ISO 10427-2:2004
(Main)Petroleum and natural gas industries — Equipment for well cementing — Part 2: Centralizer placement and stop-collar testing
Petroleum and natural gas industries — Equipment for well cementing — Part 2: Centralizer placement and stop-collar testing
ISO 10427-2:2004 provides calculations for determining centralizer spacing, based on centralizer performance and desired standoff, in deviated and dogleg holes in wells for the petroleum and natural gas industries. It also provides a procedure for testing stop collars and reporting test results.
Industries du pétrole et du gaz naturel — Équipement de cimentation de puits — Partie 2: Mise en place des centreurs et essai des colliers d'arrêt
L'ISO 10427-2:2004 fournit des calculs permettant de déterminer l'espacement entre les centreurs de cuvelage, fondés sur la performance du centreur et l'écartement excentré annulaire (appelé communément, distance de «standof») désiré, dans des puits de l'industrie du pétrole et du gaz naturel déviés et à coudes brusques (appelés communément «doglegs»). Elle fournit aussi un mode opératoire d'essai des colliers d'arrêt ainsi qu'un formulaire de rapport d'essais.
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INTERNATIONAL ISO
STANDARD 10427-2
First edition
2004-05-01
Petroleum and natural gas industries —
Equipment for well cementing —
Part 2:
Centralizer placement and stop-collar
testing
Industries du pétrole et du gaz naturel — Équipement de cimentation
de puits —
Partie 2: Mise en place des centreurs et essai des colliers d'arrêt
Reference number
©
ISO 2004
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Published in Switzerland
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Contents Page
Foreword. iv
Introduction . v
1 Scope. 1
2 Normative references . 1
3 Terms and definitions. 1
4 Methods for estimating centralizer placement. 3
4.1 General. 3
4.2 Standoff ratio calculation. 4
4.3 Buoyed weight of casing. 5
4.4 Calculations for centralizer spacing . 6
5 Procedure for testing stop collars . 9
5.1 General. 9
5.2 Apparatus. 10
5.3 Test procedure . 11
5.4 Reporting of test results. 11
Annex A (informative) Documentation of stop-collar test results. 12
Bibliography . 14
Foreword
ISO (the International Organization for Standardization) is a worldwide federation of national standards bodies
(ISO member bodies). The work of preparing International Standards is normally carried out through ISO
technical committees. Each member body interested in a subject for which a technical committee has been
established has the right to be represented on that committee. International organizations, governmental and
non-governmental, in liaison with ISO, also take part in the work. ISO collaborates closely with the
International Electrotechnical Commission (IEC) on all matters of electrotechnical standardization.
International Standards are drafted in accordance with the rules given in the ISO/IEC Directives, Part 2.
The main task of technical committees is to prepare International Standards. Draft International Standards
adopted by the technical committees are circulated to the member bodies for voting. Publication as an
International Standard requires approval by at least 75 % of the member bodies casting a vote.
Attention is drawn to the possibility that some of the elements of this document may be the subject of patent
rights. ISO shall not be held responsible for identifying any or all such patent rights.
ISO 10427-2 was prepared by Technical Committee ISO/TC 67, Materials, equipment and offshore structures
for petroleum, petrochemical and natural gas industries, Subcommittee SC 3, Drilling and completion fluids,
and well cements.
This first edition of ISO 10427-2, together with ISO 10427-1 and ISO 10427-3, cancels and replaces
ISO 10427:1993, which has been technically revised.
ISO 10427 consists of the following parts, under the general title Petroleum and natural gas industries —
Equipment for well cementing:
Part 1: Casing bow-spring centralizers
Part 2: Centralizer placement and stop-collar testing
Part 3: Performance testing of cementing float equipment
iv © ISO 2004 – All rights reserved
Introduction
[1]
This part of ISO 10427 is based on API Specification 10D, 5th edition, January 1995 .
In this part of ISO 10427, where practical, U.S. Customary units are included in brackets for information.
INTERNATIONAL STANDARD ISO 10427-2:2004(E)
Petroleum and natural gas industries — Equipment for well
cementing —
Part 2:
Centralizer placement and stop-collar testing
1 Scope
This part of ISO 10427 provides calculations for determining centralizer spacing, based on centralizer
performance and desired standoff, in deviated and dogleg holes in wells for the petroleum and natural gas
industries. It also provides a procedure for testing stop collars and reporting test results.
2 Normative references
The following referenced documents are indispensable for the application of this document. For dated
references, only the edition cited applies. For undated references, the latest edition of the referenced
document (including any amendments) applies.
ISO 11960, Petroleum and natural gas industries — Steel pipes for use as casing or tubing for wells
3 Terms and definitions
For the purposes of this document, the following terms and definitions apply:
3.1
annular clearance for perfectly centred casing
wellbore diameter minus casing outside diameter divided by two
3.2
centralizer permanent set
change in centralizer bow height after repeated flexing
NOTE A bow-spring centralizer is considered to have reached permanent set after being flexed 12 times.
3.3
flexed
condition of a bow-spring when a force three times the specified minimum restoring force (± 5 %) has been
applied to it
[ISO 10427-1:2001, 3.1]
NOTE Specified minimum restoring force values are found in Table 1 of ISO 10427-1:2001.
3.4
holding device
device employed to fix the stop collar or centralizer to the casing
EXAMPLE Set screws, nails, mechanical dogs and epoxy resins.
[ISO 10427-1:2001, 3.2]
3.5
holding force
maximum force required to initiate slippage of a stop collar on the casing
[ISO 10427-1:2001, 3.3]
3.6
hole size
diameter of the wellbore
[ISO 10427-1:2001]
3.7
limit clamp
equivalent term for a stop collar
3.8
restoring force
force exerted by a centralizer against the casing to keep it away from the wellbore wall
NOTE Restoring-force values can vary based on the installation methods.
[ISO 10427-1:2001, 3.5]
3.9
rigid centralizer
centralizer manufactured with bows, blades or bars that do not flex
NOTE Adapted from ISO 10427-1:2001, 3.6.
3.10
running force
maximum force required to move a centralizer through a specified wellbore diameter
NOTE Running-force values can vary based on the installation methods.
[ISO 10427-1:2001]
3.11
sag point
point where the casing deflection is at a maximum
NOTE Casing that is supported at two points will tend to sag between the support points, this sag is called the casing
sag or casing deflection.
3.12
slippage force range
range of forces required to continue to move a stop collar after the holding force has been overcome
2 © ISO 2004 – All rights reserved
3.13
solid centralizer
centralizer manufactured in such a manner as to be a solid device with nonflexible fins or bands
NOTE These centralizers have solid bodies and solid blades.
3.14
standoff
smallest distance between the outside diameter of the casing and the wellbore
[ISO 10427-1:2001, 3.8]
3.15
standoff ratio
R
s
ratio of standoff to annular clearance for perfectly centred casing
NOTE 1 It is expressed as a percentage.
NOTE 2 Adapted from ISO 10427-1:2001, 3.9.
3.16
starting force
maximum force required to insert a centralizer into a specified wellbore diameter
NOTE Starting-force values can vary based on the installation methods.
[ISO 10427-1:2001, 3.10]
3.17
stop collar
device attached to the casing to prevent movement of a casing centralizer
NOTE A stop collar can be either an independent piece of equipment or integral with the centralizer.
[ISO 10427-1:2001, 3.11]
4 Methods for estimating centralizer placement
4.1 General
The equations presented below are based on certain assumptions and are considered sufficiently accurate for
general use. More specific calculations based on complete wellbore data may be available but are beyond the
scope of this document.
There is no recommendation or requirement for a specific standoff ratio for casing centralization. The standoff
ratio of 67 % is used in the specification for the purpose of setting a minimum standard for performance of
casing bow-spring centralizers only. This number is used only in the specifications for bow-spring type
centralizers and deals with the minimum force for each size of centralizer at that standoff. The 67 % standoff
ratio is not intended to represent the minimum acceptable amount of standoff required to obtain successful
centralization of the casing. The user is encouraged to apply the standoff ratio required for specific well
conditions based on well requirements and sound engineering judgement.
Even a minor change in inclination and/or azimuth, with the string of casing hanging below it, materially affects
the standoff and the requirements for centralizer placement.
The lateral load (force) on a centralizer is composed of two components. The first is the weight component of
the section of pipe supported by the centralizer, and the second is the tension component exerted by the pipe
hanging below the centralizer.
4.2 Standoff ratio calculation
Annular clearance (l ) for perfectly centred casing can be calculated as follows (see Figure 1):
a
D − D
wp
l = (1)
a
where
l is the annular clearance for perfectly centred casing, expressed in metres (inches);
a
D is the wellbore diameter, expressed in metres (inches);
w
D is the casing outside diameter, expressed in metres (inches).
p
The standoff at the centralizer in a given hole size is represented by the symbol S (see Figure 1). The
c
standoff at a bow-spring centralizer is taken from the load deflection curve of the centralizer, tested in that
[2]
hole size, based upon the lateral load applied (see ISO 10427-1:2001, A.1 ).
NOTE Differences in hole size alter the load-deflection curve of a centralizer.
Since the bows or blades of a solid or rigid centralizer do not deflect, the standoff at the centralizer is
determined using the rigid or solid blade diameter as follows:
D − D
cp
S =
c
(2)
where
S is the standoff at the centralizer, expressed in metres (inches);
c
D is the outside diameter of the centralizer solid or rigid blades, expressed in metres (inches).
c
Standoff at the sag point may be determined by Equation (3), which considers the deflection of the casing
string and compression of the centralizers due to lateral load (Figure 1).
SS=− δ (3)
sc
where
S is the standoff at the sag point, expressed in metres (inches);
s
δ is the maximum deflection of the casing between centralizers, expressed in metres (inches).
The minimum standoff may occur at the location between centralizers where the deflection (δ) of the casing is
at its maximum or at the centralizers. Therefore, standoff (S) of a section of casing is the minimum value of
standoff at the centralizers (S ) or standoff at the sag point (S ).
c s
The standoff ratio (R ) may be calculated as follows:
s
S
R=×100 (4)
s
l
a
4 © ISO 2004 – All rights reserved
where
R is the standoff ratio, expressed as a percentage;
s
S is the standoff, expressed in metres (inches);
l is the annular clearance for perfectly centred casing, expressed in metres (inches).
a
Key
1 wellbore δ maximum casing deflection
D casing outside diameter
2 casing (perfectly centred)
p
D wellbore diameter
...
NORME ISO
INTERNATIONALE 10427-2
Première édition
2004-05-01
Industries du pétrole et du gaz naturel —
Équipement de cimentation de puits —
Partie 2:
Mise en place des centreurs et essai des
colliers d'arrêt
Petroleum and natural gas industries — Equipment for well
cementing —
Part 2: Centralizer placement and stop-collar testing
Numéro de référence
©
ISO 2004
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Tel. + 41 22 749 01 11
Fax + 41 22 749 09 47
E-mail copyright@iso.org
Web www.iso.org
Version française parue en 2012
Publié en Suisse
ii © ISO 2004 – Tous droits réservés
Sommaire Page
Avant-propos .iv
Introduction.v
1 Domaine d’application .1
2 Références normatives.1
3 Termes et définitions .1
4 Méthodes d’estimation du positionnement des centreurs .3
4.1 Généralités .3
4.2 Calcul de l’écartement excentré annulaire relatif (rapport de «standoff»).4
4.3 Poids flottant d’un tube de cuvelage.5
4.4 Calculs de l’espacement des centreurs.7
5 Mode opératoire d’essai des colliers d’arrêt .10
5.1 Généralités .10
5.2 Appareillage .10
5.3 Mode opératoire d’essai .11
5.4 Consignation des résultats d’essai .12
Annexe A (informative) Rapport d’essai pour collier d’arrêt.13
Bibliographie.15
Avant-propos
L'ISO (Organisation internationale de normalisation) est une fédération mondiale d'organismes nationaux de
normalisation (comités membres de l'ISO). L'élaboration des Normes internationales est en général confiée
aux comités techniques de l'ISO. Chaque comité membre intéressé par une étude a le droit de faire partie du
comité technique créé à cet effet. Les organisations internationales, gouvernementales et non
gouvernementales, en liaison avec l'ISO participent également aux travaux. L'ISO collabore étroitement avec
la Commission électrotechnique internationale (CEI) en ce qui concerne la normalisation électrotechnique.
Les Normes internationales sont rédigées conformément aux règles données dans les Directives ISO/CEI,
Partie 2.
La tâche principale des comités techniques est d'élaborer les Normes internationales. Les projets de Normes
internationales adoptés par les comités techniques sont soumis aux comités membres pour vote. Leur
publication comme Normes internationales requiert l'approbation de 75 % au moins des comités membres
votants.
L'attention est appelée sur le fait que certains des éléments du présent document peuvent faire l'objet de
droits de propriété intellectuelle ou de droits analogues. L'ISO ne saurait être tenue pour responsable de ne
pas avoir identifié de tels droits de propriété et averti de leur existence.
L'ISO 10427-2 a été élaborée par le comité technique ISO/TC 67, Matériel, équipement et structures en mer
pour les industries pétrolière, pétrochimique et du gaz naturel, sous-comité SC 3, Fluides de forage et de
complétion, et ciments à puits.
La première édition de l’ISO 10427-2, conjointement avec l’ISO 10427-1 et l’ISO 10427-3, annule et remplace
l’ISO 10427:1993, qui a été révisée techniquement.
L'ISO 10427 comprend les parties suivantes, présentées sous le titre général Industries du pétrole et du gaz
naturel — Équipement de cimentation de puits:
⎯ Partie 1: Centreurs de tubes de cuvelage
⎯ Partie 2: Mise en place des centreurs et essais des colliers d’arrêt
⎯ Partie 3: Essais de performance des équipements de cimentation des cuvelage
iv © ISO 2004 – Tous droits réservés
Introduction
e [1]
La présente partie de l’ISO 10427 est fondée sur la spécification API 10D, 5 édition, Janvier 1995 .
Dans la présente partie de l’ISO 10427, pour plus de commodité, les unités américaines couramment utilisées
(USC) sont données entre parenthèses.
NORME INTERNATIONALE ISO 10427-2:2004(F)
Industries du pétrole et du gaz naturel — Équipement de
cimentation de puits —
Partie 2:
Mise en place des centreurs et essai des colliers d'arrêt
1 Domaine d’application
La présente partie de l’ISO 10427 fournit des calculs permettant de déterminer l’espacement entre les
centreurs de cuvelage, fondés sur la performance du centreur et l’écartement excentré annulaire (appelé
communément, distance de «standof») désiré, dans des puits de l’industrie du pétrole et du gaz naturel
déviés et à coudes brusques (appelés communément «doglegs»). Elle fournit aussi un mode opératoire
d’essai des colliers d’arrêt ainsi qu’un formulaire de rapport d’essais.
2 Références normatives
Les documents de référence suivants sont indispensables à l’application du présent document. Pour les
références datées, seule l'édition citée s'applique. Pour les références non datées, la dernière édition du
document de référence s'applique (y compris les éventuels amendements).
ISO 11960, Industries du pétrole et du gaz naturel — Tubes d'acier utilisés comme cuvelage ou tubes de
production dans les puits
3 Termes et définitions
Pour les besoins du présent document, les termes et définitions suivants s’appliquent:
3.1
écartement annulaire pour un tube de cuvelage parfaitement centré
diamètre du puits moins le diamètre externe du tube de cuvelage divisé par deux
3.2
comportement permanent du centreur
modification de la hauteur des lames du centreur après des flexions répétées
NOTE Un centreur à lames-ressort est considéré comme ayant un comportement permanent après avoir été fléchi
12 fois.
3.3
bandé
condition d’une lame-ressort après application d’une force égale à 3 fois la force minimale de réaction
spécifiée (±5%)
[ISO 10427-1:2001, 3.1]
NOTE Les spécifications relatives aux valeurs de forces minimales de réaction sont trouvées dans le Tableau 1 de
l’ISO 10427-1:2001.
3.4
système de retenue
système utilisé pour fixer le collier d’arrêt ou le centreur sur le tubage
EXEMPLE Jeu de vis, clous, crochets mécaniques et résines époxy.
[ISO 10427-1:2001, 3.2]
3.5
force de retenue
force maximale nécessaire pour initier un glissement d’un collier d’arrêt sur le tube de cuvelage
[ISO 10427-1:2001, 3.3]
3.6
dimension du trou
diamètre du forage
[ISO 10427-1:2001]
3.7
pince de retenue
terme équivalent à collier d’arrêt
3.8
force de réaction
force exercée par un centreur sur le tube de cuvelage pour le tenir éloigné de la paroi du trou du forage
NOTE Les valeurs des forces de réaction peuvent varier en fonction des modes d’installation.
[ISO 10427-1:2001, 3.5]
3.9
centreur rigide
centreur muni d’arcs, de lames ou de barres qui ne fléchissent pas
NOTE Adapté de l’ISO 10427-1:2001, 3.6.
3.10
force de déplacement
force maximale nécessaire pour déplacer un centreur dans un forage de diamètre spécifié
NOTE Les valeurs des forces de déplacement peuvent varier selon les modes d’installation.
[ISO 10427-1: 2001]
3.11
point d’inflexion
point auquel la déflection du tube de cuvelage est à son maximum
NOTE Un tube de cuvelage soutenu en deux points aura tendance à fléchir entre les points de support, ce
fléchissement est nommé l’inflexion ou la déflection du tube de cuvelage.
3.12
plage de forces de glissement
plage de variation des forces nécessaires pour continuer à déplacer un collier d’arrêt après que la force de
retenue ait été dépassée
3.13
centreur solide
centreur fabriqué de manière à être un système plein avec des ailettes ou des rubans non flexibles
NOTE Ces centreurs ont des corps pleins et de lames fixes.
3.14
écartement excentré annulaire
distance de «standoff» (appellation commune)
plus petite distance entre le diamètre externe du tube de cuvelage et le diamètre du forage
NOTE Adapté de l’ISO 10427-1:2001, 3.8.
3.15
écartement excentré annulaire relatif
rapport de «standoff» (appellation commune)
R
s
rapport de l’écartement excentré annulaire (distance de «standoff») à l’écartement annulaire pour un tube de
cuvelage parfaitement centré
NOTE 1 Il est exprimé en pourcentage.
NOTE 2 Adapté de l’ISO 10427-1:2001, 3.9.
3.16
force d’insertion
force maximale requise pour insérer un centreur dans un trou de forage de diamètre spécifié
NOTE Les forces d’insertion peuvent varier selon les modes d’installation.
[ISO 10427-1:2001, 3.10]
3.17
collier d’arrêt
système fixé au tube de cuvelage pour empêcher le mouvement du centreur
NOTE Un collier d’arrêt peut être un équipement indépendant, ou une partie intégrante du centreur.
[ISO 10427-1:2001, 3.11]
4 Méthodes d’estimation du positionnement des centreurs
4.1 Généralités
Les équations présentées ci-dessous sont fondées sur certaines hypothèses et sont considérées comme
suffisamment exactes pour un usage général. Des calculs plus spécifiques fondés sur les données du forage
complètes peuvent être disponibles mais ils sont au-delà du domaine d’application du présent document.
Pour le centrage du cuvelage, il n’existe pas de recommandations ou d’exigences concernant l’écartement
excentré annulaire relatif (rapport de «standoff») spécifique. Le rapport de «standoff» de 67 % est utilisé dans
les recommandations dans le but de proposer une référence de performance minimale pour les seuls
centreurs de cuvelage à lames-ressort. Ce nombre est utilisé uniquement dans les recommandations pour les
centreurs à lames-ressort et traite de la force minimale pour chaque taille de centreur à cette valeur de
distance de «standoff» (écartement excentré annulaire). La valeur du rapport de «stand off» de 67 % n’est
pas destinée à représenter l’écartement excentré annulaire minimal acceptable nécessaire pour obtenir un
centrage efficace du cuvelage. L’utilisateur est encouragé à appliquer le rapport de «standoff» requis dans les
conditions spécifiques de puits fondées sur les exigences du puits et un jugement d’ingénierie avisé.
Un changement, même mineur, de l’inclinaison/ou de l’azimut, avec le cuvelage suspendu au-dessous d’eux,
affecte matériellement la distance de «standoff» ainsi que les exigences de positionnement des centreurs.
La charge latérale (force) sur un centreur est constituée de deux composantes. La première composante est
le poids de la section de tube supporté par le centreur, et la seconde composante est la traction exercée par
le tube suspendu au-dessous du centreur.
4.2 Calcul de l’écartement excentré annulaire relatif (rapport de «standoff»)
L’écartement annulaire (l ) pour tube de cuvelage parfaitement centré peut être calculé comme suit
a
(voir Figure 1):
D − D
wp
l = (1)
a
où
l est l’écartement annulaire pour tube de cuvelage parfaitement centré, exprimé en mètres (inches);
a
D est le diamètre du trou du forage, exprimé en mètres (inches);
w
D est le diamètre extérieur du tube de cuvelage, exprimé en mètres (inches).
p
Dans une dimension de trou donnée, la distance de «standoff» (écartement excentré annulaire) au niveau du
centreur est représentée par le symbole S (voir Figure 1). La distance de «standoff» d’un centreur à lames-
c
ressort est mesuré à partir du graphe de charge-déformation du centreur, testé dans ce diamètre de trou
[2]
donné, fondée sur la charge latérale appliquée (voir l'ISO 10427-1:2001, A.1 ).
NOTE Des différences dans les dimensions du trou modifient le graphe de charge-déformation d’un centreur.
Étant donné que les arceaux ou les lames d’un centreur solide ou rigide ne fléchissent pas, l’écartement
excentré annulaire au centreur (distance de «standoff») est déterminé en utilisant le diamètre des lames
solides ou rigides, comme suit:
D − D
cp
S = (2)
c
où
S est l’écartement excentré annulaire (distance de «standoff»), exprimé en mètres (inches);
c
D est le diamètre extérieur des lames rigides ou solides du centreur, exprimé en mètres (inches).
c
L’écartement annulaire («standoff») au point d’inflexion peut être déterminé par l’Équation (3), qui prend en
considération la déflection du tube de cuvelage et la compression des centreurs due à la charge latérale
(Figure 1).
SS=− δ (3)
sc
où
S est l’écar
...
Questions, Comments and Discussion
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