С учетом каких параметров производится выбор обсадных труб и расчет обсадных колонн

Обновлено: 07.07.2024

Расчет центрирования обсадных колонн

Каждая обсадная колонна подлежит обязательному центрированию на следующих участках:

1. В интервале подъема тампонажного раствора, сформированного по приложению 1, в том числе в обсаженном интервале ранее спущенной колонной, кроме участков, заполняемых тампонажным раствором с целью недопущения разрыва сплошности цементного камня по высоте (приложение 1).

2. Независимо от требований п. 1:

· на цементируемом фильтре;

· непосредственно над башмаком и на расстоянии 3-5 м от башмака эксплуатационной колонны в горизонтальном участке ствола.

Эксцентриситет центрируемой обсадной колонны в любой точке не должен превышать величину

где D, d – соответственно диаметр скважины и диаметр обсадных труб в рассматриваемой точке.

При выборе типоразмеров центраторов необходимо руководствоваться следующими указаниями:

· Для вертикальных участков ствола скважины и участков с углом наклона до 30-35 0 применять центраторы типа ЦЦ-1 (упругие);

· Для наклонных более 35 0 и горизонтальных участков ствола – центраторы типа ЦЦ-2,4 (жестко-упругие) или центраторы-турбулизаторы типа ЦТГ;

· Для участков ствола, осложненных желобными выработками, независимо от угла наклона, как правило, центраторы типа ЦТГ.

Расчет центрирования обсадных колонн

· глубина спуска обсадной колонны L, м - 2572

· диаметр ствола скважины на рассматриваемом участке D, м - 0,2159

· высота подъема цемента H_Ц, м – 2572 (0-2572)

· наружный диаметр обсадной колонны d_Н, м – 0,146

· внутренний диаметр обсадной колонны d_В, м – 0,132

· вес единицы длины обсадной колонны в воздухе q, кгс/м – 0,243

· первый интервал центрирования колонны h_В – h_Н, м 950 - 2260

· второй интервал центрирования колонны h_В – h_Н, м 2260 - 2572

· допустимая нагрузка на центратор [Q], кгс – 1200

· допустимая стрела прогиба [f]

Предварительные расчеты

· Жесткость труб обсадной колонны, кгс·м 2

EI = 2,1·10 10 · ·[1-( ) 4 ]

= 2,1·10 10 · ·[1-( ) 4 ] =155346

· Объем вытесненного тампонажного раствора на 1 метре, м 3

· Вес вытесненного тампонажного раствора на 1 метре, кгс

= 0,0167 · 1900 = 31,73

· Внутренний объем 1 метра обсадной колонны, м 3

= 0,785 · 0,132 = 0,0137

· Вес продавочной жидкости на 1 метре, кгс

· Вес 1 метра обсадной колонны с продавочной жидкостью, кгс

· Вес 1 метра обсадной колонны с продавочной жидкостью в цементном растворе, кгс

· Прижимающее усилие, действующее на центратор при расстоянии между центраторами 10 метров , кгс

· Расстояние между центраторами по допустимой нагрузке на один центратор, м

Расчет расстояний между центраторами и количество центраторов.

3.1. Сопоставить значения l₁ и h_Ц = h_Н – h_В;

при l₁ < h_Црасчет продолжить с п. 3.2.

h_Ц = 2572 – 950 = 1622 м

3.2. Стрела прогиба части обсадной колонны длиной l₁ от собственного веса, мм

3.3. Растягивающее усилие от нижележащего участка обсадной колонны, кгс

N₁ = 0,3 · 6,27 · (2572-467) · 0,46 = 1821,3

N₂ = 0,3 · 6,27 · (2572-1839) · 0,819 = 1129,15

N₃ = 0,3 · 6,27 · (2572-1972) · 0,7 = 790

N₄ = 0,3 · 6,27 · (2572-2322) · 0,574 = 269,9

N₅ = 0,3 · 6,27 · (2572-2572) · 0,7 = 0

3.4. Критическая сила (по Эйлеру), кгс

3.5. Стрела прогиба труб между центраторами с учетом растягивающего усилия, мм

3.6. Выбор расстояния между центраторами l по сопоставлению значений f и [f]:

при f [f] принять l = l₁, расчет продолжить по п. 3.8.

при f > [f] расчет продолжить с п. 3.7.

= 0,33 (0,2159-0,146)/2 = 0,012 м = 12 мм ;

3.7. Определение расстояний между центраторами по значению допустимой стрелы прогиба обсадной колонны, м

3.8 Необходимое количество центраторов в рассматриваемом интервале, шт

Приложение

1. В необсаженном стволе скважины цементированию подлежат:

· продуктивные стволы, кроме предусмотренных к опробованию и эксплуатации открытым стволом или с нецементируемым фильтром;

· продуктивные горизонты, не предусмотренные к опробованию или эксплуатации, и горизонты с непромышленными запасами нефти и газа;

· проницаемые горизонты, насыщенные пресной водой, а также всеми типами минерализованных вод;

· горизонты вторичных (техногенных) залежей нефти и газа;

· интервалы, представленные породами, склонными к пластическому течению и вспучиванию;

· толща многолетнемерзлых пород;

· горизонты, породы которых или продукты их насыщения способны вызвать ускоренную коррозию обсадных труб.

В обсаженной предыдущей колонной части ствола скважины цементированию подлежат те же интервалы, кроме интервалов залегания истощенных горизонтов и горизонтов с непромышленными залежами нефти и газа, не подлежащих опробованию или разработке, а также горизонтов , насыщенных неагрессивными водами.

2. Независимо от требований п. 1 направления, кондукторы, потайные колонны, нижние и промежуточные ступени при ступенчатом цементировании, нижние и промежуточные секции секционных колонн цементируются на всю длину.

3. Минимально необходимая высота подъема тампонажного раствора над флюидосодержащими горизонтами, а также над кровлей подземных хранилищ газа и нефти, над устройством ступенчатого цементирования (стыком секций) верхней ступени (секции) обсадных колонн должна составлять не менее 150-300 м для нефтяных и 500 м для газовых скважин.

4. Все выбранные по п.п. 1-3 интервалы цементирования объединяются в один общий. Не допускается разрыв сплошности цементного кольца за обсадными колоннами на протяжении всего интервала цементирования. Однако расчёт числа центраторов производится только для интервалов по п.1,3

5. Расчёт центраторов производят также для интервалов набора и снижения зенитного угла, с целью обеспечения требования:

Варианты

Контрольные вопросы

1.Какой тип центраторов следует применять для вертикальных участков скважины и участков с углом наклона до 30-35 0 ?

2.Как зенитный угол наклона скважины влияет на количество центраторов?

79. С учетом каких параметров производится выбор обсадных труб и расчет обсадных колонн на стадиях строительства и эксплуатации скважины?

Вопрос администрации

Купить Билеты с ответами в формате Word

Панель авторизации

Инструкция по пользованию сайтом

В данной инструкции изложены основные функции сайта, и как ими пользоваться

Здравствуйте,

Вы находитесь на странице инструкции сайта Тестсмарт.
Прочитав инструкцию, Вы узнаете функции каждой кнопки.
Мы начнем сверху, продвигаясь вниз, слева направо.
Обращаем Ваше внимание, что в мобильной версии все кнопки располагаются, исключительно сверху вниз.
Итак, первый значок, находящийся в самом верхнем левом углу, логотип сайта. Нажимая на него, не зависимо от страницы, попадете на главную страницу.
«Главная» - отправит вас на первую страницу.
«Разделы сайта» - выпадет список разделов, нажав на один из них, попадете в раздел интересующий Вас.

На странице билетов добавляется кнопка "Билеты", нажимая - разворачивается список билетов, где выбираете интересующий вас билет.

«Полезные ссылки» - нажав, выйдет список наших сайтов, на которых Вы можете получить дополнительную информацию.

В правом углу, в той же оранжевой полосе, находятся белые кнопки с символическими значками.

Опускаемся ниже, в серой полосе расположились кнопки социальных сетей, если Вам понравился наш сайт нажимайте, чтобы другие могли так же подготовиться к экзаменам.
Следующая функция «Поиск по сайту» - для поиска нужной информации, билетов, вопросов. Используя ее, сайт выдаст вам все известные варианты.
Последняя кнопка расположенная справа, это селектор нажав на который вы выбираете, сколько вопросов на странице вам нужно , либо по одному вопросу на странице, или все вопросы билета выходят на одну страницу.

На главной странице и страницах категорий, в середине, расположен список разделов. По нему вы можете перейти в интересующий вас раздел.
На остальных страницах в середине располагается сам билет. Выбираете правильный ответ и нажимаете кнопку ответ, после чего получаете результат тестирования.
Справой стороны (в мобильной версии ниже) на страницах билетов располагается навигация по билетам, для перемещения по страницам билетов.
На станицах категорий расположен блок тем, которые были добавлены последними на сайт.
Ниже добавлены ссылки на платные услуги сайта. Билеты с ответами, комментариями и результатами тестирования.
В самом низу, на черном фоне, расположены ссылки по сайту и полезные ссылки на ресурсы, они дублируют верхнее меню.
Надеемся, что Вам понравился наш сайт, тогда жмите на кнопки социальных сетей, что бы поделиться с другими и поможете нам.
Если же не понравился, напишите свои пожелания в форме обратной связи. Мы работаем над улучшением и качественным сервисом для Вас.

Обсадная колонна нефтяной скважины – формулы расчета

Важную роль в бурении скважин по добыче нефти и газа играет создание обсадной колонны – элемента, необходимого для фиксации горизонтов по разработке и удержанию в правильном положении всей скважины. При создании данного элемента крайне важны все параметры для установления правильной длины, диаметра, толщины стенок, поэтому предварительно проводится расчет обсадной колонны, который включает вычисление давления, проверку прочности и герметичности, а также ряд других действий. Правильно выполненная работа позволит создать колонну, максимально защищенную от внешних воздействий и способную обеспечить продуктивный забор нефти и газа.

Назначение обсадных колонн в бурении

Основная задача данного элемента заключается в надежной фиксации скважин бурового типа и герметизации продуктивных слоев от попадания шлака и внешних элементов в момент разработки. Обсадная колонна имеет составную структуру: ее делают из труб, скрепляя друг с другом последовательно при помощи винтов либо сварки (последний метод применяется реже, когда скважину планируется разрабатывать в течение долгого времени, не внося в конструкцию изменений). Резьба труб для обсадных колонн может иметь форму конуса, треугольника или идти по трапеции, при необходимости создать максимально герметичное соединение используют элементы уплотнения. Толщина стенки трубы для обсадочной колонны варьируется в пределах 0,5-1,6 см. сами трубы классифицируются в зависимости от пределов прочности и текучести.

Чаще всего обсадная колонна делается из стальных ниппельных либо безниппельных труб: они отличаются толщиной стенок и внутренним диаметром. Резьбовое соединение имеет защиту от механических повреждений, поэтому готовая конструкция отличается высокой степенью прочности. Безниппельные трубы имеют диаметр от 3,3 до 8,9 см, а ниппельные – от 2,5 до 14,5 см (изделия подбираются, исходя из глубины залегания плодородных пластов, продуктивности и назначения, для чего необходимо выполнять расчет обсадной колонны.

Особенности устройства колонны

Труба-направление, закрепляющая приустьевую зону и не дающая буровому раствору и шлаку размыть эту область. Чаще всего в стволе устанавливается одно такое направление, но при сыпучих грунтах могут применяться две колонны. Данный тип обсадной колонны бетонируется по всей длине. Трубы могут быть шахтовыми и удлиненными (второй тип встречается реже и применяется при установке нескольких направлений). Эти виды колонн не нуждаются в опрессовке.
Кондуктор. Данная колонна труб необходима для изоляции грунта, содержащего пресную воду, от попадания грязи, а также при монтаже специальных противовыбросовых устройств и установке следующих сегментов. Глубина кондуктора доходит до 600 метров, а диаметр составляет от 17 до 50 см. Сегмент необходимо опрессовывать.
Промежуточные колонны. Они необходимы для разделения пластов, которые несовместимы друг с другом при разработке скважины и ее углублении. К промежуточным трубам относятся сплошные сегменты, хвостовые части (фиксируют только необсаженный участок скважины, перекрывая предыдущую трубу) и летучки, или лайнеры, которые перекрывают затрудненную область и не связаны каким-либо образом с другими элементами. Спуск отдельных секций колонны и использование хвостовиков позволяет решить проблему создания колонн высокой тяжести, упростить общую конструкцию, уменьшить внутренний диаметр обсадной трубы, а также избавиться от щелей и сократить расход материалов для тампонирования. В результате общая стоимость бурения снижается, и добыча нефти/газа будет более выгодной.
Эксплуатационная колонна замыкает конструкцию, и ее фиксируют для того, чтобы отделить конечный продукт от пластов и обеспечить нагнетание жидкости.

Диаметр обсадной колонны высчитывается, начиная с габаритов последнего сегмента (эксплуатационная труба), расчет которых, в свою очередь, производится, исходя из предполагаемой продуктивности скважины. Увеличение внутреннего диаметра делает возможным работать с более мощным оборудованием, в том числе разрабатывать несколько горизонтов и осуществить ремонт ствола. Тем не менее, большой диаметр колонны предпочтителен не всегда, поскольку при большом объеме возрастают и затраты на буровой раствор, цементирование и другие работы и материалы.

Формулы расчета обсадных труб

Расчет обсадной колонны – это комплекс процедур, направленных на установление габаритов, особенностей конструкции и других факторов, которые могут влиять на качество скважины, продуктивность и эффективность эксплуатации. Готовая конструкция должна полностью соответствовать нормам ГОСТ и правилам техники безопасности.

Одной из главной задач в расчете обсадной колонны является определение сминающего давления, для чего специалисты используют формулу Саркисова:

В данной формуле Р_си – это показатель давления, D – внешний диаметр труб, a_min – толщина стенок обсадной колонны, Е – показатель степени упругости материала, из которого сделана труба.

Собственно расчет обсадной колонны производится на этапе проектирования скважины, чтобы сразу выбрать толщину трубочных стенок, вид материала, общий диаметр и учесть другие аспекты. Процесс может отличаться в зависимости от типа колонны. Так, для наклонных газовых или нефтяных скважин с соответствующими обсадными колоннами следует брать в расчет параметр прочности на растяжение (запас делается в зависимости от того, какую форму имеет ствол и под каким углом он уходит в глубину). Также важно учесть давление внутри трубы и снаружи, осевые нагрузки.

Расчеты производятся с учетом профиля на этапе планирования, в них должны также учитываться прочностные характеристики конкретных материалов, определяются конкретные испытания перед опусканием трубы в ствол. Основные методы по расчету складываются из учета разности давлений, дополнительных нагрузок и свойств цементирующего состава.

Основные данные для проведения расчета обсадных труб:

Глубина спуска.
Интервал проведения перфорирования.
Степень опорожненности колонны.
Давление на пласты.
Температурный режим.
Показатели кавернометра.
Средняя температура нейтрального пласта.
Особенности жидкости для осуществления промывки.

При проведении расчета обсадной колонны необходимо принимать во внимание усилия на растяжение, сминающее давление (формула рассмотрена выше)¸ а также общую нагрузку на сжатие. После того, как работы будут завершены, потребуется провести испытания готовой колонны на прочность, для чего могут применяться различные типы механического и химического воздействия.

Выводы

Обсадная колонна является неотъемлемым элементом любой скважины для добычи полезных ископаемых. Грамотно проведенные расчеты позволят соорудить оптимальную по функциональности и стоимости конструкцию, которая будет требовать минимального обслуживания.

Строение обсадной колоны

С учетом каких параметров производится выбор обсадных труб и расчет обсадных колонн

ДОПОЛНЕНИЕ
К "ИНСТРУКЦИИ ПО РАСЧЕТУ ОБСАДНЫХ КОЛОНН ДЛЯ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ СКВАЖИН", М., 1997 г.

Настоящее Дополнение к "Инструкции по расчету обсадных колонн для нефтяных и газовых скважин"*, М, 1997 г. разработано Ассоциацией буровых подрядчиков.

* Документ в информационных продуктах не содержится. За информацией о документе Вы можете обратиться в Службу поддержки пользователей. - Примечание изготовителя базы данных.

Составители: Колесников В.Г., Кузнецов В.Ф., Чеблаков Е.А., Шинкевич Г.Г., Якубовский Н.В.

Согласовано с Госгортехнадзором России письмом от 06.09.2000 г. N 10-03/667.

Настоящее Дополнение распространяется на отечественные обсадные стальные электросварные трубы диаметрами 140, 146, 168, 219, 245 мм с трапецеидальной резьбой "Батресс" и ОТТМ, включая резьбовые соединения с узлом уплотнения из полимерных материалов (фторопластовое кольцо).

Электросварные обсадные трубы по точности изготовления, материалу труб и муфт соответствуют ТУ 39-0147016.40-93* "Трубы обсадные электросварные и муфты к ним" и выпускаются Выксунским металлургическим заводом. При этом конструкция и размеры резьбовых соединений "Батресс" соответствуют стандарту АНИ 5СТ и 5В, а резьбовых соединений ОТТМ - ГОСТ 632-80. По геометрическим параметрам тела трубы (толщина стенки и овальность) трубы выпускаются с повышенной и нормальной точностью изготовления.

* ТУ, упомянутые здесь и далее по тексту, не приводятся. За дополнительной информацией обратитесь по ссылке. - Примечание изготовителя базы данных.

Трубы с повышенной точностью изготовления имеют улучшенные эксплуатационные характеристики. Для электросварных труб с нормальной точностью изготовления, выпускаемых ВМЗ по вышеуказанным ТУ, эксплуатационные характеристики соответствуют бесшовным трубам, изготовленным по ГОСТ 632-80.

В Дополнении приводятся сведения, относящиеся к определению прочностных характеристик и коэффициентов запаса прочности электросварных обсадных труб с резьбой "Батресс" и ОТТМ повышенной точности изготовления.

Остальные положения "Инструкции по расчету обсадных колонн для нефтяных и газовых скважин" М., 1997, не отмеченные в Дополнении, остаются без изменений.

Нижеприведенное Дополнение является неотъемлемой частью "Инструкции по расчету обсадных колонн для нефтяных и газовых скважин", М., 1997 г. и должно использоваться совместно с ней.

Пункт 2.22 и 3.18. Дополнить: "Теоретический вес обсадной колонны из электросварных труб производства ВМЗ по ТУ 39-0147016.40-93 приведен в Дополнении к приложению 12" (см. стр.12 настоящего документа).

Пункт 2.23. Дополнить: "Расчет сопротивляемости обсадных труб избыточным наружным давлениям (критическое давление) производится по формуле Саркисова (ф.2.37) при следующих параметрах:

В Дополнении к приложению 2 (см. стр.7 настоящего документа) приведены значения критических давлений, рассчитанные с учетом вышеприведенных значений".

Пункт 2.24. Дополнить примечанием "В Дополнении к приложению 3 (см. стр.8 настоящего документа) приведены величины для обсадных электросварных труб производства ВМЗ по ТУ 39-0147016.40-93".

Пункт 2.26. Дополнить: "Избыточное внутреннее давление, при котором напряжение в трубах достигает предела текучести, определяют по формуле 2.40, где коэффициент 0,875, учитывающий отклонение толщины стенки от номинального значения (для труб по ГОСТ 632-80) заменяется на величину 0,950 (для труб по ТУ 39-0147016.40-93).

Значения , определенные по формуле (2.40), приведены в Дополнении к приложению 4 (см. стр.9 настоящего документа).

Коэффициент запаса прочности на внутреннее давление принимается как для труб исполнения А - 1,15".

Пункт 2.28. Дополнить: "Расчет на растяжение электросварных обсадных труб с резьбой "Батресс" и ОТТМ производится аналогично как для труб с резьбой трапецеидального профиля.

Значения допустимых растягивающих нагрузок для труб с резьбой "Батресс" и ОТТМ приведены в Дополнении к приложению 6 (см. стр.10-11 настоящего документа).

Коэффициенты запаса прочности применяются как для труб исполнения А по ГОСТ 632-80 (1,75 - для резьбы; и 1,25 - по телу трубы)".

Пункт 8.10. Дополнить примечанием "Приведенные ограничения по применению резьбовых соединений с учетом допускаемой интенсивности искривления ствола скважины также относятся к отечественным электросварным трубам с резьбами "Батресс" производства ВМЗ по ТУ 39-0147016.40-93.

Таблица 15.1. Дополнить примечанием 4 "Отечественные обсадные электросварные трубы с резьбой "Батресс" производства ВМЗ имеют размеры, равные размерам импортных труб, выпускаемых по стандарту АНИ, а размеры труб с резьбой ОТТМ равны соответствующим размерам труб для исполнения А по ГОСТ 632-80".

Таблица 15.3. Дополнить примечанием 3 "Отечественные обсадные электросварные трубы с резьбами "Батресс" производства ВМЗ и ОТТМ по условиям применения соответствуют резьбам ОТТМ по ГОСТ 632-80".

Пункт 15.5. Дополнить примечанием "Обсадные электросварные трубы производства ВМЗ по ТУ 39-0147016.40-93 обладают повышенным сопротивлением и рекомендуются к установке в интервалах расчета на наружное избыточное давление.

Таблица 15.5 и 15.5 бис. Дополнить примечанием "Отечественные обсадные электросварные трубы с резьбами "Батресс" производства ВМЗ соответствуют резьбе "Батресс" по АНИ, а резьбы ОТТМ соответствуют ГОСТ 632-80, в том числе с фторопластовым (тефлоновым) кольцом".

Приложение 2. Дополнить таблицей "Критические давления для электросварных обсадных труб производства ВМЗ по ТУ 39-0147016.40-93".

Приложение 3. Дополнить таблицей "Растягивающие нагрузки, при которых напряжения в теле обсадных электросварных труб производства ВМЗ по ТУ 39-0147016.40-93, достигают предела текучести".

Приложение 4. Дополнить таблицей "Внутренние давления, при которых напряжения в теле обсадных электросварных труб производства ВМЗ по ТУ 39-0147016.40-93, достигают предела текучести".

Приложение 6. Дополнить таблицами: "Разрушающие нагрузки для обсадных труб с резьбовым соединением "Батресс" производства ВМЗ по ТУ 39-0147016.40-93 с нормальным диаметром муфт" и "Допустимые растягивающие нагрузки для обсадных труб ОТТМ производства ВМЗ по ТУ 39-0147016.40-93 с нормальным диаметром муфт (с учетом коэффициента запаса прочности 1,25 от разрушающей нагрузки или 0,8 от предела текучести тела трубы)".

Приложение 12. Дополнить таблицей "Теоретический вес 1 метра колонны, составленной из обсадных труб производства ВМЗ по ТУ 39-0147016.40-93".

Раздел 16. Дополнить вариантом примера расчета для электросварных обсадных труб производства ВМЗ по ТУ 39-0147016.40-93.

Дополнение к приложению 2
"Инструкции по расчету обсадных колонн
для нефтяных и газовых скважин"

Критические давления для обсадных электросварных труб производства ВМЗ по ТУ 39.0147016.40-93, МПа

С учетом каких параметров производится выбор обсадных труб и расчет обсадных колонн

ГОСТ Р 56175-2014
(ИСО 10405:2000)

НАЦИОНАЛЬНЫЙ СТАНДАРТ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

ТРУБЫ ОБСАДНЫЕ И НАСОСНО-КОМПРЕССОРНЫЕ ДЛЯ НЕФТЯНОЙ И ГАЗОВОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ

Рекомендации по эксплуатации и обслуживанию

Casing and tubing for petroleum and natural gas industries. Recommendations for use and care

Дата введения 2015-01-01

1 ПОДГОТОВЛЕН подкомитетом ПК 7 "Трубы нарезные нефтяного сортамента" Технического комитета по стандартизации ТК 357 "Стальные и чугунные трубы и баллоны"

2 ВНЕСЕН Техническим комитетом по стандартизации ТК 357 "Стальные и чугунные трубы и баллоны"

4 Настоящий стандарт является модифицированным по отношению к международному стандарту ИСО 10405:2000* "Нефтяная и газовая промышленность. Эксплуатация и обслуживание обсадных и насосно-компрессорных труб" (ISO 10405:2000 "Petroleum and natural gas industries - Care and use of casing and tubing") путем:

* Доступ к международным и зарубежным документам, упомянутым в тексте, можно получить, обратившись в Службу поддержки пользователей. - Примечание изготовителя базы данных.

- изменения отдельных фраз (слов, значений показателей), выделенных в тексте настоящего стандарта курсивом*;

* В оригинале обозначения и номера стандартов и нормативных документов в разделах "Предисловие", "Введение", "Нормативные ссылки" и по тексту документа отмеченные знаком "**", приводятся обычным шрифтом; отмеченные в разделе "Предисловие" знаком "" и остальные по тексту документа выделены курсивом. - Примечание изготовителя базы данных.

- дополнения структурными элементами (пунктами, подпунктами, абзацами, таблицами и рисунками), выделенными в тексте настоящего стандарта вертикальной линией, расположенной на полях этого текста;

- изменения содержания отдельных структурных элементов (удаления предложений, абзацев), выделенных в тексте настоящего стандарта курсивом и вертикальной линией, расположенной на полях этого текста;

- изменения его структуры для приведения в соответствие с правилами, установленными в ГОСТ Р 1.5 (подразделы 4.2 и 4.3). Сравнение структуры настоящего стандарта со структурой указанного международного стандарта приведено в дополнительном приложении ДА. Наименование настоящего стандарта изменено относительно наименования указанного международного стандарта для приведения в соответствие с ГОСТ Р 1.5 (пункт 3.5)

5 ВВЕДЕН ВПЕРВЫЕ

ВНЕСЕНО Изменение N 1, утвержденное и введенное в действие Приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 23.05.2017 N 414-ст c 01.09.2017

Изменение N 1 внесено изготовителем базы данных по тексту ИУС N 9, 2017 год

Введение

Настоящий стандарт модифицирован по отношению к международному стандарту ИСО 10405:2000 "Нефтяная и газовая промышленность. Эксплуатация и обслуживание обсадных и насосно-компрессорных труб" в связи с необходимостью дополнения размеров, типов резьбовых соединений и групп прочности обсадных и насосно-компрессорных труб, широко применяемых в российской нефтяной и газовой промышленности.

Настоящий стандарт разработан в целях перехода российской промышленности к мировой практике эксплуатации и обслуживания обсадных и насосно-компрессорных труб, к повышению уровня взаимодействия изготовителей и потребителей труб, уровня проведения процессов эксплуатации и обслуживания, надежности и долговечности обсадных и насосно-компрессорных колонн в целом.

В настоящем стандарте содержатся рекомендации по подготовке к свинчиванию обсадных и насосно-компрессорных труб, изготовляемых по ГОСТ Р 53366, по спуску и подъему колонн, приварке приспособлений, анализу причин неисправностей и повреждений, контролю и классификации труб, бывших в употреблении, рекомендации по транспортированию, погрузочно-разгрузочным операциям и хранению, а также расчетные значения моментов свинчивания для труб различных размеров, групп прочности и резьбовых соединений.

Модификация настоящего стандарта по отношению к международному стандарту заключается в следующем:

- исключены силиконовые смазки;

- дополнена формула для расчета с рекомендуемым расходом смазки для труб различных диаметров;

- дополнены правила очистки резьбы от смазки;

- уточнены рекомендации по свинчиванию резьбовых соединений SC, LC, ВС, NU, EU и дополнены рекомендации по свинчиванию резьбовых соединений ОТТМ, ОТТГ, НКТН, НКТВ и НКМ;

- дополнены расчетные моменты свинчивания обсадных труб с резьбовыми соединениями SC и LC для группы прочности Q135 и наружных диаметров 146,05 и 324,85 мм, насосно-компрессорных труб - для резьбовых соединений НКТН и НКТВ, группы прочности К72 и толщин стенок, широко применяемых в национальной промышленности;

- дополнены правила перевозки труб авиатранспортом;

- дополнено приложение В, содержащее сведения о соответствии резьбовых соединений, упомянутых в настоящем стандарте, и резьбовых соединений, применяемых ранее в национальной промышленности;

- исключены все данные, относящиеся к резьбовым соединениям Экстрим-лайн и Интеграл-джойнт, не применяемым в национальной промышленности;

- исключены значения показателей, выраженные в американской системе единиц, а также исходное содержание приложения А с соотношениями между единицами СИ и единицами американской системы.

Рекомендации стандарта могут быть применены для эксплуатации и обслуживания обсадных и насосно-компрессорных труб, в том числе с другими резьбовыми соединениями, подобными резьбовым соединениям по ГОСТ Р 51906 и ГОСТ 33758, изготавливаемых по техническим условиям и стандартам организаций.

1 Область применения

Настоящий стандарт содержит рекомендации по обслуживанию и эксплуатации обсадных и насосно-компрессорных труб, в том числе по порядку спуска и подъема, посадке труб в муфты и свинчиванию в промысловых условиях. Приводит рекомендуемые расход смазки, моменты свинчивания труб размеров, групп прочности и типов резьбовых соединений по ГОСТ Р 53366, а также рекомендации по транспортированию, погрузочно-разгрузочным операциям, хранению, инспекции.

2 Нормативные ссылки

В настоящем стандарте использованы нормативные ссылки на следующие стандарты:

ГОСТ 10692-2015 Трубы стальные, чугунные и соединительные детали к ним. Приемка, маркировка, упаковка, транспортирование и хранение

ГОСТ 24297-2013 Верификация закупленной продукции. Организация проведения и методы контроля

ГОСТ Р 51365-2009 (ИСО 10423:2003) Нефтяная и газовая промышленность. Оборудование для бурения и добычи. Оборудование устья скважины и фонтанное устьевое оборудование. Общие технические требования

ГОСТ Р 51906-2015 Соединения резьбовые обсадных, насосно-компрессорных труб, труб для трубопроводов и резьбовые калибры для них. Общие технические требования

ГОСТ Р 53366-2009 (ИСО 11960:2004) Трубы стальные, применяемые в качестве обсадных и насосно-компрессорных труб для скважин в нефтяной и газовой промышленности. Общие технические условия

ГОСТ Р 53521-2009 Переработка природного газа. Термины и определения

Примечание - При пользовании настоящим стандартом целесообразно проверить действие ссылочных стандартов в информационной системе общего пользования - на официальном сайте Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии в сети Интернет или по ежегодному информационному указателю "Национальные стандарты", который опубликован по состоянию на 1 января текущего года, и по выпускам ежемесячного информационного указателя "Национальные стандарты", за текущий год. Если заменен ссылочный стандарт, на который дана недатированная ссылка, то рекомендуется использовать действующую версию этого стандарта с учетом всех внесенных в данную версию изменений. Если заменен ссылочный стандарт, на который дана датированная ссылка, то рекомендуется использовать версию этого стандарта с указанным выше годом утверждения (принятия). Если после утверждения настоящего стандарта в ссылочный стандарт, на который дана датированная ссылка, внесено изменение, затрагивающее положение, на которое дана ссылка, то это положение рекомендуется применять без учета данного изменения. Если ссылочный стандарт отменен без замены, то положение, в котором дана ссылка на него, рекомендуется применять в части, не затрагивающей эту ссылку.

3 Термины и сокращения

3.1 В настоящем стандарте применены термины по ГОСТ 23258, ГОСТ Р 53366, ГОСТ Р 51365, ГОСТ Р 51906, ГОСТ 33758 и ГОСТ Р 53521.

3.2 В настоящем стандарте применены следующие сокращения:

ВС - тип упорного соединения обсадных труб с трапецеидальной резьбой;

EU - тип соединения насосно-компрессорных труб с высаженными наружу концами с закругленной треугольной резьбой;

LC - тип соединения обсадных труб с удлиненной закругленной треугольной резьбой;

NU - тип соединения насосно-компрессорных труб с треугольной резьбой;

SC - тип соединения обсадных труб с короткой закругленной треугольной резьбой;

НКТН - тип соединения насосно-компрессорных труб с закругленной треугольной резьбой;

НКТВ - тип соединения насосно-компрессорных труб с высаженными наружу концами с закругленной треугольной резьбой;

НКМ - тип соединения насосно-компрессорных труб с трапецеидальной резьбой и узлом уплотнения металл-металл;

ОТТМ - тип соединения обсадных труб с трапецеидальной резьбой;

ОТТГ - тип соединения обсадных труб с трапецеидальной резьбой и узлом уплотнения металл-металл.

4 Порядок спуска и подъема обсадных труб

4.1 Документирование процесса подготовки и спуска колонны*

* Наименование пункта 4.1 в оригинале выделено курсивом. - Примечание изготовителя базы данных.

4.1.1 Для спуска колонны обсадных труб должны быть разработаны инструкции, регламентирующие растяжение колонны и порядок спуска колонны до забоя.

Цель таких инструкций - не допустить критических напряжений или чрезмерных и небезопасных растягивающих напряжений в любой момент срока службы скважины. Для обеспечения надлежащего уровня растяжения колонны и правильной процедуры спуска необходимо учесть все факторы, такие как температура и давление в скважине, температура бурового раствора и изменение температуры при эксплуатации. Должен быть учтен исходный запас прочности колонны на растяжение, влияющий на порядок спуска колонны до забоя.

4.1.2 Все работы по креплению скважины обсадной колонной должны проводиться по утвержденному плану работ, составленному в соответствии с инструкциями и требованиям регламентирующих документов.

План должен включать указания по порядку сборки в колонну труб различных групп прочности, размеров и типов резьбовых соединений. Спуск труб необходимо проводить в строгом соответствии с установленным порядком.

4.2 Контроль и подготовка труб*

* Наименование пункта 4.2 в оригинале выделено курсивом. - Примечание изготовителя базы данных.

4.2.1 Осмотр труб и муфт

Перед началом работ необходимо провести осмотр каждой трубы и муфты. Обсадные трубы не должны иметь дефектов, которые по ГОСТ Р 53366 относятся к недопустимым дефектам, и должны соответствовать требованиям, установленным в настоящем стандарте.

Для применения труб в скважинах со специальными условиями эксплуатации, методы контроля дефектов, указанные в ГОСТ Р 53366, могут не обеспечить выявление дефектов в той степени, которая была бы достаточной для применения труб в таких условиях. В таких случаях рекомендуется использовать другие методы неразрушающего контроля, которые позволяют подтвердить необходимое качество труб и их пригодность для спуска в скважину.

Следует выполнить оценку методов неразрушающего контроля, предусмотренных в ГОСТ Р 53366, для определения возможности применения этих методов для выявления дефектов и разделения сигналов от недопустимых дефектов от источников ложных сигналов, которые могут возникнуть при применении этих методов.

4.2.2 Подготовка обсадных труб к свинчиванию в колонну

При подготовке обсадных труб для свинчивания в колонну рекомендуется выполнить следующие основные действия:

a) скомплектовать трубы по видам, группам прочности, размерам и типам соединений и уложить их на стеллажи с учетом очередности спуска труб по плану работ.

Если какая-либо труба не поддается идентификации, то она должна быть отложена до выяснения ее вида, группы прочности, размера и типа резьбового соединения;

b) снять резьбовые предохранители с концов труб и муфт.

Резьбовые предохранители следует снимать специальным ключом усилием одного человека. В случае затруднения при снятии резьбового предохранителя допускаются легкие удары деревянным предметом по торцу предохранителя для устранения возможного перекоса;

c) очистить резьбовые соединения труб и муфт от смазки.

Очистку от смазки следует проводить ветошью при помощи горячей мыльной воды, подаваемой под напором, или пароочистителя. Допускается удалять смазку с помощью растворителя, не содержащего хлор.

Для удаления смазки не допускается использовать дизельное топливо, керосин, соленую воду, барит и металлические щетки!

Также не следует использовать для удаления смазки моющие средства, оставляющие пленку на поверхности соединения и приводящие к ухудшению последующего нанесения уплотнительной смазки и ее адгезии к металлу.

После удаления смазки резьбовые соединения следует тщательно протереть сухой и чистой ветошью или просушить продувкой сжатым воздухом;

d) осмотреть резьбовые соединения труб и муфт.

Резьбовые соединения могут получить повреждения в результате соударения труб между собой или каких-либо других ударных воздействий, появления ржавчины, коррозии или других химических повреждений под воздействием окружающей среды или агрессивных компонентов смазки, а также при снятии резьбовых предохранителей.

e) измерить длину каждой трубы.

Измерения следует проводить от свободного торца муфты до участка ниппельного конца трубы, соответствующего номинальному положению торца муфты при механическом свинчивании (приблизительно до конца сбега резьбы на трубе или до основания треугольного клейма).

Сумма измеренных длин отдельных труб представляет собой длину ненагруженной собственным весом колонны обсадных труб.

Для измерения длины труб следует использовать стальную измерительную ленту, с ценой деления не более 1,0 мм;

f) провести шаблонирование каждой трубы.

Шаблонирование должно быть проведено стальным шаблоном (оправкой) по всей длине труб. Для шаблонирования труб из хромистых и коррозионно-стойких сталей следует использовать полимерные или алюминиевые оправки. Размеры рабочей части оправки должны соответствовать размерам, указанным в ГОСТ Р 53366. Через каждые 50 труб рекомендуется проверять диаметр рабочей части оправки в трех плоскостях по длине оправки. Не допускается использовать оправки при уменьшении диаметра рабочей части оправки более чем на 0,5 мм в какой-либо из трех плоскостей.

Положение трубы при шаблонировании должно исключать ее провисание. Используемые для шаблонирования веревки или стержни должны быть чистыми. При минусовой температуре воздуха трубы непосредственно перед шаблонированием следует прогреть паром.

Оправка должна свободно проходить через всю трубу. Если оправка не проходит через трубу, эта труба должна быть отложена для принятия решения о возможности ее дальнейшего использования и заменена другой трубой с проведением перенумерации труб.

Допускается проводить шаблонирование в процессе подъема труб на буровую;

g) установить резьбовые предохранители.

Чтобы не повредить резьбовые соединения труб и муфт при перекатывании их по стеллажу или подъеме на буровую, на них следует установить чистые резьбовые предохранители или специальные защитные колпаки.

Допускается неоднократное использование снятых резьбовых предохранителей при условии, что после каждого использования они должны быть тщательно очищены от ранее нанесенной смазки и внимательно осмотрены для выявления повреждений. Очистку от смазки следует проводить в соответствии с требованиями по очистке резьбовых соединений труб и муфт [перечисление с)]. Не допускается повторное использование резьбовых предохранителей со значительными повреждениями резьбы и формы.

При повторной установке резьбовых предохранителей необходимо убедиться, что они предназначены для труб и муфт данного размера и типа резьбового соединения.

С учетом каких параметров производится выбор обсадных труб и расчет обсадных колонн на стадиях строительства и эксплуатации скважины?

Что является основной причиной возникновения газонефтеводо проявлений?

А) Значительное повышение пластичности, снижение прочности пород, увлажнение термомеханического воздействия (колебание противодавления и температуры массива).

Б) Упругое структурно-адсорбционное расширение пород стенок скважины, обусловленное их анизотропией, повышенной фильтрационной особенностью, всасыванием свободной воды и физико-механическим взаимодействием ее с частицами породы.

В) Поступление пластового флюида в ствол скважины вследствие превышения пластовым давлением забойного.

Г) Образование толстых корок (отложение твердой фазы раствора) на стволе скважины при разрезе высокопроницаемых пород, интенсивно поглощающих жидкую фазу раствора.

Какие действия включает в себя первая стадия защиты скважины при угрозе газонефтеводопроявления?

А) Предотвращение поступления пластового флюида в скважину за счет использования гидростатического давления столба жидкости и противовыбросового оборудования.

Б) Предотвращение притока пластового флюида в скважину за счет поддержания достаточного гидростатического давления столба жидкости.

В) Предотвращение поступления пластового флюида в скважину за счет снижения гидростатического давления столба раствора.

Г) Ликвидация газонефтеводопроявлений стандартными методами.

первая линия защиты - предотвращение притока пластового флюида в скважину за счет поддержания достаточного гидростатического давления столба жидкости;

вторая линия защиты - предотвращение поступления пластового флюида в скважину за счет использования гидростатического давления столба жидкости и противовыбросового оборудования;

третья линия защиты (защита от открытого выброса) - ликвидация газонефтеводопроявлений стандартными методами и обеспечение возможности возобновления первой линии защиты.

Что необходимо предпринять в процессе подъема колонны бурильных труб для предупреждения газонефтеводопроявлений?

А) Следует производить долив бурового раствора в скважину.

Б) Ввести в промывочную жидкость смазывающие добавки.

В) Ввести промывочные жидкости, инертные по отношению к горным породам.

Г) Обеспечить большую скорость восходящего потока жидкости в кольцевом пространстве.

ФНП ПБ НГП п. 275. Для предупреждения газонефтеводопроявлений и обвалов стенок скважины в процессе подъема колонны бурильных труб следует производить долив бурового раствора в скважину. Режим долива должен обеспечивать поддержание уровня раствора в скважине близким к ее устью. Предельно допустимое понижение уровня раствора устанавливается рабочим проектом с учетом допусков по пункту 210 настоящих Правил. Свойства бурового раствора, доливаемого в скважину, не должны отличаться от находящегося в ней.

Какой должна быть высота подъема тампонажного раствора над кровлей продуктивных горизонтов, а также устройством ступенчатого цементирования или узлом соединения верхних секций обсадных колонн в нефтяных и газовых скважинах?

А) Не менее 100 и 440 метров соответственно.

Б) Не менее 110 и 460 метров соответственно.

В) Не менее 130 и 480 метров соответственно.

Г) Не менее 150 и 500 метров соответственно.

ФНП ПБ НГП п. 233. Высота подъема тампонажного раствора по длине ствола скважины над кровлей продуктивных горизонтов, за устройством ступенчатого цементирования или узлом соединения секций обсадных колонн, а также за башмаком предыдущей обсадной колонны в нефтяных и газовых скважинах должна составлять соответственно не менее 150 м и 500 м.

При включении в состав обсадных колонн межколонных герметизирующих устройств они должны располагаться на высоте не менее 75 м для нефтяных скважин и 250 м для газовых скважин выше башмака предыдущей обсадной колонны, устройства ступенчатого цементирования и узла соединения секций обсадных колонн. В таких случаях высота подъема тампонажного раствора ограничивается высотой расположения межколонного герметизирующего устройства.

Читайте также: