Главная  Переработка нефти и газа 

Скачать эту книгу

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 44 45 46 47 48 49 50 51 52 53 54 55 56 57 58 59 60 61 62 63 64 65 66 67 68 69 70 71 72 73 74 75 76 77 78 79 80 81 82 83 84 85 86 87 88 89 90 91 92 93 94 95 96 97 98 99 100 101 102 103 104 105 106 107 108 109 110 111 112 113 114 115 116 117 118 119 120 121 122 123 124 125 126 127 128 129 130 131 132 133 134 135 136 137 138 139 140 141 142 143 144 145 146 147 148 149 150 151 152 153 154 155 156 157 158 159 160 161 162 163 164 165 166 167 168 169 170 171 172 173 174 175 176 177 178 179 180 181 182 183 184 185 186 187 188 189 190 191 192 193 194 195 196 197 198 199 200 201 202 203 204 205 206 207 208 209 210 211 212 213 214 215 216 217 218 219 220 221 222 223 224 225 226 227 228 229 230 231 232 233 234 235 236 237 238 239 240 241 242 243 244 245 246 247 248 249 250 251 252 253 254 255 256 257 258 259 260 261 262 263 264 265 266 267 268 269 270 [ 271 ] 272 273 274 275 276 277 278 279 280 281 282 283 284 285 286 287 288 289 290 291 292 293 294 295 296 297 298 299 300 301 302 303 304 305 306 307 308 309 310 311 312 313 314 315 316 317 318 319 320 321 322 323 324 325 326 327 328 329 330 331 332

Рр.н = 0,785[(D - 0,9)2 - (D - 2s)]aв min,

где D - номинальный диаметр трубы; s - номинальная толщина стенки.

Для труб ОГ1м с толщиной стенки 11 мм и более разрушающую нагрузку определяют исходя из разрушения по телу муфтовой части в опасном сечении, находящемся на расстоянии 6 мм от торца ниппеля, по формуле

Рр.м = 0,785[D2

1,9s)2]aв min.

Рекомендуемые допустимые нагрузки при спуске труб ОГ1м рассчитывают при коэффициенте запаса прочности, равном 1,8 разрушающей нагрузки.

ТРУБЫ ОБСАДНЫЕ ТОЛСТОСТЕННЫЕ

Обсадные толстостенные трубы выпускают по ТУ 14-3-329-74. Размеры и масса труб должны соответствовать значениям, указанным в табл. 22.12.

Трубы поставляют длиной 9,5-13 м, допускается поставка 40 % труб длиной 6-9,5 м. Отклонения по размерам труб не должны превышать, %:

По наружному диаметру труб:

219 мм ....................................................... ±1

>219 мм..................................................... ±1,25

По толщине стенки...................................... ±12,5

Технические требования соответствуют ГОСТ на обсадные трубы. Гидроиспытанию подвергают трубы длиной 9 м и более. Значения испытательных давлений: для труб 219 мм - 20,0 МПа; для труб более 219 мм -

13,0 МПа.

Таб лица 22.12

Параметры толстостенных труб

ТРУБЫ ОБСАДНЫЕ БОЛЬШИХ ДИАМЕТРОВ

В тех случаях когда необходимо использовать обсадные трубы больших диаметров (более 508 мм), в основном для крепления верхних интервалов скважин в приустьевой зоне в качестве направляющих колонн применяют трубы по ГОСт 8732-78 «Трубы стальные бесшовные горяче-деформированные».

В основном используют трубы диаметрами 530, 560, 630, 720 и 820 мм с

толщинами стенок 9, 10, 11, 12, 14 мм из сталей марок Ст4сп, Ст5сп, Ст6сп с пределом текучести соответственно 216, 245, 274, 304 МПа или сталей марок 20, 35, 45 с пределом текучести 245, 294, 323 МПа. Трубы при спуске сваривают.

В ряде случаев можно использовать трубы по ГОСТ 20295-74 «Трубы стальные сварные для магистральных газонефтепроводов». Выпускают трубы прямошовные или спиральношовные диаметрами 530, 630, 720, 820 мм следующих классов прочности: К34, К38, К42, К50, К52, К55 с пределом текучести 206-329 МПа.

ТРУБЫ ДЛЯ МУФТ

Муфты обсадных труб, башмаки и другие соединительные части изготовляют из муфтовой заготовки по ТУ 14-3-130-73.

Ниже приведены размеры труб, мм: Диаметр........................ 133 166 188 216 243 269 298 325 351 402 451

Толщина стенки.......... 14 16 18 18 19 19 20 20 22 22 22

Проверке соосности резьб должно быть подвергнуто не менее 1 % муфт от каждой партии. Проверке качества сопряжения торца трубы ОТТГ и упорного уступа муфты подвергается каждое соединение партии.

Конусность по наружному диаметру резьбы труб и ниппельных концов труб ТБО и по внутреннему диаметру резьбы муфт и раструбных концов труб ТБО, а также конусность уплотнительных конических поверхностей труб и муфт ОТТГ и труб ТБО проверяют гладкими коническими калибрами (кольцами и пробками полными или неполными) или специальными приборами.

Толщину под резьбой проверяют во впадине первой нитки, расположенной со стороны торца трубы.

Для проверки совпадения осей резьбы обоих концов муфту навинчивают на нарезанный цилиндрический стержень, точно выверенный и центрированный в патроне токарного станка или специального приспособления. В свободный конец муфты ввинчивают другой цилиндрический, чисто обработанный стержень длиной не менее 250 мм.

Вращая муфту, определяют биение (удвоенное значение отклонения от соосности) стержня у торца муфты и у конца стержня индикатором часового типа с ценой деления 0,01 мм. Отсчет значения биения у конца стержня ведется от середины муфты.

22.2. РАСЧЕТ ОБСАДНЫХ КОЛОНН

На обсадную колонну действуют различные по значению и характеру нагрузки:

1) растягивающие нагрузки от собственного веса;

2) сжимающие нагрузки от собственного веса, возникающие при разгрузке колонны, установленной на забой, и при посадках;

3) динамические нагрузки, возникающие в период неустановившегося движения колонны в осевом направлении;

4) осевые нагрузки, обусловленные силами трения колонны о стенки скважины;

5) осевые нагрузки от избыточного давления и температуры при цементировании и эксплуатации;

6) наружное и внутреннее избыточные давления;

7) изгибающие нагрузки при искривлении колонны в результате потери устойчивости и при работе в наклонных скважинах.

В зависимости от назначения колонны (промежуточная или эксплуатационная) также действуют нагрузки, характерные для колонны данного типа, например силы трения, возникающие при вращении бурильной колонны в обсадной и приводящие в ряде случаев к протиранию обсадной трубы.

Основные нагрузки для расчета - осевые растягивающие нагрузки, наружное и внутреннее избыточные давления.

НАРУЖНОЕ ИЗБЫТОЧНОЕ ДАВЛЕНИЕ

Наружное избыточное давление определяют как разность между наружным и внутренним давлением для одного и того же момента времени.

Для эксплуатационной колонны наружное давление рассчитывают для периода окончания эксплуатации скважины.

В незацементированной зоне нефтяных скважин наружное избыточное давление определяют по формулам (рис. 22.8):

если h > H, то

Рн.и z = Ур z при 0 < z < H; (22.1)

Рн.и z = Ур z - yв(z - H) при H < z < h; (22.2)

если h < H, то

Рн.и z = Ур z при 0 < z < h,

где h - расстояние от устья скважины до уровня цементного раствора, м; Н - расстояние от устья скважины до уровня жидкости в колонне, м; z -рассматриваемая глубина, м; Ур - удельный вес бурового раствора за колонной, Н/м3; Ув - удельный вес жидкости в колонне, Н/м3.

В газоконденсатных и газовых скважинах при наличии столба жидкости в колонне

Рн.и

Ув z

Pmin при 0 < z < h.

При окончании эксплуатации (H = L) за внутреннее давление Pmin принимают наименьшие устьевое и забойное давления для заданного диаметра эксплуатационной колонны.

В зацементированной зоне давление определяют по составному столбу, пластовому и горному давлению.

1. При расчете по составному столбу

Рис. 22.8. Эпюра распределения наружных избтточных давлений