ваф. ГосЭкзамен. Технология бурения нефтяных и газовых скважин Породоразрушающие инструменты их назначение и классификация

• Название: Технология бурения нефтяных и газовых скважин Породоразрушающие инструменты их назначение и классификация
• Дата: 02.07.2022
• Размер: 301.02 Kb.
• Имя файла: ГосЭкзамен.docx
• Тип: Документы; #623178
• страница: 5 из 11

8.Сварные соединения обсадных труб.

Одним из наиболее эффективных способов повышения герметичности является сварка соединений обсадных труб. Существуют следующие сварные соединения обсадных труб: раструбное, двухраструбное, муфтовое, встык, ниппельно-раструбное, двухраструбное с центрирующим кольцом. Прочность раструбного и муфтового сварных соединений примерно равна, а двухраструбного несколько выше прочности стандартного резьбового соединения. Прочность стыкосварного соединения близка к прочности тела трубы. Существенным недостатком стыкосварного и двухраструбного соединений является образование грата на внутренней поверхности труб вследствие затекания расплавленного металла при сварке. Это вызывает уменьшение внутреннего диаметра обсадной колонны. Трубы сваривают непосредственно над устьем скважины при помощи автоматов и полуавтоматов для электродуговой сварки. Применяется как сварка в защитной среде, так и без защитной среды. Имеется опыт контактной сварки. Контактная сварка осуществляется путем нагрева концов труб до пластичного состояния и осевого сдавливания их по торцам. У этого способа имеются следующие недостатки: 1.При сдавливании концов труб на внутренней поверхности образуется грат; 2.Установки для контактной сварки более громоздки, чем для дуговой.
9(12,13).Нагрузка действующие на обсадные трубы. Расчёт обсадных колонн на сопротивляемость смятия и разрыва. Определение внутренних давлений. Расчёт обсадных колонн на сопротивляемого смятию разрыва. Определение наружных давления.

На обсадную колонну действуют следующие силы: 1.Растягивающая нагрузка от собственного веса; 2.Сминающая нагрузка; 3.Инерционные силы; 4.Осевая нагрузка от гидроудара и температуры; 5.Осевая нагрузка от силы трения; 6.Изгибающие нагрузки; 7.Нагрузки от избыточных наружных и внутренних давлений. Все эти нагрузки возникают в различные периоды спуска колонн, цементирования, бурения, освоения и эксплуатации скважины. Основными нагрузками для расчета колонн на прочность являются растягивающие нагрузки от собственного веса обсадной колонны и нагрузки от избыточных наружных и внутренних давлений. В связи с этим она рассчитывается на смятие, разрыв и страгивания. В зависимости от геологических особенностей месторождений наблюдается следующие основные типы схемы работы скважин:

Р ис.1. Схемы уровней в. нефтяных (а, б, в); газовых (г) и жидкостных - (д) скважинах.

Внутренние давления максимальных значений обычно достигают в период ввода скважины в эксплуатацию (при закрытом устье) или при нагнетании в пласт жидкости. Минимальные значения этих давлений обычно соответствуют периоду окончания эксплуатации скважины. В период ввода скважины в эксплуатацию внутренне давление определяется по формуле (рис. а): L. На устье z=0, ; На забое z= L, . При окончании эксплуатации (рис. б, в) по формулам: , . Перед определением внутренних давлений строят их эпюры в координатах: глубина скважины – давление. Наружные давления находят для тех же периодов эксплуатации скважины, что и для внутренних давлений. Наружное давление в не зацементированном интервале определяют по формуле: . На устье . На глубине , . В зацементированном интервале давление на забое (z = L) с учетом составного столба бурового и цементного раствора и разгрузки кольца рассчитывают по выражению: .

10.Страгивающие нагрузки.

При воздействии растягивающих сил в теле трубы возникают растягивающие напряжения. При выводе формул для определения максимальной растягивающей нагрузки сделаны следующие допущения: 1)Труба и муфта представляют собой круглые цилиндры с постоянной толщиной стенки; 2)Осевая нагрузка равномерно распределена по всем виткам; 3)Муфта абсолютно жесткая; 4)Осевая сила полностью передается по поверхности сечения в зоне первого витка полного профиля. Для решения указанного вопроса рассм. муфтовое соединение, свинченное с упругим натягом. Напишем формулу: . Данная формула впервые была получена Ф. И. Яковлевым и получила название его имени. Практика показала, что обрыв происходит обычно в сечении первого витка с полным профилем, поэтому в эту формулу вместо средней толщины стенки трубы подставляют толщину стенки по впадине резьбы. Величина характеризует ту осевую силу, именуемую страгивающей, при которой в зоне первого витка резьбы с полным профилем напряжения в теле трубы становятся равными пределу текучести. Поскольку при выводе сделано ряд допущений, то эта формула является приближенной. Величину страгивающей нагрузки можно получить и по формуле П. П. Шумилова: , где: - коэффициент, учитывающий, что осевая сила частично передается муфте через витки неполного профиля и, потому, на сечение трубы, совпадающей с основной плоскостью действует лишь часть этой силы.

11.Определение критических величин наружного избыточного давления.

Обсадные трубы имеют форму, отличную от идеально круглой и концентричной. Овальность и разностенность снижают сопротивляемость труб смятию. Поэтому формулы, предложенные для расчета круглых труб, не получили широкого применения в нефтепромысловом деле. В отличие от круглых труб, которые при избыточных наружных давлениях ниже критического испытывают только деформацию радиального сжатия, а после достижения критического давления – также деформацию изгиба, овальные трубы при любой величине избыточного наружного давления подвергаются одновременно сжатию и изгибу. Следовательно, форма поперечного сечения в результате деформации изгиба изменяется при любом избыточном наружном давлении. Поэтому можно ставить задачу лишь о расчете овальной трубы на прочность. Исследования влияния отклонения формы трубы от круглой на ее сопротивление внешнему давлению проведено Б.В. Булгаковым. В результате использования метода теории упругости Б. В. Булгаковым была получена формула критического избыточного наружного давления для кольца шириной в 1см. Кроме того, в формулу входит предел текучести материала при сжатии, который на 10-15% больше предела текучести при растяжении. На основе обработки большого числа экспериментальных данных по испытанию обсадных труб на внешнее давление Б. В. Булгаков установил, что значение расчетно-критического давления меньше фактически сминающего примерно на 13%. Вследствие этого им было рекомендовано величину критического давления, увеличенную в 1,13 раз принимать за сминающее давление для овальных разностенных труб.

14(15).Определение избыточных наружных давления для различных схем. Определение избыточных внутренних давления для различных схем.

Под влиянием избыточного гидравлического давления труба может быть разрушена. Во избежание возникновения опасных для ее прочности напряжений необходимо, чтобы напряжение, возникающее в результате действия избыточного внутреннего и наружного давления, не должно превышать предела текучести материала. Избыточное наружное давление в общем случае определяют как разность между наружным (Р_н) и внутренним (Р_в).

Р_изб.н.=Р_н-Р_в. Избыточное внутреннее давление в общем случае определяют как разность между внутренним давлением при испытании колонны на герметичность и наружным давлением Р_н., Р_изб.н.= - Р_н.. Напряжение, возникающее от действия избыточного внутреннего и наружного давления, определяют по формуле Ляме: (1). Критическое избыточное давление определяется: Р_{изб.н.в.} (2). Если положить, что R_H+R_в 2R_Н - для тонкостенных колонн, то из выражения (2) получим: Р_изб. , где - толщина стенки или Р_изб. 2К_ст (3) – формула Барлоу, где К _ст= - коэффициент стенности. Формулой (3) Барлоу обычно пользуются для определения прочности обсадных труб на разрыв от избыточного внутреннего давления. Поскольку стандарт допускает уменьшение толщины стенки труб при обычной точности изготовления до 12,5% в формуле (3) вместо подставляют возможное наименьшее ее значение ( ). Поэтому расчетная формула для критического избыточного внутреннего давления примет вид: Р_Б.М.=(Р_в-Р_Н)_кр=0,8752К_ст . Если труба тонкостенная, то форма поперечного сечения ее может измениться под влиянием избыточного наружного гидравлического давления (если даже , но ниже). При переходе от кольца к трубе необходимо ввести поправку на критическое избыточное наружное давление, при котором круглая равностенная труба теряет устойчивость формы, можно найти по формуле Леви: Р^кр_л= (4), где Е- модуль Юнга, - коэффициент Пуассона. Если приравнять формулы (3) и (4), можно найти граничное значение коэффициента стенности, разделяющее области применимости этих формул: К_гр= . Формулой (3) следует пользоваться при Кст > Кгр, а формулой (4) при Кст < Кгр. Каждая из формул в своей области дает наименьшее значение критического давления. Обычно трубы, для которых справедлива формула (4), называют тонкостенными.

16.Методика расчёта эксплуатационных колонн.

Расчет сводится к определению толщины, марки и длины секций, спускаемых в скважину обсадных колонн: 1.Определяют величины избыточных наружных и внутренних давлений на устье скважины и на глубинах H, h, L. 2.Строят эпюры избыточных наружных и внутренних давлений. 3.Подбирают обсадные трубы соответствующей прочности, начиная с нижней, забойной ее части. Определив запас прочности n₁ для 1ой снизу секции вычисляют произведения (n₁Р_H.pL) и по таблице подбирают трубы с Р_кр . Задавшись длиной 1ой секции , которая равна толщине эксплуатационного объекта, можно найти запас прочности на внутреннее давление n₂ путем давления Р_Т на Р_в.и.L. Затем определяют вес 1ой секции Q₁= q₁. По эпюре определяют величину наружного давления на верхние концы 1ой секции (на глубине L₁), а по таблице подбирают трубы, из которых составляют 2ую секцию, Р_кр с равным или близким по значению давлением на глубине L_1. Для нахождения длины 2ой секции выбирают трубы для 3ей секции определяем по таблице соответствующие им Р_кр, а по эпюре – глубину L₂ , на которой расчетное давление соответствует найденному значению Р_кр. Длина 2ой секции равна =L₁- L₂. Далее рассчитывают на внутренне давление верхнюю трубу 2ой секции. Если запас прочности n₂=P_T/P_в.иL2 окажется недостаточным, то длину 2ой секции определяют из расчета на внутреннее давление. Находят вес Q₂ 2ой секции и общий вес секций Q_1-2= Q₁+ Q₂. Последующие секции колонны подбирают аналогичным образом. При этом одновременно определяют общий вес всех подобранных секций Q_1-n и каждый раз проверяют условие Q .
17.Методика расчёта промежуточных колонн.

Максимальное внутреннее давление для расчета на прочность промежуточных колонн, определяют с учетом наибольшего из давлений, которые могут возникнуть при бурении под следующую колонну. При ГВНП максимальное внутреннее давление во время ликвидации открытого фонтанирования определяют по формуле . При бурении под следующую колонну с применением утяжеленного раствора максимальное гидростатическое давление определяют по формуле: . При цементировании последующей колонны максимальное внутреннее давление на рассчитываемую колонну определяют в интервале от 0 до L по гидростатическому давлению составного столба бурового и тампонажного растворов. За минимальное значение внутреннего давления в рассчитываемой колонне принимается наименьшее из значений давления, которое может возникнуть при поглощениях бурового раствора. При возможном поглощении расчет внутреннего давления производят с учетом частичного опорожнения колонны по формулам: . Наружное давление для промежуточных колонн определяют по тем же формулам и методике, что и для эксплуатационных колонн. Избыточное наружное давление в общем случае определяют как максимальную разность между наружным и внутренним давлениями, рассчитанными для одного и того же момента времени: . Избыточное внутреннее давление на промежуточную колонну определяют как максимальную разность между внутренним и наружным давлениями для одного и того же периода времени: . Осевую растягивающую нагрузку от собственного веса промежуточной обсадной колонны определяют с учетом теоретического веса спущенной колонны.
18.Компоновка низа обсадных колонн. Назначение башмака, обратного клапана и «стоп» кольца.

Спуск обсадных колонн, секций и потайных колонн, как и проведение технологической операции, осуществляют с помощью специальных приспособлений и устройств, объединяющихся под общим названием элементов технологической оснастки. Сюда входят: 1)Башмак обсадной колонны; 2)Обратный клапан; 3)Упорное кольцо (кольцо "стоп"); 4)Резьбовые разъединители; 5)Направляющие пробки; 6)Центраторы; 7)Скребки; 8)Турбулизаторы. В данном случае будем обсуждать про башмак обсадной колонны, обратный клапан и кольцо "стоп". Башмак обсадной колонны навинчивают на нижний конец первой (снизу) обсадной трубы и закрепляют сваркой. Он служит для предохранения нижнего торца обсадной колонны от смятия и для ее направления по стволу скважины в процессе спуска. Обратный клапан устанавливают в нижней части обсадной колонны на одну-две трубы выше башмака. Имеются конструкции колонных башмаков, включающие обратный клапан. Обратный клапан служит для перекрытия пути поступления жидкости внутрь обсадной колонны. Кольцо "стоп" устанавливают в обсадной колонне на 20 - 30м выше башмака. Оно имеет суженный внутренний диаметр и служит для задерживания цементировочных пробок. Кольцо изготовляют из серого чугуна. Также применяют кольцо "стоп", изготовленные из цемента.

19.Тампонажные материалы и растворы и их классификация.

Для цементирования нефтяных и газовых скважин используется цементный раствор – смесь вяжущих материалов (цементов), затворенная определенным количеством воды, часто с добавками химических реагентов. В связи с тем, что появились растворы, твердая фаза которых представлена не только портландцементом, более правильно называть их тампонажными растворами. В зависимости от вяжущей основы тампонажные цементы делятся на несколько видов: тампонажный цемент на базе портландцемента; тампонажный цемент на базе доменных шлаков; белитово-кремнеземистый цемент; известково-песчаные смеси; прочие виды тампонажного цемента. В зависимости от температуры испытания и применения тампонажный цемент целесообразно разделить на 3 класса: 1.Цемент для «холодных» скважин – ХЦ с температурой испытания 22 2 . 2.Цемент для «горячих» скважин – ГЦ с температурой испытания 75 3 . 3.Цемент для глубоких высокотемпературных скважин - ВЦ с температурой испытания 200 3 . По плотности тампонажные растворы делятся на легкие - с плотностью до 1,3 г/см3, облегченные - с плотностью 1,3 – 1,75 г/см3, нормальные - с плотностью 1,75-1,95 г/см3, утяжеленные - с плотностью 1,95-2,2 г/см3, тяжелые – с плотностью 2,20 г/см3. По срокам схватывания тампонажные растворы могут быть на быстросхватывающиеся с началом схватывания 0ч. 40мин. – 1ч. 20мин., нормально схватывающиеся с началом схватывания более 2ч. По срокам схватывания цементы делятся на 3 группы: 1.Цементы быстрого схватывания. 2.Цементы нормального схватывания. 3.Цементы замедленного схватывания.