Содержание к диссертации
Введение
1. Факторы, определяющие долговечность эксплуатационной колонны при эксплуатации и ремонте скважин
1.1. Условия работы крепи скважин и показатели ее герметичности..
1.2. Роль ремонтно-изоляционных работ на поздней стадии разработки месторождений //
1.3. Причины нарушения герметичности крепи скважин при бурении,
эксплуатации и ремонте /3
1.3.1. Качество первичного крепления скважин і о
1.3.2. Методы вторичного вскрытия пластов /7
1.3.3. Коррозия труб и цементного камня //
1.3.4. Механическое воздействие на элементы крепи при спуско-подъемных операциях, бурении, эксплуатации и ремонте скважин
1.3.5. Плановый и фактический уровни нагрузки на элементы крепи
1.4. Современные методы контроля технического состояния крепи скважин Л9
1.5.Современные методы проведения ремонтно-изоляционных работ и восстановления герметичности крепи скважин S&
1.6. Статистический анализ факторов, влияющих на долговечность эксплуатационных колонн
1.7. Выводы по главе 1 5S
2. Исследование условий работы и изнашивания эксплуатаци0нной колонны при работе и ремонте скважин 40
2.1.Взаимодействие эксплуатационной колонны с насосно компрессорныйи трубами при работе скважины №
2.2. Взаимодействие эксплуатационной колонны с насосно компрессорными трубами, бурильными трубами, породоразрушающими и фрезерными ин ументамипри ремонте.скважин
2.2.1. Спуско-подъемные операции
2.2.2. Вращение насосно-компрессорных труб, бурильных труб, породоразрушающего инструмента, фрезерного инструмента, центраторов Я
2.3. Расчет прижимающих усилий при взаимодействии инструментов с эксплуатационной колонной Й
2.4: Схема взаимодействия, расчет площади контакта и удельных контактных нагрузок при взаимодействии эксплуатационной колонны с буровым инструментом 5S
2.4 1 Схема взаимодействия
2.4.2. Расчет удельных нагрузок М
2.5. Выводы по главе 2 67
3. Лабораторные экспериментальные исследования изнашивания эксплуатационных колонн
3.1. Цель экспериментальных исследований
3.2. Методика экспериментальных исследований
3.2.1. Схема взаимодействия пары трения
3.2.2. Материалы пары трения 69
Зг2.3. Энергетические параметры взаимодействия пары трения
3.2.4. Выбор экспериментальных установок и их характеристика W
3.2.5. Размеры образцов пары трения и их подготовка к выполнению " исследований -
3.2.6. Проведение экспериментальных исследований и обработка их результатов
3.3. Результаты экспериментальных лабораторных исследований IS
3.4. Выводы по главе 3 &
4. Разработка рекомендаций по повышению долговечности эксплуатационных колонн 92
4.1. Организационные рекомендации 92
4.2. Технологические рекомендации 93
4.3. Технические рекомендации
Выводы по главе 4
Общие выводы
Список литературы
- Механическое воздействие на элементы крепи при спуско-подъемных операциях, бурении, эксплуатации и ремонте скважин
- Взаимодействие эксплуатационной колонны с насосно компрессорными трубами, бурильными трубами, породоразрушающими и фрезерными ин ументамипри ремонте.скважин
- Схема взаимодействия пары трения
- Технические рекомендации
Механическое воздействие на элементы крепи при спуско-подъемных операциях, бурении, эксплуатации и ремонте скважин
Степень сложности, повреждения крепи скважин, приводящие к потере их герметичности, бывают самыми разнообразными. Одни из них сравнительно легко устранимы (щели, трещины, прострелы, негерметичные резьбы, локальная коррозия), другие требуют проведения сложных восстановительных работ (замены части колонны, спуска новой колонны меньшего диаметра, разбуривания другого ствола, ликвидации скважины как следствие смятия или слома колонны, ее обрыва с потерей ствола, интенсивной коррозии большой протяженности) /43,44/.
Изучению видов и причин нарушений обсадных колонн, попыток их классификации уделялось большое внимание многими авторами. Так, Л.Б. Измайлов в /44/ все основные факторы, определяющие потерю герметичности колонн, делит на четыре группы геологические, технико-технологические, физико-механические и субъективные. Причем основной группой факторов по степени воздействия автор считает геологические параметры.
Авторы работы /45/ из всего многообразия причин нарушения обсадных колонн выделяют следующие: 1. Спуск в скважину бракованных обсадных труб; 2. Нарушения технологии сборки колонны и крепления ее в скважине; 3. Несоответствие параметров обсадных труб физическим и геологическим условиям в обсаживаемом интервале; 4. Коррозийный и механический износ обсадных труб; 5. Нарушение правил строительства и эксплуатации скважин в процессе добычи и проведения ремонтно-изоляционных работ.
Крепь скважины в целом, и ее элементы в отдельности (обсадные трубы, цементное кольцо, иногда затрубные пакеры) должны проектироваться (рассчитываться) исходя из условий их работы (нагрузки) в течение длительного времени (периода строительства и эксгшуатации скважины).
Поскольку скважина - это долговременное сооружение, а прочностные (физико-механические) свойства труб и цементного камня, геометрические параметры (в первую очередь толщина стенок обсадных труб) во времени меняются, то проектирование элементов крепи на период работы скважины должно учитывать изменение состояния крепи и режима ее нагружений во времени.
В настоящее время фактор времени успешно учитывается в областях производства со сходными условиями загрузки несущих элементов технологического процесса, например, в трубопроводном транспорте, что позволяет планировать необходимую долговечность трубопровода, периодичность его ремонта или изменение режима эксплуатации по мере его старения (износа).
Так, например, при эксплуатации резервуаров и трубопроводов используются две стратегии технического обслуживания и ремонта (т.н. ТОР): «по состоянию» и «по наработке». Стратегия ТОР «по состоянию» более прогрессивна, но требует дополнительных затрат на аттестацию состояния трубопроводов и резервуаров. Поэтому в настоящее время фактическое состояние трубопровода предлагается прогнозировать, т.е. предсказывать техническое состояние, в котором окажется объект в некоторый будущий момент времени /36/. При этом определяется индивидуальный остаточный ресурс на основе всей предыстории жизни объекта,условий его эксплуатации, сроков и видов ремонта, стоимости работ и др.
Применительно к крепи скважин в настоящее время по существу ни одна из вышеупомянутых стратегий ТОР не реализуется, реализуется же фактически самая затратная и неоправданная стратегия «от аварии до аварии», от потери герметичности до потери герметичности, от безводной продукции до практически полного обводнения, и т.д.
По статистике, межремонтный период работы крепи непродолжителен. Велики потери средств, связанные с простоем скважин и "их ремонтом, особенно на месторождениях, находящихся на поздней стадии разработки. Например, порядка 25-30% газовых скважин, находящихся в эксплуатации (а по некоторым северным месторождениям до 50%) имеют межколонные газопроявления различной интенсивности /46/. В целом по нефтегазовой отрасли затраты на одну ремонтно-изоляционную работу составляют 15% сметной стоимости скважины, а продолжительность ремонта сравнима со временем ее строительства /47,48/.
Отсутствие рациональной стратегии ТОР исключает возможность планово-предупредительных ремонтов элементов крепи (издержки которых по всем показателям меньше, чем ремонт аварийной крепи), расчета их остаточного ресурса (по времени и возможным параметрам нагружения), и, соответственно, необходим ю корректировку режима (параметров) нагружения цементного кольца и обсадной колонны.
Факт отсутствия сколь-нибудь продуманной и научно-обоснованной стратегии технического обслуживания и ремонта крепи эксплуатационных скважин подтверждается и следующими соображениями: Во-первых, при проектировании крепи скважин не учитывается такой важнейший критерий, как ее необходимая долговечность. Во-вторых, методики проектирования крепи недостаточно совершенны, и ее элементы прекращают выполнять свои функции либо непрогнозируемо быстро, либо, наоборот, работают вопреки прогноза о исчерпании их ресурса. В-третьих, при проектных расчетах физико-механические свойства и геометрические размеры крепи во времени принимаются постоянными. В-четвертых, нормативы по давлению опрессовки колонн, другим технологическим операциям (гидроразрыв пласта (ГРП) и т.п.) руководящими документами зачастую указываются одинаковыми независимо от возраста (состояния) колонны. В результате герметичность колонны может быть нарушена неоправданно высокими (для данной скважины) рабочими или опрессовочными давлениями. Рассмотрим более детально основные причины потери крепью скважин своих функциональных свойств, в первую очередь герметичности. Качество первичного крепления скважин определяется рядом проектных, технологических и геолого-физических показателей при его проведении. Одной из основных причин, обуславливающей неудовлетворительное качество крепления, является несоответствие используемой технологии и применяемых тампонажных материалов технико-технологическим условиям крепления /49-53/.
С другой стороны, сами требования, предъявляемые к показателям работы и задачам, решаемым крепью скважин, являются далеко не совершенными, и их характер значительно меняется в течение отрезка времени, сопоставимого по продолжительности с периодом жизни скважины. Соответственно, те проектные решения, которые были заложены и воплощены в период (Жительства скважины, могут оказаться ошибочными и оказывать негативное влияние на успешность работы крепи уже через несколько лет после ввода скважины в эксплуатагхию.
Последствиями крепления скважин с недостаточно обоснованными интервалами цементирования колонн в настоящее время являются массовые нарушения герметичности крепи, наличие заколонных перетоков, возникновение грифонов вокруг устья скважин, попадание технических и пластовых жидкостей в водоносные горизонты, катастрофическая коррозия металла обсадных труб. Так, авторы /54/ отмечают, что часто повреждения обсадных колонн связаны с их продольным изгибом и усталостным характером повреждения на участках недоподъема цементного раствора и местах некачественного цементирования. В работе /55/ наряду с продольным изгибом от осевых нагрузок нарушение обсадных колонн на месторождениях Западной Сибири связывают с их шятием в результате набухания и течения увлажненных Кроме вышеперечисленных возможными причинами образования дефектов в цементном камне могут являться: неполное вытеснение промывочной жидкости (бурового раствора), особенно в случаях эксцентричного расположения обсадной колонны в наклонно-направленных скважинах; различная плотность порций цементного раствора, закачиваемого в скважину; повышенная водоотдача в пласты с высокой проницаемостью и усадка цемента; снижение гидростатического давлениявпроцессе формированияцементного камня и щжтока газа или жидкости го высоконапорных пластов в затрубное пространство; механическая и гидравлические нагрузки на обсадную колошгу при проведении перфорациооных работ ГРП и тп /56-зТПричем обычно Геет место мплексГе воздействие ряда перечисленных выше Ф оров
Взаимодействие эксплуатационной колонны с насосно компрессорными трубами, бурильными трубами, породоразрушающими и фрезерными ин ументамипри ремонте.скважин
При ремонте скважин зачастую необходимо применение породоразрушающего и фрезерного инструментов. Эти инструменты обычно спускаются на бурильных трубах (иногда на НКТ). Вращение инструментов может быть роторным, объемным двигателем или турбобуром. Иногда в компоновке колонны применяется центратор, как правило жесткий, плашечныи, с твердосплавной защитой плашек от износа по диаметру.
На сегодняшний день при ремонте скважин по существу применяются те же породоразрушающие и фрезерные инструменты, центраторы, что и при бурении скважин.
При бурении скважин эти инструменты по конструкции, свойствам материалов, режиму и технологии отработки должны обеспечить необходимую скорость, проходку, а также формирование ствола скважины заданной формы и диаметра.
Сказанное реализуется в том числе и за счет повышения твердости материалов рабочих и калибрующих поверхностей. В любом случае как для рабочей, так и для калибрующей поверхностей необходимо выполнить условие - твердость материала резцов должна быть больше твердости горной породы и составляющих ее минералов.
При ремонте скважин инструмент работает в сформированном стволе, стенки которого (эксплуатационная колонна) необходимо предохранить от износа. Следовательно, твердость калибрующих поверхностей инструментов не должна превышать твердость материала обсадной колонны, что требует создания специальных инструментов для ремонта скважин.
Нарушение этого условия способствует износу и потере герметичности колонны при проведении капитального ремонта скважин. Условия взаимодействия эксплуатационной колонны с инструментом при вращении: - удельная нагрузка Руд = ; (2.21) - СКороСТЬ ОТНОСИТеЛЬНОГО перемещения Vn = Vo= 7Q , м/с/ где (2.22) Vo - окружная скорость замка, муфты, центратора, породоразрушающего и фрезерного инструмента; D - наружный диаметр замка, муфты, центратора, породоразрушающего или фрезерного инструмента; п - частота вращения инструмента; (и = 60 и- 90 об/мин - ротор; п = 150 - 200 об/мин - объемный двигатель). Тогда Vn = Vo будет находиться в пределах 0,5 ч-1 м/с. - сила трения FTр= Р К р (2.23) - путь трения для рассматриваемого сечения эксплуатационной колонны за время Т будет равен 0 п
Названная задача сложна и рассмотрена в работах ряда авторов /118-121/. Наиболее просто прижимающее усилие рассчитывается для плоско-искривленного профиля с одним интервалом изменения зенитного угла как гравитационная составляющая элементов компоновки бурильной колонны (НКТ) /119/. Но это идеальный случай и не всегда соответствует реальным условиям, т.к. на практике часто имеют место неоднократные разнозначные изменения зенитного и азимутального углов положения ствола скважины.
Совместно с А.Ф. Латыповым и А.Я. Соловьевым разработаны усовершенствованная методика расчета прижимающих усилий на основе развития работы /121/, и соответствующий программный продукт, на который получено свидетельство об официальной регистрации программы для ЭВМ.
Проектный профиль всегда содержит лишь ограниченное число характерных участков: вертикального, набора зенитного угла, снижения зенитного угла и др., причем профиль проектируется почти исключительно плоскостного типа. Но фактический профиль получается намного сложней: часто с чередованием участков набора и снижения зенитного угла, причем искривление происходит не только зенитное, но и азимутальное. Оценка возможного характера распределения сил сопротивления только по данным зенитного угла искривления может привести к существенным ошибкам, особенно если азимутальное искривление разнозначно по профилю ствола скважины, т.е. характер сочетания зенитного и азимутального углов искривлений. Поэтому принципиально важным является то, что предложенная методика рассматривает взаимосочетание этих показателей через меру суммарного искривления. Для правильного расчета прижимающих усилий необходимо достаточно точное знание фактического профиля с учетом и плоскостного, и азимутального искривления. Поэтому будем считать, что фактический профиль известен.
Скважину любого сложного профиля можно представить как последовательное соединение элементарных участков: вертикальных, наклонных, набора или снижения зенитного угла, причем при рассмотрении любого из этих элементарных участков во внимание принимается и азимутальное искривление. Тогда, последовательно переходя от одного участка к другому (смежному), можно найти искомые усилия, причем движение следует начинать со свободного конца компоновки (бурильных труб, НКТ или насосных штанг).
Исходными условиями задачи является заданный набор значений oсі, фі, й i = 1, N, N 3. Здесь осц-зенитный угол, ,ft1азимут, 4 - длина i го участка соответственно. При этом длина ствола скважины (колонны бурильных труб) N L = Z 4 ; i = l Ро - нагрузка колонны бурильных труб на забое; \ц - коэффициент трения на участке i; mi - масса бурильных труб на участке i. В динамическом режиме колонна бурильных труб движется с постоянной скоростью V = const согласно профилю ствола скважины. Колонна бурильньгх труб представляется нежесткой, нерастяжимой конструкцией. Нумерация участков ведется от забоя скважины. Сопоставим си и Фі набор чисел Xi так, что ХІ = Xj.i + i-h где хо = 0, щ = otii фо = Фь Тогда oti и ф1 могут быть заданы в виде табличных функций от х, т.е. а (х) и ф (х). Значения функций а (х) и ф (х) при х} х хі +1 можно определить, использовав один из многочисленных существующих интерполянтов. Был использован следующий критерий; 1ф1+1- ф1 Афтах;ІОСі+і-а1 ACW Величины А фтах И А Ощах принимэлись равными 1. Если это условие не соблюдается, отрезок (хі+1 - хО разбивается на участки до выполнения ВВедеННОГО вЫШе критерия. Значения Щ (xj) и ctj (xj) вычисляются с использованием кусочно-кубической эрмитовой интерполяции /122/. В пределах участка Xj х Xj +1 a и ф принимаются постоянными. В итоге преобразований получаем К прямолинейных участков с ф] = const и otj = constt j = 1,К.
Введем следующие системы координат: (XYZ) - неподвижные общие («мировые») координаты; (X j Yj Zj) - система координат,привязанная к участку j = 1,К, причем ось Zj направлена вдоль рассматриваемого прямолинейного участка. Пусть система координат (Xj Yj Zj) образуется по следующим правилам: 1. Поворот вокруг оси Z на азимутальный угол фj; 2. Поворот вокруг оси X на зенитный угол otj.
Схема взаимодействия пары трения
Долговечность крепи скважин определяется долговечностью ее составляющих и их взаимовлиянием. Далее рассматриваются в основном вопросы долговечности эксплуатационной колонны, но в отдельных случаях во взаимосвязи с цементным кольцом и его контактными зонами с колонной и горной породой.
На основе проведенного анализа современного состояния круга проблем, связанных с работоспособностью крепи скважин, выполненных экспериментальных исследований и теоретических расчетов, сформулирован ряд рекомендаций по повышению долговечности крепи.
Рекомендации дополняют правила работы с фондом скважин при анализе его состояния с учетом механического взаимодействия элементов крепи скважин с насосно-компрессорными трубами, бурильными трубами, породоразрушающими и фрезерными инструментами при выполнении различных операций в скважинах в процессе их эксплуатации и ремонта. В них мы исходим из того, что механическое взаимодействие как самостоятельный и существенный фактор способствует сокращению долговечности элементов крепи наряду с другими известными факторами (например, коррозионным воздействием), а также зачастую усиливает их.
Настоящие рекомендации позволяют по совокупности факторов и эксплуатационных данных дать оценку остаточной прочности эксплуатационной колоны с учетом ранее выполненных видов и объемов работ в колонне; выделить потенциально опасные с точки зрения износа интервалы колонн; уменьшить величину и скорость износа колонн; более обоснованно решить вопросы о возможности и целесообразности перевода скважин по другому назначению.
По своей функциональной направленности их можно разделить на организационные, технические и технологические.
. Периодический контроль технического состояния крепи скважин известными методами /1,38-41/ и учет этой информации при решении технических и технологических вопросов жизни скважины.
При разработке проекта на строительство скважины в интервале набора зенитного угла предусматривать установку в составе эксплуатационной колонны обсадных труб с большей толщиной стенки или из стали более высокой ирочности, чем по результатам расчетов на прочность.
После проводки скважины и окончательных инклинометрических работ с учетом фактических значений зенитных и азимутальных углов производить расчет распределения прижимающих усилий и выделение потенциально опасных участков эксплуатационной колонны. При необходимости на этих участках могут быть установлены трубы с большей толщиной стенки или прочностью, чем предусмотрено проектом.
Изношенная, но не потерявшая герметичность эксплуатационная колонна после установки метАллического перекрывателя будет работать как многослойная оболочка повышенной прочности. Если металлический перекрыватель установлен после потери герметичности эксплуатационной колонны, то эффект многослойности исчезает, надежность ремонта существенно снижается. В связи со сказанным для повышения долговечности колонн организацию ремонта скважин необходимо осуществлять не по принципу «от аварии до аварии», а по принципу упреждающнх ремонтов.
Назначение скважин на ремонт (упреждающий ремонт) необходимо осуществлять с учетом их технического состояния и степени влияния на последствия деформации сетки разработки месторождения, снижения коэффициента нефтеотдачи. величине прижимающих усилий) близки к таковым и применительно к работе и изнашиванию НКТ и насосных штанг, что необходимо учитывать при обосновании мероприятий но повышению их долговечности.
Износ пар трения зависит от соотношения твердостей их поверхностных слоев. Поэтому для уменьшения износа эксплуатационной колонны на стадии проектировання скважины предусматривать, чтобы твердость (группа прочности) труб колонны была не меньше твердости материала НКТ, бурильных труб и другого инструмента, спускаемого в скважину. В этом отношении большего внимания, на наш взгляд, заслуживают легкосплавные бурильные трубы дляКРС.
Оценка величины износа эксплуатационной колонны но установленному в лабораторных исследованиях взаимоотношению износа с работой сил трения (СПО, вращение). Методология такой оценки изложена выше, а зависимости износа (с) от работы трения (Атр) приведены в табл. 4.1 и рис. 4.1; 4.2; 4.3.
Оценка остаточной (текущей) прочности эксплуатационной колонны на избыточное внутреннее и наружное давления с учетом результатов инструментальных и аналитическігх нсследований технического состояния колонны. Методы инструментальных исследований известны /1,38-41/. Но они связаны с существенными затратами времени и средств. Поэтому
Технические рекомендации
Износ эксплуатационных колонн сопровождается чаще всего неравномерным односторонним желобообрвным уменьшением толщины стенки обсадных труб. В отдельных случаях износ может быть равномерным по окружности или с образованием нескольких желобообразных выработок /73/. При равномерном износе по толщине стенок труб оценка остаточной прочности не вызывает проблемы. Она может быть осуществлена по известной общепринятой методике расчета на прочность новых обсадных колонн/133/ О какой-либо общепринятой методике расчета остаточной прочности неравномерно (желобообразно) изношшной обсадной колонны нам неизвестно.
Ниже приведены рекомендуемые методики расчета неравномерно изношенных труб на прочность. Остаточная прочность на смятие неравномерно изношеных труб Основополагающее решение задачи о прочности обсадных труб на смятие получено Г.М. Саркисовым /58/. Анализ структуры формулы Г.М. Саркисова показывает, что для неравномерно изношенной обсадной трубы существенно (по сравнению с новой трубой) изменяется показатель ее разностенности. Таким образом, остаточную прочность желобообразно изношенной обсадной трубы на смятие можно оценить по формуле Г.М. Саркисова, в которой глубина желоба (глубина износа труб) учитывается через показатель разностенности труб.
Л.Б. Измайлов в работе /58/ приводит уточненное решение задачи Г.М. Саркисова, в которой учитывается влияние на остаточную прочность не только изменения толщины стенки трубы, но и ее овальности. В последующем Л.Б. Измайловым /58/ были выполнены экспериментальные лабораторные исследования по смятию «изношенных» труб.
На рис. 4.4 приведены результаты расчетов по влиянию величины износа труб на прочность на смятие (на примере обсадных труб диаметром 146 мм с толщиной стенки 8 мм из стали группы прочности D) по формулам Г.М. Саркисова и уточненной формуле Л.Б. Измайлова. На этот же график нанесена зависимость прочности новых труб на смятие от толщины стенки (по Г.М. Саркисову). Из рис. 4.4 и его сопоставления с экспериментальными данными Л.Б. Измайлова следует, что:
Локальное уменьшение толщины стенки труб при износе значительно больше снижает их прочность на смятие, чем такое же уменьшение толщины стенки новых труб. Остаточная прочность неравномерно изношенных обсадных труб на разрыв (избыточное внутреннее давление)
Решение подобной задачи применительно к обсадным трубам нам не известно. Ниже рассмотрено решение названной задачи, которое базируется на работах /134,135/. Работа выполнена совместно с СМ. Султанмагомедовым.
Рассмотрим равновесие элемента (рис.4.5.а) трубы с толщиной стенки t, полученного продольным сечением, проходящим через дно желоба с ТОЛЩИНОЙ СТЄШІ 1к иось трубы и двумя поперечными сечениями, проходящими на единичной длине друг от друга.
Для оценки остаточной прочности обсадной колонны, подверженной желобообразному изнашиванию, выполнено сравнение напряжений в области желоба 8 и целой части стенки трубы, примыкающей к желобу 6\
Приняты следующие допущения: -под действием внутреннего давления стенка трубы получает малые деформации; - желоб имеет такую ширину, что расстояние между продольными сечениями трубы с толщинами стенок t и tK относительно малое; - в продольном сечении стенок желоба нет изгибающих моментов; - в области желоба и на его границах нет концентрации напряжений; - напряжения в продольных и поперечных сечениях стенки трубы распределены равномерно; - нет скачкообразного изменения толщины стенки; - материал трубы работает в пределах справедливости закона Гука. Запишем уравнение равновесия Изложенный вывод можно применить только при принятых выше допущениях. Рассмотрим теперь случай, когда поперечные размеры желоба малы, а толщина стенки в области желоба меняется не плавно, т.е. возникают изгибающие моменты на границах канавки. Эти обстоятельства являются наиболее опасными для колонны, подверженного желобообразному износу.
Для упрощения выводов примем ширину желоба такой, что ее можно рассматривать как прямолинейную (рис. 4.5. б).
Решение этого уравнения дает такие значения, при которых напряжения в желобе и целой части стенки трубы одинаковые, т.е. щ = 1 и К2 =0,335. Прик О, 335 опасным является продольное сечение желоба, а при 0,335 к 1 наибольшие напряжения будут в сечении, примыкающем к желобу.
Таким образом, определяя остаточную прочность обсадной колонны, подверженной желобообразному изнашиванию, необходимо вычислить о\к от действия внутреннего давления и, если 0,335 к 1, найти опасное напряжение 6\ по (4.9). Например, при к = 0,6; 5t = 1,35 5 tK На рис. 4.6, 4.7 приведены зависимости относительных напряжений Нг ), предельного внутреннего избыточного давления OtK (Рвн пред )\от величины желобообразного износа на примере колонны диаметром 146 мм с исходной толщиной стенки труб 8 мм из стали группы прочности D. Для сравнения на рис. 4.7. приведено изменение предельного внутреннего давления при равномерном уменьшении толщины стенки трубы, из которого следует, что увеличение глубины локальной желобообразной выработки в теле обсадной трубы снижает ее прочность значительно больше, чем такое же уменьшение исходной толщины стенки новой трубы.
По полученным зависимостям можно определить толщину стенки трубы без разрушения tэ, эквивалентную по несущей способности трубе такого же диаметра, но с желобообразньш износом (t к) и другой (большей) толщиной стенки t.
Например, имеется эксплуатационная колонна с исходной толщиной стенки t = 10 мм (рис. 4.8.). На время определения остаточного ресурса обнаружилось желобообразное изнашивание с толщиной стенки желоба t к = 8 мм. Несущая способность такой эксплуатационной колонны на действие внутреннего давления будет эквивалентна колонне такого же диаметра без желоба с толщиной стенки t3= 6,2 мм.
