Условия прочности колонны Схемы уровней жидкости в

Условия прочности колонны

Схемы уровней жидкости в скважине

Наружные избыточные давления

Наружные избыточные давления

Внутренние избыточные давления

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)

Глубина 59. 4 62. 5 0 37. 2 36. 6 0. 0 2. 6 52. 3 39. 6 63. 3 Рни мах 59. 462. 5 63. 3 500 Рви мах 34. 2 17. 5 1500 39. 6 33. 7 13. 0 1000 39. 6 52. 3 56. 1 52. 3 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 52. 3 56. 1 35. 2 39. 6 3500 Р кр. вн. 177, 8× 9, 19 90 SS 63. 3 4205 м*43. 16 кг/м=181, 5 тн Gдоп=344, 8 тн. n 3 р= 344, 5/181, 5=1. 9 4000 46. 3 31. 1 0 10 20 30 40 52. 3 50 Эпюры максимальных внутренних и наружных избыточных давлений (эксплуатационная колонна 177, 8 мм × 4120/ 4205 м) 60 63. 3 70 Р см. 177, 8× 11, 51 L 80. 1 Р кр. вн. 177, 8× 11, 51 L 80. 1 Давление, МПа

РАСПРЕДЕЛЕНИЕ ДАВЛЕНИЙ ПО ДЛИНЕ КОЛОННЫ Номер колонны в порядке спуска Наименование колонны 1 2 Распределение избыточных давлений Номер раздельно Интервал глубин (по по длине раздельно спускаемой части колонны (расчетные давления) спускаемой вертикали), м секции, наружное, МПа внутреннее, МПа части от до колонны (верх) (низ) Эксплуатационная колонна 177, 8 мм 1 4 5 6 7 8 9 0 4 3 200 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

http: //casingtubing. tenaris. com/tsh_index. php Технические характеристики резьбовых соединений Выберите наружный диаметр трубы, толщину стенки и группу прочности

№№ 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), к. Н 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 34, 23 7 8, 71 34, 3 53, 2 2874 293, 09 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 L 80. 1 90 SS Примечание: 1 килоньютон [к. Н] = 0, 10198 тонна-сила (метрическая) [тс]

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 Æ 177, 8 мм 1 VAM TOP/ 90 SS 10, 36 52, 3 TN-Blue 4120 3110 1095 43, 2 /4205 2 VAM TOP/ 90 SS 9, 19 TN-Blue 39, 6 3110 200 2910 38, 7 112, 6 159, 8 307, 8 - 56, 1 3 VAM TOP/ L 80. 1 11, 51 59, 4 TN-Blue 200 0 200 47, 62 9, 52 169, 4 337, 9 - 62, 5 Примечания: 47, 3 344, 8 - 63, 3 1. Значения коэффициентов запаса прочности: в числителе расчетные, в знаменателе - нормативные. 2. Нормативные коэффициенты запаса прочности составляют: n 1= 1, 1; n 2= 1, 15; n 3=1, 75. 3. 1 Ksi = 6894757. 29 Па = 6, 895 МПа

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

Схема технологического процесса производства бесшовных обсадных труб

Схема технологического процесса производства бесшовных обсадных труб

Обсадные трубы муфтовые

Безмуфтовые обсадные трубы (равнопроходных диаметров)

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

Соответствие групп прочности ГОСТ Р 53366, ИСО 11960, API 5 CT и ГОСТ 632 -80 ГОСТ Р 53366 Группа прочности Предел текучести, МПа мин. ИСО 11960, API 5 CT Предел прочности, Группа МПа прочности Предел текучести, МПа ГОСТ 632 Предел прочности, МПа Группа прочности Предел текучести, МПа Предел прочности, МПа макс. мин Н 40 J 55 276 379 552 552 414 517 - - K 55 379 552 655 Д 379 552 - 655 К 72 490 - 687 - - К 490 N 80 552 758 689 Е 552 M 65 448 586 - - L 80 552 655 - - C 90 621 724 689 - - R 95 655 862 758 R 95 655 758 724 Л 655 T 95 655 758 724 - - 758 862 - 965 687 689 758 - P 110 758 965 862 М 758 Q 125 862 1034 931 - - - 862 - Q 135 930 1137 1000 P 930 1137 1000

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

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

Шаблонирование обсадных труб (Drift)

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 TM 0177. 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 CО 2 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 CO 2 и H 2 S, трубы могут изготавливаться двух уровней стойкости: — для стандартных давлений, температур и наличия среды, содержащей CO 2; — для повышенных давлений, температур и наличия среды, содержащей CO 2, а также небольших количеств H 2 S. 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 ISO 10400. 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).

Выбор материала обсадных труб в условиях Н 2 S и СО 2

Выбор материала обсадных труб в условиях Н 2 S и СО 2

Выбор материала обсадных труб в условиях Н 2 S HS - High Collapse + Sour Service SS - Sour Service

Резьбовые соединения обсадных труб (ГОСТ 632 -80)

Высокогерметичные резьбовые соединения обсадных труб (ГОСТ 632 -80)

Уплотнительные поверхности резьбового соединения

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)

Рекомендуемое применение резьбовых соединений для обсадных колонн в скважинах Избыточное внутренне давление, МПа ≤ 45 >45 Конструкция резьбовых соединений Примечание Жидкая среда γ ≥ 0, 3 х104 Н/м 3 Допускается применение треугольной короткой и длинной резьбы. ОТТМ Баттресс ОТТГ ТМК-TTL-01 TMK CS Применимо для использования в среде TMK FMC H 2 S TMK GF TMK PF ОТТМ и Баттресс с тефлоновым кольцом ОТТГ ТМК-TTL-01 TMK CS Применимо для использования в среде TMK FMC H 2 S TMK GF TMK PF Газовая среда γ≤ 0, 3 х104 Н/м 3 ОТТГ ТМК-TTL-01 TMK CS TMK FMC Применимо для использования в среде TMK GF H 2 S TMK PF Примечания: - При интенсивности искривления скважин до 5 о/10 м для труб диаметром ≤ 168 мм и до 3 о/10 м для труб диаметром >168 мм расчет на прочность производят как для вертикальных скважин без учета изгиба. - При интенсивности искривления скважин от 3 о до 5 о/10 м для труб диаметром >168 мм допускаемая нагрузка на растяжение уменьшается на 10% за исключением резьбовых соединений TMK GF и TMK PF. - При интенсивности искривления 5 о/10 м рекомендуется применение резьбовых соединений TMK GF и TMK PF.

Выбор типа резьбовых соединений обсадных труб