Обсадные колонны: назначение, типы, свойства и стандарты

Кратко о главном

Колонны называют по назначению: направление (conductor) удерживает рыхлые породы у устья, кондуктор (surface casing) перекрывает пресные воды и несёт противовыбросовое оборудование, промежуточные (intermediate) изолируют осложнённые интервалы, эксплуатационная (production casing) служит каналом для добычи. Хвостовик (liner) подвешивают в предыдущей колонне.
Трубу описывают наружным диаметром, толщиной стенки (в англоязычных каталогах — погонной массой в lb/ft), группой прочности и типом соединения, например 177,8 × 10,36 мм, N-80, трапецеидальная резьба.
Внутренний диаметр равен $D - 2t$ ; пройдёт ли долото или другой инструмент, проверяют по диаметру шаблона (drift), который немного меньше внутреннего.
Группа прочности задаёт прежде всего минимальный предел текучести стали: у N-80 — 80 000 psi (552 МПа). Для сред с сероводородом выбирают стали с ограниченной твёрдостью.
Паспортные характеристики трубы: внутреннее давление текучести (растёт пропорционально $t/D$ ), сминающее давление (резко падает с ростом $D/t$ ), прочность тела трубы и соединения на растяжение. Растяжение снижает сопротивление смятию.
Глубины спуска колонн выбирают снизу вверх по поровому давлению и давлению гидроразрыва, размеры — от диаметра, нужного внизу скважины.

Ключевые соотношения

d = D - 2t

внутренний диаметр по наружному диаметру и толщине стенки

m = 0{,}02466\,(D - t)\,t

масса метра гладкой трубы, кг/м ( $D$ и $t$ в мм)

p_{\text{вт}} = 0{,}875\,\dfrac{2\,Y_p\,t}{D}

внутреннее давление текучести (разрыв) по формуле Барлоу

F_y = Y_p\,\dfrac{\pi}{4}\left(D^2 - d^2\right)

растягивающая нагрузка, при которой тело трубы достигает предела текучести

Где чаще всего ошибаются

Путать номинальный наружный диаметр с внутренним: внутренний диаметр колонны 177,8 мм в зависимости от толщины стенки составляет примерно от 150 до 164 мм.
Проверять проход долота по внутреннему диаметру, а не по диаметру шаблона.
Считать, что труба одинаково прочна на внутреннее и на наружное давление.
Считать соединение таким же прочным и герметичным, как тело трубы.
Путать английское conductor (направление) с русским «кондуктор» (surface casing).

После урока вы сможете

объяснить, зачем скважину крепят обсадными колоннами, и назвать назначение направления, кондуктора, промежуточной и эксплуатационной колонн и хвостовика;
описать элементы обсадной колонны — от башмака до колонной головки — и их роль при спуске и цементировании;
по размерам трубы найти внутренний диаметр, диаметр шаблона, массу метра и ёмкость и проверить, пройдёт ли долото;
объяснить смысл группы прочности стали и паспортных характеристик трубы — внутреннего давления текучести, сминающего давления и прочности на растяжение — и от чего они зависят;
назвать основные типы резьбовых соединений и стандарты на обсадные трубы и объяснить, как давления в разрезе определяют глубины спуска колонн.

Зачем скважину крепят колоннами

Скважину бурят интервалами, и каждый пройденный интервал закрепляют обсадной колонной с цементом, прежде чем бурить глубже (как строят скважину). Колонна решает сразу несколько задач:

у поверхности — перекрывает пресные подземные воды и служит основанием для колонной головки и противовыбросового оборудования;
вместе с цементом образует второй барьер скважины: без колонны скважину нельзя закрыть при проявлении (Контроль скважины: первичный барьер и признаки проявления);
разделяет интервалы с разным давлением: пласты, которым нужен тяжёлый раствор, и пласты, которые такой раствор разорвёт, не должны оказаться в одном открытом стволе;
отсекает осложнённые породы: осыпающиеся и размываемые, текучие соли, зоны поглощений;
служит каналом для добычи или закачки и разобщает продуктивные пласты на всю жизнь скважины.

Трубы для колонн — одна из крупнейших статей затрат на скважину, а исправить неудачную колонну трудно, иногда невозможно. Поэтому число колонн стараются свести к необходимому, но в разведочных скважинах, где разрез известен плохо, закладывают резерв — возможность спустить ещё одну колонну или хвостовик, если давления окажутся выше ожидаемых.

Колонны по назначению

Колонны классифицируют по назначению, а не по диаметру: одна и та же труба 244,5 мм в одной скважине — промежуточная колонна, в другой — эксплуатационная.

Обсадные колонны в порядке спуска

Колонна: Направление (conductor)
Назначение: удерживает рыхлые приповерхностные породы, отводит раствор в жёлоб
Где заканчивается: десятки метров; часто забивают в грунт, цементируют до устья

Колонна: Кондуктор (surface casing)
Назначение: перекрывает пресные воды и неустойчивые верхние породы, несёт колонную головку, противовыбросовое оборудование и следующие колонны
Где заканчивается: сотни метров, в породах, которые выдержат давление при закрытии скважины; цементируют до устья

Колонна: Промежуточная, или техническая (intermediate)
Назначение: изолирует осложнённые интервалы: неустойчивые глины, соли, поглощения, зоны аномально высокого пластового давления (АВПД)
Где заканчивается: по давлениям и осложнениям; таких колонн может быть несколько или ни одной

Колонна: Эксплуатационная (production casing)
Назначение: канал для добычи или закачки, разобщение пластов
Где заканчивается: в кровле продуктивного пласта или ниже его подошвы

Колонна	Назначение	Где заканчивается
Направление (conductor)	удерживает рыхлые приповерхностные породы, отводит раствор в жёлоб	десятки метров; часто забивают в грунт, цементируют до устья
Кондуктор (surface casing)	перекрывает пресные воды и неустойчивые верхние породы, несёт колонную головку, противовыбросовое оборудование и следующие колонны	сотни метров, в породах, которые выдержат давление при закрытии скважины; цементируют до устья
Промежуточная, или техническая (intermediate)	изолирует осложнённые интервалы: неустойчивые глины, соли, поглощения, зоны аномально высокого пластового давления (АВПД)	по давлениям и осложнениям; таких колонн может быть несколько или ни одной
Эксплуатационная (production casing)	канал для добычи или закачки, разобщение пластов	в кровле продуктивного пласта или ниже его подошвы

Английскому conductor соответствует направление, а русскому «кондуктору» — surface casing; эта пара — частый источник путаницы в англоязычных программах бурения.

Кондуктор — первая колонна, на которой скважину можно закрыть превентором. Поэтому его башмак ставят в породы, которые выдержат давление закрытой скважины при проявлении во время бурения следующего интервала. Иначе пласт под неглубоким башмаком разорвётся, и флюид может выйти на поверхность по трещинам вокруг колонны — с образованием грифона у устья.

Хвостовик (liner) не доходит до устья: его верх подвешивают внутри предыдущей колонны на подвеске хвостовика (liner hanger) — клиньях, которые распираются о стенку колонны. Перекрытие с предыдущей колонной обычно составляет десятки метров, а верх хвостовика герметизируют пакером и цементом. Над хвостовиком остаётся широкая предыдущая колонна, в которой проще разместить лифтовые трубы и насос. Кроме того, хвостовик короче полной колонны, спускается на бурильных трубах, а при цементировании его можно вращать и расхаживать, что улучшает вытеснение раствора цементом. Слабые места — герметичность перекрытия и то, что верхняя колонна должна выдерживать эксплуатационные давления; при необходимости хвостовик наращивают до устья колонной-надставкой (tie-back).

технический хвостовик (drilling liner) перекрывает осложнённый интервал, чтобы бурить дальше;
эксплуатационный хвостовик (production liner) спускают в продуктивный пласт;
ремонтная вставка (stub liner, patch) перекрывает повреждённый или изношенный участок колонны.

Где ставить башмак каждой колонны, решают по поровому давлению и давлению гидроразрыва в эквивалентных плотностях, снизу вверх (выбор глубин башмаков), и по осложнениям: неустойчивым глинам, солям, зонам поглощений, пресным водам. Размеры тоже выбирают снизу вверх: от диаметра, нужного внизу для заканчивания или исследований, к колоннам выше (как давления определяют конструкцию). Долото для следующего интервала должно пройти внутри колонны, а сама колонна — в стволе с зазором для цемента.

Типичные сочетания колонн и долот (дюймовый ряд)

Колонна: 508 мм (20″)
Ствол под колонну: 660,4 мм (26″)
Долото внутри колонны: 444,5 мм (17½″)

Колонна: 339,7 мм (13⅜″)
Ствол под колонну: 444,5 мм (17½″)
Долото внутри колонны: 311,1 мм (12¼″)

Колонна: 244,5 мм (9⅝″)
Ствол под колонну: 311,1 мм (12¼″)
Долото внутри колонны: 215,9 мм (8½″)

Колонна: 177,8 мм (7″)
Ствол под колонну: 215,9 мм (8½″)
Долото внутри колонны: 152,4 мм (6″)

Колонна	Ствол под колонну	Долото внутри колонны
508 мм (20″)	660,4 мм (26″)	444,5 мм (17½″)
339,7 мм (13⅜″)	444,5 мм (17½″)	311,1 мм (12¼″)
244,5 мм (9⅝″)	311,1 мм (12¼″)	215,9 мм (8½″)
177,8 мм (7″)	215,9 мм (8½″)	152,4 мм (6″)

Сочетания типичные, но не единственные: проход долота зависит от толщины стенки (см. раздел о шаблоне). На постсоветском пространстве распространён и другой ряд — колонны 426, 324, 245 и 168 мм (пример конструкции).

Из чего состоит колонна

Колонну свинчивают из отдельных труб длиной около 10–12 м. У большинства обсадных труб на обоих концах нарезана наружная резьба, и трубы соединяют муфтами (couplings); одну муфту навинчивают на трубу ещё на заводе. Длины труб стандартизованы диапазонами.

Диапазоны длин обсадных труб

Диапазон (range): 1
Длина, м: 4,88–7,62
Длина, футы: 16–25

Диапазон (range): 2
Длина, м: 7,62–10,36
Длина, футы: 25–34

Диапазон (range): 3
Длина, м: 10,36–14,63
Длина, футы: 34–48

Диапазон (range)	Длина, м	Длина, футы
1	4,88–7,62	16–25
2	7,62–10,36	25–34
3	10,36–14,63	34–48

По стандарту API 5CT (ISO 11960). Каждую трубу на буровой измеряют и заносят в меру колонны: длину считают без той части резьбы, которая уйдёт в муфту. Для подгонки длины колонны используют короткие патрубки (pup joints).

К колонне добавляют элементы, без которых её нельзя спустить и зацементировать. Снизу вверх:

Башмак (casing shoe, guide shoe): короткий толстостенный патрубок с закруглённой разбуриваемой насадкой на нижнем конце колонны: направляет её мимо уступов ствола; часто со встроенным обратным клапаном.
Башмачный патрубок (shoe track): одна-три трубы между башмаком и обратным клапаном. В них остаётся цемент, загрязнённый раствором при продавке, — так у башмака оказывается чистый цемент.
Обратный клапан и упорное кольцо (float collar): клапан не даёт тяжёлому тампонажному раствору вернуться из затрубья в колонну; на кольцо садится продавочная пробка, и рост давления в этот момент («стоп») показывает, что продавка окончена.
Центраторы (centralizers): пружинные или жёсткие фонари на теле трубы: держат колонну в середине ствола, чтобы цемент окружил её со всех сторон; скребки (scratchers) снимают со стенки фильтрационную корку.
Муфта ступенчатого цементирования (stage collar): ставится, если колонну цементируют в две ступени и более (Первичное цементирование).
Подвеска колонны и колонная головка (casing hanger, wellhead): вверху колонну подвешивают в колонной головке на клиньях или на муфтовой (резьбовой) подвеске; головка герметизирует межколонное пространство (Устьевое оборудование и спуск обсадных колонн).

СхемаЭлементы обсадной колонны и хвостовика: вверху колонна подвешена в колонной головке; хвостовик подвешен в ней выше её башмака с перекрытием; на хвостовике — муфты и центраторы, внизу — обратный клапан с упорным кольцом, башмачный патрубок и башмак. Цемент заполняет затрубье хвостовика, перекрытие и нижнюю часть затрубья колонны. Схема не в масштабе.

Размер, толщина стенки и шаблон

Номинальный размер обсадной трубы — её наружный диаметр (outside diameter, OD): от 114,3 мм (4½″) до 508 мм (20″) по основному стандарту; трубы направления бывают и больше — 762 мм (30″) и 914 мм (36″). Трубы меньшего диаметра, чем 114,3 мм, относятся к насосно-компрессорным (НКТ).

Для каждого диаметра выпускают трубы с разной толщиной стенки. В метрических каталогах её указывают прямо (177,8 × 10,36 мм), в англоязычных — через погонную массу, вес фута трубы с муфтами в фунтах (7″, 29 lb/ft). Толще стенка — прочнее труба, тяжелее колонна и меньше внутренний диаметр.

Внутренний диаметр и масса метра обсадной трубы

d = D - 2t, \qquad m = \rho_{\text{ст}}\,\pi\,(D - t)\,t

где:

$d$ внутренний диаметр (номинальный), м
$D$ наружный диаметр, м
$t$ толщина стенки (номинальная), м
$m$ масса метра гладкой трубы, без муфт, кг/м
$\rho_{\text{ст}}$ плотность стали, около 7850 кг/м³, кг/м³

Единицы: СИ

Справедливо, если

площадь сечения стенки $\frac{\pi}{4}(D^2 - d^2)$ равна $\pi(D - t)t$ ;
масса гладкой трубы; погонная масса по каталогу немного больше — в неё входят муфты или высаженные концы;
номинальные размеры; фактические отличаются в пределах допусков стандарта.

Внутренний диаметр нужен для расчёта объёмов (ёмкость колонны — площадь внутреннего сечения) и прохода инструмента, масса — для веса колонны и нагрузки на талевую систему.

В других системах единиц (2)

Метрические единицы

m\,[\text{кг/м}] = 0{,}02466\,(D - t)\,t\;[\text{мм}]

$D$ и $t$ — мм.

$0{,}02466 = 7850\cdot\pi\cdot 10^{-6}$ (плотность стали, перевод мм² в м²).

Промысловые единицы (oilfield)

m\,[\text{lb/ft}] = 10{,}69\,(D - t)\,t\;[\text{in}]

$D$ и $t$ — дюймы; 1 lb/ft = 1,488 кг/м.

$10{,}69 = 490\cdot\pi/144$ : плотность стали 490 lb/ft³, 144 квадратных дюйма в квадратном футе.

Внутренний диаметр каждой трубы колеблется в пределах допусков, поэтому, чтобы гарантировать проход инструмента, трубы проверяют шаблоном (drift mandrel) — цилиндром заданного диаметра и длины, который протаскивают через всю трубу. Диаметр шаблона (drift diameter) — гарантированный проход: долото, пакер или другой инструмент должны быть меньше него.

Стандартный шаблон для обсадных труб

Наружный диаметр колонны: меньше 244,5 мм (9⅝″)
Диаметр шаблона: $d$ − 3,18 мм (⅛″)
Длина шаблона: 152 мм (6″)

Наружный диаметр колонны: от 244,5 до 339,7 мм
Диаметр шаблона: $d$ − 3,97 мм (5/32″)
Длина шаблона: 305 мм (12″)

Наружный диаметр колонны: больше 339,7 мм (13⅜″)
Диаметр шаблона: $d$ − 4,76 мм (3/16″)
Длина шаблона: 305 мм (12″)

Наружный диаметр колонны	Диаметр шаблона	Длина шаблона
меньше 244,5 мм (9⅝″)	$d$ − 3,18 мм (⅛″)	152 мм (6″)
от 244,5 до 339,7 мм	$d$ − 3,97 мм (5/32″)	305 мм (12″)
больше 339,7 мм (13⅜″)	$d$ − 4,76 мм (3/16″)	305 мм (12″)

По стандарту API 5CT (ISO 11960); $d$ — номинальный внутренний диаметр. Для некоторых труб изготовители предлагают увеличенный шаблон (alternative drift), чтобы пропустить долото стандартного размера.

Расчётный примерКакое долото пройдёт в эксплуатационную колонну

Исходные данные (условные)

Колонна: 177,8 мм (7″); трубы со стенкой 9,19, 10,36 и 11,51 мм
Долота для бурения ниже колонны: 155,6 мм (6⅛″) и 152,4 мм (6″)

Решение

Стенка 9,19 мм: $d = 177{,}8 - 2\cdot 9{,}19 = 159{,}42$ мм, шаблон $159{,}42 - 3{,}18 = 156{,}24$ мм; масса метра $0{,}02466\cdot(177{,}8 - 9{,}19)\cdot 9{,}19 = 38{,}2$ кг/м; ёмкость $\frac{\pi}{4}\cdot 159{,}42^2\cdot 10^{-3} = 19{,}96$ л/м.
Стенка 10,36 мм: $d = 157{,}08$ мм, шаблон 153,90 мм, масса 42,8 кг/м, ёмкость 19,38 л/м.
Стенка 11,51 мм: $d = 154{,}78$ мм, шаблон 151,60 мм, масса 47,2 кг/м, ёмкость 18,82 л/м.
Долото 155,6 мм проходит только шаблон 156,24 мм, с запасом 0,6 мм; долото 152,4 мм проходит шаблоны 156,24 и 153,90 мм (запас 1,5 мм), но не 151,60 мм.

Ответ: Долото 155,6 мм проходит только в трубы со стенкой 9,19 мм, долото 152,4 мм — в трубы со стенкой 9,19 и 10,36 мм; в трубы со стенкой 11,51 мм не проходит ни одно из них.

Что это значит. Утолщение стенки на 2,3 мм делает трубу заметно прочнее и на 9,0 кг/м тяжелее, но «съедает» проход, и программа бурения ниже колонны должна это учитывать. Если в колонне нужны трубы с разной стенкой, проход определяет самая толстостенная. Номинальные размеры — по стандартному ряду; остальное условно.

Сталь: группы прочности

Прочность трубы задаёт сталь. Стандарт объединяет стали в группы прочности (grades): буква условно обозначает группу, число — минимальный предел текучести в тысячах psi (ksi). У N-80 он не меньше 80 000 psi (552 МПа), у P-110 — 110 000 psi (758 МПа). Для ряда групп задан и максимальный предел текучести, а для сталей, предназначенных для сред с сероводородом, — ещё и предельная твёрдость.

Основные группы прочности обсадных труб

Группа: J-55, K-55
Предел текучести, МПа: 379–552
Временное сопротивление, МПа, не менее: 517 (J-55), 655 (K-55)
Особенности: направления, кондукторы, неглубокие скважины

Группа: N-80
Предел текучести, МПа: 552–758
Временное сопротивление, МПа, не менее: 689
Особенности: распространённая группа для колонн средних глубин

Группа: L-80
Предел текучести, МПа: 552–655
Временное сопротивление, МПа, не менее: 655
Особенности: ограниченная твёрдость: пригодна для сред с сероводородом

Группа: C-90, T-95
Предел текучести, МПа: 621–724, 655–758
Временное сопротивление, МПа, не менее: 689, 724
Особенности: среды с сероводородом при больших нагрузках

Группа: P-110
Предел текучести, МПа: 758–965
Временное сопротивление, МПа, не менее: 862
Особенности: глубокие скважины и высокие давления; для сред с сероводородом — только при высокой температуре

Группа: Q-125
Предел текучести, МПа: 862–1034
Временное сопротивление, МПа, не менее: 931
Особенности: сверхглубокие скважины, очень высокие давления

Группа	Предел текучести, МПа	Временное сопротивление, МПа, не менее	Особенности
J-55, K-55	379–552	517 (J-55), 655 (K-55)	направления, кондукторы, неглубокие скважины
N-80	552–758	689	распространённая группа для колонн средних глубин
L-80	552–655	655	ограниченная твёрдость: пригодна для сред с сероводородом
C-90, T-95	621–724, 655–758	689, 724	среды с сероводородом при больших нагрузках
P-110	758–965	862	глубокие скважины и высокие давления; для сред с сероводородом — только при высокой температуре
Q-125	862–1034	931	сверхглубокие скважины, очень высокие давления

По стандарту API 5CT (ISO 11960), значения округлены; 1 ksi = 6,895 МПа. В странах СНГ применяют также межгосударственные стандарты: ГОСТ 31446, построенный на ISO 11960, и более старый ГОСТ 632-80, в котором группы прочности обозначают русскими буквами в порядке возрастания прочности (например, Д, К, Е, Л, М); группа Е по пределу текучести соответствует N-80.

Прочнее — не всегда лучше. Чем прочнее и твёрже сталь, тем она чувствительнее к сульфидному растрескиванию под напряжением (sulfide stress cracking): атомарный водород, который выделяется при коррозии в присутствии сероводорода, проникает в металл и делает его хрупким, и нагруженная труба может лопнуть без предупреждения. Поэтому для скважин с сероводородом — а таких немало на месторождениях Прикаспия — выбирают стали с ограниченной твёрдостью, а высокопрочные группы применяют там, где сероводорода нет или температура достаточно высока. Против углекислотной коррозии применяют хромистые стали (например, с 13 % хрома).

Трубы изготавливают бесшовными (seamless) и электросварными; для ответственных колонн чаще применяют бесшовные. С ростом температуры предел текучести стали немного снижается, и в глубоких горячих скважинах это учитывают при расчёте колонн (Расчёт обсадных колонн).

Резьбовые соединения

Соединение должно передавать вес колонны, выдерживать давление изнутри и снаружи и не пропускать флюиды. Большинство обсадных труб — муфтовые (threaded and coupled): трубы соединяют короткой муфтой с внутренней резьбой. Реже применяют безмуфтовые соединения (integral): резьбу нарезают прямо на утолщённых концах труб, поэтому наружный диаметр соединения меньше — это важно, когда зазор между колонной и стволом или предыдущей колонной мал.

Основные типы соединений обсадных труб

Соединение: С треугольной резьбой, короткой и удлинённой (API STC, LTC)
Устройство и герметичность: 8 ниток на дюйм, закруглённые вершины; герметичность обеспечивает резьбовая смазка, заполняющая зазоры по винтовой линии
Где применяют: неглубокие колонны, жидкости, умеренные давления

Соединение: С трапецеидальной резьбой (API buttress, BTC; по ГОСТ 632 — ОТТМ)
Устройство и герметичность: 5 ниток на дюйм, нагруженная грань почти перпендикулярна оси: высокая прочность на растяжение; герметичность — через смазку
Где применяют: большинство колонн средних и больших диаметров

Соединение: Премиальные (газоплотные) соединения; по ГОСТ 632 — ОТТГ
Устройство и герметичность: уплотнение «металл по металлу» и упорный торец; герметичны для газа
Где применяют: газовые скважины, высокие давления и температуры

Соединение: Безмуфтовые (integral); по ГОСТ 632 — ТБО
Устройство и герметичность: резьба на утолщённых концах труб, соединение почти не выступает
Где применяют: малые зазоры, хвостовики

Соединение	Устройство и герметичность	Где применяют
С треугольной резьбой, короткой и удлинённой (API STC, LTC)	8 ниток на дюйм, закруглённые вершины; герметичность обеспечивает резьбовая смазка, заполняющая зазоры по винтовой линии	неглубокие колонны, жидкости, умеренные давления
С трапецеидальной резьбой (API buttress, BTC; по ГОСТ 632 — ОТТМ)	5 ниток на дюйм, нагруженная грань почти перпендикулярна оси: высокая прочность на растяжение; герметичность — через смазку	большинство колонн средних и больших диаметров
Премиальные (газоплотные) соединения; по ГОСТ 632 — ОТТГ	уплотнение «металл по металлу» и упорный торец; герметичны для газа	газовые скважины, высокие давления и температуры
Безмуфтовые (integral); по ГОСТ 632 — ТБО	резьба на утолщённых концах труб, соединение почти не выступает	малые зазоры, хвостовики

Названия премиальных соединений у изготовителей свои; их характеристики подтверждают испытаниями по стандарту на испытания соединений.

Прочность соединения на растяжение (joint strength; в отечественной практике — страгивающая нагрузка, при которой резьба начинает выходить из зацепления) может быть и меньше, и больше прочности тела трубы: у треугольной резьбы она обычно меньше, у трапецеидальной и премиальных соединений близка к прочности тела или выше. Колонну рассчитывают по самому слабому элементу.

Большинство утечек в колоннах связано не с телом трубы, а с соединениями, и чаще всего — с тем, как их свинтили: трубу наживили с перекосом, резьбу не очистили или повредили, взяли не ту смазку, не выдержали момент. Поэтому резьбы на буровой очищают и осматривают, смазывают, свинчивают с контролем момента (у трапецеидальной резьбы — ещё и по положению торца муфты относительно клейма на трубе), а колонну перед бурением следующего интервала опрессовывают.

Прочностные характеристики трубы

Для каждой трубы в каталоге указаны паспортные характеристики — гарантированные значения, рассчитанные по формулам стандарта (ISO 10400, API TR 5C3) для минимального предела текучести с учётом допусков на размеры трубы. При расчёте колонны с ними сравнивают ожидаемые нагрузки, умноженные на коэффициенты запаса (Расчёт обсадных колонн).

Внутреннее давление текучести (формула Барлоу)

p_{\text{вт}} = 0{,}875\,\frac{2\,Y_p\,t}{D}

где:

$p_{\text{вт}}$ внутреннее давление текучести (internal yield pressure, burst): избыточное давление изнутри, при котором кольцевое напряжение в стенке достигает предела текучести, МПа
$Y_p$ минимальный предел текучести стали, МПа
$t,\ D$ номинальная толщина стенки и наружный диаметр, мм
$0{,}875$ учёт допуска: стенка может быть тоньше номинальной на 12,5 %, —

Единицы: любые согласованные: давление и предел текучести в одних единицах (МПа или psi), $t$ и $D$ — в одних

Справедливо, если

труба тонкостенная, напряжение по толщине стенки считается равномерным (вывод — в разделе для углублённого изучения);
давление снаружи равно нулю; в скважине на трубу действует разность внутреннего и наружного давлений;
характеристика тела трубы; давление, которое держит соединение, может быть меньше.

Давление растёт с пределом текучести и с отношением $t/D$ : толще стенка или меньше диаметр — выше допустимое давление изнутри.

Прочность тела трубы на растяжение

F_y = Y_p\,\frac{\pi}{4}\left(D^2 - d^2\right)

где:

$F_y$ растягивающая нагрузка, при которой напряжение в теле трубы достигает предела текучести (pipe body yield strength), Н
$Y_p$ минимальный предел текучести, Па
$D,\ d$ наружный и внутренний диаметры, м

Единицы: СИ; удобно брать $Y_p$ в МПа и диаметры в мм — тогда $F_y$ получается в ньютонах

Справедливо, если

нагрузка осевая, без изгиба и давления;
прочность соединения проверяют отдельно.

Вес колонны в растворе, плюс силы при расхаживании и посадке, плюс изгиб в искривлённом стволе должны оставаться ниже этой нагрузки с запасом.

Сминающее давление (collapse pressure) — наружное давление, при котором труба теряет форму и сплющивается. Толстостенные трубы сминаются, когда сталь на внутренней поверхности достигает текучести; тонкостенные — раньше, чем сталь потечёт: стенка теряет устойчивость, как пустая жестяная банка, на которую наступили. Между этими крайностями лежат переходные режимы. Поэтому сминающее давление резко падает с ростом отношения $D/t$ , и стандарт рассчитывает его по разным формулам в зависимости от $D/t$ и группы прочности. Овальность и разностенность трубы снижают сопротивление смятию; осевое растяжение тоже снижает его, а внутреннее давление повышает.

Наружное давление на колонну создают раствор и цемент за ней, а в интервалах текучих солей — сама соль, давление которой приближается к горному. Опаснее всего, когда колонна изнутри опорожнена: при поглощении, при освоении скважины, при добыче газа. Поэтому нижнюю часть колонны часто делают толстостенной, а верхнюю — рассчитанной на растяжение и внутреннее давление.

Расчётный примерЧто означают паспортные характеристики трубы

Исходные данные (условные)

Труба: 177,8 × 10,36 мм (7″, 29 lb/ft), группа прочности N-80: предел текучести не меньше 552 МПа
Сминающее давление по таблицам стандарта: 48,4 МПа (7020 psi)
Колонна: 3000 м, погонная масса с муфтами 43,2 кг/м
Раствор за колонной: 1,25 г/см³

Решение

Отношение $D/t = 177{,}8/10{,}36 = 17{,}16$ .
Внутреннее давление текучести: $0{,}875\cdot\dfrac{2\cdot 552\cdot 10{,}36}{177{,}8} = 56{,}3$ МПа, около 8160 psi.
Прочность тела на растяжение: площадь стенки $\frac{\pi}{4}(177{,}8^2 - 157{,}08^2) = 5450$ мм², $F_y = 552\cdot 5450 = 3{,}01$ МН, или около 307 тс.
Вес колонны в воздухе: $3000\cdot 43{,}2\cdot 9{,}81 = 1{,}27$ МН — 42 % от $F_y$ . В растворе его умножают на коэффициент плавучести $1 - 1{,}25/7{,}85 = 0{,}84$ : 1,07 МН.
Если колонну полностью опорожнить, наружное давление раствора $0{,}00981\cdot 1{,}25\cdot z$ сравняется со сминающим на глубине $z = 48{,}4/(0{,}00981\cdot 1{,}25) = 3947$ м.

Ответ: Труба выдерживает 56,3 МПа изнутри, но только 48,4 МПа снаружи; тело трубы начинает течь при растяжении 3,01 МН; опорожнённая колонна в растворе 1,25 г/см³ сомнётся глубже 3947 м (без коэффициентов запаса).

Что это значит. Сминающее давление этой трубы меньше внутреннего давления текучести, а у более тонкостенных труб разница гораздо больше. На глубине 3000 м опорожнённая колонна нагружена наружным давлением 36,8 МПа — ниже сминающего в 1,32 раза; хватает ли такого запаса, решает расчёт колонны по принятым нормам с учётом растяжения, которое снижает сопротивление смятию. Размеры и характеристики — по стандартным таблицам; колонна и раствор условные.

Стандарты на обсадные трубы

Размеры, группы прочности, резьбы, испытания и расчёт характеристик обсадных труб стандартизованы. В мировой практике основные документы выпускает Американский нефтяной институт (API) — многие из них приняты и как международные стандарты ISO.

Основные документы

Документ: API Spec 5CT, ISO 11960
О чём: технические условия на обсадные трубы и НКТ: размеры, группы прочности, химический состав, испытания, маркировка

Документ: API Spec 5B
О чём: резьбы обсадных труб и НКТ, их калибры и контроль

Документ: API RP 5C1
О чём: обращение с трубами: транспортировка, хранение, свинчивание, спуск

Документ: API TR 5C3, ISO 10400
О чём: формулы для расчёта характеристик: смятие, внутреннее давление, растяжение

Документ: API RP 5C5, ISO 13679
О чём: испытания резьбовых соединений на герметичность и прочность

Документ: ГОСТ 31446, ГОСТ 632-80
О чём: межгосударственные стандарты на обсадные трубы, применяемые в странах СНГ

Документ	О чём
API Spec 5CT, ISO 11960	технические условия на обсадные трубы и НКТ: размеры, группы прочности, химический состав, испытания, маркировка
API Spec 5B	резьбы обсадных труб и НКТ, их калибры и контроль
API RP 5C1	обращение с трубами: транспортировка, хранение, свинчивание, спуск
API TR 5C3, ISO 10400	формулы для расчёта характеристик: смятие, внутреннее давление, растяжение
API RP 5C5, ISO 13679	испытания резьбовых соединений на герметичность и прочность
ГОСТ 31446, ГОСТ 632-80	межгосударственные стандарты на обсадные трубы, применяемые в странах СНГ

Обозначения — по состоянию на середину 2020-х годов. Стандарты периодически пересматривают, поэтому в проекте указывают конкретную редакцию.

Термины и обозначения

Направление, кондуктор, промежуточная и эксплуатационная колонны: обсадные колонны в порядке спуска; по-английски conductor, surface, intermediate и production casing.
Хвостовик (liner): колонна, подвешенная в предыдущей колонне и не доходящая до устья.
Башмак колонны: нижний конец колонны с направляющей насадкой; «башмак» называют и глубину, на которой стоит низ колонны.
Обратный клапан и упорное кольцо: не дают цементу вернуться в колонну и останавливают продавочную пробку.
Центратор: устройство на теле трубы, которое держит колонну в середине ствола.
Шаблон (drift): гарантированный проход трубы: инструмент должен быть меньше диаметра шаблона.
Погонная масса: масса единицы длины трубы с муфтами; в англоязычных каталогах — lb/ft; задаёт толщину стенки.
Группа прочности: класс стали трубы; число в обозначении — минимальный предел текучести в ksi.
Внутреннее давление текучести: давление изнутри, при котором стенка достигает текучести (burst rating).
Сминающее давление: наружное давление, при котором труба теряет форму (collapse rating).
Страгивающая нагрузка: растягивающая нагрузка, при которой резьбовое соединение начинает выходить из зацепления.

Частые ошибки и заблуждения

Неверно

«Колонна 177,8 мм — значит, внутри пройдёт долото 155,6 мм».

На самом деле

Проход зависит от толщины стенки: у труб со стенкой 10,36 мм шаблон 153,9 мм, и такое долото не пройдёт. Проверяют по диаметру шаблона той трубы колонны, у которой стенка толще всего.

Неверно

«Чем выше группа прочности, тем лучше».

На самом деле

Высокопрочные стали дороже и чувствительнее к сульфидному растрескиванию в присутствии сероводорода. Группу выбирают под нагрузки и среду, а не «с запасом».

Неверно

«Раз труба держит 56 МПа изнутри, она выдержит столько же снаружи».

На самом деле

Сминающее давление обычно меньше внутреннего давления текучести и резко падает с ростом $D/t$ ; у тонкостенных труб — в несколько раз.

Неверно

«Прочность колонны определяется телом трубы».

На самом деле

Соединение может быть слабее тела и на растяжение, и по герметичности; большинство утечек связано с резьбовыми соединениями и их свинчиванием.

Неверно

«Хвостовик — это недоделанная колонна».

На самом деле

Это полноценное решение: он экономит трубы и время и оставляет широкую колонну выше. Его слабые места — перекрытие и нагрузка на верхнюю колонну — учитывают при проектировании, при необходимости наращивая хвостовик до устья.

Подробно: для продвинутых

Откуда формула Барлоу

Мысленно разрежем трубу длиной $L$ вдоль оси пополам. Давление $p$ изнутри раздвигает половинки с силой $p\,d\,L$ — давление на проекцию внутренней поверхности. Удерживают их две стенки сечением $t\,L$ каждая, в которых действует кольцевое напряжение $\sigma$ : $2\sigma t L = p\,d\,L$ . Барлоу вместо внутреннего диаметра берёт наружный: сила и напряжение получаются чуть больше, то есть в запас, и $\sigma = p D/(2t)$ . Текучесть наступает при $\sigma = Y_p$ , то есть при $p = 2Y_p t/D$ .

Множитель 0,875 появился потому, что стандарт разрешает стенке быть тоньше номинальной на 12,5 %, а характеристика должна быть гарантированной. Современный стандарт даёт и формулы разрушения трубы с учётом упрочнения стали и дефектов стенки; давление разрушения выше давления текучести, но в расчётах колонн по-прежнему чаще всего используют давление текучести.

Почему тонкостенные трубы сминаются раньше

Два предельных случая описываются формулами теории упругости. Для толстостенной трубы смятие наступает, когда кольцевое напряжение на внутренней поверхности достигает предела текучести (решение Ламе). Для тонкостенной — когда кольцо теряет устойчивость; напряжения в стали при этом ещё ниже предела текучести.

Сминающее давление: предел текучести и упругая потеря устойчивости

p_Y = 2\,Y_p\,\frac{D/t - 1}{(D/t)^2}, \qquad p_E = \frac{2E}{1 - \nu^2}\cdot\frac{1}{(D/t)\,(D/t - 1)^2}

где:

$p_Y$ наружное давление, при котором внутренняя поверхность стенки достигает текучести, МПа
$p_E$ наружное давление упругой потери устойчивости идеально круглой трубы, МПа
$E,\ \nu$ модуль Юнга (у стали около 207 000 МПа) и коэффициент Пуассона (около 0,3), МПа, —
$Y_p,\ D/t$ предел текучести и отношение наружного диаметра к толщине стенки, МПа, —

Единицы: любые одинаковые единицы давления и модуля

Справедливо, если

длинная идеально круглая труба с равномерной стенкой, давление внутри равно нулю, осевой нагрузки нет;
стандарт уменьшает теоретическое $p_E$ примерно на 29 % с учётом овальности и разностенности, а между двумя пределами применяет эмпирические формулы для «пластического» и «переходного» смятия; границы режимов зависят от группы прочности.

$p_Y$ падает с ростом $D/t$ примерно как $1/(D/t)$ , а $p_E$ — как $1/(D/t)^3$ . Поэтому у толстостенных труб решает прочность стали, а у тонкостенных — устойчивость, и более прочная сталь им почти не помогает.

Расчётный примерТолстостенная и тонкостенная труба из одной стали

Исходные данные (условные)

Сталь: предел текучести 552 МПа; $E$ = 207 000 МПа, $\nu$ = 0,3
Трубы: $D/t$ = 17,16 (труба из примера урока) и $D/t$ = 40

Решение

$D/t$ = 17,16: $p_Y = 2\cdot 552\cdot 16{,}16/17{,}16^2 = 60{,}6$ МПа; $p_E = 454\,945/(17{,}16\cdot 16{,}16^2) = 102$ МПа, где $2E/(1 - \nu^2) = 454\,945$ МПа.
$D/t$ = 40: $p_Y = 2\cdot 552\cdot 39/40^2 = 26{,}9$ МПа; $p_E = 454\,945/(40\cdot 39^2) = 7{,}5$ МПа, с уменьшением на 29 % — около 5,3 МПа.

Ответ: У толстостенной трубы оба предела высоки (60,6 и 102 МПа), а стандарт даёт 48,4 МПа: она в промежуточной области, где применяют эмпирическую формулу пластического смятия. У тонкостенной упругая потеря устойчивости (7,5 МПа, по стандарту около 5,3 МПа) наступает намного раньше текучести (26,9 МПа).

Что это значит. Увеличение $D/t$ в 2,3 раза снизило предел по текучести немного больше чем вдвое, а по устойчивости — в 14 раз. Поэтому тонкостенные трубы большого диаметра — направления и кондукторы — особенно уязвимы к наружному давлению, например при цементировании, когда за колонной тяжёлый тампонажный раствор. Данные примера условные.

Связь с другими темами

Как бурят скважину: процесс и персонал — последовательность строительства скважины и пример её конструкции.
Градиент гидроразрыва и испытание на поглощение — как поровое давление и давление гидроразрыва определяют глубины башмаков.
Поровое и горное давление — давления в разрезе и окно плотностей раствора.
Контроль скважины: первичный барьер и признаки проявления — колонна с цементом как часть второго барьера скважины.
Расчёт обсадных колонн — нагрузки на смятие, разрыв и растяжение, коэффициенты запаса и расчёт колонны.
Устьевое оборудование и спуск обсадных колонн — колонные головки, подвески и спуск колонн.
Первичное цементирование — как колонну цементируют и зачем нужны башмак, клапан и центраторы.
Заканчивание скважины: вскрытие пласта и лифтовая колонна — эксплуатационная колонна и хвостовик в заканчивании скважины.

Проверьте себя

1
Какая колонна перекрывает пласты пресных вод и служит основанием для противовыбросового оборудования?
1. А.Направление
2. Б.Эксплуатационная колонна
3. В.Кондуктор
4. Г.Хвостовик
Показать ответ
Правильный ответ: В. Кондуктор
Кондуктор (surface casing) перекрывает пресные воды и неустойчивые верхние породы, его цементируют до устья, и на нём устанавливают колонную головку и противовыбросовое оборудование. Направление (conductor) короче и лишь удерживает рыхлые приповерхностные породы.
2
Колонна 339,7 мм со стенкой 13,06 мм. Пройдёт ли внутри неё долото 311,1 мм?
Показать ответ
Внутренний диаметр $339{,}7 - 2\cdot 13{,}06 = 313{,}58$ мм; для колонн от 244,5 до 339,7 мм шаблон на 3,97 мм меньше: $313{,}58 - 3{,}97 \approx 309{,}6$ мм. Долото 311,1 мм больше шаблона — по стандартному шаблону не проходит. Нужна труба с более тонкой стенкой или с увеличенным шаблоном, либо долото меньшего размера.
3
Что означает число 110 в обозначении группы прочности P-110?
1. А.Внутреннее давление текучести 110 МПа
2. Б.Минимальный предел текучести стали 110 000 psi (758 МПа)
3. В.Погонную массу 110 lb/ft
4. Г.Максимальную температуру 110 °C
Показать ответ
Правильный ответ: Б. Минимальный предел текучести стали 110 000 psi (758 МПа)
Число — минимальный предел текучести в тысячах psi. Давления, которые выдерживает труба, зависят ещё и от её размеров: внутреннее давление текучести — от $t/D$ , сминающее — от $D/t$ .
4
Найдите внутреннее давление текучести трубы 244,5 × 11,05 мм группы прочности P-110 (предел текучести 758 МПа).
Показать ответ
$p_{\text{вт}} = 0{,}875\cdot 2\cdot 758\cdot 11{,}05/244{,}5 \approx 60{,}0$ МПа, около 8700 psi. Множитель 0,875 учитывает, что стенка может быть на 12,5 % тоньше номинальной.
5
Чем хвостовик выгоднее полной колонны до устья?
1. А.Его не нужно цементировать
2. Б.Он всегда герметичнее
3. В.Он не требует подвески
4. Г.Он короче: меньше труб и времени на спуск, его можно вращать при цементировании, а выше остаётся широкая колонна
Показать ответ
Правильный ответ: Г. Он короче: меньше труб и времени на спуск, его можно вращать при цементировании, а выше остаётся широкая колонна
Хвостовик экономит трубы и время, спускается на бурильных трубах и оставляет выше широкую колонну. Зато появляется перекрытие, которое должно быть герметичным, а верхняя колонна должна выдерживать эксплуатационные давления.
6
Почему в интервале текучей соли колонну делают толстостенной и высокой группы прочности?
Показать ответ
Соль под нагрузкой медленно течёт и со временем передаёт на колонну давление, близкое к горному, — наружная нагрузка оказывается очень большой. Сопротивление смятию растёт с уменьшением $D/t$ и с пределом текучести, поэтому против соли ставят толстостенные трубы, а иногда и две колонны.

Обновлено: 19 октября 2026 г.