Расчет колонны на растяжение

 

При растяжении наиболее слабыми элементами колонны являются резьбовые соединения, которые рассчитываются на страгивание (на нагрузки, при которых в резьбовом соединении напряжения достигают предела текучести). Страгивающие нагрузки   приведены в таблице 4.1. Условие предупреждения страгивания резьбы описывается неравенством

 

, (4.10)

 

где   - суммарный вес труб, расположенных ниже расчетного сечения, кН;  - запас прочности на страгивание ( = 1,15 для труб d < 168,3 мм и  = 1,30 для труб d > 177,8 мм).

Используя схему, рассчитываем вес всех секций труб по формуле

 

, (4.11)

 

где   - масса одного метра трубы   секции (таблица 4.1);

 - длина секции.

 

;

;

.

 

Далее рассчитываем последовательно снизу вверх запасы прочности в верхних сечениях секций труб:

 

; (4.12)

;

;

.

 

Если во всех случаях , то расчет на страгивание заканчивается, а компоновка обсадной колонны не меняется. Если для секции , то расчет следует продолжить, начиная с этой секции.

. Из условия   определить длину , которая составит нижнюю часть  секции с запасом прочности . В общем случае формула для расчета  имеет вид.

 

. (4.13)

 

где P_ci - страгивающая нагрузка для труб  секции.

Для данной задачи   имело место для третей секции (i = 3). Тогда

 

;

.

 

. Определяем вес полученной секции обсадных труб по формуле

 

, (4.14)

.

 

. Выше этой секции труб следует поставить трубы со следующей большей толщиной стенки, которые образуют  секцию. Ее длину определяем по формуле

 

, (4.15)

 

Далее необходимо сопоставить сумму с величиной .Если , то следует уточнить длину  секции:

 

, (4.16)

, 2768 (м) < 3090 (м).

 

Затем необходимо определить вес окончательно принятой  секции. На этом расчет на растяжение заканчивается. Если , то длина  секции принимается равной расчетной по формуле (4.15) и рассчитывается ее вес.

 

 

4. Выше  секции установить  секцию со следующей по величине толщиной стенки труб и провести такие же расчеты, как и для  секции.

Расчеты ведутся до тех пор, пока не получится неравенство

 

.(4.17)

 

Сопоставим:

 

, 3309 (м) > 3090 (м).

 

Далее следует уточнить длину  секции, рассчитать ее вес и вес всей колонны.

 

 

Тогда вес всей колонны:

 

 

Если для следующей секции нет труб из стали группы порочности D с большей толщиной стенки, то для этой и последующих секций перейти к трубам из стали группы прочности E.

Полученную конструкцию обсадной колонны представляем в виде таблицы 4.2, в которой секции нумеруются снизу вверх в порядке их спуска в скважину.

 

Таблица 4.2 - Вес и длина секций эксплуатационной колонны

Номер секции	Группа прочности стали	Толщина стенки, мм	Длина секции, м	Вес секции, кН	Общий вес колонны, кН
1	D	9,2	220	65,4	-
2	D	7,7	840	213,5	-
3	D	7,0	1400	325,5	-
4	D	7,7	308	78,3	-
5	D	9,2	322	95,7	778,3

 

 

Требования безопасности и защита окружающей среды при применении промывочной жидкости

Тип и свойства бурового раствора должны соответствовать рабочему проекту и в комплексе с технологическими мероприятиями, регламентирующими процесс проходки ствола, обеспечивать безаварийные условия бурения с высокими технико-экономическими показателями и минимальным ущербом окружающей среде.

Плотность бурового раствора при вскрытии газонефтеводосодержащих отложений должна определяться для горизонта с максимальным градиентом пластового давления в интервале совместимых условий бурения.

Проектные решения по выбору плотности бурового раствора должны предусматривать создание столбом раствора гидростатического давления на забой скважины и вскрытие продуктивного горизонта, превышающего проектные пластовые давления на величину не менее:

10% для скважин глубиной до 1200 м (интервалов от 0 до 1200 м);

5% для интервалов от 1200 м до проектной глубины.

В необходимых случаях проектом может устанавливаться большая плотность раствора, но при этом противодавление на горизонты не должно превышать пластовые давления на 15 кгс/см2 (1,5 МПа) для скважин глубиной до 1200 м и 25 - 30 кгс/см2 (2,5 - 3,0 МПа) для более глубоких скважин.

Максимально допустимая репрессия (с учетом гидродинамических потерь) должна исключать возможность гидроразрыва или поглощения бурового раствора на любой глубине интервала совместимых условий бурения.

В интервалах, сложенных глинами, аргиллитами, глинистыми сланцами, солями, склонными к потере устойчивости и текучести, плотность, фильтрация, химсостав бурового раствора устанавливаются исходя из необходимости обеспечения устойчивости стенок скважины. При этом репрессия не должна превышать пределов, установленных для всего интервала совместимых условий бурения. Допускается депрессия на стенки скважины в пределах 10 - 15% эффективных скелетных напряжений (разница между горным и поровым давлением пород).

По совместному решению проектировщика, заказчика и подрядчика допускаются отклонения от требований п. 2.7.3.3 настоящих Правил в следующих случаях:

при поглощениях бурового раствора в процессе бурения (с выходом или без выхода циркуляции). Углубление скважины в таких условиях должно осуществляться по плану с комплексом мероприятий по недопущению газонефтепроявлений. План должен быть согласован с территориальным органом Госгортехнадзора России и противофонтанной службой;

при проектировании и строительстве скважин со вскрытием продуктивных пластов с забойными давлениями, приближающимися к пластовому (на равновесии) или ниже пластового (на депрессии).

Не допускается отклонение плотности бурового раствора (освобожденного от газа), находящегося в циркуляции, более чем на 0,02 г/см3 от установленной проектом величины (кроме случаев ликвидации газонефтеводопроявлений).

Обработка бурового раствора производится в соответствии с проектом, разработанной рецептурой, при этом необходимо руководствоваться требованиями подраздела 3.8 настоящих Правил безопасности, инструкциями по безопасной работе с химическими реагентами и (в необходимых случаях) пользоваться защитными средствами.

Повышение плотности бурового раствора, находящегося в скважине, путем закачивания отдельных порций утяжеленного раствора запрещается (кроме случаев ликвидации газонефтеводопроявлений).

При применении буровых растворов на углеводородной основе (известково-битумных, инвертно-эмульсионных и др.) должны быть приняты меры по предупреждению загрязнения рабочих мест и загазованности воздушной среды. Для контроля загазованности должны проводиться замеры воздушной среды у ротора, в блоке приготовления раствора, у вибросит и в насосном помещении, а при появлении загазованности - приниматься меры по ее устранению.

При концентрации паров углеводородов свыше 300 мг/м3 работы должны быть приостановлены, люди выведены из опасной зоны.

Температура самовоспламеняющихся паров раствора на углеводородной основе должна на 50 град. С превышать максимально ожидаемую температуру раствора на устье скважины.

Очистка бурового раствора от выбуренной породы и газа, дезактивация шлама при его утилизации должны осуществляться комплексом средств, предусмотренных рабочим проектом на строительство скважины.

Загрязнение окружающей среды буровыми растворами должно быть исключено в результате:

Широкого внедрения гидрофобизирующих кремнийорганических жидкостей, что позволит уменьшить количество потребляемой для обработки буровых растворов нефти и объема наработанного бурового раствора;

Уменьшение объема наработанного бурового раствора при использовании фосфоновых комплексов;

Улучшения очистки буровых растворов вследствие применения наиболее совершенных технических средств: вибросит, гидроциклонов и центрифуг;

Замены земляных амбаров металлическими емкостями с циркуляционными системами.

В процессе разработки новых рецептур буровых растворов, учитывающих степень вредности для объектов окружающей среды каждого компонента и системы в целом, до внедрения их в производство необходимо определить ПДК на все реагенты, используемые в процессе приготовления раствора.

Отработанные буровые растворы необходимо утилизировать или захоронить с предварительной нейтрализацией.

Необходимо использовать отработанные буровые растворы при приготовлении рабочих буровых растворов, необходимых при проходке последующих интервалов данной или других скважин.

Транспортировка промывочной жидкости должна осуществляться в закрытых емкостях, контейнерах или по растворопроводу.

Транспортировки сыпучих материалов, утяжелителя и химических реагентов на буровые должны осуществляться в контейнерах или другой закрытой упаковке и хранения их в герметичной таре и закрытом помещении.

 

Список использованной литературы

скважина бурение обсадная колонна

1. Баграмов Р. А. Буровые машины и комплексы - М., Недра, 1988. - 502 с.

. Булатов А. И., Аветисов А. Г. Справочник инженера по бурению. В 2-х томах. Том 2 - М.: Недра, 1985. - 191 с.

. Вадецкий Ю. В. Бурение нефтяных и газовых скважин - М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2004. - 351 с.

. Гусман А. М. Буровые комплексы. Современные технологии и оборудование: научное издание. Екатеринбург: УГГГА, 2006. - 598 с.

. Попов А. Н., Жулаев В. П. Техника и технология бурения нефтяных и газовых скважин: Учебно - методическое пособие для студентов заочной дистанционной формы обучения специальностей 17.02.00 «Машины и оборудование нефтяных и газовых промыслов» и 18.04.00 «Электропривод и автоматика промышленных установок и технологических комплексов» - Уфа, 2003. - 19 с.

. Попов А. Н., Спивак Т. О., Акбулатов Р. Х. Технология бурения нефтяных и газовых скважин. Москва: Недра, 2004. - 509 с.

. Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности ПБ-08-624-03 - М.: ПИО ОБТ, 2003.