7 48,3
63,2
66,9

32,4 37,5
44,5 37,5
70,3
75,0

52,40
3,96
36,8
47,9
62,6
66,4
-
37,2
51,2
69,8
74,4
-

60,32
4,24 4,83 6,45
34,3 38,8
44,6 50,5
57,3 65,9 85,6
60,9 69,9 90,6
93,1 120,8
34,6 39,4
47,6 54,2
64,8 73,6 98,5
69,1 78,5 105,1
103,3 138,1

73,02
5,52 7,82
36,8
47,8
62,6 85,8
66,2 90,8
88,3 121,1
37,1
51,1
69,6 98,9
74,2 105,5
97,5 138,4

88,9
5,49 6,45 7,34 9,51
28,6 35,5 39,9
37,2 46,1 52,0
47,0 60,0 67,9 85,9
49,8 63,8 71,9 90,8
85,1 121,1
30,4 35,7 40,6
41,8 49,2 55,9
56,9 66,9 76,2 98,8
60,7 71,4 81,3 105,4
93,2 138,4

101,6
5,74 6,65
25,2 31,1
32,7 40,4
40,8 51,6
43,0 54,7
-
27,8 32,2
38,2 44,4
52,1 60,5
55,6 64,5

114,3
6,88
27,6
35,9
45,2
47,9
-
29,7
40,8
55,5
59,2
-

При значительных глубинах скважин применяют секционную колонну НКТ. Длину секций подбирают снизу вверх. Допустимую длину нижней секции определяют по формуле (5.11), а длины следующих секций - из со-

отношения

К

Р'п - Pn-l Fj

тп_

kq„ FT(nA)

(5.12)

где ln - длина секции, которую рассчитывают, м; р'п - разрушающая нагрузка для труб секции, которую рассчитывают, МПа; р'п-1 - разрушающая нагрузка для труб предыдущей секции, МПа; qn - вес 1 м трубы секции, которую рассчитывают, Н; FTn - площадь сечения рассчитываемой секции, м2;

FT(nA) - площадь сечения труб предыдущей секции, м2.

Формула (5.12), как и формула (5.11), не учитывает действия на колонну силы выталкивания.

Если скважина частично заполнена жидкостью, тогда сила выталкивания, действующая на колонну, определяется объемом ее погруженной части (рис. 5.14, б):

P^=PP(L-H)FT, (5.13)

где L - длина колонны, м; Н - уровень свободной поверхности жидкости,

120

 

м.

5.7.2. ОСОБЕННОСТИ РАСЧЕТА КОЛОННЫ НКТ НА ПРОЧНОСТЬ В УСЛОВИЯХ ДЕЙСТВИЯ ИЗГИБАЮЩИХ УСИЛИЙ

Изгибающие усилия возникают в колонне НКТ в том случае, когда ее нижняя часть жестко закреплена с помощью пакера либо ее хвостовик опирается на забой.

При размещении пакера в скважине хвостовик воспринимает изгибающие нагрузки, которые зависят от усилия, необходимого для раскрытия пакера, а также от перепада давления на пакере во время испытания пластов (рис. 5.14, Э).

Нагрузка на пакер от веса труб для установки его в скважине

Gu= 0,3ES0(Ku- 1), (5.14)

где Е - модуль упругости резинового элемента пакера по начальному сечению, МПа, Е = 8,5+9,5 МПа; S0 - площадь сечения уплотнителя до его деформирования, см2; Ки - коэффициент пакерования, Ки = 1,12+1,14.

Считаем, что максимальная разность давления на пакере во время испытания пласта равна допустимой депрессии на пласт. Тогда осевая сжимающая нагрузка на хвостовик, кН, при испытании

GXB= Gn+ 0,1ApSs, (5.15)

где 0,1 - коэффициент перевода размерностей; Ар - разность давлений на пакере, МПа; Ss - площадь сечения скважины, см2.

Изгибающее напряжение в трубе хвостовика определяют по формуле

аизг = "2?/(Дс"йг™ш), (5.16)

2L\W

где Е - модуль продольной упругости, для стали Е = 2 • 1011 Па, для алюминиевого сплава Е = 0,7 • 1011 Па; / - экваториальный момент инерции площади сечения; Ln - длина полуволны прогиба хвостовика; Dc - диаметр скважины; W - осевой момент сопротивления на изгиб; dT внеш - диаметр трубы хвостовика (внешний).

Экваториальный момент инерции площади сечения определяют по формуле

/ = 0,05W4BHem-d4BH), (5.17)

где dT вн - внутренний диаметр трубы хвостовика. Осевой момент сопротивления на изгиб

W = 2J/dTBSem. (5.18)

Длина полуволны прогиба определяется осевой нагрузкой на хвостовик

Ln=5-98^?//QXB. (5.19)

Изгибающее напряжение в трубе хвостовика не должно превышать предельно допустимого [о]сж = 160 МПа.

Изгибающее напряжение возникает также в колонне НКТ в случае ее размещения над пакером (рис. 5.14, е). Кроме изгибающих усилий в верхней части колонны возникают усилия растяжения, а в нижней - сжатия. Усилия растяжения максимальны в верхней части колонны:

Р = PSKT - Gn. (5.20)

121

Напряжения сжатия имеют максимальные значения в сечении соединения труб с пакером:

acx=Lcxgq/FT, (5.21)

где Ьсж - длина сжатой части колонны, м; q - масса 1 м труб колонны, кг (см. табл. 5.7); FT - площадь сечения трубы, м2.

Длина сжатой части колонны определяется усилием, действующим на пакер:

К,

Gn

Jl-

Рр

Рт

(5.22)

где рр, рт - плотность раствора и материала труб, кг/м3.

Усилия, необходимые для раскрытия пакера, находят по формуле (5.14) или по табл. 5.11. Последовательность определения изгибающего напряжения в колонне НКТ такая же, как и при выполнении расчетов хвостовика [см. формулы (5.16) (5.19)].

Рассмотрим расчет насосно-компрессорных труб для проведения гидропескоструйной перфорации.

Во время проведения гидропескоструйной перфорации (ГПП) существует опасность разрушения труб действием внешних усилий и внутреннего давления. Для ГПП обычно применяют трубы диаметром 73-89 мм следующих марок стали: С-75, Е, Н-80, Л, М, Р-105.

Допустимую глубину спуска одноразмерной колонны НКТ (любой марки стали длиной Lt, L2, L3 ж т.д.) определяют по формуле

L

(1000 QpB/kT)-106pyFT 9,8(gT -fTpCM)

(5.23)

где L - допустимая глубина спуска НКТ, м; QpH - разрушающая нагрузка резьбы, кН; kT - коэффициент запаса прочности труб, преимущественно составляет 1,3-1,5; FT - площадь внутреннего сечения НКТ, м2; ру - давление на устье, МПа; qT - масса 1 м трубы, кг/м; fT - сечение тела НКТ, м2; рсм -плотность смеси жидкости с песком, кг/м3.

Таблица 5.11

Технические характеристики пакеров

Параметры
ПЦГ-95
ПЦГ-96

Диаметр, мм:

остова
95
67

штока
40
34

резинового элемента
145, 135, 115, 109
92, 87, 78, 67

Оптимальная нагрузка сжатия при пакеровании, кН
60-80
20-40

Допустимый перепад давления, МПа
45
45

Допустимая нагрузка растяжения при перепаде давления
250
150

45 МПа

Длина, мм:

остова
1525
1410

резинового элемента
640
720

Средняя масса, кг
65
33

 

122

Таблица 5.12

Характеристика разрушающей нагрузки для резьбы насосно-компрессорных труб

Разрушающая нагрузка резьбы, кН

Внешний

диаметр, мм

Д

60
208

73
294

89
446

60
330

73
443

89
689

Е

Л

м

С-75

Трубы гладкие (неравнопрочные)

274 302 356 411

387 426 503 580

585 645 760 877

300 450 680

Трубы с высаженными наружу концами (равнопрочные)

435 583 840

447 641 925

565 758 1092

652 874 1260

444 617 882

М-80

320 460 720

474 658 941

Р-105

430 630 950

622 864 1235

Примечания. 1. Внутренняя площадь сечения отверстия трубы 19, 87; 30, 19 и 45, 36 см2 соответственно для 60-, 73- и 89-мм труб. 2. Площадь сечения тела трубы 6,68; 11,66 и 16,7 см2 соответственно для 60-, 73- и 89-мм труб. 3. Масса гладкой трубы 7; 9,46 и 13,67 кг соответственно для 60-, 73- и 89-мм труб. 4. Масса 1 м трубы с высаженными концами 7,07; 9,53 и 13,8 кг соответственно для 60-, 73- и 89-мм труб.

Характеристика труб приведена в табл. 5.12.

Если предприятие не имеет достаточного количества НКТ одного типа, чтобы спустить их до глубины нижних отверстий перфорации (L = HJ, то составляют двухсекционную колонну НКТ. Для этого проще всего вначале рассчитать допустимую длину нижней секции более слабых труб с меньшим значением QpH по формуле (5.23):

(5.24)

L = Ls = L1.

После этого производят расчет по формуле (5.23) для более труб. Тогда длина верхней секции

LB = Нск - L1 где Нск - глубина установки аппарата в скважине при вии, что нагрузку верхней секции рассчитывают на всю длину труб:

L = L2 = Яап.

сильных

усло-

(5.26)

Для составления колонны НКТ целесообразно взять трубы одного диаметра, желательно 73 мм.

Колонна НКТ в скважине подвергается растяжению от собственного веса и от действия давления на устье р Если растяжение от собственного веса учитывается во время привязывания аппарата перфорации (АП) к пластам, которые перфорируются ГПП, то растяжение от действия давления на устье нужно учитывать дополнительно.

Удлинение труб рассчитывается по формуле

А/т

pyFT(Ls +LB)

(5.27)

где LE, Ls - длина НКТ соответственно верхней и нижней секции, м; Е -модуль Юнга для стали, Е = 2,1 • 106 МПа.

Для того, чтобы АП разместился на заданной глубине Яап, необходимо уменьшить длину труб в скважине на размер, соответствующий их удлинению:

^ап = #ап - А/т " А/ап - /мф,

(5.28)

к

 

123

где Lan - длина труб, которые требуется спустить в скважину, м; А/ап - расстояние в АП от самой низкой насадки до муфты, м (для АП длиной 6 м А/ап = 0,3 м, а общая длина АП 6 м с пером для промывания скважины составляет приблизительно 0,83 м); /мф - длина утолщенной муфты для исследований гамма-каротажа (ГК) и нейтронного гамма-каротажа (НКГ), м, преимущественно /мф = 0,5 м.

5.7.3. УСЛОВИЯ ЭКСПЛУАТАЦИИ НАСОСНО-КОМПРЕССОРНЫХ ТРУБ

В скважинах, продукция которых содержит сероводород даже в незначительных количествах, применять трубы с высокими пределами прочности (марок Е, Л и М) и импортные трубы, изготовленные по стандарту АНИ (Н-80, Р-105), не рекомендуется из-за опасности сульфидного растрескивания материала труб и муфт. В этих условиях целесообразно применять трубы группы прочности Д, а также С-75, С-80, С-95. При наличии в пластовой продукции коррозионно-активных компонентов применяют трубы с покрытием или используют для их защиты ингибиторы коррозии.

Подготовку новых укомплектованных труб к эксплуатации осуществляют на трубных базах. При получении труб необходимо проверить соответствие комплекта паспорта и плана выполнения работ в скважине. Резьбовые соединения должны быть защищенными. Трубы спускают в скважину в присутствии представителя трубной базы.

Трубы, поднятые из скважины, перед повторным спуском необходимо очистить (прежде всего резьбовые соединения) и тщательно осмотреть.

Осматривая трубы с покрытием, особенное внимание обращают на его целостность.

Перед спуском в скважину длину каждой трубы нужно измерить при помощи стальной рулетки. Точность измерений обусловлена планом работ. Длина трубы определяется расстоянием между свободным торцом муфты и концом сбега внешней резьбы.

По результатам измерений длин отдельных труб теоретически получаем длину колонны. Для ее определения необходимо ввести поправки на изменение длины колонны за счет действия сил растяжения.

Чтобы обеспечить герметичность соединений в скважинах с высоким давлением, прежде всего в газовых и газоконденсатных, необходимо принять следующие меры:

а) развинтить трубу и муфты, тщательно очистить и проверить их резьбу;

б) смазать внешнюю и внутреннюю резьбу (для лучшей герметизации применять ленту из фторопластуплотняющего материала ФУМ) и свинтить трубу и муфту.

в) при поднятии труб с мостков следует избегать их изгиба, защищать муфты и трубы от ударов.

Спуск труб в скважину

Перед спуском трубы должны быть сложены на мостках муфтами к скважине (резьбу трубы и муфты защищают соответствующие защитные детали) или установлены вертикально муфтами вверх на деревянных подкладках (защитное кольцо следует снять).

124

При опускании необходимо тщательно осмотреть тело и резьбовые части каждой трубы, чтобы не допустить спуска в скважину аварийно-опасных труб. В случаях, когда скважины эксплуатируют штанговыми колоннами или существуют предпосылки для отложения парафина, солей, гипса, перед спуском трубы следует проверять оправкой. Длина оправки 1250 мм, диаметр ее зависит от толщины стенок труб (табл. 5.13, 5.14).

Подняв трубу над устьем скважины, необходимо снять с резьбы защитные кольца, тщательно очистить и смазать резьбу муфты, а также резьбу трубы.

Таблица 5.13

Размеры оправок для НКТ

Размеры оправок
Толщина стенки
Внешний диаметр

для НКТ
трубы, мм
оправки, мм

48
4,0
38,2

60
5,0
48,0

73
5,5
59,7

73
7,0
56,7

89
6,5
72,9

89
8,0
69,9

102
6,5
85,7

114
7,0
97,3

Таблица 5.14

Размеры оправок для труб, изготовленных по стандарту АНИ

Условный, дюйм, и внешний, мм, диаметры трубы

1,9 (48,3)

2(50,8) 23/4 (60,3)

21/8 (73)

31/2 (89)

Толщина стенки,
Внешний диаметр

мм
оправки, мм

3,7
38,5

5,1
35,7

4,2
40,0

4,2
49,5

4,8
48,3

5,5
46,9

6,5
45,0

8,5
40,9

5,5
59,6

7,0
56,6

7,8
55,0

8,0
54,6

8,6
53,4

9,2
52,2

10,3
50,1

11,2
48,3

5,5
74,8

6,5
72,8

7,3
71,0

9,3
67,0

Условный, дюйм, Толщина стенки, Внешний диаметр и внешний, мм, мм оправки, мм

диаметры трубы

31/2 (89)
9,5
66,7

10,5
64,7

11,4
62,9

13,0
59,8

13,5
58,8

4(101,6)
5,7
86,9

6,7
85,1

7,3
83,9

8,4
81,7

9,7
79,1

10,9
76,6

41/2 (114,3)
5,7
99,7

6,9
97,4

7,4
96,4

8,6
94,0

9,5
92,2

10,2
90,7

10,9
89,3

12,7
85,7

14,2
82,7

125

Для труб, работающих в скважинах с температурами до 200 °С, применяют смазку Р-402 (ТУ 38-101-330-73). Она легко наносится при температуре воздуха до -30 °С. Смазка Р-2 (ТУ 38-101-332-73) предназначена для труб, эксплуатируемых в скважинах до 100 °С. Ее легко наносить при температуре воздуха до -5 °С. Трубы следует плавно направлять в муфту. Посадку трубы в муфту осуществляют осторожно, чтобы не повредить резьбу. Особенно осторожно нужно спускать двух- или трехсекционные трубы. В это случае целесообразно устанавливать на всех участках промежуточные опоры.

Свинчивание проводят с прикладыванием крутящих моментов, значения которых приведены в табл. 5.15-5.17.

Таблица 5.15

Рекомендованные крутящие моменты для свинчивания насосно-компрессорных труб по ГОСТ 633-80 (группа прочности Д)

Условный диаметр трубы,

Вращательный момент, Н- м

минимальный

максимальный

Гладкие трубы

48
500
750

60
800
1100

73
1000
1500

89
1300
2200

102
1600
-

114
1700-2000
3200

Трубы с высаженными наружу концами

73 1-1 2700

Таблица 5.16

Рекомендованные крутящие моменты (Н зарубежных конструкций

м) для свинчивания труб с муфтами

Условный

диаметр трубы, дюйм
Уровень

Соединение по

Минимальный

1,9
Оптимальный

Максимальный

Минимальный

23/
Оптимальный

Максимальный

Минимальный

27/
Оптимальный

Максимальный

Минимальный

зу
Оптимальный

Максимальный

Минимальный

4
Оптимальный

Максимальный

Минимальный

4'/
Оптимальный

Максимальный

Н-40

по стандартам

330 370 470 480 650 810 830 1110 1380 1160 1550 1930 980 1300 1630 1370 1820 228

Группа прочности стали J-55 (К-55) С>75 I Н-80

АНИ на гладких трубах

430 570 690 630 840 1050 1090 1450 1810 1260 1670 2090 1280 1710 2140 1810 2400 ЗОЮ

570 750 940 830 1110 1380 1520 2030 2540 1660 2210 2760 1700 2270 2830 2390 3180 3980

590 790 970 880 1170 1460 1660 2210 2760 1770 2350 2940 1810 2400 301 3530 3370 4220

Р-105

1330 1770 2210 1920 2560 3200 2720 3620 4530

М

126

Продолжение табл. 5.16

Условный



диаметр трубы, дюйм
Уровень
Группа прочности
стали

Н-40
J-55 (R-55) бах с высая
С-75
Н-80
Р-105

Соединение по стандартам АНИ на тру
кенными наружу концами

Минимальный
690
910
1190
1270
-

1,9
Оптимальный
930
1220
1590
1690

Максимальный
1160
1520
1990
2110

Минимальный
1020
1340
1770
1870
2350

23/
Оптимальный
1370
1780
2350
2490
3140

Максимальный
1710
2220
2940
3110
3930

Минимальный
1300
1710
2250
2390
ЗОЮ

27/
Оптимальный
1730
2280
3000
3180
4020

Максимальный
2160
2850
3750
3980
5030

Минимальный
1800
2360
3120
3320
4200

3'/
Оптимальный
2390
3150
4160
4420
5600

Максимальный
2290
3940
5200
5530
6990

Минимальный
2020
2650
3510
4700
-

4
Оптимальный
268
3540
4690
6300
-

Максимальный
3360
4420
5860
7880
~

Минимальный
2240
2970
3930
4170
-

4'/
Оптимальный
2990
3950
5230
5560
-

Максимальный
3730
4400
6540
6950

Соединение ТС-45 фирмы “Атлас Бредфорд"

23/
Оптимальный
-
1800
2760
2760
3320

27/
Оптимальный
-
2350
3500
3500
4150

з'/
Оптимальный
-
3180
4420
4420
5670

4
Оптимальный
-
4150
5530
5530
6220

4'/2
Оптимальный
-
4010
5530
5530
6910

Соединение ТС-5 фирмы “Маннесман"

23/
Минимальный
-
1310
1310
1310
1310

Максимальный
-
1510
1730
1730
1930

27/
Минимальный
-
1930
1930
1930
1930

Максимальный
-
2070
2490
2490
3040

з'/
Минимальный
-
3040
3040
3040
3040

Максимальный
-
3460
4150
4150
4980

4
Минимальный
-
3180
3180
3180
3180

Максимальный
-
4010
4980
4980
5940

4'/
Минимальный
-
3180
3180
3180
3180

Максимальный
-
4840
5940
5940
7190

Соединение АН фирмы “Валхрек”


Минимальный
-
1870
2490
2490
2760

23/
Оптимальный
-
1930
2760
2760
3040

Максимальный
-
2210
3320
3320
3460

Минимальный
-
3040
3460
3460
3460

27/
Оптимальный
-
3320
3730
3730
3730

Максимальный
-
3460
4010
4010
4010

Минимальный
-
3460
4560
4560
5940

з'/
Оптимальный
-
4010
4980
4980
6500

Максимальный
-
4560
5530
5530
7460

Минимальный
-
3460
4560
4560
4560

4
Оптимальный
-
4560
5530
5530
5530

Максимальный
-
5530
6500
6500
6500

Минимальный
-
5530
5530
5530
5940

4'/
Оптимальный
-
5940
5940
5940
6500

Максимальный
-
6500
6500
6500
7050

127

Таблица 5.17

Рекомендованные крутящие моменты (Нм) для свинчивания безмуфговых труб зарубежных конструкций

Условный



диаметр тру-
Уровень
Марка стали

бы, дюйм



Н-20
J-55 (К-55) i по станда
С-75
Н-80
Р-105

Безмуфтовые соединен»
этам АНИ


Минимальный
470
600
790
840
-

1,9
Оптимальный
620
800
1050
1120
-

Максимальный
770
1000
1310
1400
-

Минимальный
590
770
1010
1060
-

2,063
Оптимальный
790
1020
1340
420
-

Максимальный
980
1270
1670
1780
-

Соединение А-95 фирмы “Хайдрил"

1,9
Оптимальный
-
830
-
1110

2,063
Оптимальный
-
970
-
1240
-

23/
Оптимальный
-
1520
-
1070
-

27/
Оптимальный
-
2070
-
2900
-

з'/
Оптимальный
-
3460
-
4150
-

4
Оптимальный
-
4450
-
4840
-

4'/2
Оптимальный
-
4840
-
6220
-

Соединение С фирмы “Хайдрил"

1,9
Оптимальный
-
830
1110
1110
1110

2,063
Оптимальный
-
970
1240
1240
1240

23/
Оптимальный
-
1520
2070
2070
2070

27/
Оптимальный
-
2070
2900
2900
2900

3'/
Оптимальный
-
3460
4150
4150
4150

4
Оптимальный
-
4150
4840
4840
4840

4'/2
Оптимальный
-
4840
6220
6220
6220

Соединение РН-6 фирмы “Хайдрил"

23/
Оптимальный
-
2210
3040
3040
3730

27/
Оптимальный
-
3040
4150
4150
4840

зу
Оптимальный
-
5530
7600
7600
9680

4
Оптимальный
-
5530
7600
7600
9680

4'/2
Оптимальный
-
6220
8200
8200
10 370

Соединение А-45 фирмы “Атлас Бредфорд”

23/
Оптимальный
-
1800
2760
2760
3320

27/
Оптимальный
-
2350
3590
3590
4150

з'/
Оптимальный
-
3180
4420
4420
4670

4
Оптимальный
-
4150
5530
5530
6220

4'/2
Оптимальный
-
4010
5530
5530
6910

Соединение Д-НТ фирмы "Атлас Бредфорд"

2,063
Оптимальный
-
830
1110
1110
1380

23/
Оптимальный
-
1520
1800
1800
2070

27/
Оптимальный
-
2210
2490
2490
3040

з'/
Оптимальный
-
3040
3590
3590
4150

4
Оптимальный
-
3320
3870
3870
4420

4'/2
Оптимальный
-
3460
4150
4150
4840

Поднятие труб

Колонну НКТ поднимают и насаживают на фланец плавно, без рывков. Трубные ключи устанавливают на тело трубы около муфты. При развинчивании соединений не рекомендуется отбивать муфту молотком. В случае необходимости наносят удар вблизи середины муфты плоской стороной молотка. После развинчивания резьбового соединения трубу выводят из муфты.

128

В вертикальном положении трубы устанавливают на прочную эластичную подкладку без защитных колец, в муфту ввинчивают предохранительные ниппеля. При укладке труб на мостках резьбовые концы защищают предохраняющими деталями (кольцами и ниппелями).

С целью обнаружения дефектных труб их тщательно осматривают при поднятии. Чтобы резьбовые соединения и тело трубы срабатывались равномерно, при каждом спускании и поднятии рекомендуется менять местами трубы верхней и нижней частей колонн.

После сильного натяжения колонны при разрыве пакера или освобождения колонны от прихвата все резьбовые соединения необходимо дозакре-пить.

5.7.4. ПОДГОТОВКА ТРУБ ДЛЯ ПРОВЕДЕНИЯ ОПЕРАЦИЙ ПО ИНТЕНСИФИКАЦИИ ДОБЫЧИ

Для проведения интенсификации добычи необходимо использовать НКТ, прочность которых проверена расчетами. Насосно-компрессорные трубы, предназначенные для гидроразрыва пласта, подвергаются гидроиспытанию под давлением, которое в 1,5 раза превышает давление гидроразрыва.

При проведении кислотной обработки необходимо использовать НКТ с покрытием либо применять для их защиты ингибиторы коррозии.

5.7.5. ПРИЧИНЫ АВАРИЙ С НКТ

Обрывы в резьбе и теле труб объясняются несоответствием труб условиям эксплуатации; неудовлетворительным качеством; неправильной их нагрузкой и транспортировкой, а также хранением; отсутствием предохранительных колец и ниппелей, применением неисправного спуско-подъемного оборудования, трубных ключей, элеваторов); протиранием резьбы и тела труб насосными штангами, частным обрыванием насосных штанг; усталостным разрушением по последней нитке резьбы в месте соединения. В этом случае рекомендуется в интервале разрушения устанавливать трубы с высаженными концами; не применять в колонне соединения, изготовленные с отклонениями от стандартов и технических условий. При падении колонны даже на небольшую глубину могут ослабевать все ее соединения в нижней части. Тогда колонну необходимо поднять и тщательно проверить все соединения. Негерметичность соединения под действием внешнего или внутреннего давления объясняется такими основными причинами: неправильным выбором смазки или неправильным ее нанесением; несоблюдением регламентированных значений крутящих моментов; повреждением резьбы по неосторожности или из-за чрезмерного натяжения; неправильной нарезки резьбы, ее отработки.

Обрывы труб и их негерметичность могут быть спровоцированы также коррозией точечной, коррозией внутренней или внешней поверхностей, коррозийным и сульфидным растрескиванием, переменным напряжением и т.п. Оптимальные способы борьбы с коррозией определяются в каждом случае отдельно.

129

5.7.6. ПРИМЕРЫ РЕШЕНИЯ ЗАДАЧ

Задача 5.1

Рассчитать двухразмерную колонну НКТ, находящуюся в скважине, полностью заполненной жидкостью, для следующих условий эксплуатации: плотность пластовой жидкости 900 кг/м3, плотность материала труб 8660 кг/м3; конструкция колонны: диаметры внешний и внутренний 88,9 и 76 мм, длина верхней секции 1710 м, диаметры внешний и внутренний 73 и 62 мм, длина нижней секции 1100 м.

Решение

1. Собственный вес комбинированной колонны с учетом (5.1):

рякт = AM Г0,08892 - 0,0762ll710 -8660 + Aii(o,0732 - 0,0622)l 100 -8660 = 358,31 кН.

2. Усилия разрушения резьбовых соединений для труб с гладкими концами определяем для верхней трубы, учитывая (5.2):

Р' = 3,14-0, 0065-0, 0876-380-106 = 3^33 KH.

1+ °'°876 ctg(l, 0625+ 0,306) 2 • 0, 0473

Расчет произведен для труб из стали группы прочности Д.

3. Усилия разрушения резьбовых соединений для труб с высаженными концами по (5.3):

рп = 3,14(0, 08892 - 0, 0762) 380 -1Q6 = 634,484 кН.

4

4. Допустимое усилие с учетом коэффициента запаса прочности (k = = 1.5):

fP'l = — = А^АА: = 242,213 кН,

Ilk 1,5

гр„1 ^=63^4М= 44299кН Ilk 1,5

5. Расчетное усилие в верхней трубе больше предельно допустимого для труб с гладкими концами и не превышает предельно допустимого усилия для труб с высаженными концами.

Задача 5.2

Выполнить расчет по условию задачи 1 для труб, изготовленных по стандарту АНИ.

Решение

1. Находим усилия в верхнем сечении колонны НКТ по методике, изложенной в задаче 1:

PSKI = 358,31 кН.

2. Наименьшее давление смятия для каждой секции (сталь группы прочности Н-40) по (6.4):

-Рем 88,9 = 0,75-352-106

130

2,503 0,046

0,0889/0,0065

36,170 МПа,

Рсм73=0,75-352-10с

2,503 -0,046

0,073/0,055

37,642 МПа.

Предельное значение давления в трубах с учетом коэффициента запаса прочности сопротивления смятию по (5.8):

Рс'м88,9 = 1,25-36,170 = 45,213 МПа,

Р^73 =1,25-37,642 = 47,053 МПа.

4. Минимальное предельное значение внутреннего давления, при котором напряжение в теле трубы достигает предела текучести, в соответствии с (5.9):

-^вн88,9 = = 35,955 МПа,

0,0889

п 0, 875-2-0, 0055-281-10 ,жтт

Рт73 =--------------------------------= 37,05 МПа.

0,073

5. Наименьшее предельное значение давления в трубах составляет 35,955 МПа. Эксплуатационное давление не должно превышать этого значения.

6. Определяем предельное усилие растяжения для трубы верхней секции колонны:

Рт889 = 281-Ю6 — (0,08892-0,0762) = 469,184 кН.

4

7. Предельное усилие растяжения больше действующей нагрузки на колонну, следовательно, выбранная конструкция колонны соответствует условиям эксплуатации.

Задача 5.3

Определить конструкцию колонны НКТ, исходя из соблюдения требований к прочности на растяжение. Минимальный внутренний диаметр обсадной колонны 122 мм, глубина скважины 1600 м. Решение

1. Разрушающее усилие для гладких труб с внешним диаметром 73 мм и внутренним диаметром 62 мм, изготовленных из стали группы прочности Д (см. табл. 5.12):

Р' = 294 кН.

2. Масса и вес 1 м трубы (см. табл. 5.7): g = 9,46 кг, q = 94,6 Н.

3. Допустимая глубина подвески колонны по (6.11):

294 • 10 3 - 1, 4^^ (0, 073 2 - 0, 062 2 )40 • 10 6

^доп =-------------------\---------------------= 1727 м.

1, 4 • 94,6

131

4. Фактическая глубина скважины не превышает допустимой глубины подвески, значит, принятая конструкция колонны удовлетворяет требованиям к прочности на растяжение.

Задача 5.4

Определить конструкцию колонны НКТ для скважины с минимальным внутренним диаметром обсадных труб 140 мм и глубиной 4000 м. Решение

1. Предварительно принимаем следующую конструкцию колонны НКТ: верхняя секция - внешний диаметр 88,9 мм, внутренний диаметр 76 мм; нижняя секция - внешний диаметр 73 мм, внутренний диаметр 62 мм.

2. Разрушающее усилие для гладких труб нижней секции, изготовленных из стали группы прочности Д (см. табл. 5.12)

Р' = 294 кН.

3. Вес 1 м трубы нижней секции (см. табл. 5.7) q = 94,6 Н.

4. Длина нижней секции по (5.11):

294 • 10 3 - 1, 4^ (0, 073 2 - 0, 062 2 )40 • 10 6

^доп =-------------------\---------------------= 1727 м.

1, 4 • 94,6

5. Усилие разрушения для гладких труб средней секции, изготовленных из стали группы прочности Д (см. табл. 6.12):

F = 762,5 кН.

6. Вес 1 м труб секции (см. табл. 5.7) q = 136,7 Н.

7. Длина верхней секции по (5.12)

762,5-10 3 -1, 4-294-10 3'(0, 0889 2 - 0, 076 2 ) L =---------------------------------4-------------------------= 2626 м.

доп Я 14

1, 4 • 136,7 (0, 073 2 - 0, 062 2 )

4

8. Фактическая длина верхней секции

Ьф= 4000 - 1727 = 2273 м.

9. Фактическая длина верхней секции не превышает предельно допустимой. Таким образом, принятая конструкция колонны удовлетворяет требованиям к прочности на растяжение.

Задача 5.5

Выполнить расчет одноразмерной колонны НКТ, находящейся в скважине, частично заполненной пластовой жидкостью. Плотность пластовой жидкости 900 кг/м3; плотность материала труб 8660 кг/м3; колонна диаметром 88,9 мм спущена в скважину глубиной 1600 м (см. рис. 5.14, б); уровень размещения свободной поверхности жидкости в скважине Н = 920 м.

132

Решение

1. Вес одноразмерной колонны по (5.1)

Р =A1i(o,08892-0,0762) 1600-8660 = 321,027 кН.

= нкт

4

2. Усилие разрушения резьбовых соединений с гладкими концами по (5.2)

р, = 3,14-0, 0065-0, 08756-380-Ю6 = ^^ ^

1 + °' °8756 ctg(0, 0625 + 0, 306) 2 • 0, 0473

3. Усилие разрушения резьбовых соединений для труб с высаженными концами по (5.3)

Р" = АИ(0,08892-0,0762)380-106=632,396 кН.

4

4. Действующее усилие, возникающее в верхней части колонны, не превышает предельно допустимого.

Задача 5.6

Определить допустимый уровень раствора в колонне НКТ во время испытания пластов. Испытатель пластов размещен на глубине 5000 м. Плотность раствора 1200 кг/м3. Колонна одноразмерная диаметром 73 мм (см. рис. 5.14, г). Необходимое снижение уровня жидкости в НКТ 2500 м. Подбираем трубы соответствующей группы прочности. Решение

1. Определяем допустимый уровень снижения жидкости в трубах. Для стали группы прочности Н-40 получим

т = 5000 - 36'8,1°6 = 1874 м. 1200-9,81

2. Глубина уровня жидкости в скважине

5000 - 1874 = 3126 м.

3. По условию задачи трубы группы прочности Н-40 могут выдержать необходимое снижение уровня жидкости в скважине.

Задача 5.7

Рассчитать колонну НКТ, размещенную над пакером. Глубина размещения пакера 3670 м; диаметр скважины 120 мм; усилие раскрытия пакера 80,09 кН; внешний диаметр трубы 73 мм, внутренний - 62 мм, плотность раствора 1200 кг/м3, плотность материала трубы 8660 кг/м3.

Решение

1. Усилие растяжения в верхнем сечении колонны в соответствии с (5.20):

р = Hi(0,0732 - 0,0622)3670 • 8660 - ^ (0,0732 - 0,0622)3670 • 1200 - 80,09 • 103 = 239,06 кН.

133

2. Усилие растяжения не должно превышать предельного значения (см. табл. 5.12). Для труб с высаженными наружу концами диаметром 73 мм, изготовленных из стали группы прочности Д, предельное усилие растяжения равно 443 кН.

3. Длина сжатой части колонны по (5.22)

Ьсж =-------E^1»!------ = 995 м.

9,81-9,53 1- 1200 ^ 86601

4. Напряжение сжатия в нижнем сечении колонны по (6.21)

огж =------------'------'--------= 79,8 МПа.

1 (0,073 2 -0,062 2 ) 4

5. Действующее напряжение сжатия не превышает предельного значения 79,8 < 160.

6. Экваториальный момент инерции по (5.17)

/ = 0,05(0,0734 - 0,0624) = 0,68 • 10~6 м4.

7. Осевой момент сопротивления на изгиб по (5.18) W = 2- 0,68 • 1(Г6/0,073 = 18,63 • Ю"6 м3.

8. Длина полуволны прогиба по (5.19)

L = 5,98 Г1" 'Q'68'10 = 7,793 м. V 80,09-ю3

9. Изгибающее напряжение по (5.16)

3,14-2-1011-0,68-Ю-6 (0,120-0, 073) ЛЖТт

оизг =--------------------------------------------= 27,85 МПа.

2 • 7,7932 • 18,63 • 10-6

10. Изгибающее напряжение не превышает предельного значения [о]изг = 160 МПа.

Задача 5.8

Рассчитать колонну НКТ для ГПП скважины в интервале 2500-2514 м, т.е. наибольшая глубина самого нижнего вырабатывающегося отверстия Нап = = 2514 м. На предприятии имеются неравнопрочные 73-мм НКТ из стали группы прочности М.

Коэффициент запаса прочности труб принимаем k = 1,5. Ожидаемое давление на устье во время ГПП соответственно с расчетами рт = 50,8 МПа. ГПП проводят с использованием водопесчаной смеси. Плотность рсм = = 1030 кг/м3.

Решение

1. Рассчитаем допустимую глубину спуска труб по формуле (5.23), данные о характеристике труб получаем из табл. 5.12:

134

А

ЮОО^80 - Ю-- 50, 8- О, 003014

1,51 2891м.

9,8 (9,46-0,00117-1030)

Поскольку по условию (5.26) L > 2514 м, то для ГПП применяем одноразмерную колонну неравнопрочных 73-мм НКТ из стали группы прочности М длиной 5214 м.

2. Рассчитываем удлинение труб по формуле (5.27):

А/т = 50,8-0,003014-2514 = QJ8 ^ 2-0, 00117 -2,1-105

3. Определяем длину труб с учетом их удлинения и длины АП до наиболее низкой насадки, применив формулу (5.28):

Lan = 2514 - 0,78 - 0,3 - 0,5 = 2512,42 м.

Задача 5.9

Рассчитать конструкцию НКТ для ГПП скважины в интервале 2500-2514 м. Наибольшая глубина самого нижнего отверстия 2514 м. В распоряжении предприятия имеются 2000 м неравнопрочных 73-мм НКТ из стали группы прочности К и 2000 м - из стали группы прочности М-80. Коэффициент запаса прочности труб принимаем равным 1,5. Ожидаемое давление на устье во время ГПП в соответствии с расчетами примера ру = 50,8 МПа. ГПП проводят с использованием водно-песчаной смеси (рсм = 1030 кг/м3).

Решение

1. Рассчитаем допустимую глубину спуска труб по формуле (5.23):

и

1000^ -Ю--50, 8-0, 003014

1,51 1296 м.

9,8 (9,46-0,00117-1030)

Запланированная длина труб верхней секции по условию (5.25) LB= 2514 - 1296 = 1218 м.

В соответствии с (5.24) принимаем

LH = L1 = 1296 м.

2. Определяем допустимую глубину спуска труб из стали группы прочности М-80 по уравнению (5.23)

L2

ЮОО^60 -10 -6-50,8-0,003014

1,51 = 1888,8 м.

9,8 (9,46-0,00117-1030)

Поскольку LB < Яап - 2514 м, то можно использовать лишь часть труб М-80 для верхней секции: L2 - L1 = 1888,8 - 1296 = 592,8 м, а это меньше, чем нужно LB = 1218 м.

Значит, две секции будут иметь длину

135

L = Lx + (L2 - Lx) = 1296 + (1888,8 - 1296) = 1888,8 м, что меньше глубины проведения работ.

Таким образом, произвести ГПП с трубами, имеющимися в распоряжении предприятия, невозможно.

Задача 5.10

Рассчитать конструкцию НКТ для ГПП скважины в интервале 2500-2514 м. Наибольшая глубина самого нижнего отверстия 2514 м. В распоряжении предприятия имеются 2000 м неравнопрочных 73-мм НКТ из стали группы прочности К и 2000 м из стали группы прочности М-80, а также дополнительно 1000 м 73-мм неравнопрочных труб (Р-105). Коэффициент запаса прочности труб принимаем равным 1,5. Ожидаемое давление на устье во время ГПП в соответствии с расчетами примера рт = 50,8 МПа. ГПП проводят с использованием водно-песчаной смеси плотностью рсм = = 1030 кг/м3. Необходимо проверить, возможно ли нарастить двухсекционную колонну дополнительными трубами.

Решение

1. Рассчитываем допустимую глубину спуска труб из стали группы прочности Р-105 по формуле (5.23). Данные о характеристике труб берем из табл. 5.12:

Ls

lOOO^-lO--50, 8-0,003014

1,51 3299 м.

9,8 (9,46-0,00117-1030)

Поскольку L3 > Нш, мы можем наращивать двухсекционную колонну труб, принимая во внимание решение задачи 9, третьей секцией:

L3 = Яап - L2 = 2514 - 1888,8 = 625,5 м.

2. Уточним конструкцию колонны 73-мм неравнопрочных труб снизу вверх:

Яап = 1296 (К) + 592,8 (М-80) + 625,2 (Р-105) = 2514 м.

3. Необходимую длину труб с учетом удлинения, длины АП и муфты Г К (НКГ) рассчитываем по формуле (5.28) аналогично задаче 8:

Lan = 2514 - 0,78 - 0,3 - 0,5 = 2512,42 м.

Знакомства

для

настоящих

нефтяников

и

газовиков

Я:

Ищю:

от лет

до лет

В данной библиотеке представлены книги исключительно для личного ознакомления.
Запрещено любое копирование не для личного использования, а также с целью использования в коммерческих целях.
В случае претензий со стороны авторов книг/издательств обязуемся убрать указанные книги из перечня ознакомительной библиотеки.
Копирование, сохранение на жестком диске или иной способ сохранения произведений осуществляются пользователями на свой риск.
Булатов А.И., Качмар Ю.Д., Макаренко П.П., Яремийчук Р.С.
Освоение скважин: Справочное пособие

Глава № 5

Навигация

Аннотация-Оглавление-Предисловие-Список литературы

Глава 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11

Скачать эту главу в формате PDF

Всё про нефть и газ / Литература(каталог книг)

по всем вопросам и предложениям Вы можете обращаться на neft-i-gaz@bk.ru Администрация сайта