Материал: Трубы нефтяного сортамента

рические параметры резьб труб и муфты, 'Рак и'их взаимное распо­

ложение после принудительного крепления должны соответство­

вать требованиям ГОСТ 632-80.

Кроме того, надежность резьбового соединения можно обеспе­

чигь лишь при надлежащей соосности резьб свинчиваемых кон­ цов - трубы и муфты. При свинчивании несоосных между собой

,резьбовых концов из-за перекоса их осей происходит неправильное сопряжение резьб, деформируются отдельные их витки, образу­

ются глубокие риски и другие повреждения, характерные для зае-

.дания резьбы. Ненормальное сопряжение резьб обнаруживается по недовинчиванию соединения и сильному нагреву муфты. Подобные соединения, оказавшись при натяжении колонны под нагрузкой,. разрушаются, и труба выходит из сопряжения с муфтой.

Однако даже выполненные в полном соответствии с требовани­ ями стандарта и грамотно свинченные резьбовые соединения могут быть разрушены, если к КОЛ,онне труб будут приложены растягива­

ющие нагрузки, превосходящие величины, на которые рассчитана

прочность труб и резьбовых соединений. ПРИJ10жение чрезмерных растягивающих нагрузок часто объясняется внезапным прихватом спускаемой колонны и стремлением бурильщика быстрее ее осво­ бодить.

Во избежание нарушений обсадных колонн по причине некаче­ ственности резьбовых соединений и дефектов металлургического происхождения, следует организовать на трубных подразделениях тщательную проверку соответствия качества труб и резьб требова­

ниям стандарта и подвергать их контрольной гидроопрессовке.

При свинчивании резьбовых соединений как на трубопрокатных заводах, так и на буров'ых необходимо соблюдать правильное по­ ложение торца муфты по отношению к последней нитке резьбы трубы при оптимальной ве~ичине крутящего момента.

С целью проверки и докрепления слабо свинченных заводских

соединений рекомендуется спускать обсадные трубы с применением

клиновых захватов, а не на двух элеваторах.

Нарушения -обсадных колонн, вызванные истиранием их стенок

бурильным инструментом

Нарушение промежуточных обсадных колонн из-за износа и

повреждений их внутренней поверхности происходит довольно час­

то. Возникновение этого вид~ нарушений связано с объемом рабо'.' трения, произведенных бурильной колонной и инструментом во вре­

мя спуско-подъемных операций и вращения, до момента спуска по­ следующей колонны. Этот вид нарушений колонн особенно харак­

терен для роторного способа бурения.

. Несмотря на важность вопроса, пока еще нет достоверной мето­

дики расчета и проектирования промежуточных колонн на износ

Износ промежуточной колонны интенсивно растет с увеличени­ ем глубины бурения, и избежать его полностью практически невоз-

301

можно. С целью уменьшения степени износа следует снабдить все бурильные трубы, работающие внутри промежуточной колонны,

протекторными кольцами.

При бурении глубоких скважин, особенно роторным способом, довольно часто протираются верхние обсадные трубы промежуточ­ ных колонн, а еще чаще - первая труба от устья. В случаях сниже­

ния уровня промывочной жидкости В верхней части колонны харак­

тер трения между бурильными замками и стенкой обсадных труб

меняется и вместо жидкостного трения появляется сухое, вызываю­

щее повышение температуры и интенсивный износ.

Причиной нарушения промежуточной колонны также может слу­

жить ее повреждение при транспортировке долота, которое при пе­

ремещении вниз может врезаться своими режущими элементами в

колонну, строгая ее по образующей. Степень опасности поврежде­

ния колонн долотами различных типов не одинакова, однако все

типы долот, применяющиеся в настоящее время в отечественной нефтяной промышленности, в той или иной степени повреждают обсадные колонны.

При нарушении соосности между вышкой и ротором или между

ротором и устьем скважины усилие, прижимающее бурильный ин­

струмент к обсадной колонне, значительно возрастает, что способ­

ствует более быстрому износу обсадных труб. Интенсивный износ двух верхних труб может быть вызван и применением при бурении искривленной ведущей трубы.

Протертая верхняя обсадная труба, находящаяся под превенто­ ром, может нарушить герметичность скважины. Для предупрежде­ ния износа верхних труб промежуточных колонн необходимо сле­

дить за систематическим заполнением скважины жидкостью, за со­

осностью ротора и скважины.

При бурении скважины роторным способом отмечаются также случаи отрыва от кондукторов или промежуточных колонн одной­ трех труб с башмачным патрубком. Такие аварии обычно связаны с недоведением колонн при спуске до забоя или до места перехода

на меньший диаметр, а также со смещением оси колонны по отно­ шению к нижней части скважины.

Цри наличии под башмаком колонны «кармана» большого диа­

метра и несоосности стволов при переходе с большого диаметра на

меньший создаются условия для искривления бурильной колонны,

увеличения усилия прижатия и возникновения ударов замков о

стенки скважины. В результате этого обсадные трубы нижней части

колонны в ряде случаев интенсивно протираются, от нее отрыва­

ются одна или несколько труб и перемещаются вниз до места пе­

рехода скважины на меньший диаметр. Оторвавшиеся от колонны трубы создают затруднения при работе, иногда даже возникает уг­

роза ликвидации скважины.

К:ак показывает практика проводки скважин, повреждению об­ садных промеЖУТОЧlIЫХ колонн предшествуют длительные работы

в колонне. К: ним относятся, помимо работ по бурению скважин,- ра­

боты по борьбе с осложнениями, по ликвидации сложных аварий

302

и забуриванию новых стволов. На интенсивность истирания труб влияют также резкие искривления скважины, разгрузка обсадной колонны на полный вес при оборудовании устья, вызывающая зна­ чительный изгиб нижней части колонны и др. Следовательно, для предохранения обсадных колонн от износа необходимо при бурении добиться по возможности наибольшей вертикальности ствола сква­

жины.

При бурении наклонно-направленных скважин с целью умень­

шения износа нижней части обсадной колонны набор кривизны сле­ дует начинать как можно дальше от башмака колонны, но не менее

чем на расстоянии 100 м. Переходить от вертикального ствола в

наклонный нужно весьма плавно, не допуская резких перегибов оси

ствола.

. Верхние две трубы обсадной колонны, особенно при роторном

бурении скважин, рекомендуется подбирать с наиболее толстой стенкой или использовать трубы большего диаметра. Для предохра­ нения верхних труб обсадной колонны от интенсивного истирания рекомендуется на нижний переводник ведущей трубы надевать

резиновое протекторное кольцо, предварительно проточив на пере­

воднике шейку под него.

Не следует допускать длительной работы утяжеленных буриль, ных труб непосредственно в обсадной колонне. При подъеме из скважины бурильной колонны следует немедленно заполнять сква­ жину жидкостью. При спуске обсадной колонны необходимо обя­ зательно доводить ее до забоя или до места перехода скважины на меньший диаметр.

В нижней части обсадной колонны на длине 50-100 м следует устанавливать наиболее толстостенные трубы.

Один из путей повышения надежности конструкции скважин­

применение сменных обсадных колонн, которое особенно эффектив­ но отражается при проводке сверхглубоких скважин. Оно позволит

увеличивать выходы из колонны, сохранять диаметр скважины по­

стоянными, заменять обсадные колонны при их коррозии, изнаши­ вании и поверждениях и будет способствовать успешной борьбе с авариями при бурении путем их частичного подъема. Преимущест­ вом применения сменных обсадных колонн также является возмож­

ность проворачивания их при одностороннем износе. При этом до­ стигается распределение износа по периметру сечения труб поворо­

том их через определенное время.

Прочие видbl нарушений с обсаДНblМИ

колоннами

В нефтепромысловой практике нередко встречаются случаи нз­

рушения целостности обсадных эксплуатационных колонн в зоне

фильтра в процессах освоения и эксплуатации скважины. В первом

случае эти нарушения являются следствием действия перфорации,

а во втором - разрушения пород призабойной зоны и образования

выработки вокруг нижней части колонны.

303

Поэтому выбор рациональной конструкции забоя и правильное заканчивание скважин - важнейшие мероприятия в обеспечении повышенной надежности обсадной эксплуатационной колонны.

В конструкции забоя скважины, особенно в месторождениях,

коллекторы которых представлены слабосцементированными песка­

ми и рыхлыми породами, необходимо предусматривать известные методы борьбы с пескопроявлением (гравийные фильтры, песочные якоря) .

rЛАВА 16

ОБСАДНЫЕ ТРУБЫ, ПРИМЕНЯЕМЫЕ ЗА 'РУБЕЖОМ

Зарубежные фирмы-изготовители предлагают потребителю боль­ шой выбор обсадных труб как по конструкции соединений, так и

по характеристикам материала для эксплуатации в различных ус­

ловиях, обусловленных агрессивностью сред, глубиной скважин, ве­

.'lичиноЙ давлений, температур и т. д.

"Трубы выпускаются в основном в соответствии со стандартами

АНИ, хотя большинство ведущих фирм значительно расширили

свой ассортимент, приме,няя более высокопрочные и более коррози­ онно-стойкие материалы, а также иные конструкции соединений,

придерживаясь при этом отдельных технических требований АНИ

по геометрическим размерам, видам контроля и методикам испы­

таний.

Стандартами АНИ предусмотрено изготовление обсадных труб

(: муфтовыми соединениями с короткой и длинной конической резь­

ООЙ треугольного профиля, с муфтовыми соединениями с упорной конической резьбой Батресс и с безмуфтовыми высокогерметичны­

ми соединениями Экстрем-ЛаЙн.

Технические требования на трубы в зависимости от свойств ма­

териала приведены в различных стандартах АНИ.

Стандарт 5А АНИ распространяется на трубы общего назначе­

ния наружным диаметром от 114,3 до 508 мм из стали групп проч­

,ности Н-40, J-55, К-55 и N-80* с минимальным пределом текучести

от 275 до 550 МПа.

В стандарте 5АХ АНИ предусмотрены трубы для глубоких сква­

жин наружным диаметром от 114,3 до 273 мм из высокопрочной стали Р-ll О с минимальным пределом текучести 760 МПа.

В стандарте 5АС приведены требования к трубам, предназна­

ченным для скважин с сернистой средой, групп прочности С-75,

L-80 и С-95 с минимальным пределом текучести от 515 до 655 МПа. Для этих труб разность между наибольшим и наименьшим значени­

ями предела текучести ограничена 103МПа. Трубы, изготовляемые

по стандартам 5А и 5АС, могут быть как бесшовными, так и элек­ тросварными прямошовными, а по стандарту 5АХ - только бес-

шовными. "

* Число, входящее ,в обозначение группы прочности, характеризует значение

наименьшего предела текучести, выраженного в тыс. фунтjДЮйМ2 (PSI).

304

З05