Архив метки: mdash

Определение сопротивляемости труб смятию

Критическое давление для трубы, при котором наибольшее напряже­ние достигает предела текучести металла, согласно данным Г.М. Саркисова, определяется по формуле

Зе

—    aT£fc02p 1—£—      -4Ек2раЛ,                                                      (13.18)

где .kmin = 8min/D; k0 = bo/D (здесь 8min — минимальная толщина стенки, принимаемая равной 0,8758; 8 — номинальная толщина стенки трубы; 80 — средняя толщина стенки, принимаемая равной 0,9058; D — наружный диа­метр обсадной трубы); ат — предел текучести материала трубы; Е — мо­дуль упругости материала трубы; р — разностенность труб, принимаемая равной 1,034; е — овальность обсадной трубы.

Значения ркр, подсчитанные по формуле (13.18) при указанных значе­ниях Smin и 80, приведены в инструкции.

На основе данных аналитических и экспериментальных работ Т.Е. Еременко предложил формулу для расчета значения сминающего дав­ления для обсадных труб:

рс =1,1к(А-у1А2-в),                                                                                         (13.19)

где

А = ат + Ек2 Г(1 — ЗЛ,р2 + 2Яр3) +

L

В = 4Ek2σò(1 — 3λβ2 + 2λβ3);

к = 0,9318/D; Л — глубина пластического слоя, м; р — коэффициент пла­стичности, равный Л/8; X = 0,95 — относительное уменьшение модуля уп­ругости при переходе в пластичную область.

Для облегчения подсчета значений р рекомендуются эмпирические формулы:

при k0,055

 ^ + σ2ò                                                                          (13.20)

при k > 0,055

 ^0,23.                                                                          ,.МЦ

Если вычисленные по формулам (13.20) и (13.21) значения получаются с отрицательным знаком, то р принимают равной нулю.

На основе экспериментальных работ, выполненных во ВНИИБТ, Аз-НИИбурнефти и б. ВНИИКРнефти, предложены эмпирические формулы для расчета минимальных значений сминающих давлений:

для труб из стали групп прочности С и Д

ðñ = 0,9σò(2,5k — 0,047);                                                                                                      (13.22)

для труб из стали групп прочности киЕ
ðñ = 0,9σò(2,37k — 0,038).                                                                                                   (13.23)

Трубы с к = 0,02+0,06 проверяют на устойчивость формы по формуле

pc=0,8,2Ek23                                                                                                                               (13.24)

где котношение номинальной толщины стенки трубы к ее наружному давлению.

МЕТОДЫ ПРОЕКТИРОВАНИЯ КОНСТРУКЦИЙ СКВАЖИН

Выбор конструкции скважины является основным этапом ее проекти­рования и должен обеспечить высокое качество строительства такого дол­говременно эксплуатируемого сложного нефтепромыслового объекта, пре­дотвратить аварии и осложнения в процессе бурения, создать условия для снижения затрат времени и материально-технических средств на бурение.

До настоящего времени конструкции скважин выбирали, как правило, без достаточно систематизированного анализа определяющих факторов и базировались в основном на принципах минимального расхода металла или борьбы с осложнениями в процессе бурения.

Вопросами разработки принципов подхода к проектированию рацио­нальной конструкции скважин занимался ряд исследователей в нашей стране и за рубежом. Основной предпосылкой было гидродинамическое совершенство конструкции с целью получения на забое скважины макси­мальной гидравлической мощности или определение необходимых зон кре­пления и глубины спуска обсадных колонн в зависимости от условия пре­дупреждения гидроразрыва горных пород или газопроявлений; в других случаях определяющим фактором была конечная стоимость скважины как инженерного сооружения. В принятом для руководства положении опреде­ляющим принципом проектирования рациональной конструкции скважины считается обоснованное распределение всего Читать далее

ОБСАДНЫЕ ТРУБЫ

Для обеспечения крепления ствола скважины в него спускают обсад­ные колонны различного назначения. Они собираются (свинчиваются или реже свариваются) из обсадных труб, различающихся по диаметру, толщи­не стенки, марке стали, конструкции соединительных элементов, профилю резьбы и т.д. Обсадные трубы должны отвечать требованиям работы в со­ответствующих условиях, а также процессам спуска и цементирования, и поэтому их выбор определяется совместным решением целевой функции и уравнений связи — ограничений на комплекс технических, технологиче­ских, геологических и конъюнктурных условий.

Сортамент отечественных обсадных труб и основные технические ха­рактеристики приведены в табл. 13.1.

Сортамент остальных ТУ на обсадные трубы полностью соответствует ГОСТ 632 — 80. Отличаются: наличием ленты ФУМ, полимеризующим по­крытием, упрочненными концами, толщиной цинкового покрытия. Трубы диаметрами 178, 194, 340, 408, 508 мм марки стали «Т» отечественными за­водами не выпускаются. Механические свойства отечественных обсадных труб сведены в табл. 13.2.

Сортамент обсадных труб по стандартам АНИ в основном соответст­вует ГОСТ 632 — 80 по наружному диаметру, толщине стенки и весу 1 м трубы. В стандарте АНИ отсутствуют Читать далее

 КОМПЛЕКС ОБОРУДОВАНИЯ КИОД-110

Комплекс предназначен для исследования, интенсификации и освое­ния объектов в скважине, обсаженной эксплуатационной колонной, а так­же для их доразведки. Комплекс опускается в скважину на насосно-компрессорных или бурильных трубах.

 КОМПЛЕКС ОБОРУДОВАНИЯ КИОД-110

 КОМПЛЕКС ОБОРУДОВАНИЯ КИОД-110

Комплекс (рис. 11.7) включает многоцикловой испытатель пластов 8, пробоотборник 9, уравнительный клапан 12, якорь 13, секционный пакер 10 и малогабаритную устьевую головку 1. КИОД-110 позволяет проводить исследования как с одно-пакерной, так и селективно с двухпакерной компоновкой, а также испытывать несколько объектов за один спуск комплек­са оборудования в скважину, выполнять интенсификацию при­тока из пласта за счет очистки призабойной зоны пласта путем многократного гидравлического воздействия на нее чередова­нием депрессии и репрессии. Его конструктивные параметры позволяют работать в скважинах с гидростатическим давлени­ем до 30 МПа. Технические данные

Плотность ì3………………………………………………………..         900—1200

Максимальная глубина испытуемого объекта, м……………………………      5000

Минимальная глубина испытуемого объекта, м…………………………….      900

Максимальная рабочая температура, °С………………………………………..      120

Допустимые осевые нагрузки, кН:

 

 

при……………………………………………………………………………..      150

при ……………………………………………………………………….      300

Допустимый перепад давления на комплексе, МПа………………………..      30

Минимальный диаметр проходных каналов узлов, мм…………………..      35

Диметр внешний основных комплектующих частей, мм………………..      110

Масса êîìïëåêñà, êã……………………………………………………………………      1000

 

Рис. 11.7. Комплекс испытательного оборудования КИОД-110:

1 — головка устьевая ГУ-30 ш; 2, 6 — НКТ; 3 — клапан сливной КС-100; 4 — клапан перепускной КП-110; 5 — клапан заливной КЗА-110; 7 — устройство для установки скважинного манометра; 8 — испытатель пластов ИПТ-ПО; 9 — пробоотборник ПО-110; 10 — пакер секционный ПС-115, ПС-135; 11 — фильтр; 12 — клапан уравнительный КЗ-110; 13 — якорь ЯК-110/136, ЯК-135/156

МНОГОЦИКЛОВЫЕ ИСПЫТАТЕЛИ ПЛАСТОВ

Более усовершенствованные узлы и широкий выбор вспомогательных приспособлений входят в состав многоцикловых испытателей пластов — трубных испытателей третьего поколения. В табл. 11.3 содержатся техниче­ские характеристики многоцикловых испытателей пластов.

На рис. 11.6 изображены разные варианты компоновок этих испытате-

Таблица   11.3

Технические характеристики многоцикловых испытателей пластов

 

Параметры

ÌÈÃ-146

ÌÈÃ-127

ÌÈÊ-95

ÌÈÊ-80

ÌÈÊ-65

Внешний диаметр, мм

146

127

95

80

67

Длина, мм:

 

 

 

 

 

максимальная секции

2918

2890

2600

3470

3200

общего комплекса

27 450

27 150

21 400

23 410

16 500

Допустимая нагрузка, кН:

 

 

 

 

 

сжимающая

1500

1250

600

400

200

растягивающая

700

600

450

200

1500

Крутящий момент, кНм

10

7,5

4,9

3,9

3,1

Максимальный перепад давления, МПа

45

45

45

45

40

Максимальная температура, °С

200

200

200

200

200

Масса, кг:

 

 

 

 

 

максимальная секции

235

163

120

92

78

общего комплекса

5442

5682

1810

635

540

Тип присоединительной резьбы

3-121

3-101

3-76

3-62

3-56

Диаметр скважин, мм

190-295

161-243

118-165

97-112

78-102

МНОГОЦИКЛОВЫЕ ИСПЫТАТЕЛИ ПЛАСТОВ

Рис. 11.6. Компоновка испытателей пластов:

а — с двумя пакерами; б — селективного испытания объектов; в — многоциклового испытания объектов в наклонно направленных стволах; 1, 3 — бурильные тру­бы; 2 — циркуляционный клапан; 4, 17, 23 — перевод­íèêè; 5, 6, 9, 12, 25 — ïàòðóáêè; 7 — øòóöåð; 8 — çà-порно-поворотный клапан; 10 — ИПТ; 11 — приспособ­ление для вращения; 13 — пробоотборник; 14 — ясс; 15 — безопасный замок; 16, 21 — пакер; 18 — распре­деляющее приспособление; 19 — фильтр; 20 — уравни­тельное приспособление; 22 — фильтр; 24 — хвостовик

Таблица   11.4

Назначение узлов многоцикловых испытателей пластов

Узел

Назначение

 

Испытатель  пластов  скважин  на трубах

Испытатель пластов

Клапан запорный поворотный Клапан циркуляционный

Комплекс оборудования для: испытания перспек­тивных пластов в необсаженных скважинах с целью вызова притока из пласта; отбора проб пластовой жидкости (газа) и определения основ­ных гидродинамических характеристик исследуе­мого пласта

Основной клапанный механизм для: перекрытия внутренней полости колонны труб от скважинной жидкости при спуске и подъеме ИПТ; соединения бурильных труб с испытуемым интервалом; урав­нивания давления над и под пакером перед его снятием и в процессе спуска и подъема ИПТ Механизм предназначен для перекрытия буриль­ных труб в процессе испытания с целью получе­ния кривой восстановления пластового давления Механизм для осуществления прямой и обратной циркуляции жидкости в любой момент процесса испытания пласта

Продолжение  табл. 11.4

 

Узел

Шифр

Назначение

Ясс гидравлический Пакер цилиндрический

Фильтр Замок безопасный

ЯГ

пег

Ф ЗБ

Механизм для облегчения снятия пакера после испы­тания или ликвидации прихвата хвостовика ИНГ Узел для герметичного перекрытия кольцевого про­странства ствола скважины с целью изоляции испы­туемого объекта от остального ствола скважины Толстостенный  патрубок  с  продольными  щелями  и переводниками, служащими для предупреждения за­бивания механическими примесями штуцера и про­ходных каналов ИПТ и для размещения глубинных регистрирующих приборов Механизм для откручивания колонны бурильных труб и ИПТ с целью поднятия их в случае прихвата

лей в зависимости от необходимости решения геолого-промысловых задач и технического состояния скважины.

В табл. 11.4 представлено описание назначения основных узлов много­цикловых испытателей пластов.