Условия прочности колонны. Схемы уровней жидкости в скважине

1. Условия прочности колонны

2. Схемы уровней жидкости в скважине

3. Наружные избыточные давления

4. Наружные избыточные давления

5. Внутренние избыточные давления

6. Минимально необходимое избыточное внутреннее давление при испытании на герметичность (Роп)

Наружный диаметр колонны, мм
Значение Роп, МПа
114…127
15,0
140…146
12,5
168
11,5
178…194
9,5
219…245
9,0
273…351
7,5
377…508
6,5
Примечание:
Установлены требованиями «Инструкции по расчету обсадных колонн для нефтяных
и газовых скважин», ВНИИТнефть, 1997 г. (п. 2.18)

7.

Глубина
59,4 62,5
0
37,2
36,6
0,0
2,6
39,6
52,3
52,3
63,3
Рни мах
59,462,5 63,3
500
Рви мах
1000
34,2
13,0
17,5
1500
33,7
39,6
52,3
56,1
63,3
39,6
52,3
56,1
63,3
Р см.
177,8×10,36
90 SS
2000
Р кр.вн.
177,8×10,36
90 SS
2500
Р см.
177,8×9,19
90 SS
3000
3110
32,1
35,2
52,3 56,1
39,6
Р кр.вн.
177,8×9,19
90 SS
63,3
3500
4205м*43.16кг/м=181,5тн
Gдоп=344,8 тн. n3р= 344,5/181,5=1.9
4000
46,3
31,1
0
10
20
30
40
52,3
50
63,3
60
Р см.
177,8×11,51
L80.1
Р кр.вн.
177,8×11,51
L80.1
70
Давление, МПа
Эпюры максимальных внутренних и наружных избыточных давлений
(эксплуатационная колонна 177,8мм × 4120/ 4205 м)

8.

РАСПРЕДЕЛЕНИЕ ДАВЛЕНИЙ ПО ДЛИНЕ КОЛОННЫ
Номер
колонны в
порядке
спуска
Наименование
колонны
1
2
4
Эксплуатационная
колонна 177,8 мм
Номер
раздельно Интервал глубин (по
вертикали), м
спускаемой
секции,
части
от
до
колонны
(верх)
(низ)
3
1
Распределение избыточных давлений
по длине раздельно спускаемой части
колонны (расчетные давления)
наружное, МПа
от
до
(верх)
(низ)
6
7
внутреннее, МПа
от
до
(верх)
(низ)
8
9
4
5
0
200
0
2,60
37,24
36,64
200
1000
2,60
13,00
36,64
34,24
1000
1500
13,00
17,50
34,24
33,74
1500
3110
17,50
35,21
33,74
32,13
3110
4120 /
4205
35,21
46,33
32,13
31,12

9. http://casingtubing.tenaris.com/tsh_index.php

Технические характеристики резьбовых соединений
Выберите наружный диаметр трубы, толщину стенки и группу прочности

10.

№№ пп
Тип резьбового
соединения
Толщина стенки,
мм
Марка стали
(группа
прочности)
Критич. смин.
дав., МПа
Критич. внутр.
давле-ние, МПа
Предел текучести
соедингения (стр.
нагрузка), кН
Предел текучести
соедингения (стр.
нагрузка), тс
Вес 1 п.м. трубы,
кг
Основные технические характеристики обсадных труб 177,8 мм
1
2
3
4
5
6
7
8
9
1
8,05
26,4
43,7
2366
241,28
34,23
2
8,71
32,7
47,3
2553
260,35
36,83
3
9,19
37,3
49,9
2687
274,02
38,69
4
10,36
48,4
56,3
3007
306,65
43,16
11,51
59,4
62,5
3314
337,96
47,62
8,05
27,8
49,2
2664
271,67
7
8,71
34,3
53,2
2874
293,09
34,23
36,83
8
9,19
39,6
56,1
3020
307,98
38,69
9
10,36
52,3
63,3
3381
344,79
43,16
10
11,51
64,7
70,3
3732
380,59
47,62
5
6
ТN-Blue
L80.1
90 SS
Примечание: 1 килоньютон [кН] = 0,10198 тонна-сила (метрическая) [тс]

11.

7
Критич. внутр.
давле-ние, МПа
6
Давлен. опр. труб на
поверх. МПа
5
Стр. нагрузки, т
Критич. смин. дав.,
МПа
4
Нарастающий вес, т
Толщина стенки, мм
3
до
Вес секции,
Марка стали (группа
прочности)
2
от
Вес 1 п.м. трубы, кг
Тип резьбового
соединения
1
Интервал
спуска, м
Длина секции, м
№ секции
СВОДНЫЕ ДАННЫЕ ПО КОМПОНОВКЕ ОБСАДНОЙ КОЛОННЫ
8
9
10
11
12
13
14
Коэффициенты
запаса прочности*
смятие
внутр. страг.
дав.
15
16
17
1,129
1,97
7,30
1,125
1,15
1,75
1,125
1,53
1,93
1,125
1,15
1,75
22,85
1,68
2,00
1,125
1,1
1,75
Эксплуатационная колонна 177,8 мм
1
2
3
VAM TOP/
90 SS 10,36 52,3
TN-Blue
4120
/4205
3110
VAM TOP/
90 SS 9,19
TN-Blue
3110
200
39,6
VAM TOP/
L80.1 11,51 59,4
TN-Blue
Примечания:
200
0
1095 43,2
47,3
47,3 344,8
2910 38,7 112,6 159,8 307,8
200 47,62 9,52 169,4 337,9
-
63,3
-
-
56,1
62,5
1. Значения коэффициентов запаса прочности: в числителе расчетные, в знаменателе - нормативные.
2. Нормативные коэффициенты запаса прочности составляют: n1= 1,1; n2= 1,15; n3=1,75.
3. 1 Ksi = 6894757.29 Па = 6,895 МПа

12.

ОБСАДНЫЕ ТРУБЫ
- ГОСТ 632-80
- ГОСТ Р 53366
- Стандарт АРI Spec 5СТ
- Стандарт ИСО 11960
- Технические условия и стандарты организацийизготовителей
ГРУППА ЧТПЗ

13. Схема технологического процесса производства бесшовных обсадных труб

14. Схема технологического процесса производства бесшовных обсадных труб

15.

16. Обсадные трубы муфтовые

17. Безмуфтовые обсадные трубы (равнопроходных диаметров)

18.

Безмуфтовые обсадные
трубы с диаметрами
близкими к
равнопроходным
(высаженные,
semi-flush)

19. Соответствие групп прочности ГОСТ Р 53366, ИСО 11960, API 5CT и ГОСТ 632-80

ГОСТ Р 53366
Группа
прочности
Предел
текучести, МПа
мин.
ИСО 11960, API 5CT
Предел
прочности,
МПа
макс.
мин.
Группа
прочности
Предел
текучести,
МПа
ГОСТ 632
Предел
прочности,
МПа
мин.
макс.
мин
Группа
прочности
Предел
текучести, МПа
Предел
прочности,
МПа
мин.
макс.
мин
-
-
Н40
J55
276
379
552
552
414
517
Н40
J55
276
379
552
552
414
517
-
-
K55
379
552
655
K55
379
552
655
Д
379
К72
490
-
687
-
-
-
-
К
490
N80
552
758
689
N80
552
758
689
Е
552
M65
448
586
586
M65
448
586
586
-
-
-
-
L80
552
655
655
L80
552
655
655
-
-
-
-
C90
621
724
689
C90
621
724
689
-
-
-
-
R95
655
862
758
R95
655
758
724
Л
655
T95
655
758
724
T95
655
758
724
-
-
P110
758
965
862
P110
758
965
862
М
758
Q125
862
1034
931
Q125
862
1034
931
-
-
-
-
Q135
930
1137
1000
P
930
1137
1000
552
758
862
965
655
687
689
758
862

20. Соответствие групп прочности ГОСТ Р 53366, ИСО 11960, API 5CT и ГОСТ 632-80

21. Основные типоразмеры (наружные диаметры) отечественных и импортных обсадных труб, мм

22. Шаблонирование обсадных труб (Drift)

23. Обсадные трубы со специальными свойствами

Трубы хладостойкие (LT)
Предназначены для эксплуатации на месторождениях в районах
Сибири, Крайнего Севера и
Арктики. Металл труб обладает высокой пластичностью и
ударной вязкостью при отрицательных температурах.
Для определения хладостойкости проводятся испытания металла
труб на ударный изгиб по методу Шарпи при температуре -60°С с
контролем доли вязкой составляющей в изломе испытательного
образца.
Трубы сероводородостойкие (S, SS)
Предназначены для эксплуатации на месторождениях,
содержащих в добываемой продукции сероводород. Металл
труб обладает стойкостью к сульфидному растрескиванию под
напряжением, которая определяется при испытаниях по
стандарту NACE TM0177. Коэффициент порогового напряжения
при испытаниях металла труб выбирается в зависимости от
парциального давления сероводорода.
В зависимости от парциального давления сероводорода трубы
могут изготавливаться двух уровней стойкости:
- для среднесернистых месторождений с парциальным
давлением сероводорода от 0,01 МПа до 1,50 МПа (тип S);
- для высокосернистых месторождений с парциальным
давлением сероводорода свыше 1,50 МПа (тип SS).
Трубы с повышенной стойкостью к CО2
Предназначены для эксплуатации на месторождениях,
содержащих в добываемой продукции диоксид углерода.
Металл труб обладает стойкостью к углекислотной коррозии.
Для обеспечения коррозионной стойкости труб, содержание
хрома в стали составляет 13%.
В зависимости от скважинных условий: давления,
температуры, парциальных давлений CO2 и H2S, трубы могут
изготавливаться двух уровней стойкости:
— для стандартных давлений, температур и наличия среды,
содержащей CO2;
— для повышенных давлений, температур и наличия среды,
содержащей CO2, а также небольших количеств H2S.
Трубы с повышенной стойкостью к смятию (НC)
Предназначены для эксплуатации при высоких внешних
давлениях на нефтяных и газовых скважинах. Обладают
способностью выдерживать высокое внешнее давление
смятия значительно выше, чем стандартное давление,
рассчитанное в соответствии с требованиями стандарта
ISO10400. Для подтверждения свойств проводятся испытания
образцов труб внешним сминающим давлением.
Трубы для глубоких и сверхглубоких скважин (DW)
Предназначены для эксплуатации на глубоких и
сверхглубоких скважинах, при высоких давлениях. Трубы
имеют
минимальный
предел
текучести
металла,
превышающий 966 МПа (т.е. 135 ksi и более).

24.

Выбор материала обсадных труб
в условиях Н2S и СО2

25.

Выбор материала обсадных труб
в условиях Н2S и СО2

26. Выбор материала обсадных труб в условиях Н2S

HS - High Collapse + Sour Service
SS - Sour Service

27. Резьбовые соединения обсадных труб (ГОСТ 632-80)

28. Высокогерметичные резьбовые соединения обсадных труб

(ГОСТ 632-80)

29. Уплотнительные поверхности резьбового соединения

30. Рекомендуемое сочетание типов резьбовых соединений и герметизирующих средств для обсадных колонн в скважинах, не содержащих

сероводород
(Инструкция по расчеты обсадных колонн для нефтяных и газовых скважин, ВНИИТнефть, 1997)

31. Рекомендуемое применение резьбовых соединений для обсадных колонн в скважинах

Избыточное
внутренне
давление, МПа
≤45
>45
≤45
>45
Конструкция
резьбовых соединений
Примечание
Жидкая среда γ ≥0,3х104 Н/м3
Допускается применение треугольной
короткой и длинной резьбы.
ОТТМ
Баттресс
ОТТГ
ТМК-TTL-01
TMK CS
Применимо для использования в среде
TMK FMC
H2S
TMK GF
TMK PF
ОТТМ и Баттресс с тефлоновым кольцом
ОТТГ
ТМК-TTL-01
TMK CS
Применимо для использования в среде
TMK FMC
H2S
TMK GF
TMK PF
Газовая среда γ≤0,3х104 Н/м3
ОТТГ
ТМК-TTL-01
TMK CS
TMK FMC
Применимо для использования в среде
TMK GF
H2S
TMK PF
Примечания:
- При интенсивности искривления скважин до 5о/10м для труб диаметром ≤168мм и до 3о/10м для труб
диаметром >168мм расчет на прочность производят как для вертикальных скважин без учета изгиба.
- При интенсивности искривления скважин от 3о до 5о/10м для труб диаметром >168мм допускаемая нагрузка на
растяжение уменьшается на 10% за исключением резьбовых соединений TMK GF и TMK PF.
- При интенсивности искривления 5о/10м рекомендуется применение резьбовых соединений TMK GF и TMK PF.

32.

Выбор типа резьбовых соединений
обсадных труб