Бурение грунтовых зондов, установка энергетических колодцев

Анализ материалов по межколонным проявлениям показы­вает, что при существующем в большинстве районов методе об­вязки устья скважин, требующем полной разгрузки колонн после цементировки, создаются условия для нарушения герме­тичности резьбовых соединений. При разгрузке колонн напря­жения в резьбовых соединениях от совместного действия уси­лий сжатия и изгиба могут превышать допустимую величину. Следует также отметить, что в процессе выявления мест про­пусков газа и нефти в межколонное пространство оказалось, что они в основном приурочены к верхнему участку ствола, где нет цемента, а ствол имеет каверны.

В свете указанных фактов известный интерес представляет определение предельной длины разгружаемой части колонны, критического значения стрелы прогиба колонны и предельного диаметра каверн, а также сравнение расчетных величин с фак­тическими их значениями по некоторым скважинам с межколон — ньими проявлениями и грифонами. Разгружаемая часть колонны при постоянном диаметре ствола скважины будет иметь макси­мальные напряжения на границе цемента в кольцевом про­странстве. Величину этого напряжения в колонне от совместного действия изгибающих и сжимающих усилий можно определить по формуле

_ Р 4- М <*рез ~1р "т" I

где «Грез — суммарное напряжение сжатия и изгиба; М — макси-

п 2^ J — Р

мальный изгибающий момент, равный —^—; W—момент сопротивления при изгибе.

Подставляя в формулу значение изгибающего момента, бу­дем иметь

_ Р, я2£//

<*рез — р + /2Ц7 >

где Р—усилие сжатия в кЕ; F — поперечное сечение тела трубы в cat2; Е — модуль упругости, равный 2 • 106 кГ/см2;

I— экваториальный момент инерции сечения трубы в cat4; /—стрела прогиба в cat; I—длина полуволны изогнутой части труб в cat.

Значения длин полуволн для 63/8" обсадных труб с толщи­ной стенки 10 мм в зависимости от сжимающей нагрузки [11] приводятся в табл. 25.

‘ Таблица 25

Используя последнюю формулу и заменяя в ней <7рез преде­лом текучести материала для труб марки Д — 3800 кГ/см2, оп­ределим критические значения свободной длины 65/8" колонн

для некоторых скважин, имевших межколонное проявление и грифоны. Для сравнительного расчета подобраны такие сква­жины, в которых верхняя часть колонн имела значительную длину над цементным кольцом, а ствол скважины в этой зоне имел каверны, как показано на рис. 39.

Из приведенных в табл. 26 расчетных и фактических данных следует, что в ряде скважин (63, 221 Но, во-Дмитриевские) с межколонными проявлениями и грифонами герметичность ко­лонн могла быть нарушена в результате их полной разгрузки в процессе установки на устье колонной головки. Пользуясь данными табл. 26, определим по критическому значению стрелы прогиба предельный диаметр каверны в стволе для каждой скважины, при котором может наступить нарушение резьбового соединения обсадной колонны. Как известно, стрела прогиба равна

{ D—dn

J 2 ’

где/ — критическое значение стрелы прогиба в см; D — диа­метр каверны в см; dn — наружный диаметр колонны в см.

Данные расчета приведены в табл. 27.

Как видно из таблицы, при наличии каверн диаметром до 70—90 см в скв. 23, 11, 35 также могли нарушаться муфтовые соединения, как это по расчету было получено для скв. 63 и 221 (табл. 26). .

Практически в первоначальный период эксплуатации сква­жин наблюдаются межколонные проявления различной интен­сивности. Это, по-видимому, можно объяснить колебаниями напряжений в процессе разгрузки колонн в различных пределах. Таким образам, разгружать колонны после цементировки опасно, и от этого метода необходимо отказаться, использовав вместо этого головки с клиновым захватом. Нарушение муфто­вых соединений может быть вызвано и изменением температур­ного режима колонны.

В процессе эксплуатации флюид, имеющий высокую темпера­туру, прогревает колонну обсадных труб и повышает ее темпе­ратуру против установившейся по геотермическому градиенту. При нагнетании в скважину воды с низкой температурой, осо­бенно в зимний период, охлаждается колонна обсадных труб.

Изменение температуры колонны приводит к возникновению дополнительных температурных деформаций, величина которых зависит от способа закрепления обсадных труб на устье сква­жины, характера изменения температуры колонны и длины обсад­ных труб, не закрепленных цементом. Проявление температур­ных деформаций обсадных колонн наблюдали при проходке скважин на Кубани. Так, например, при освоении скв. 360 Ка­лужская после 2,5 суток работы газом связанные между собой колонной головкой 85/8" и 53/4" обсадные трубы удлинились ‘бо­лее чем на 30 см. После того как ;в скважину закачали холод­ный глинистый раствор, обсадные трубы вновь приняли исход­ное положение. Во время фонтанирования скв. 6 Марьинская го­рячей водой наблюдали удлинение 85/8" колонны обсадных труб более чем на 50 см. При этом превентер уперся в подроторные балки, а трубы обвязки превентера значительно деформирова­лись.

Указанные факты свидетельствуют о том, что нужно спе­циально заниматься вопросом рациональной высоты подъема цементного раствора за колоннами, определением способа за­крепления колонн на устье скважины и — величины необходимой натяжки эксплуатационной колонны перед установкой колонной головки с тем, чтобы температурные напряжения были в преде­лах допустимых величин.

Комментарии запрещены.