Файл: Мамедов, А. А. Нарушения обсадных колонн при освоении и эксплуатации скважин и способы их предотвращения.pdf

основе схемы, полученной при эксперименте. Для сравнения ре­ зультатов формулы (172) с формулой, выведенной в работе [4], построена графическая зависимость между изгибающим мо­ ментом и напряжением в меридиональном сечении (рис. 26).

ные по формуле (172), в среднем на 19% меньше, чем напря­

новится равным нулю, остаются два напряжения. Растягиваю­ щие нормальные и сжимающие тангенциальные напряжения в опасном сечении трубы под действием осевой растягивающей нагрузки определяются по следующим формулам:

ствий осевой силы и изгибающего момента возникают два на­ пряжения:

101

б) сжимающие тангенциальные

Исходя из третьей теории прочности и полагая, что опасное состояние по первой нитке резьбы дойдет до предела пропор­ циональности материала трубы, получаем

D

изгибающим моментом и разрушающей силой для резьбовых соединений обсадных труб диаметром 168 мм с толщиной стен­ ки 10 мм из группы прочности Д, подсчитанных по фор­ муле (173).

Как видно из графика, при действии изгибающего момента заметно уменьшается сопротивляемость резьбы страгиванию от действия растягивающей осевой силы.

При значении М = 0 формула (173) превращается в форму­ лу Ф. И. Яковлева, применяемую в настоящее время для расче­ та резьбовых соединений обсадных труб на прочность при дей­ ствии осевой растягивающей силы.

НЕКОТОРЫЕ ПРОМЫСЛОВЫЕ ДАННЫЕ И ПРОВЕРКА РАСЧЕТНЫХ ФОРМУЛ

При изучении аварийности обсадных эксплуатационных ко­ лонн в газовых и газоконденсатных скважинах Азербайджана нами были обнаружены 24 случая нарушения герметичности

102

колонн в процессе освоения и эксплуатации, происшедшие в последние годы [48]. Установлено, что нарушения герметично­

лонн: кондуктора диаметром 375—426 мм, промежуточной ко­ лонны диаметром 219—299 мм и эксплуатационной колонны диаметром 146—168 мм. Длина колонн колебалась в интерва­

скважинах цементный раствор поднимали до башмака проме­ жуточной колонны.

Во всех скважинах эксплуатационные колонны после це­ ментировки проверяли на герметичность методом создания внутреннего давления. Величина опрессовочных давлений со­ ставляла 80—150 кгс/см2.

лено, что нарушения эксплуатационных колонн произошли в ре­ зультате разрыва тела трубы по образующей (пять случаев), неплотности резьбового соединения (17 случаев) и слома ко­ лонны (два случая).

При анализе причин нарушения герметичности колонн в этих скважинах на себя обращают внимание следующие моменты:

1)нарушения, связанные с разрывом тела трубы, произошли при внутренних давлениях намного ниже по сравнению с кри­ тическими давлениями для материала и размера этих труб;

2)нарушения, связанные с неплотностью резьбовых соедине­ ний колонны, были обнаружены после того, как начались га­

зопроявления между эксплуатационной и промежуточной ко­ лоннами с последующим образованием грифона вокруг устья скважины;

3) слом колонны произошел в тех скважинах, где при дли­ тельной эксплуатации и при неоднократном процессе освоения были проведены ремонтные работы в колонне и закачка воды в пласт.

Первое обстоятельство нарушения эксплуатационных колонн позволяет сделать вывод о том, что причиной разрыва тела трубы по образующей в случае незначительных внутренних давлений является попадание в скважину дефектных труб, где применяемая низкая величина опрессовочных давлений на днев­ ной поверхности (200 кгс/см2) не позволяла выявить дефекты заводского происхождения до спуска их в скважину.

103

Второе и третье обстоятельства нарушений герметичности колонн показывают, что наиболее вероятной причиной наруше­ ния плотности резьбового соединения и слома колонны явля­ ется воздействие на колонну дополнительных осевых сил, воз­ никающих в результате изменения теплового режима в скважи­ не и от внутреннего рабочего и наружного избыточного гидро­ статического давлений, а также применения некачественных смазок для резьбовых соединений.

Как отмечено выше, нарушения герметичности эксплуатаци­ онных колонн, связанные с неплотностью резьбовых соединений, произошли вследствие возникновения грифона вокруг устья скважин. Характерно, что в этих скважинах выброс глинистого раствора за эксплуатационной колонной и породы в результа­ те грифона в отдельных случаях доходил до 3—12 метров.

Аналогичные явления нарушения герметичности эксплуа­ тационной колонны после выброса глинистого раствора из затрубного пространства (между эксплуатационной и промежу­ точной колоннами) произошли и в скважинах объединений Грознефть и Ставропольнефтегаз [39].

Величины осевых сил, действующих на эксплуатационную колонну в случае выброса глинистого раствора из затрубного пространства, в зависимости от положения оси колонны будут различны. Если полагать, что в результате выброса глинистого

Кроме этих осевых сил, незацементированная часть эксплуа­ тационной колонны испытывает еще дополнительно осевую си­ лу от изменения теплового режима в скважине, определяемую по формуле (138).

Из формул (174) и (175) видно, что наиболее опасным в случае отсутствия искривленных участков колонны является охлаждение ее, т. е. когда Pt имеет положительный знак, а

104

Во втором случае колонна будет подвергаться продольному изгибу со сжимающей силой

Изгибающий момент искривленных участков колонны

M = (Pt + P,)f,

где / — прогиб колонны.

Отметим, что при выбросе глинистого раствора для безава­ рийной работы эксплуатационной колонны второй случай, т. е. когда имеются искривленные участки в колонне и она подвер­ гается продольному изгибу, является более опасным, так как муфтовое соединение, подвергнутое изгибу, быстро становится негерметичным.

Анализ работы нарушенных колонн в результате неплотности резьбового соединения с последующим выбросом глинистого раствора из затрубного пространства показывает, что в этих скважинах происходил нагрев труб при эксплуатации и на колонну действовала сжимающая осевая сила, определяе­ мая по формуле (177).

П р им ер . Рассчитаем величину Р сж для скв. 97 Седьмого промысла НГДУ Карадагнефть, где произошло нарушение герметичности колонны в

105