книги / Техника и технология строительства боковых стволов в нефтяных и газовых скважинах

13.8.3. Пример расчета числа центраторов и расстояний между ними для колонны-хвостовика диаметром 101,6 мм в БГС

В случае концентричного расположения обсадной колонны в стволе скважины требуется размещение на трубах определенного числа центрато­ ров, устанавливаемых друг от друга на расчетном расстоянии.

Для того чтобы рассчитать расстояние между центраторами, воспользу­ емся формулами из теории сопротивления материалов.

Представим колонну в виде балки, которая под собственным весом про­ гибается. По следующей формуле найдем прогиб (при условии, что на ко­ лонну действуют только сила тяжести от собственного веса, а силы растя­ жения и сжатия не действуют):

f	= ^ _ ч 4	(13.37)
	384EI ’

где / — наибольшая стрела прогиба обсадной колонны между двумя центра­ торами, см; g — горизонтальная составляющая веса одного сантиметра тру­ бы обсадной колонны, Н; / — расстояние между центраторами, м; Е — мо­ дуль Юнга (модуль упругости материала труб), Па (для стали Е=2,1 • 10м Па); I — момент инерции трубы, см4.

Наибольшая стрела прогиба обсадной колонны между двумя центрато­ рами находится по следующей формуле:

f = -DC ~ D ) - F H - F u ,

(13.38)

где Dc — номинальный диаметр скважины, см; D — наружный диаметр об­ садной колонны, см; FH — расчетный минимальный зазор между обсадной колонной и стенками скважины посредине интервала установки центрато­ ров, см; Ец — прогиб планок центратора при действии на него нагрузки от горизонтальной составляющей веса трубы в зоне центрирования, см;

Горизонтальную составляющую веса одного сантиметра трубы обсадной колонны находим по формуле

g = go sina,

(13.39)

где go — вес одного сантиметра труб в растворе, Н.

По следующей формуле найдем момент инерции трубы:

I = 0,049(D4 —d4) ,

(13.40)

где d — диаметр проходного отверстия трубы, см.

Из формулы (13.37) выразим /, тогда она примет следующий вид:

03.41)

Так как хвостовик при цементировании находится в растянутом со­ стоянии, то введем поправочные формулы (от силы натяжения колон­ ны) — тогда расстояние между верхним и предыдущим центраторами в пределах растянутого участка обсадной колонны определяется по фор­ муле:

Т а б л и ц а 13.33. Первый ствол
Зенитный угол	* .н		/, СМ	LHHT>м	Л/, см			G, Н	/<Ь СМ
7,9	20,974 037		3725,654	2504	21 800		33 920 800		4825,275
9,2	24,397 869		3587,444	2514	20 800		32 364 800		4518,968
П,2	29,640	162	3417,062	2520	20 200		31 431 200		4194,171
15,2	40,010 068		3170,157	2530	19 200		29 875 200		3754,33
19,4	50,687 788		2988,114	2540	18 200		28 319 200		3448,174
23,8	61,581 012		2846,173	2550	17 200		26 763 200		3219,391
28,3	72,345 860		2733,818	2560	16 200		25 207 200		3043,57
32,9	82,888 421		2642,406	2570	15 200		23 651 200		2903,566
37,5	92,896 994		2568,163	2580	14 200		22 095 200		2791,194
41,4	100,91 619		2515,549	2588	13 400		20 850 400		2712,724
41,4	100,91 619		2515,549	2603	11 900		18 516 400		2690,049
44,3	106,57 817		2481,453	2610	11	200	17 427 200		2638,728
49	115,168 681		2433,826	2620	10 200		15 871 200		2568,531
53,6	122,826 793		2394,968	2630	9200		14 315 200		2510,397
58,2	129,693 624		2362,617	2640	8200		12 759 200		2461,113
62,8	135,724 938		2335,921	2650	7200		11 203 200		2419,288
67,5	140,984 016		2313,825	2660	6200		9 647 200		2383,422
72,2	145,294 945		2296,468	2670	5200		8 091 200		2353,399
76,8	148,568	140	2283,714	2680	4200		6 535 200		2328,829
81,5	150,923 820		2274,75	2690	3200		4 979 200		2308,643
85	152,019 310		2270,64	2697	2500		3 890 000		2296,934
85,5	152,129 585		2270,229	2700	2200		3 423 200		2293,339
87,5	152,454 758		2269,017	2710	1200		1	867 200	2281,574
89,5	152,594 189		2268,499	2720	200			311 200	2270,586
90	152,6		2268,477	2722		0		0	2268,477

Коэффициент А и В, входящие в формулу (13.42), определяются по фор­ муле:

л	- 4Gf	(13.43)
А	------- ,
	g
=	384fEI	(13.44)

гдеС—растягивающее усилие от веса труб обсадной колонны, которое на­ ходится по следующей формуле:

G = h, g0,

03.45)

где hj — длина хвостовика по стволу (см), определяемая по формуле.

= ( L CK B ”	L H H T ) ’	(13.46)

Таблица 13.34. Второй ствол
Зенитный угол	g.H		/, СМ	Ьинтч м	hh см			G, Н	i(hсм
8,3	22,028 756		3680,235	2482	19 700		30 653 200		3680,235
9,6	25,448 910		3549,815	2492	18 700		29 097 200		3549,815
13,4	25,364	730	3269,493	2500	17 900		27 852 400		3269,493
18,2	47,662	308	3034,445	2510	16 900		26 296 400		3034,445
23,2	60,115 535		2863,363	2520	15 900		24 740 400		2863,363
28,1	71,876	413	2738,271	250	14 900		23 184 400		2738,271
33	83,111 916		2640,628	2540	13 900		21	628 400	2640,628
38	93,949	941	2560,937	2550	12 900		20 072 400		2560,937
43	104,07	294	2496,253	2560	11	900	18 516 400		2496,253
48	113,40	390	2443,24	2570	10 900		16 960 400		2443,24
49,8	116,55	527	2426,555	2586	9300		14 470 800		2426,555
56,5	127,25	097	2373,875	2600	7900		12 292 400		2373,875
61,5	134,107 491		2342,933	2610	6900		10 736 400		2342,933
66,5	139,943 367		2318,115	2620	5900		9 180 400		2318,115
71,5	144,714 189		2298,769	2630	4900		7 624 400		2298,769
76,5	148,383 649		2284,423	2640	3900		6 068 400		2284,423
81,5	150,923 820		2274,75	2650	2900		4 512 400		2274,75
85	152,019 310		2270,64	2656	2300		3 578 800		2270,64
87,6	152,466 143		2268,975	2670	900		1 400 400		2268,975
89,5	152,594 189		2268,499	2679		0		0	2268,499
90	152,6		2268,477	2679		0		0	2268,477

где/, скв — глубина скважины до входа в горизонтальный участок ствола, м; ЬИнт — глубина интервала, в котором определяем растягивающую нагрузку, м.

Расчет числа центраторов хвостовика и расстояний между ними 1„ (скв.

10 381 Федоровского месторождения).

Исходные данные:

Dc = 12,5 см; D = 10,16 см; d = 8,89 см; g0 = 152,6 Н; Е = 2,1?10“ Па. Остальные данные берутся из реального профиля скважины.

По формуле (13.38) рассчитываем наибольшую стрелу прогиба обсадной колонны между двумя центраторами (примем f H= 0,1 см, a f u = 0 см) / = 1,16 см. Подставив данные в (13.40), получаем 1= 216 см4.

Рассчитанные по данным формулам значения числа центраторов хвосто­ вика и расстояний между ними сводим в табл. 13.33 и 13.34.

Вывод.

Из результатов вычислений следует, как изменяется расстояние между центраторами в зависимости от зенитного угла скважины: для первого ствола при угле в 7,9° расстояние должно быть не более 37 м 26 см, а при угле в 90° — не более 22 м 68 см. Если колонна в верхнем сечении растянута (до собственного веса), то расстояние между центраторами увеличится до 48 м 25 см. При этом для интервала, где хвостовик переходит в горизон­ тальный ствол, растяжение колонны равно нулю, а расстояние между цен­ траторами не изменится (не более 22 м 68 см). Если необходимо центриро-

Вид А

Пружина центратора	Винт Мб"8
8 шт.

вание горизонтального участка, то расстояние будет равно расстоянию при угле в 90° (не более 22 м 68 см).

Для второго ствола полученные данные аналогичны.

Центратор пружинный типа ЦП 122/0—1.

Центраторы пружинного типа ЦП 122/0—1 (рис. 13.35) предназначены Для центрирования обсадных колонн в наклонно направленных скважинах глубиной до 5000 м. Их применение дает возможность получения равно­ мерного цементного кольца между обсадной колонной и стенками скважи­ ны и обеспечивает качественное крепление ствола скважины.

Принцип работы и преимущество перед аналогами.

До спуска обсадной колонны в скважину центраторы пружинного типа ЦП 122/0—1 жестко крепятся на колонне:

—в транспортном положении выступы на пружинных рычагах прилега­ ют к стенке обсадного патрубка, что улучшает условия спуска обсад­ ной колоны в скважину;

—наличие в пружинных рычагах упругих концентрических выступов обеспечивает центрирование обсадной колонны в месте установки центраторов;

—цилиндрический внутренний патрубок предотвращает смятие центра­ тора в транспортном положении;

—независимое крепление пружинных пластин способствует надежной фиксации колонны;

—простота крепления центратора на обсадной колонне.

Для центратора пружинного типа ЦП 122/0—1 по техническим харак­ теристикам (табл. 13.35) максимальная величина радиального центрирую­ щего усилия, создаваемая центратором в стволе скважины, равняется 8000 Н.

Т а б л и ц а 13.35. Основные технические характеристики центраторов типа ЦП 122/

0-1

	Наименование показателя	Единица из­	Вели­
		мерения	чина
	Максимальный наружный диаметр, D	мм	145
	Диаметр проходного канала, d	мм	106
	Количество концентрированных выступов	мм	8
	Длина в рабочем положении, L	мм	396
	Расстояние до края пружины, к	мм	52
	Толщина пружины	мм	2,5
	Высота концентрического выступа, г	мм	7
	Масса	кг	4
	Величина осевого усилия проталкивания центратора, Р	кН	1,85
	Максимальная величина радиального центрирующего усилия,	кН	8
	создаваемая центратором в стволе скважины на кожухе, F
	Допустимая растягивающая нагрузка, при которой напряже­
	ние в теле центратора достигает передела текучести при ко­		825
	эффициенте прочности 1,3	кН
	Избыточное давление, при котором напряжение достигает	МПа	38,7
	предела текучести в теле центратора
	Сталь пружины	гост	65Г
	Цена без учета транспортных расходов	руб.	2170

П р и м е ч а н и е : в комплект входит крепежный болт d — 8 длиной 10 мм

Центраторы могут транспортироваться любыми видами транспорта при соблюдении соответствующих правил и в упаковке не более 2 слоев.

По формуле (13.47) определяется расстояние между центраторами L

L, = ^ ,	(13.47)
F

где Fu — максимальная величина радиального центрирующего усилия, соз­ даваемая центратором в стволе скважины, Fu = 8000 Н; F — вес одного по­ гонного метра, Р= 155,6 Н/м.

Подставляя эти значения в формулу (13.47), получаем:

L	= 8000	52,41 м.
	152,6

Таким образом, расстояние между центрирующими элементами состав­ ляет не более 52,41 метра.

Исходные данные:		12,5
Диаметр скважины, см .
Диаметр колонны (внешний), см		• 10,16
Диаметр колонны (внутренний), см		• 8,89
Зазор между обсадной колонной и стенками
скважины посередине интервала установки		- 0,01
центраторов, см	.

Прогиб планок центратора под действием на него нагрузки от горизонтальной составляющей веса трубы

	в	зоне			центрирова­				Расстоянм между центраторами
	ния, см.					О
	Вес одного сантиметра
	трубы в растворе,
	Н .				по	152,6
	Глубина					стволу до
	горизонтального ство­
	ла, м.					2722
	Вычисленные данные
	Момент инерции тру­
	бы, см4					216,0631
	Наибольшая						стрела
	прогиба			обсадной				ко­
	лонны		между				центра­
	торами,			. .		1,16
	см								Рис. 13.36. Первый ствол.
	На рис. 13.36, 13.37 и в
	табл.	13.36			приведены				60
	расчетные			данные				рас­
	стояний между центрато­
	рами	по	данной				мето­
	дике.
	Подготовка						ствола
	скважины		к		спуску			экс­	-I
	плуатационной					колонны.
	Основное требование пе­								-10
	ред креплением обсадной
	колонны		обеспечить					ус­
	пешный ее спуск до на­
	меченной				глубины			и
	обеспечить				качественное
	Цементирование					скважи­
	ны. По результатам инк-								Рис. 13.37. Второй ствол.
	линометрических						работ
	проводится				оценка			воз­
	можности			спуска			обсад­

ной колонны на отдельных участках резкого изменения параметров ис­ кривления в следующих случаях (табл. 13.37) [38, 52].

Если ось скважины имеет изгиб, то условиями безопасности являются следующие формулы:

®тах ^ Да факт ИЛИ					(13.48)
-	280,7 /	°т •	5	Кст	(13.49)
	Л/Е	• dH •
_	9' Е	dH	Кя		(13.50)
	78792стт

гДе 0тах — максимально допустимая величина изгиба трубы, град.; Дафакт — Фактическое приращение искривления, град.; 6 — радиальный зазор между муфтой трубы и стенкой скважины, м; ат —предел текучести материала труб, Па; Е — модуль упругости материала труб, Па; К„ — коэффициент за­ паса прочности; dH— наружный диаметр обсадной колонны, м; 5min — ми-

Таблица 13.36. Расчетные данные расстояний между центраторами

	Интервал	Зенитный	Расстояние между центраторами				Растягивающая на-
		угол, град.	без растяжения		при растяжении		грузка, Н
	1	7,9	37,259 265		38,259 599		3 326 680
	2	9,2	35,877 057		36,727 957		3 174 080
	3	П,2	34,173	121	34,886 300		3 082 520
	4	15,2	31,700 388		32,244 208		2 929 920
	5	19,4	29,882 228		30,311 696		2 777 320
	6	23,8	28,463 814		28,813 308		2 624 720
	7	28,3	27,340	180	27,631	664	2 472			120
	8	32,9	26,425 994		26,672 800		2 319 520
	9	37,5	25,683 510		25,895 072		2	166 920
	10	41,4	25,157 331		25,344 883		2 044 840
	11	41,4	25,157 331		25,323 821		1	815 940
	12	44,3	24,816 340		24,966 708		1 709 120
	13	49	24,340 035		24,469	195	1	556 520
	14	53,6	23,951 434		24,062 403		1 403 920
	15	58,2	23,627 901		23,722 825		1	251 320
	16	62,8	23,360 917		23,441 449		1 098 720
	17	67,5	23,139 945		23,207 325		946 120
	18	72,2	22,966 360		23,021	596	793 520
	19	76,8	22,838 805		22,882 668		640 920
	20	81,5	22,749	159	22,782	179	488 320
	21	85	22,708 064		22,733 717		381 500
	22	85,5	22,703 947		22,726 509		335 720
	23	87,5	22,691	831	22,704	115	183		120
	24	89,5	22,686 646		22,688 914		30 520
	25	90	22,686 423		22,686 430			0
	26	0	—				41 537 720
	27	0	—		—		41 537 720
	28	0	—		—		41 537 720
	29	0	—		—		41 537 720
	30	0	—		—		41 537 720
	31	0	—		—		41 537 720
	32	0	—		—		41 537 720
	33	0	—		—		41 537 720
	34	0	—		—		41 537 720
	35	0			—		41 537 720

Примечание: колонна растягивается только до величины собственного веса (в верхнем сечении), в горизонтальном стволе растяжения нет

Таблица 13.37. Параметры кривизны ствола скважины

Интервал	Угол наклона колонны, град.	Глубина по стволу, м
1	7,9	2504
2	9,2	2514
3	11,2	2520
4	15,2	2530
5	19,4	2540
6	23,8	2550
7	28,3	2560
8	32,9	2570
9	37,5	2580
10	41,4	2588
11	41,4	2603
12	44,3	2610
13	49	2620
14	53,6	2630
15	58,2	2640
16	62,8	2650
17	67,5	2660
18	72,2	2670
19	76,8	2680
20	81,5	2690
21	85	2697
22	85,5	2700
23	87,5	2710
24	89,5	2720
25	90	2722

нимально допустимый радиальный зазор при Дафа1СТ>0П1ах (из условия ои<[аи]), м; аи — напряжение изгиба в теле трубы, Па; [сти] — допускаемое напряжение изгиба в теле трубы, Па; 0И— фактический угол изгиба, град.

Когда ось скважины искривлена с высокой интенсивностью, условиями безопасности являются:

	Д^тах ^ Дафакт ,				(13.51)
X	- 114,6fe J. 2		Д12	От	(13.52)
	Д1	I5 + 3 • Е • dH • КУ
с	— fАффект_		2	Д1 *(Т-р ^	(13.53)
"■'"ПЛАВН.		^1146	3 . E . dH. KtfJ ’

где Датах — максимально допустимое приращение искривления на участке Длины Д1(м), град; 5т]пПЛАВН, — минимально допустимый радиальный зазор при Дафакт (из условия сти<[сти]), м.

В отдельных случаях в скважинах, где имеются участки резкого изме-

нения кривизны, а также при близких значениях допустимых и фактиче­ ских значений критериев безопасности, перед спуском обсадных колонн должно производиться шаблонирование ствола (сборкой из обсадных труб, спускаемых для проверки обеспечения проходимости обсадной ко­ лонны).

В зависимости от характера изменения параметров искривления, разме­ ры шаблона определяются по формулам:

— для вогнутого изгиба:

	^	1375	• 5 ,		(13.54)
	1цц "	6и		’
	— для выпуклого изгиба (при 0И<0*):
	0* = 462	[53	q •	sing	(13.55)
			El

где 0* — критическая величина угла выпуклого изгиба оси скважины; q — вес 1 м колонны в жидкости, Н/м; I — осевой момент инерции труб, м4

1ш2	0,01 f еи	е	I + 687 6	_5_	(13.56)
	8 •	q •	Sina	еи’

при 0И<0* — труба, расположенная выше точки изгиба, прижата к верхней стенке скважины

1шз	4,644/		.	+687,6 ,	(13.57)
	Vq • sina			0И
для вогнутого искривленного участка:
	1ш4 ^ 1о		Ь »		(13.58)
1о	=	li + 24		R 5 ,	(13.59)
	1|	= 1и	h >		(13.60)
	12 =	76 •	R •	5,	(13.61)

где 1и — длина криволинейного участка, м; R — радиус искривленного уча­ стка, м;

— для выпуклого искривленного участка:

	I	2 • Е • I	(13.62)
	1Ш5 > Ь + q	• R • sina

В общем случае проходимость обсадных колонн при спуске в ствол скважины с большим зенитным углом обеспечивается при условии:

£ T - B < G ^ GKP >		(13.63)
где G — допустимая нагрузка обсадной	колонны при	необходимости ее
принудительного проталкивания, Н;	— суммарная сила сопротивления

движению колонны в искривленном стволе скважин, Н; В — осевая состав­ ляющая собственного веса колонны, расположенной ниже начала участка

искривления, под действием которой осуществляется движение колонны в наклонном стволе:

В - q L cosaCP,

(13.64)

где G — вес 1 м обсадных труб с учетом потери веса в буровом растворе, Н/ м; L — длина участка ствола, в пределах которого определяется проходи­ мость колонны, м; аСр — средний угол наклона ствола скважины на опреде­ ляемом участке ствола, град; GKP — критическая нагрузка на колонну весом труб, расположенных выше искривленного участка ствола скважины, при которой начинается продольный изгиб первого порядка колонны труб, Н:

GKP = 1,94VE I q2,	(13.65)
где E — модуль Юнга, Па; для стали Е = 2,1?10"	Па; / —осевой момент
инерции труб, м4.

Суммарная сила сопротивления ( £ т ) в целом может быть определена в

процессе спуска шаблона по показаниям индикатора веса, составляемым по методикам [36].

При необходимости увеличения разгрузки обсадной колонны свыше GKP проверяют резьбовые соединения труб, расположенных в искривленном участке, на совместное действие напряжений сжатия и изгиба по формуле:

n>	gT	,	(13.66)
	СТСЖ +	СГИ
где
асж =	£ 1 ;	(13.67)
	F
F— площадь поперечного сечения, м2;
ои	= Е '	1	(13.68)
	R • W ’

где W — осевой момент сопротивления в опасном сечении, м3; п — коэф­ фициент запаса прочности (для импортных труб и труб с трапециидальной резьбой п = 1,8, для труб с резьбой закругленного профиля диаметром до 168 мм п = 1,3).

Проработка ствола скважины перед спуском обсадной колонны ведется с промывкой качественным буровым раствором с параметрами согласно ГТН компоновкой низа бурильной колонны, которая использовалась при зарезании окна (конусный фрез диаметром 124 мм, «арбузные» фрезы 124 мм —2 шт., СБТ 73 мм) с исключением телеметрической системы и диа­ магнитных труб в нижней части компоновки (или с помощью роторной КНБК).

При проработке ствола расход и скорость восходящего потока бурового раствора должны быть такими же, как при бурении последнего интервала.

Подавать КНБК следует непрерывно с нагрузкой 20—40 кН, не допуская длительной работы на одном месте. Скорость проработки не должна пре­ вышать 20—25 м/ч при равномерной подаче инструмента с частотой враще­

ния ротора 1,0 с'1.

После достижения забоя необходимо закончить обработку бурового рас­ твора с обязательным введением смазывающих добавок. После промывки