Инструкция по расчету обсадных колонн для нефтяных и газовых скважин 1997

     
     ДОПОЛНЕНИЕ
К «ИНСТРУКЦИИ ПО РАСЧЕТУ ОБСАДНЫХ КОЛОНН ДЛЯ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ СКВАЖИН», М., 1997 г.

Настоящее Дополнение к «Инструкции по расчету обсадных колонн для нефтяных и газовых скважин»*, М, 1997 г. разработано Ассоциацией буровых подрядчиков.

________________

* Документ не приводится. За дополнительной информацией обратитесь по ссылке, здесь и далее по тексту. — Примечание изготовителя базы данных.

Составители: Колесников В.Г., Кузнецов В.Ф., Чеблаков Е.А., Шинкевич Г.Г., Якубовский Н.В.

Согласовано с Госгортехнадзором России письмом от 06.09.2000 г. N 10-03/667.

Настоящее Дополнение распространяется на отечественные обсадные стальные электросварные трубы диаметрами 140, 146, 168, 219, 245 мм с трапецеидальной резьбой «Батресс» и ОТТМ, включая резьбовые соединения с узлом уплотнения из полимерных материалов (фторопластовое кольцо).

Электросварные обсадные трубы по точности изготовления, материалу труб и муфт соответствуют ТУ 39-0147016.40-93* «Трубы обсадные электросварные и муфты к ним» и выпускаются Выксунским металлургическим заводом. При этом конструкция и размеры резьбовых соединений «Батресс» соответствуют стандарту АНИ 5СТ и 5В, а резьбовых соединений ОТТМ — ГОСТ 632-80. По геометрическим параметрам тела трубы (толщина стенки и овальность) трубы выпускаются с повышенной и нормальной точностью изготовления.

________________

* ТУ, упомянутые здесь и далее по тексту, не приводятся. За дополнительной информацией обратитесь по ссылке. — Примечание изготовителя базы данных.

Трубы с повышенной точностью изготовления имеют улучшенные эксплуатационные характеристики. Для электросварных труб с нормальной точностью изготовления, выпускаемых ВМЗ по вышеуказанным ТУ, эксплуатационные характеристики соответствуют бесшовным трубам, изготовленным по ГОСТ 632-80.

В Дополнении приводятся сведения, относящиеся к определению прочностных характеристик и коэффициентов запаса прочности электросварных обсадных труб с резьбой «Батресс» и ОТТМ повышенной точности изготовления.

Остальные положения «Инструкции по расчету обсадных колонн для нефтяных и газовых скважин» М., 1997, не отмеченные в Дополнении, остаются без изменений.

Нижеприведенное Дополнение является неотъемлемой частью «Инструкции по расчету обсадных колонн для нефтяных и газовых скважин», М., 1997 г. и должно использоваться совместно с ней.

Пункт 2.22 и 3.18.

Дополнить: «Теоретический вес обсадной колонны из электросварных труб производства ВМЗ по ТУ 39-0147016.40-93 приведен в Дополнении к приложению 12» (см. стр.12 настоящего документа).

Пункт 2.23.

Дополнить: «Расчет сопротивляемости обсадных труб избыточным наружным давлениям (критическое давление) производится по формуле Саркисова (ф.2.37) при следующих параметрах:

.

В Дополнении к приложению 2 (см. стр.7 настоящего документа) приведены значения критических давлений, рассчитанные с учетом вышеприведенных значений».

Пункт 2.24.

Дополнить примечанием «В Дополнении к приложению 3 (см. стр.8 настоящего документа) приведены величины для обсадных электросварных труб производства ВМЗ по ТУ 39-0147016.40-93″.

Пункт 2.26.

Дополнить: «Избыточное внутреннее давление, при котором напряжение в трубах достигает предела текучести, определяют по формуле 2.40, где коэффициент 0,875, учитывающий отклонение толщины стенки от номинального значения (для труб по ГОСТ 632-80) заменяется на величину 0,950 (для труб по ТУ 39-0147016.40-93).

Значения , определенные по формуле (2.40), приведены в Дополнении к приложению 4 (см. стр.9 настоящего документа).

Коэффициент запаса прочности на внутреннее давление принимается как для труб исполнения А — 1,15″.

Пункт 2.28.

Дополнить: «Расчет на растяжение электросварных обсадных труб с резьбой «Батресс» и ОТТМ производится аналогично как для труб с резьбой трапецеидального профиля.

Значения допустимых растягивающих нагрузок для труб с резьбой «Батресс» и ОТТМ приведены в Дополнении к приложению 6 (см. стр.10-11 настоящего документа).

Коэффициенты запаса прочности применяются как для труб исполнения А по ГОСТ 632-80 (1,75 — для резьбы; и 1,25 — по телу трубы)».

Пункт 8.10.

Дополнить примечанием «Приведенные ограничения по применению резьбовых соединений с учетом допускаемой интенсивности искривления ствола скважины также относятся к отечественным электросварным трубам с резьбами «Батресс» производства ВМЗ по ТУ 39-0147016.40-93.

Таблица 15.1.

Дополнить примечанием 4 «Отечественные обсадные электросварные трубы с резьбой «Батресс» производства ВМЗ имеют размеры, равные размерам импортных труб, выпускаемых по стандарту АНИ, а размеры труб с резьбой ОТТМ равны соответствующим размерам труб для исполнения А по ГОСТ 632-80″.

Таблица 15.3.

Дополнить примечанием 3 «Отечественные обсадные электросварные трубы с резьбами «Батресс» производства ВМЗ и ОТТМ по условиям применения соответствуют резьбам ОТТМ по ГОСТ 632-80″.

Пункт 15.5.

Дополнить примечанием «Обсадные электросварные трубы производства ВМЗ по ТУ 39-0147016.40-93 обладают повышенным сопротивлением и рекомендуются к установке в интервалах расчета на наружное избыточное давление.

Таблица 15.5 и 15.5 бис.

Дополнить примечанием «Отечественные обсадные электросварные трубы с резьбами «Батресс» производства ВМЗ соответствуют резьбе «Батресс» по АНИ, а резьбы ОТТМ соответствуют ГОСТ 632-80, в том числе с фторопластовым (тефлоновым) кольцом».



Приложение 2.

Дополнить таблицей «Критические давления для электросварных обсадных труб производства ВМЗ по ТУ 39-0147016.40-93».



Приложение 3.

Дополнить таблицей «Растягивающие нагрузки, при которых напряжения в теле обсадных электросварных труб производства ВМЗ по ТУ 39-0147016.40-93, достигают предела текучести».



Приложение 4.

Дополнить таблицей «Внутренние давления, при которых напряжения в теле обсадных электросварных труб производства ВМЗ по ТУ 39-0147016.40-93, достигают предела текучести».



Приложение 6.

Дополнить таблицами: «Разрушающие нагрузки для обсадных труб с резьбовым соединением «Батресс» производства ВМЗ по ТУ 39-0147016.40-93 с нормальным диаметром муфт» и «Допустимые растягивающие нагрузки для обсадных труб ОТТМ производства ВМЗ по ТУ 39-0147016.40-93 с нормальным диаметром муфт (с учетом коэффициента запаса прочности 1,25 от разрушающей нагрузки или 0,8 от предела текучести тела трубы)».



Приложение 12.

Дополнить таблицей «Теоретический вес 1 метра колонны, составленной из обсадных труб производства ВМЗ по ТУ 39-0147016.40-93».

Раздел 16.

Дополнить вариантом примера расчета для электросварных обсадных труб производства ВМЗ по ТУ 39-0147016.40-93.

Дополнение к приложению 2
«Инструкции по расчету обсадных колонн
для нефтяных и газовых скважин»

Критические давления для обсадных электросварных труб производства ВМЗ по ТУ 39.0147016.40-93, МПа

Условный диаметр трубы, мм

Толщина стенки, мм

Группа прочности

С

Дс

Категория

Категория

1

2

1

2

140

7,0

28,9

25,0

30,9

28,9

7,7

33,8

28,9

36,5

33,8

146

6,5

23,1

20,4

24,4

23,1

7,0

26,6

23,2

29,4

26,6

7,7

31,5

27,0

33,9

31,5

8,5

36,7

31,1

39,8

36,7

9,5

42,9

36,1

46,8

42,9

10,7

50,1

41,9

54,9

50,1

168

7,3

21,9

19,5

23,1

21,9

8,0

26,3

22,9

28,0

26,3

8,9

31,6

27,1

34,1

31,6

10,6

41,1

34,6

44,8

41,1

219

7,7

13,5

12,6

14,0

13,5

8,9

19,1

17,2

19,9

19,1

10,2

25,2

22,1

26,8

25,2

245

7,9

10,9

10,3

11,2

10,9

8,9

14,8

13,6

15,3

14,8

10,0

19,3

17,4

20,3

19,3

Дополнение к приложению 3
«Инструкции по расчету обсадных колонн
для нефтяных и газовых скважин»

Растягивающие нагрузки, при которых напряжения в теле электросварных труб производства ВМЗ по ТУ 39.0147016.40-93, достигают предела текучести, кН

Условный диаметр трубы, мм

Толщина стенки, мм

Группа прочности

С

Дс

Категория

Категория

1

2

1

2

140

7,0

1098

908

1211

1098

7,7

1216

1005

1342

1213

146

6,5

1078

891

1189

1078

7,0

1156

956

1275

1156

7,7

1274

1053

1406

1274

8,5

1392

1151

1536

1392

9,5

1548

1279

1708

1548

10,7

1726

1427

1904

1726

168

7,3

1392

1151

1536

1392

8,0

1510

1249

1666

1510

8,9

1686

1394

1860

1686

10,6

1980

1637

2185

1980

219

7,7

1940

1604

2141

1940

8,9

2234

1847

2465

2234

10,2

2530

2092

2791

2530

245

7,9

2216

1832

2445

2216

8,9

2490

2059

2747

2490

10,0

2784

2302

3072

2784

Дополнение к приложению 4
«Инструкции по расчету обсадных колонн
для нефтяных и газовых скважин»

Внутренние давления, при которых напряжения в теле обсадных электросварных труб производства ВМЗ по ТУ 39.0147016.40-93, достигают предела текучести, МПа

Условный диаметр трубы, мм

Толщина стенки, мм

Группа прочности

С

Дс

Категория

Категория

1

2

1

2

140

7,0

36,1

29,9

39,8

36,1

7,7

39,7

32,9

43,8

39,7

146

6,5

32,0

26,5

35,3

32,0

7,0

34,5

28,6

38,1

34,5

7,7

38,0

31,4

41,9

38,0

8,5

41,9

34,7

46,2

41,9

9,5

46,8

38,8

51,6

46,8

10,7*

51,3

42,5

56,6

51,3

168

7,3

31,2

25,9

34,4

31,2

8,0

34,2

28,4

37,8

34,2

8,9

38,1

31,5

42,0

38,1

10,6*

44,9

37,2

49,5

44,9

219

7,7

25,3

21,0

27,9

25,3

8,9

29,3

24,2

32,3

29,3

10,2

33,5

27,8

37,0

33,5

245

7,9

23,3

19,3

25,7

23,3

8,9

26,2

21,7

28,9

26,2

10,0

29,5

24,4

32,5

29,5

* Для этих труб внутреннее давление ограничено прочностью муфты.

Примечание. Расчет внутренних давлений произведен для труб повышенной точности изготовления со средневзвешенным статистическим минусовым допуском на толщину стенки равным -5%.

Дополнение к приложению 6
«Инструкции по расчету обсадных колонн
для нефтяных и газовых скважин»

Разрушающие нагрузки для обсадных труб с резьбовым соединением «Батресс» производства ВМЗ по ТУ 39.0147016.40-93 с нормальным диаметром муфт, кН

Условный диаметр трубы, мм

Толщина стенки, мм

Группа прочности

С

Дс

Категория

Категория

1

2

1

2

140

7,0

1106

916

1220

1106

7,7

1210

1003

1335

1210

146

6,5

1080

895

1192

1080

7,0

1159

961

1279

1159

7,7

1269

1051

1399

1269

8,5

1393

1154

1536

1393

9,5

1545

1280

1704

1545

10,7

1725

1429

1903

1725

168

7,3

1399

1159

1543

1399

8,0

1527

1265

1684

1527

8,9

1689

1399

1863

1689

10,6

1990

1649

2195

1990

219

7,7

1938

1606

2138

1938

8,9

2227

1845

2457

2227

10,2

2537

2102

2798

2537

245

7,9

2226

1844

2455

2226

8,9

2497

2068

2754

2497

10,0

2792

2313

3079

2792

Примечания.

  1. 1. Разрушающие нагрузки определены из условия достижения в теле трубы предела текучести.

  2. 2. При расчете колонн допустимая растягивающая нагрузка определяется с учетом коэффициента запаса прочности 1,25.

Дополнение к приложению 6
«Инструкции по расчету обсадных колонн
для нефтяных и газовых скважин»

Допустимые растягивающие нагрузки для обсадных труб ОТТМ производства ВМЗ по ТУ 39.0147016.40-93 с нормальным диаметром муфт (с учетом коэффициента запаса прочности 1,25 от разрушающей нагрузки или 0,8 от предела текучести тела трубы), кН

Условный диаметр трубы, мм

Толщина стенки, мм

Группа прочности

С

Дс

Категория

Категория

1

2

1

2

140

7,0

882

729

973

882

7,7

971

803

1071

971

146

6,5

863

714

952

863

7,0

931

770

1027

931

7,7

1020

843

1125

1020

8,5

1108

916

1223

1108

9,5

1226

1014

1353

1226

10,7

1373

1135

1515

1373

168

7,3

1118

924

1234

1118

8,0

1226

1013

1353

1226

8,9

1353

1119

1493

1353

10,6

1588

1313

1752

1588

219

7,7

1549

1281

1709

1549

8,9

1785

1476

1969

1785

10,2

2030

1679

2240

2030

245

7,9

1755

1451

1936

1755

8,9

2000

1654

2207

2000

10,0

2236

1849

2467

2236

Дополнение к приложению 12
«Инструкции по расчету обсадных колонн
для нефтяных и газовых скважин»

Теоретический вес 1 метра колонны, составленной из обсадных труб производства ВМЗ по ТУ 39.0147016.40-93, кН

Условный диаметр трубы, мм

Толщина стенки, мм

Тип соединения

Батресс

ОТТМ

Нормальная муфта

Нормальная муфта

Специальная муфта

140

7,0

0,231

0,229

0,228

7,7

0,253

0,251

0,250

146

6,5

0,229

0,226

0,222

7,0

0,245

0,243

0,239

7,7

0,268

0,265

0,261

8,5

0,292

0,290

0,286

9,5

0,323

0,321

0,318

10,7

0,360

0,358

0,354

168

7,3

0,295

0,294

0,289

8,0

0,321

0,319

0,315

8,9

0,354

0,354

0,349

10,6

0,415

0,414

0,409

219

7,7

0,414

0,412

0,404

8,9

0,473

0,471

0,464

10,2

0,535

0,530

0,522

245

7,9

0,475

0,472

0,464

8,9

0,530

0,528

0,519

10,0

0,590

0,588

0,579

Дополнение к разделу 16
«Инструкции по расчету обсадных колонн
для нефтяных и газовых скважин»

Примеры расчета обсадных колонн

     
Эксплуатационные колонны

Эксплуатационная колонна для нефтяной скважины (фонтанирующая) диаметром 146 мм, составленная из обсадных труб с резьбой «Батресс» по ТУ 39-0147016.40-93 «Трубы обсадные электросварные и муфты к ним» повышенной точности изготовления.

Расчет производим при следующих исходных данных:

Глубина, м: 3000; 1000 (при испытании на герметичность); 1500 (при освоении скважины); 1750; 1800.

Удельный вес, Н/м: 1,85·10; 1,0·10; 1,0·10 (при освоении); 0,85·10 (в период ввода в эксплуатацию); 0,95·10 (при окончании эксплуатации); 1,4·10.

На глубине 2500…2600 м находится проницаемый пласт. На глубине 2550 м давление 35,5 МПа.

Эксплуатационный объект расположен в интервале 2900…3000 м.

На глубине 3000 м пластовое давление 42 МПа, на глубине 2900 м — 40,6 МПа; , .

Запас прочности в зоне эксплуатационного объекта 1,20.

Расчет наружных, внутренних и избыточных давлений приведен в пп.16.1-16.12, а эпюры избыточных наружных и внутренних давлений на рис.12 и 13 Инструкции [1]*.

________________

* В бумажном оригинале раздел Библиография не приводится. — Примечание изготовителя базы данных.

Расчет эксплуатационной колонны

16.3. Вариант 2 с применением электросварных труб по ТУ 39-0147016.40-93

МПа; МПа.

По Дополнению к приложению 2 находим, что этому давлению соответствуют трубы группы прочности «Дс» (категория 2) с толщиной стенки 7,7 мм, для которых 33,8 МПа.

Длина 1-й секции 150 м (100 м плюс 50 м выше кровли эксплуатационного пласта). Вес ее , где по Дополнению к приложению 12 равен 0,268 кН. Тогда кН.

По эпюре (рис.12) определяем расчетное давление на уровне верхнего конца 1-й секции на глубине 2850 м; 27 МПа.

Этому давлению при 1,0 соответствуют трубы группы прочности «Дс» (категория 2) с толщиной стенки 7,7 мм (те же трубы, что и для 1-й секции). По эпюре (рис.12) определим, что трубы для второй секции с толщиной стенки 7,0 мм (категория 2) и 26,6 МПа можно применять с глубины 2800 м. Тогда длина первой секции м, а вес кН. Определим значение для труб 2-й секции по формуле (2.38) для условий двухосного нагружения

МПа,

     
где выбираем из Дополнения к приложению 3.

Этому давлению по эпюре (рис.12) соответствует глубина 2760 м, следовательно уточненная длина первой

где выбираем из Дополнения к приложению 3*.
_________________

* Текст документа соответствует оригиналу. — Примечание изготовителя базы данных.

Этому давлению по эпюре (рис.12) соответствует глубина 2760 м, следовательно уточненная длина первой секции будет равна м, кН.

Для 3-й секции выбираем трубы группы прочности «Дс» (категория 2) 6,5 мм, для которых 23,1 МПа. Это давление имеет место на глубине 2020 м (эпюра рис.12). Следовательно, длина 2-й секции м, а вес кН.

Определим величину по формуле (2.38) для условий двухосного нагружения с учетом растягивающих нагрузок от веса двух первых секций кН.

МПа

Этому давлению по эпюре соответствует глубина 1470 м, следовательно, уточненная длина 2-й секции будет равна м, кН.

Для четвертой секции выбираем трубы группы прочности «Дс» (категория 2) с толщиной стенки 7,0 мм. Так как 4-я секция состоит из более прочных труб, чем 3-я, то длину 3-й секции и последующих выбираем из расчета на растяжение.

По Дополнению к приложению 6 для этих труб 1080 кН, а кН.

По формуле (2.49) определим длину 3-й секции

м.

Для 3-й секции достаточна длина м, кН.

кН.

Конструкция обсадной колонны 146 мм

Номер секции (снизу-вверх)

Группа прочности

Толщина стенки, мм

Длина секции, м

Вес секции, кН

1

Дс

7,7

240

64,32

2

Дс

7,0

1290

316,05

3

Дс

6,5

1470

336,63

Всего

3000

717,00

Примечания.

  1. 1. Конструкция колонны, составленная из труб поГОСТ 632-80 с треугольной резьбой весит 783,40 кН (см. аналогичный пример в п.16.3 Инструкции [1]), то есть на 9,26% больше.

  2. 2. Для аналогичных условий колонна, составленная из труб по ГОСТ 632-80 (исполнение А) группы прочности «Д» (аналог «Дс» категории 2), с резьбой ОТТМ (аналог «Батресс») будет весить 738,85 кН, то есть на 3,05% больше.

  3. 3. Экономия веса достигается за счет высокой точности изготовления труб по ТУ 39-0147016.40-93 (овальность 0,005, вместо 0,0075; разностенность 5% вместо 12,5%).
Источник

Инструкция по расчёту обсадных колонн для нефтяных и газовых скважин

Инструкция по расчёту обсадных колонн для нефтяных и газовых скважин

Инструкция по расчёту обсадных колонн для нефтяных и газовых скважин

Скачать книгу здесь. Инструкция по расчету обсадных колонн для нефтяных и газовых скважин. Инструкция по расчету обсадных колонн для нефтяных и газовых скважин. Инструкция по расчету обсадных колонн для обсадных колонн для нефтяных и газовых скважин. Инструкция П. Р. Инструкция по расчету обсадных колонн для обсадных колонн для нефтяных и газовых скважин. Незаинтересованно выцарапывающий полдень инструкция по расчёту обсадных колонн для нефтяных и газовых скважин девальвирует. Расчёт эксплуатационной колонны нефтяной скважины. Рис.1. М.: Недра, 1987.6. Инструкция по расчёту обсадных колонн для нефтяных и.

Вопросов нефтегазового дела, карьеры, программного обеспечения. Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности. А. Э., Шурыгин М. Н. Новая реологогидравлическая программа углубления скважин. Инструкция по расчёту обсадных колонн для нефтяных и газовых скважин. Инструкция по расчёту обсадных колонн для нефтяных и газовых скважин. Вам могут подойти и эти товары. Книги по нефтяной и газовой промышленности. Описание недоступно из за ограничений в файле Подробнее. Помогите найти инструкции. Расчет промежуточных обсадных колонн для газовых скважин. Допустимое внутреннее давление в обсадной колонне. Вводится взамен Инструкции по креплению нефтяных и газовых скважин. МоскваКраснодар ВНИИКРнефть,.

1975. Госгортехнадзором СССР г., Инструкции по расчету обсадных колонн для нефтяных и газовых скважин разработана АО. Формулы расчета расхода газа. Инструкция по расчету обсадных колонн для нефтяных и газовых. Выбор обсадных труб необходимо производить в соответствии с перечнем технической документации на изготовление обсадных труб, приведенным в табл.1. Инструкция по расчету обсадных колонн для нефтяных и газовых скважин: Утв. Новости нефтегазовой отрасли. Инструкция по расчету обсадных колонн для нефтяных и газовых скважин. И Инструкция по монтажу электрооборудования в пожароопасных зонах.

Газовых скважин. Места установки элементов технологической оснастки обсадной колонны уточняются геологической службой по результатам ГИС. Найдите нужную вам инструкцию прямо сейчас. Инструкция по креплению нефтяных и газовых скважин. Госгортехнадзором СССР г., Инструкции по расчету обсадных колонн для нефтяных и газовых скважин разработана АО ВНИИТнефтью, согласована письмами Госгортехнадзора РФ от. Шифры обсадных труб: Таблица 3.7 Испытание обсадных колонн на герметичность. Расчет эксплуатационных обсадных колонн для нефтяных скважин. Разбуривание нефтяных и газовых месторождений наклонным способом и особенно горизонтальными и разветвлённогоризонтальными скважинами является эффективным методом формирования. Обсуждение.

Вместе с Инструкция по расчёту обсадных колонн для нефтяных и газовых скважин часто ищут

инструкция по расчету обсадных колонн для нефтяных и газовых скважин 1997

инструкция по расчету бурильных колонн для нефтяных и газовых скважин 1997

инструкция по расчету обсадных колонн скачать

инструкция по расчету бурильных колонн 1997

Читайте также:

Скачать драйвера на казахский шрифт

Мирена спираль инструкция

Дикие карты козырные тузы скачать fb2

Скачать звонок старого телефон mp3

Программы для подсчета калорий скачать бесплатно

Источник


Дополнение к «Инструкции по расчету обсадных колонн для нефтяных и газовых скважин»

Получить бесплатно

  • Текст
  • Сканер-копия
  • Примечания
  • Ссылается на

     
     ДОПОЛНЕНИЕ
К «ИНСТРУКЦИИ ПО РАСЧЕТУ ОБСАДНЫХ КОЛОНН ДЛЯ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ СКВАЖИН», М., 1997 г.

Настоящее Дополнение к «Инструкции по расчету обсадных колонн для нефтяных и газовых скважин»*, М, 1997 г. разработано Ассоциацией буровых подрядчиков.

________________

* Документ не приводится. За дополнительной информацией обратитесь по ссылке, здесь и далее по тексту. — Примечание изготовителя базы данных.

Составители: Колесников В.Г., Кузнецов В.Ф., Чеблаков Е.А., Шинкевич Г.Г., Якубовский Н.В.

Согласовано с Госгортехнадзором России письмом от 06.09.2000 г. N 10-03/667.

Настоящее Дополнение распространяется на отечественные обсадные стальные электросварные трубы диаметрами 140, 146, 168, 219, 245 мм с трапецеидальной резьбой «Батресс» и ОТТМ, включая резьбовые соединения с узлом уплотнения из полимерных материалов (фторопластовое кольцо).

Скачать документ нельзя
Можно заказать Бесплатно! 1 документ

Международные и зарубежные стандарты ( ASTM, ISO, ASME, API, DIN EN, BS EN, AENOR и др.) не предоставляются в рамках данной услуги. Каждый стандарт приобретается платно с учетом лицензионной политики Разработчика.

Получить бесплатно

или посмотрите возможности крупнейшей электронной библиотеки «Техэксперт» — более 8 000 000 документов!

Заказать бесплатную демонстрацию


! После демонстрации Вы получите бесплатный доступ к базе данных «Информационный указатель стандартов» или к информационному каналу «Реформа технического регулирования», куда включены не только новые технические регламенты, но также их проекты — предстоящие изменения в области технического регулирования. Ни в одной другой базе данных этого нет!

Подписка на полную версию «Указателя стандартов» через ФГУП «Стандартинформ» стоит 20 000 рублей.

При заказе демонстрации Вы получите доступ к его электронной версии совершенно бесплатно!

Section background

Источник

Авторы: АООТ «ВНИИТнефть», «ВНИИКРнефть», «ВНИИБТ»

Инструкция по расчету обсадных колонн для нефтяных и газовых скважин

ВЗАМЕН Д 39-7/1-0001-89.

Дата введения: 01.07.1997.

Авторы: Акционерное общество открытого типа «Научно-исследовательским институт разработки и эксплуатации нефтепромысловых труб (АООТ «ВНИИТнефть»), Всесоюзный научно-исследовательский и проектный институт по креплению скважин и буровым растворам (ВНИИКРнефть), Всесоюзный научно-исследовательский институт буровой техники (ВНИИБТ) и др.

Доступ ограничен

Приглашаем Вас стать пользователем Системы (ЭТБ) «ГИС-Профи» для специалистов и руководителей предприятий топливно-энергетического комплекса.

Пройдите регистрацию

Источник

Литература(Книги)

Всё про нефть и газ
\Главная
\Начало
\Литература
\Подразделы
\Книги
\Практическое руководство по технологии бурения скважин на жидкие и газообразные полезные ископаемые: Справочное пособие

9. РАСЧЕТ ОБСАДНЫХ КОЛОНН

Обсадные колонны рассчитываются
по правилам и нормам, изложен­ным в Инструкции [12], с учетом
требований «Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности» [27].
Расчет колонны на проч­ность выполняется исходя из условия, что при
любом самом неблаго­приятном сочетании действующих нагрузок напряжение
в опасном сечении трубы не превысит предела текучести ее материала и не
вызо­вет необратимой деформации, которая в конечном счете может
при­вести к разрушению обсадной колонны.

Как известно из теоретического
курса, обсадная колонна подверга­ется в скважине воздействию различных
по величине и характеру на­грузок. Так как при проектировании обсадной
колонны невозможно учесть все их многообразие, выделяются наиболее
значительные из них и наиболее опасные, которые принимаются за расчетные.
В каче­стве расчетных приняты нагрузки трех видов:

наружное избыточное давление
смятия;

осевая нагрузка растяжения от
собственного веса спущенной в скважину обсадной колонны;

внутреннее избыточное давление в
колонне.

С учетом регламентированных
коэффициентов запаса прочности и справочных данных о показателях прочности
обсадных труб при расчете обсадной колонны по расчетным нагрузкам
подбираются трубы соответствующей группы прочности стали и толщины стенки
для комплектования секций обсадной колонны.

Таким образом, расчет обсадной
колонны сводится к определению расчетных нагрузок и их распределения по
длине колонны, выявлению наиболее опасной из расчетных нагрузок в
рассматриваемом сечении колонны и к подбору труб, соответствующих заданным
значениям ко­эффициента запаса прочности, для комплектования секций
обсадной колонны.

Условия нагружения обсадной
колонны зависят от глубины ее спуска, сложности строения геологического
разреза, назначения сква­жины и назначения
колонны.

271

9.1. РЕКОМЕНДАЦИИ ПО ВЫБОРУ
ТИПА ОБСАДНЫХ ТРУБ В СООТВЕТСТВИИ С УСЛОВИЯМИ В СКВАЖИНЕ

Рекомендации приведены на
основании Инструкции по расчету обсад­ных колонн для нефтяных и
газовых скважин, 1997 г. [12].

В интервалах, где обсадная
колонна формируется по расчету на смятие, при выборе предпочтение отдается
трубам из сталей низкой группы прочности с максимальной толщиной стенки.
Трубы с резьбой треугольного профиля по ГОСТ 632—80 могут использоваться
при внешнем избыточном давлении до 15 МПа в газовых средах и до 20 МПа в
жидких средах при условии уплотнения резьб лентой ФУМ. Трубы с
оцинкованной резьбой рекомендуется использовать только в жидких средах на
глубине до 1500 м и при давлении до 10 МПа.

В интервалах, представленных
высокопластичными породами (ка­менная соль), предпочтение отдается
трубам с максимальной толщи­ной стенки либо импортным трубам с
повышенным сопротивлением смятию.

Для интервалов, где трубы
выбираются по условию прочности на растяжение, а также в интервалах с
интенсивностью искривления бо­лее 1,5° на 10 м рекомендуется применять
трубы с трапецеидальной резьбой.

Обсадные трубы резьбового
соединения диаметром 351; 377 и 426 мм и электросварные трубы диаметром
473 мм допускаются к исполь­зованию в качестве направлений и
кондукторов. Для промежуточных колонн, кондукторов и направлений без
установки противовыбросо-вого оборудования (ПО) рекомендуют- ся трубы с
треугольной резь­бой или трубы ОТТМ на смазке Р-2 или Р-402,
допускается примене­ние графитовой смазки по ГОСТ 3333—80. Для всех
секций эксплуата­ционной и промежуточных колонн и кондукторов, на
которых уста­навливается ПО (в интервале от устья до отметки на 150 м
ниже уров­ня цемента за колонной, но не менее 500 м от устья), трубы
выбирают­ся по табл. 9.1. Для остальной части обсадной колонны
допускается использование труб с треугольной резьбой и труб ОТТМ со
смазкой Р-2 или Р-402 (табл. 9.2)

В интервалах с повышенной
интенсивностью протирания обсадных колонн следует применять трубы с
максимальной толщиной стенки. В подобных условиях могут также применяться
сменные обсадные ко­лонны или колонны из труб сталей групп прочности М
и выше отече­ственного производства или из импортных труб группы
прочности N80 и выше.

При выборе обсадных труб с
треугольной резьбой надо учитывать, что они могут иметь удлиненную и
короткую резьбы;

272

Таблица 9.1

Рекомендуемые сочетания типов
резьбовых соединений и герметизирующих средств (в скобках) для скважин, не
содержащих сероводорода

Избыточное

внутреннее

давление,

МПа

Интенсив­ность
ис­кривления, градус/10 м

Эксплуатационные колонны
диаметром до 219,1 мм вклю­чительно

Промежуточные колонны, на которых
устанавливается противовыбросовое обору­дование

Жидкая среда

<10

<1,5

Треугольная (Р-2 МВП,
Р-402)

Треугольная (Р-2 МВП, Р-

402)

ОТТМ (Р-2 МВП, Р-402)

ОТТМ (Р-2 МВП, Р-402)

10-20

Треугольная (ФУМ, Р-2 МВП,

Треугольная (ФУМ, Р-2

Р-402)

МВП, Р-402)

ОТТМ (Р-2 МВП, Р-402)

ОТТМ (Р-2 МВП, Р-402)

20-30

ОТТМ (Р-2 МВП, Р-402)

Треугольная (ФУМ) ОТТМ

Треугольная (УС-1, ФУМ)

(Р-2 МВП, Р-402)

>30

ОТТГ, ТБО (Р-2 МВП,
Р-402)

Треугольная (УС-1)

ОТТМ (УС-1)

<10

>1,5

Треугольная (ФУМ, Р-2 МВП,

Треугольная (ФУМ, Р-2

Р-402)

МВП, Р-402)

ОТТМ (Р-2 МВП, Р-402)

ОТТМ (Р-2 МВП, Р-402)

10-20

Треугольная (ФУМ)

Треугольная (ФУМ)

ОТТМ (Р-2 МВП, Р-402)

ОТТМ (Р-2 МВП, Р-402)

20-30

Треугольная (УС-1)

Треугольная (ФУМ)

ОТТМ (Р-2 МВП, Р-402)

ОТТМ (Р-2 МВП, Р-402)

>30

ОТТГ (Р-2 МВП, Р-402)

ОТТГ (Р-2 МВП, Р-402)

ТБО (Р-2 МВП, Р-402)

ОТТМ (УС-1)

Газовая среда

<10

<1,5

Треугольная (ФУМ,
УС-1)

Треугольная (ФУМ, Р-2 МВП,
Р-402) ОТТМ (Р-2 МВП, Р-402)

ОТТМ
(УС-1)

10-20

Треугольная (ФУМ,
УС-1)

Треугольная (ФУМ, Р-2

ОТТМ (УС-1), ОТТГ, ТБО
(Р-2

МВП, Р-402)

МВП, Р-402)

ОТТМ (Р-2 МВП, Р-402)

20-30

ОТТМ
(УС-1)

Треугольная (УС-1),

ОТТГ, ТБО (Р-2 МВП, Р402)

ОТТМ (Р-2 МВП, Р-402)

>30

ОТТГ, ТБО (Р-2 МВП, Р402)

ОТТМ (УС-1),

ОТТГ (Р-2 МВП, Р-402)

<10

>1,5

Треугольная (ФУМ,
УС-1)

Треугольная (ФУМ)

ОТТМ
(УС-1)

ОТТМ (Р-2 МВП, Р-402)

10-20

ОТТГ, ТБО (Р-2 МВП, Р402)

Треугольная (УС-1)

ОТТМ
(УС-1)

ОТТМ (УС-1, Р-2 МВП, Р-

402)

20-30

ОТТГ, ТБО (Р-2 МВП, Р402)

ОТТМ (УС-1)

ОТТМ
(УС-1)

ОТТГ (Р-2 МВП, Р-402)

>30

ОТТГ, ТБО (Р-2 МВП, Р402)

ОТТМ (УС-1)

ОТТГ (Р-2 МВП, Р-402)

Примечания. 1. При наличии
в колонне двух сред (газа и жидкости) длина интервала с газовой средой
увеличивается на 100—150 м. 2. Области возможного применения
уп-лотнительных средств в зависимости от температуры среды приводятся в
табл. 9.2.

Таблица 9.2

Уплотнительные материалы для резьбовых соединений обсадных
труб

Уплотнитель-

ный материал

(ТУ, ГОСТ)

Завод-изготовитель

Допустимая

температура

в скважине,

°С

Особенности применения

Несамоотверждающиеся смазки

Р-2МВП (ТУ

38-101-332-76)

б.         
Ленинградский

опытный нефтемасло-завод им.
Шаумяна (г. Санкт-Петербург, ул. Салова, д. 51) Тоже

<+100

При температуре ниже -5 °С смазку
и резьбовые концы труб подогреть

Р-402(ТУ38-101-708-78)

СКа2/6-вЗ (графитовая) УСсА (ГОСТ
3333-80)

Полимеризу-ющийся уплот-нительный
состав УС-1 (ТУ 38-101-440-79)

<+200

При температуре ниже -30 °С
смазку и резьбовые концы труб подогреть

При температуре ниже —5 °С смазку
и резьбовые концы труб подогреть

<+100

Самоотверждающийся состав

Опытный завод синте­тических
нефтесмазок (г. Казань, ул. Приго­родная, 4)

<+160 При температуре ниже +10
°С рекомендуется подогрев смазки до +20+25 °С, а при отрица­тельных
температурах — также

подогрев резьбовых концов трубы
до 5+10 °С. Крутящий момент при креплении соедине­ний на 20+30 % выше,
чем при использовании несамоотвер-ждающихся смазок

Уплотнительные материалы

Лента ФУМ (фторопласто­вый
уплотни-тельный мате­риал) (ТУ 6-05-1388-76)

Химический завод (613020, г.
Кирово-Чепецк Кировской области)

Завод им. «Комсомоль­ской
правды» (194175, г. Санкт-Петербург, ул. Коммуны, 2, ОКПО
«Пластполимер»)

<+200

Может использоваться при
тем­пературе до —60 °С. Крутящий момент при креплении соеди­нений
на 18—20 % ниже, чем при использовании несамоот-верждающихся
смазок

Металлизация резьбы
цинком

Слой цинка наносится на резьбу
муфт обсадных труб         
   на

трубном заводе согласно ТУ
14-3-570—77. Перед свинчиванием соединений на резьбу муфты наносится одна
из не-самоотверждающихся смазок

274

кроме того, ГОСТ 632—80
предусматривает два исполнения труб — А и Б, различающихся требованиями по
качеству изготовления (для ис­полнения А требования по точности
соблюдения размеров более жест­кие).

9.2. РАСЧЕТ ЭКСПЛУАТАЦИОННОЙ КОЛОННЫ

Выделяются три расчетные
нагрузки: наружное избыточное давление смятия; осевая нагрузка растяжения
от собственного веса колонны; внутреннее избыточное
давление.

Рис. 9.1. Расчетные схемы при
проектиро­вании обсадной колонны для скважин добывающей нефтяной (/),
разведочной (//) и добывающей газовой (///):

А, Б — в исходном
состоянии и на завершаю­щем этапе соответственно; 1 — буровой
рас­твор за колонной; 2 — цементный раствор-камень; 3 —
жидкость в колонне; 4 — газ в колонне

Поскольку условия нагружения
обсадной колонны в скважине весьма разнообразны, инструкцией [12]
регламентированы правила определения расчетных нагрузок.

При расчетах обсадных колонн,
спущенных в нефтяную добываю­щую скважину, наиболее часто применяется
схема / (рис. 9.1), для раз­ведочных нефтяных скважин обсадные колонны
рассчитывают с ис­пользованием схемы //, а для газовых скважин — схемы
III.

Значение внутренних давлений
максимально в период ввода сква­жины в эксплуатацию или при опрессовке
колонны (позиции А рас­четных схем). Наружные избыточные давления,
главным образом, проявляются на стадии окончания эксплуатации скважины
(позиции Б расчетных схем). За счет этих давлений может произойти разрыв
ко­лонны или ее смятие.

Кроме того, на рис. 9.1 точки
а, б, в, г — это характерные точки, в которых определяют избыточные
наружные давления на стадии окон­чания эксплуатации, а точки а, б’,
в — характерные точки, в которых находят внутренние избыточные
давления при испытании колонны на герметичность или при вводе в
эксплуатацию.

НАРУЖНОЕ ИЗБЫТОЧНОЕ ДАВЛЕНИЕ НА КОЛОННУ

Наружное избыточное давление
определяется как разность между на­ружным ри и внутренним
рв давлениями

Ри.П=Рц-Рв, 
                   
                   
               
(9.1)

при их наиболее неблагоприятном
сочетании, т.е. в тех условиях, ко­гда одновременно наружное давление
достигает максимальной вели­чины, а внутреннее —
минимальной.

Прежде чем приступить к расчету
наружного давления и построе­нию эпюры его распределения по колонне,
необходимо проанализиро­вать положение колонны и особенности
геологического разреза в от­крытом стволе, перекрываемом данной
колонной и выделить харак­терные интервалы и отметки глубины. Таковыми
являются отметки высоты подъема цемента за колонной и глубины спуска
предыдущей обсадной колонны, интервалы пластов с АВПД, интервалы залегания
высокопластичных пород (например, соленосная толща). Затем при­ступают
к расчету наружного давления.

В соответствии с требованиями
инструкции, оно рассчитывается по следующим правилам:

в незацементированном интервале
(в интервале, перекрытом пре­дыдущей обсадной колонной, или в открытом
стволе при отсутствии зон АВПД и высокопластичных пород) по
плотности жидкости рж за колонной

276

р» = pxgz 
                   
                   
                   
 (9.2)

(z — координата глубины по
вертикали, м; g — ускорение силы тяжести, м/с2);

при цементировании на момент
окончания продавливания цемент­ного раствора наружное давление
рассчитывают по высоте столба жидкостей за колонной с учетом их
плотностей

P»=P*gh + pn.pg(z-h)               
                   
       (9.3)

(h — глубина до цемента за
колонной; рц р — плотность цементного
рас­твора), но при этом значение наружного давления в любом случае не
может быть ниже давления столба минерализованной воды с плотно­стью
1100кг/м3;

в зацементированной части колонны
после ОЗЦ по плотности ми­нерализованной воды рж = 1100
кг/м3;

в интервале, перекрытом
предыдущей колонной, в зацементиро­ванной зоне наружное давление после
ОЗЦ определяется по гидроста­тическому давлению составного столба
жидкости (до цемента по плотности жидкости за колонной и ниже по плотности
минерализо­ванной воды или по фактической плотности жидкости
затворения це­ментного раствора)

p» = pxgh+U00.g(z-h);               
                   
   (9.4)

при наличии за колонной
интервалов с АВПД наружное давление при­нимается равным пластовому
р„ = рпл, причем пластовое давление в пластах толщиной
до 200 м принимают постоянным:

(Pi® и
Рт>п — пластовое давление соответственно в кровле и подошве
пласта), а в пластах толщиной свыше 200 м распределение давления между
кровлей и подошвой принимают по линейному закону. Интер­вал действия
пластового давления распространяют за пределы подош­вы и кровли пласта
на 50 м;

в интервале залегания склонных к
пластическим деформациям гор­ных пород наружное давление рассчитывают
по средней плотности горных пород в массиве ргл:

Р» = Pr.agz,       
                   
                   
             (9.6)

и это давление распространяют на
50 м по обе стороны за пределы интервала.

По давлению в характерных точках
и интервалах строится эпюра наружного давления. В промежутках между
пластами с АВПД и зона-

277

ми высокопластичных пород
изменение наружного давления принима­ется по линейному
закону.

При определении наружного
избыточного давления внутреннее давление в колонне рассчитывают по
давлению столба жидкости в скважине при самом низком положении ее
уровня:

Az =Рш~ Рж&(г — hx),               
                   
           (9.7)

где Аж — уровень
жидкости в скважине.

В газовой скважине за внутреннее
давление принимают наимень­шее устьевое и забойное давления в момент
завершения эксплуатации, причем его распределение по колонне между забоем
и устьем считают линейным.

В благоприятных геологических
условиях (коэффициент аномаль­ности пластового давления
кл < 1,1, отсутствие в разрезе высокопла­стичных
пород) при расчете эксплуатационных колонн в зацементиро­ванной зоне
должно учитываться разгружающее действие цементного кольца. Наружное
избыточное давление в таком случае определяется по формуле

/W = [Рц.р(г — К) + Рб.рА —
рж(2 — hx)]g(l — к),               
  (9.8)

где h — глубина до уровня
цемента в скважине за колонной; рж, рбр -плотность
соответственно в колонне и бурового раствора за колонной; к —
коэффициент разгрузки.

Значения коэффициента разгрузки
к приведены ниже.

Диаметр обсадной колонны,

мм           
                   
             114,3-177,8
193,7-244,5 273,0-323,7 >340

Значения коэффициента к 0,25 
               
 0,30         
           0,35                 
 0,40

Коэффициент запаса прочности при
расчете на наружное избыточ­ное давление:

для интервала продуктивного
пласта к3= 1-е-1,3;

для остальной части
к3 = 1.

При выборе труб критическое
давление смятия должно быть скор­ректировано для всех секций, начиная
со второй снизу, по формуле

tmp224A-1.jpg

(9.9)

где Р — растягивающая
нагрузка от веса расположенных ниже труб (без учета архимедовых сил);
Рт — осевая нагрузка растяжения, при

278

которой напряжения в теле трубы достигают предела
текучести.

НАГРУЗКА РАСТЯЖЕНИЯ ОТ
СОБСТВЕННОГО ВЕСА ОБСАДНОЙ КОЛОННЫ

Осевая нагрузка растяжения
рассчитывается по весу расположенных ниже секций без учета архимедовых
сил:

Pi = mlgh + niTgh +…+ m^gl^,               
                 
 (9.10)

где Pi — нагрузка
растяжения на нижнем конце г-й секции, Н; mi,…,

/И;_1 — масса 1 м трубы
соответствующей секции, кг; /i,…, /;_i — длина

соответствующей секции,
м.

Допустимая нагрузка растяжения
принимается следующей:

для труб с треугольной резьбой по
страгивающей нагрузке с учетом

коэффициента запаса (табл.
9.3)

для труб с трапецеидальной
резьбой исполнения А коэффициент запаса к3 = 1,75 от
нагрузки, при которой напряжения в теле трубы достигают предела текучести
<тт, для труб с трапецеидальной резьбой исполнения Б
к3 = 1,8.

Таблица 9.3

Коэффициент запаса прочности
при расчете на растяжение эксплуатационных колонн с треугольной
резьбой

Диаметр колонны, мм

Длина колонны, м

Запас прочности в
верти­кальной скважине

114,3-168,3
177,8-219,1

<3000 >3000 <1500
>1500

1,15 1,3 1,3
1,45

ВНУТРЕННЕЕ ИЗБЫТОЧНОЕ ДАВЛЕНИЕ

Внутреннее избыточное давление
определяется по разности между внутренним и наружным давлениями для одного
и того же момента времени

А.и=А-Рн-           
                   
                   
    (9.12)

Порядок расчета наружного
давления был рассмотрен выше. За расчетное внутреннее давление принимается
его максимальное значение, которое может возникнуть при вскрытии
продуктивного пласта с АВПД, при опрессовке обсадной колонны или при
проведе-

нии мероприятий по повышению
нефтегазоотдачи пластов (гидрораз­рыв, кислотная обработка и
пр.).

Внутреннее давление рассчитывают
следующим образом:

1)  в нефтяной скважине при закрытом устье в
момент вскрытия продуктивного
пласта

Pbz = Аш — Рж£(#пл -г)       
                   
                (9.13)

(Нщ, — глубина кровли пласта с
давлением р^, рж — плотность нефти или плотность
пластового флюида в пластовых условиях, если давле­ние насыщения нефти
газом ниже давления на устье);

2)  если предусмотрена
обработка продуктивного пласта с создани­ем репрессии на пласт Ар
(ее значение задается геологической служ­бой), то при расчете
внутреннего давления величина Ар прибавляется к пластовому
давлению;

3) при испытании обсадной
колонны на герметичность в один при­ем без пакера внутреннее давление
рассчитывается, если рву > > роп, по
формуле

(рву —
внутреннее давление на устье) и, еслирву <роп,
по формуле pBZ=pon+pxgz               
                   
                 
 (9.15)

(Роа — рекомендуемое
минимальное давление опрессовки обсадной ко­лонны (табл.
9.4);

4) в хорошо освоенных районах
внутреннее давление рассчитыва­ется по фактическому давлению на устье
скважины.

Внутреннее давление особенно
опасно в газовых скважинах. При за­крытом превенторе повышение
внутреннего давления может привести к разрыву обсадной колонны в ее
приустьевой части.

Распределение давления по стволу
газовой скважины при закрытом устье рассчитывается по формуле

(9.16)

Таблица 9.4

Рекомендуемые значения
минимального давления опрессовки при испытании обсадных колонн на
герметичность

Диаметр обсадной колонны,
мм

Давление опрес­совки,
МПа

Диаметр обсадной колонны,
мм

Давление опрес­совки,
МПа

114,3-127,0 139,7-146,1
168,3 177,8-193,7

15,0 12,5 11,5
9,5

219,1-244,5 273,1-351,0
377,0-508

9,0

7,5
6,5

— пластовое давление в газовом пласте;

о 0,03415 p(H-z)

S = ————-————-;           
                   
               (9.17)

где р — относительная плотность
природного газа по воздуху, для пер­вых скважин можно принять р = 0,6;
Н — глубина залегания газового пласта, м; т — коэффициент
сверхсжимаемости газа, тср — средняя абсолютная температура по
скважине, К.

В газонефтяных и газовых
скважинах, где при закрытом устье под газом в скважине образуется столб
нефти, в интервале, заполненном нефтью, внутреннее давление определяют по
пластовому с учетом его снижения за счет давления столба нефти, а в части,
заполненной газом, — по давлению на границе с нефтью с учетом его снижения
к устью по законурв =pil/es,
где/»;, — давление у границы с нефтью.

При глубине Н < 1000 м и
пластовом давлении в газовой залежи не
свыше 10 МПа, а также при пластовом давлении не свыше 4 МПа и любой
глубине скважины допускается принимать внутреннее давление по всей
скважине равным пластовому.

Внутреннее избыточное давление
определяется как разность внут­реннего и наружного
давлений

Ри.в=Рв-Рн-     
                   
                   
           (9.18)

Допустимое значение внутреннего
давления определяется по фор­муле

Ы =Л.чАз,           
                   
                   
    (9.19)

где рв кр —
внутреннее критическое давление по табл. 9.8; к3 —
коэффи­циент запаса прочности.

Коэффициент запаса прочности
при расчете на избыточное внутреннее давление

Диаметр труб, мм……………..
114,3-219,1 >219,1

Исполнение
А…………………… 1,15     
           1,15

Исполнение
Б…………………… 1,15     
           1,45

Устьевую часть обсадной колонны
приходится также проверять по давлению, которое создастся при ее
опрессовке. При опрессовке дав­ление должно превышать ожидаемое
давление на устье в 1,1 раза или, по крайней мере, быть не ниже
рекомендуемого давления опрессовки (см. табл. 9.4).

281

ПОРЯДОК РАСЧЕТА
ЭКСПЛУАТАЦИОННОЙ КОЛОННЫ НА ПРОЧНОСТЬ

По расчетным данным о наружных и
внутренних давлениях по харак­терным точкам строятся эпюры избыточных
давлений наружного и внутреннего. В качестве характерных точек для
построения эпюры принимают уровни жидкости в колонне и цементного раствора
за ко­лонной, положение башмака предыдущей обсадной колонны, отметки
кровли и подошвы зон АВПД и интервалов высокопластичных пород,
перекрываемых эксплуатационной колонной. Изменение избыточных давлений
между указанными точками, как правило, принимается ли­нейным.
Исключение составляют пласты с АВПД толщиной до 200 м, для которых
давление принимается постоянным по толщине пласта, и внутреннее давление в
скважине, заполненной газом, рассчитываемое по формуле pz
=pnjes.

При расчете обсадной колонны
наружное и внутреннее избыточные давления в любом ее сечении определяются
по соответствующим эпю­рам.

Характеристики труб,
использованные в расчетах, приведены в табл. 9.5-9.14.

Таблица 9.5

Критические давления смятия для обсадных труб исполнения
А

по ГОСТ 632-80, МПа

Условный

Толщина стенки,
мм

Группа прочности

диаметр трубы,
мм

д

Е

Л

М

Р

Т

114

5,2

20,3

_

_

_

_

_

5,7

24,2

—

—

—

—

—

6,4

29,5

38,6

42,7

45,9

—

—

7,4

36,9

50,3

57,1

62,7

70,1

—

8,6

45,3

63,4

73,4

82,4

95,5

102,1

10,2

—

93,7

106,9

127,4

138,6

127

5,6

19,0

—

—

—

—

—

6,4

24,6

31,1

33,6

35,5

—

—

7,5

32,2

42,7

47,7

51,7

56,6

58,6

9,2

43,0

60,0

69,2

77,4

88,8

94,4

10,7

52,3

74,1

86,7

98,3

116,4

126,0

140

6,2

19,3

—

—

—

—

—

7,0

24,4

30,7

33,2

35,0

—

—

7,7

28,8

37,4

41,3

44,2

47,6

49,1

9,2

37,7

51,7

58,8

64,9

72,8

76,5

10,5

45,2

63,3

73,3

82,4

95,3

101,9

146

6,5

19,4

—

—

—

—

—

7,0

22,4

27,7

29,8

31,3

—

—

7,7

26,7

34,2

37,4

39,7

—

—

Условный

стенки,
мм

Группа прочности

диаметр трубы,
мм

Д

Е

Л

М

Р

Т

146

8,5

31,4

41,6

46,3

50,0

54,5

56,5

9,5

37,1

50,7

57,5

63,2

70,8

74,2

10,7

43,7

61,0

70,4

78,8

90,7

96,6

168

7,3

18,3

21,9

_

_

_

_

8,0

22,1

27,3

—

—

—

—

8,9

26,9

34,4

37,6

40,0

42,8

44,0

10,6

35,4

47,9

54,2

59,3

65,9

68,7

12,1

42,6

59,3

68,3

76,3

87,4

92,9

178

5,9

9,8

—

—

—

—

—

6,9

14,4

—

—

—

—

—

8,1

20,3

24,6

26,3

—

—

—

9,2

25,9

32,8

35,8

37,9

40,4

41,5

10,4

31,7

42,1

46,9

50,6

55,2

57,3

11,5

36,9

50,2

57,0

62,6

69,9

73,2

12,7

42,3

58,7

67,6

75,4

86,4

91,7

13,7

—

65,6

76,2

85,8

99,8

107,0

15,0

—

—

86,9

98,5

116,6

126,3

194

7,6

14,7

—

—

—

—

—

8,3

17,9

21,3

22,4

23,2

24,2

24,6

9,5

23,4

29,2

31,6

33,1

35,1

35,9

10,9

29,8

39,0

43,1

46,4

50,2

51,8

12,7

37,5

51,4

58,3

64,3

72,1

75,7

15,1

77,4

87,4

101,9

109,4

219

6,7

7,9

—

—

—

—

—

7,7

11,4

—

—

—

—

—

8,9

16,0

18,5

19,5

20,1

—

—

10,2

21,2

26,0

27,7

29,0

30,5

—

11,4

26,1

33,2

36,3

38,4

41,0

42,1

12,7

31,2

41,3

46,0

49,6

54,0

55,9

14,2

50,4

57,2

62,8

70,3

73,6

245

7,9

9,2

—

—

—

—

—

8,9

12,4

13,9

14,5

14,8

—

—

10,0

16,2

18,9

19,8

20,5

21,3

—

11,1

20,2

24,4

26,1

27,2

28,4

28,9

12,0

23,4

29,3

31,6

33,2

35,1

36,0

13,8

29,9

39,2

43,4

46,7

50,6

52,3

15,9

—

—

57,5

63,2

70,8

74,2

273

7,1

5,1

_

_

_

_

_

8,9

9,4

10,3

10,6

10,9

—

—

10,2

13,1

14,9

15,5

16,0

16,5

—

11,4

17,0

19,9

21,0

21,7

22,5

—

12,6

20,9

25,4

27,2

28,3

29,7

30,3

13,8

24,8

31,3

33,8

35,8

37,9

38,9

15,1

—

37,6

41,6

44,5

48,0

49,5

16,5

—

—

50,0

54,3

59,7

62,1

Условный

Толщина стенки,
мм

Группа прочности

диаметр трубы,
мм

Д

Е

Л

М

Р

Т

299

8,5

6,6

—

—

—

—

—

9,5

8,8

—

—

—

—

—

11,1

13,0

14,7

15,4

15,8

—

—

12,4

16,8

19,6

20,7

21,4

22,3

22,5

14,8

—

30,0

32,4

34,1

36,1

37,0

324

8,5

5,3

—

—

—

—

—

9,5

7,2

7,6

7,8

—

—

—

11,0

10,4

11,6

12,0

12,3

—

—

12,4

13,9

15,9

16,6

17,1

17,6

17,8

14,0

18,2

21,7

22,9

23,8

24,8

25,2

340

8,4

4,5

—

—

—

—

—

9,7

6,7

7,2

7,3

—

—

—

10,9

9,0

9,9

10,2

—

—

—

12,2

12,0

13,4

13,9

14,3

—

—

13,1

14,1

16,3

17,0

17,4

18,0

18,2

14,0

16,5

19,2

20,3

21,0

21,8

22,1

15,4

20,1

24,3

26,0

—

—

—

351

9,0

4,9

—

—

—

—

—

10,0

6,6

7,1

7,3

—

—

—

11,0

8,4

9,2

9,5

9,7

—

—

12,0

10,6

11,8

12,2

12,4

—

—

377

9,0

4,0

—

—

—

—

—

10,0

5,4

5,8

—

—

—

—

11,0

7,1

7,5

7,7

—

—

—

12,0

8,8

9,7

9,9

—

—

—

406

9,5

3,8

—

—

—

—

—

11,1

5,9

6,3

—

—

—

—

12,6

8,2

9,0

—

—

—

—

16,7

16,4

19,1

—

—

—

—

426

10,0

3,9

—

—

—

—

—

11,0

5,0

5,4

—

—

—

—

12,0

6,4

6,9

—

—

—

—

473

11,1

3,7

—

—

—

—

—

508

11,1

3,1

—

—

—

—

—

12,7

4,6

—

—

—

—

—

16,1

8,7

—

—

—

—

—

Таблица 9.6

Критические давления для обсадных труб исполнения
Б

по ГОСТ 632-80, МПа

Условный

Толщина стенки,
мм

Группа прочности

диаметр трубы,
мм

Д

К

Е

Л

М

Р

т

114

6,4

О

26,7

вальност
32,6

ъ0,01

35,2

_

_

_

_

Условный

стенки,
мм

Группа прочности

диаметр трубы,
мм

Д

К

Е

Л

М

Р

Т

114

7,4

33,6

42,3

46,2

52,3

_

_

_

8,6

41,8

53,4

59,0

68,0

76,2

87,8

93,7

127

6,4

22,1

26,4

28,1

—

—

—

—

7,5

29,1

36,0

39,0

43,5

—

—

—

9,2

39,6

50,5

55,7

63,9

71,2

81,5

86,6

140

6,2

17,3

20,0

21,1

—

—

—

—

7,0

21,9

26,1

27,8

—

—

—

—

7,7

25,9

31,7

34,1

37,5

40,3

43,6

45,1

9,2

34,5

43,4

47,5

53,9

59,3

66,6

70,0

10,5

41,8

53,3

58,9

67,9

76,0

87,6

93,5

146

6,5

17,4

20,1

21,2

—

—

—

7,0

20,1

23,7

25,2

27,2

—

—

—

7,7

24,0

28,9

31,1

34,0

—

—

—

8,5

28,4

35,0

37,9

42,2

45,6

50,0

51,9

9,5

33,8

42,5

46,6

52,6

57,8

64,7

67,9

10,7

40,2

51,3

56,7

65,1

72,6

83,2

88,6

168

7,3

16,4

18,9

19,9

21,2

—

—

—

8,0

19,7

23,2

24,7

26,6

—

—

—

8,9

24,1

29,1

31,3

34,2

36,6

39,3

40,5

10,6

32,3

40,3

44,0

49,5

54,2

60,2

63,0

12,1

39,2

49,9

55,0

63,0

70,2

80,2

85,2

178

6,9

12,8

14,5

15,1

—

—

—

—

8,1

18,1

21,2

22,4

24,0

—

—

—

9,2

23,2

27,9

29,9

32,5

34,6

37,2

38,2

10,4

28,6

35,4

38,3

42,6

46,2

50,6

52,5

11,5

33,6

42,2

46,1

52,2

57,3

63,9

67,1

12,7

38,8

49,4

54,4

62,4

69,4

79,2

84,0

194

7,6

13,2

14,9

15,5

—

—

—

—

8,3

16,0

18,4

19,3

20,5

—

—

—

9,5

21,0

24,9

26,6

28,7

30,4

32,3

33,1

10,9

26,9

32,9

35,5

39,3

42,3

46,0

47,6

12,7

34,3

43,1

47,3

53,5

58,8

66,0

69,3

219

7,7

10,2

11,3

11,7

—

—

—

—

8,9

14,2

16,2

17,0

17,8

18,5

—

—

10,2

19,0

22,3

23,5

25,3

26,6

28,1

28,7

11,4

23,4

28,2

30,2

33,0

35,1

37,6

38,8

12,7

28,2

34,8

37,6

41,9

45,2

49,4

51,4

14,2

33,7

42,3

46,3

52,4

57,4

64,2

67,4

245

7,9

8,2

9,0

9,3

—

—

—

—

8,9

11,1

12,4

12,7

13,3

13,7

—

—

10,0

14,5

16,5

17,3

18,2

18,9

19,7

20,1

11,0

18,0

21,1

22,3

23,7

24,9

26,3

26,9

12,0

21,1

25,0

26,6

28,7

30,4

32,4

33,2

13,8

27,1

33,1

35,8

39,6

42,5

46,3

47,9

Условный

Толщина

Группа прочности

диаметр трубы,
мм

стенки, мм

Д

К

Е

Л

М

Р

Т

273

7,1

4,7

5,0

5,1

_

_

_

_

8,9

8,4

9,2

9,5

—

—

—

—

10,2

11,8

13,1

13,6

14,3

14,8

15,3

15,6

11,4

15,1

17,2

18,1

19,2

20,0

20,9

21,3

12,6

18,6

21,9

23,0

24,7

26,0

27,4

28,0

13,8

22,2

26,6

28,3

30,8

32,7

34,9

35,9

299

8,5

6,0

6,4

6,6

—

—

—

—

9,5

7,9

8,6

8,9

9,2

9,4

9,7

9,8

11,1

11,7

12,9

13,5

14,1

14,6

15,1

15,4

12,4

15,0

17,1

17,9

18,9

19,7

20,6

21,0

14,8

21,5

25,5

27,2

29,5

31,2

33,2

34,1

324

9,5

6,5

7,0

7,2

—

—

—

—

11,0

9,4

10,3

10,6

11,1

11,4

11,7

11,9

12,4

12,4

14,0

14,5

15,3

15,8

16,4

16,7

14,0

16,3

18,8

19,7

21,0

21,9

22,9

23,4

340

9,7

6,1

6,5

6,6

—

—

—

—

10,9

8,1

8,8

9,1

—

—

—

—

12,2

10,7

11,9

12,4

—

—

—

—

13,1

12,6

14,2

14,8

—

—

—

—

14,0

14,7

16,8

17,5

—

—

—

—

351

9,0

4,5

4,8

—

—

—

—

—

10,0

6,0

6,5

—

—

—

—

—

11,0

7,6

8,3

—

—

—

—

—

12,0

9,5

10,5

—

—

—

—

—

377

9,0

3,7

3,9

—

—

—

—

—

10,0

5,0

5,3

—

—

—

—

—

11,0

6,4

6,9

—

—

—

—

—

12,0

7,9

8,6

—

—

—

—

—

406

9,5

3,5

3,7

—

—

—

—

—

11,1

5,4

5,7

—

—

—

—

—

12,6

7,4

8,0

—

—

—

—

—

426

10,0

3,5

3,7

—

—

—

—

—

11,0

4,6

4,9

—

—

—

—

—

12,0

5,8

6,3

—

—

—

—

—

473

11,1

3,5

3,7

—

—

—

—

—

508

11,1

2,9

3,0

—

—

—

—

—

7,9 8,9 10,0

11,1 12,0
13,8

7,4 9,9 12,8 16,0 18,6
24,0

8,2 11,2 14,8 18,8 22,3
29,5

8,6 11,7 15,6 20,0 23,8
32,0

Условный

Толщина стенки,
мм

Группа прочности

диаметр трубы,
мм

Д

К

Е

Л

М

Р

Т

273

7,1

4,3

4,6

4,8

_

_

_

_

8,9

7,6

8,4

8,8

—

—

—

—

10,2

10,5

11,9

12,4

13,1

13,8

14,5

14,8

11,4

13,4

15,5

16,4

17,5

18,4

19,6

20,1

12,6

16,5

19,5

20,7

22,4

23,8

25,5

26,3

13,8

19,6

23,6

25,4

27,8

29,8

32,3

33,4

299

8,5

5,4

6,0

6,1

—

—

—

—

9,5

7,2

7,9

8,2

8,6

8,9

9,3

9,4

11,1

10,4

11,8

12,4

13,0

13,6

14,3

14,6

12,4

13,2

15,4

16,2

17,4

18,2

19,3

19,8

14,8

19,0

22,7

24,3

26,7

28,4

30,8

31,8

324

9,5

5,9

6,5

6,7

—

—

—

—

11,0

8,4

9,4

9,8

10,3

10,7

11,7

11,4

12,4

11,1

12,6

13,2

14,1

14,7

15,5

15,8

14,0

14,4

16,9

17,8

19,2

20,2

21,5

22,1

340

9,7

5,5

6,0

6,2

—

—

—

—

10,9

7,4

8,1

8,4

—

—

—

—

12,2

9,6

10,8

11,3

—

—

—

—

13,1

11,3

12,8

13,5

—

—

—

—

14,0

13,0

15,1

15,9

—

—

—

—

351

9,0

4,1

4,5

—

—

—

—

—

10,0

5,5

6,0

—

—

—

—

—

11,0

7,0

7,6

—

—

—

—

—

12,0

8,5

9,5

—

—

—

—

—

377

9,0

3,4

3,7

—

—

—

—

—

10,0

4,5

4,9

—

—

—

—

—

11,0

5,8

6,4

—

—

—

—

—

12,0

7,2

7,9

—

—

—

—

—

406

9,5

3,2

3,4

—

—

—

—

—

11,1

4,9

5,3

—

—

—

—

—

12,6

6,8

7,4

—

—

—

—

—

426

10,0

3,3

3,5

—

—

—

—

—

11,0

4,2

4,6

—

—

—

—

—

12,0

5,3

5,8

—

—

—

—

—

473

11,1

3,2

3,5

—

—

—

—

—

508

11,1

2,7

2,8

—

—

—

—

—

Таблица 9.7

Растягивающие нагрузки, при
которых напряжения в теле труб по ГОСТ 632-80 достигают предела текучести,
кН

Условный

Толщина стенки,
мм

Группа прочности

диаметр трубы,
мм

д

К

Е

Л

м

р

т

114

5,2
5,7

666

744

—

—

—

—

—

—

Условный

стенки,
мм

Группа
прочности

диаметр трубы,
мм

Д

К

Е

Л

М

Р

Т

114

6,4

824

1196

1412

1646

_

_

(804)

(1058)

7,4

940

1372

1628

1882

2314

—

(920)

(1216)

8,6

1078

1568

1862

2156

2646

2942

(1058)

(1392)

10,2

—

—

—

2176

2530

3098

3452

127

5,6

804

—

—

—

—

—

—

6,4

920

1332

1588

1842

—

—

(902)

(1176)

7,5

1058

1548

1842

2138

2608

2902

(1038)

(1372)

9,2

1294

1882

2236

2568

3156

3510

(1274)

(1666)

10,7

1490

2156

2548

2960

3628

4040

140

6,2

980

1430

_

_

_

_

(960)

(1274)

7,0

1098

1608

1902

2216

—

—

(1078)

(1430)

7,7

1216

1764

2078

2412

2960

3294

(1196)

(1568)

9,2

1430

2078

2470

2862

3510

3902

(1412)

(1842)

10,5

1608

2352

2784

3236

3962

4412

(1588)

(2078)

146

6,5

1078

1568

—

—

—

—

(1058)

(1392)

7,0

1156

1686

2000

2314

—

—

(1136)

(1490)

7,7

1274

1842

2196

2530

—

—

(1254)

(1646)

8,5

1392

2020

2412

2784

3412

3804

(1372)

(1804)

9,5

1548

2234

2666

3078

3784

4216

(1510)

(2000)

10,7

1726

2510

2980

3452

4236

4706

(1686)

(2234)

168

7,3

1392

2040

2412

_

_

_

(1372)

(1804)

8,0

1510

2216

2628

—

—

—

(1490)

(1962)

8,9

1686

2450

2922

3372

4138

4608

(1666)

(2176)

10,6

1980

2882

3432

3980

4884

5432

(1960)

(2568)

12,1

2254

3274

3899

4490

5510

6138

(2216)

(2902)

Продолжение табл

.
9.7

Условный

стенки,
мм

Группа прочности

диаметр трубы,
мм

Д

К

Е

Л

М

Р

Т

178

5,9

1216

_

_

_

_

_

_

6,9

1412

2038

(1372)

(1804)

8,1

1626

2372

2824

—

—

—

(1608)

(2118)

9,2

1842

2686

3196

3686

4530

5040

(1824)

(2392)

10,4

2078

3020

3568

4138

5080

5648

(2038)

(2686)

11,5

2274

3314

3922

4550

5588

6216

(2234)

(2942)

12,7

2490

3628

4314

4980

6118

6806

(2450)

(3216)

13,7

—

—

3882

4628

5354

6570

7296

15,0

—

—

—

4980

5766

7100

7884

194

7,6

1686

2450

—

—

—

—

(1646)

(2176)

8,3

1824

2666

3156

3666

4490

5000

(1804)

(2372)

9,5

2078

3020

3588

4158

5118

5688

(2038)

(2686)

10,9

2372

3452

4098

4746

5824

6472

(2334)

(3058)

12,7

2744

3980

4726

5472

6706

7472

(2686)

(3530)

15,1

—

—

—

5550

6412

7884

8766

219

6,7

1686

_

_

_

_

_

_

7,7

1940

2824

—

—

—

—

(1902)

(2510)

8,9

2234

2882

3236

4452

—

—

(2196)

(2196)

10,2

2530

3686

4372

5060

6216

6922

(2490)

(3274)

11,4

2824

4098

4864

5628

6922

7688

(2764)

(3648)

12,7

3118

4530

5392

6236

7648

8512

(3058)

(4040)

14,2

3470

5040

5982

6922

8492

9452

(3392)

(4470)

245

7,9

2216

3236

_

_

_

_

(2176)

(2882)

8,9

2490

3628

4314

4980

_

_

(2450)

(3236)

10,0

2784

4060

4824

5570

6844

7610

(2744)

(3608)

11,1

3078

4470

5334

6158

7570

8414

(3020)

(3980)

Продолжение табл

.
9.7

Условный

Толщина стенки,
мм

Группа прочности

диаметр трубы,
мм

д

К

Е

Л

М

Р

Т

245

12,0

3314

4824

5746

6628

8158

9060

(3254)

(4294)

13,8

3784

5510

6550

7570

9296

10336

(3726)

(4902)

15,9

—

—

—

7472

8648

10610

11806

273

7,1

2254

3274

_

_

_

_

(2216)

(2902)

8,9

2804

4060

4844

5584

_

_

(2744)

(3608)

10,2

3196

4648

5510

6374

7924

8708

(3138)

(4118)

11,4

3550

5158

6138

7100

8708

9688

(3490)

(4588)

12,6

3902

5688

6746

7806

9590

10670

(3844)

(5060)

13,8

4256

6198

7354

8512

10454

11630

(4176)

(5510)

15,1

—

—

6746

8002

9276

11376

12650

16,5

—

—

—

8708

10080

12376

13748

299

8,5

2942

4256

_

_

_

_

(2882)

(3784)

9,5

3274

4746

5648

6530

8022

8924

(3216)

(4216)

11,1

3804

5510

6550

7590

9316

10356

(3726)

(4926)

12,4

4216

6138

7296

8434

10356

11532

(4158)

(5452)

14,8

5000

7256

8630

9982

12258

13630

(4902)

(6472)

324

8,5

3196

_

_

_

_

_

_

9,5

3550

5158

—

—

—

—

(3490)

(4588)

11,0

4098

5962

7080

8198

10060

11178

(4020)

(5294)

12,4

4608

6688

7942

9198

11278

12552

(4510)

(5942)

14,0

5178

7512

8924

10316

12670

14102

(5080)

(6668)

340

8,4

3314

—

—

—

—

—

—

9,7

3804

5530

6590

—

—

—

(3746)

(4922)

10,9

4274

6198

7374

—

—

—

(4196)

(5510)

12,2

4766

6904

8218

9512

—

—

(4668)

(6158)

Продолжение табл

.
9.7

Условный

Толщина стенки,
мм

Группа прочности

диаметр трубы,
мм

Д

К

Е

Л

М

Р

Т

13,1

5098

7394

8806

10178

12494

13906

(5000)

(6590)

14,0

5432

7884

9374

10846

13316

14808

(5334)

(7020)

15,4

—

—

—

10276

11886

14592

16220

351

9,0

3666

—

—

—

—

—

(3608)

(4746)

10,0

4060

5902

7020

—

—

—

(3980)

(5256)

11,0

4452

6472

7688

8904

—

—

(4372)

(5746)

12,0

4844

7040

8374

9688

—

—

(4766)

(6256)

377

9,0

3962

_

_

_

_

_

(3862)

(5098)

10,0

4372

6354

—

—

—

—

(4294)

(5648)

11,0

4804

6962

8276

—

—

—

(4706)

(6198)

12,0

5216

7570

9002

—

—

—

(5118)

(6746)

406

9,5

4490

—

—

—

—

—

(4412)

(5804)

11,1

5236

7590

—

—

—

—

(5138)

(6746)

12,6

5902

8590

—

—

—

—

(5804)

(7628)

16,7

7746

—

11258

—

—

—

—

426

10,0

4962

—

—

—

—

—

(4864)

(6394)

11,0

5432

7904

—

—

—

—

(5334)

(7020)

12,0

5922

8590

—

—

—

—

(5804)

(7648)

473

11,1

6098

—

—

—

—

—

(6000)

(7884)

508

11,1

6570

—

—

—

—

—

(6452)

(8492)

12,7

7492

—

—

—

—

—

16,1

9434

—

—

—

—

—

Примечание. Значения
прочностных показателей, взятые в скобки, относятся только к трубам
исполнения Б, значения прочностных показателей без скобок относятся к
тру­бам исполнения А и Б.

Таблица 9.8

Внутренние давления, при
которых напряжения в теле труб ГОСТ 632-80 достигают предела текучести,
МПа

Условный

стенки, мм

Группа прочности

диаметр трубы,
мм

д

К

Е

Л

М

Р

Т

114

5,2

30,2

—

—

—

—

—

—

5,7

33,1

—

—

—

—

—

—

6,4

37,2

54,0

64,2

74,2

—

—

(36,5)

(48,0)

7,4

42,9

62,4

74,2

85,9

105,4

—

(42,3)

(55,5)

8,6

50,0

72,5

86,3

99,8

122,5

136,2

(49,0)

(64,5)

10,2

—

—

—

102,3

118,3

145,3

161,6

127

5,6

29,3

—

—

—

—

—

—

6,4

33,4

48,6

57,7

66,9

—

—

(32,8)

(43,2)

7,5

39,2

57,0

67,6

78,3

96,2

106,9

(38,5)

(50,7)

9,2

48,1

69,8

83,0

96,1

117,9

131,1

(47,3)

(62,2)

10,7

56,0

—

81,3

96,6

111,8

137,2

152,5

140

6,2

29,5

42,7

—

—

—

—

(28,9)

(38,0)

7,0

33,2

48,3

57,4

66,5

—

—

(32,6)

(42,9)

7,7

36,6

53,1

63,1

73,1

89,7

99,8

(36,0)

(47,3)

9,2

43,7

63,5

75,5

87,4

107,3

119,2

(42,9)

(56,5)

10,5

49,9

72,4

86,2

99,7

122,4

136,1

(49,0)

(64,5)

146

6,5

29,5

42,9

—

—

—

—

(29,0)

(38,1)

7,0

31,8

46,2

63,5

54,9

—

—

(31,3)

(41,1)

7,7

35,0

50,8

60,4

69,9

—

—

(34,3)

(45,2)

8,5

38,6

56,1

66,7

77,2

94,7

105,3

(37,9)

(49,9)

9,5

43,1

62,7

74,5

86,3

105,9

117,7

(42,4)

(55,8)

10,7

48,6

70,6

83,9

97,2

119,2

132,5

(47,7)

(62,8)

168

7,3

28,8

41,9

49,7

—

—

—

(28,2)

(37,3)

8,0

31,6

45,8

54,4

—

—

—

(31,0)

(40,8)

Продолжение табл

9.8

Условный

Толщина стенки,
мм

Группа прочности

диаметр трубы,
мм

Д

К

Е

Л

М

Р

Т

168

8,9

35,1

51,0

60,6

70,1

86,1

95,7

(34,5)

(45,4)

10,6

41,9

60,7

72,2

83,5

102,5

114,0

(41,1)

(54,0)

12,1

47,7

69,3

82,4

95,4

117,1

130,1

(46,9)

(61,7)

178

5,9

22,1

—

—

—

—

6,9

25,8

37,4

—

—

—

—

(25,3)

(33,3)

8,1

30,3

43,9

52,3

—

—

—

(29,7)

(39,1)

9,2

34,3

49,9

59,3

68,6

84,2

93,6

(33,4)

(44,4)

10,4

38,8

56,4

67,1

77,5

95,2

105,9

(38,1)

(50,2)

11,5

42,9

62,4

74,1

85,8

105,3

117,1

(42,2)

(55,5)

12,7

47,4

68,9

81,9

94,7

116,3

129,3

(46,6)

(61,3)

13,7

—

—

74,3

88,3

102,5

125,5

139,5

15,0

—

—

—

96,7

111,9

137,4

152,7

194

7,6

26,1

37,8

—

—

—

—

(25,6)

(38,6)

8,3

28,4

41,3

49,1

56,9

69,8

77,5

(27,9)

(36,8)

9,5

32,5

47,3

56,2

65,0

79,9

88,7

(32,0)

(42,1)

10,9

37,4

54,2

64,5

74,6

91,7

101,9

(36,7)

(48,2)

12,7

43,5

63,2

75,1

87,0

106,8

118,6

(42,7)

(56,3)

15,1

—

—

—

89,3

103,4

127,0

141,1

219

6,7

20,3

—

—

—

—

—

7,7

23,3

33,9

—

—

—

—

(22,9)

(30,2)

8,9

27,0

39,2

46,6

53,8

—

—

(26,5)

(34,8)

10,2

30,9

44,9

53,3

61,8

75,8

84,3

(30,4)

(39,9)

11,4

34,5

50,2

59,6

69,0

84,7

94,2

(33,9)

(44,6)

12,7

38,5

55,9

66,5

76,9

94,4

104,9

(37,7)

(49,7)

14,2

43,1

62,4

74,3

86,0

105,5

177,4

(42,3)

(55,6)

245

7,9

21,5

31,2

—

—

—

—

(21,1)

(27,7)

Продолжение табл

9.8

Условный

Толщина стенки,
мм

Группа прочности

диаметр трубы,
мм

Д

К

Е

Л

М

Р

Т

245

8,9

24,2

35,1

41,8

48,2

—

—

(23,7)

(31,3)

10,0

27,2

39,4

46,9

54,2

66,6

74,0

(26,7)

(35,1)

11,1

30,1

43,7

52,1

60,2

73,9

82,2

(29,6)

(38,9)

12,0

32,5

47,4

56,3

65,1

79,9

88,8

(32,0)

(42,1)

13,8

37,4

54,4

64,7

74,9

91,9

102,2

(36,8)

(48,4)

15,9

—

—

—

74,5

86,3

105,9

117,7

273

7,1

17,3

25,1

—

—

—

—

(17,0)

(22,3)

8,9

21,7

31,5

37,4

43,2

—

—

(21,3)

(27,9)

10,2

24,8

36,0

42,8

49,5

60,8

67,6

(24,3)

(32,1)

11,4

27,7

40,3

47,8

55,4

67,9

75,6

(27,3)

(35,8)

12,6

30,6

44,5

52,8

61,2

75,1

83,5

(30,1)

(39,6)

13,8

33,5

48,7

57,9

67,1

82,3

91,5

(32,9)

(43,3)

15,1

—

—

53,3

63,3

73,3

90,0

100,1

16,5

—

—

—

69,2

80,1

98,3

109,3

299

8,5

18,9

27,4

—

—

—

—

(18,5)

(24,4)

9,5

21,2

30,7

36,5

42,3

51,9

57,6

(20,8)

(27,3)

11,1

24,7

35,9

42,6

49,3

60,6

67,4

(24,2)

(31,9)

12,4

27,5

40,1

47,6

55,1

67,6

75,2

(27,1)

(35,6)

14,8

32,9

47,8

56,9

65,8

80,7

89,7

(32,4)

(42,5)

324

8,5

17,4

—

—

—

—

—

9,5

19,5

28,2

—

—

—

—

(19,1)

(25,2)

11,0

22,5

32,7

38,9

45,0

55,3

61,5

(22,2)

(29,1)

12,4

25,4

37,0

43,9

50,8

62,4

69,3

(25,0)

(32,8)

14,0

28,7

41,7

49,5

57,4

70,4

78,2

(28,1)

(37,1)

340

8,4

16,4

—

—

—

—

—

—

9,7

18,9

—

27,5

32,7

—

—

—

(18,6)

(24,5)

Продолжение табл

9.8

Условный

Толщина стенки,
мм

Группа прочности

диаметр трубы,
мм

Д

К

Е

Л

М

Р

Т

340

10,9

21,3

31,0

36,8

_

_

_

(20,9)

(27,5)

12,2

23,8

34,6

41,2

47,6

—

—

(23,3)

(30,8)

13,1

25,6

37,2

44,2

51,2

62,7

69,8

(25,1)

(33,0)

14,0

27,4

39,7

47,3

54,7

67,1

74,6

(26,9)

(35,4)

15,4

—

52,0

60,1

73,8

82,1

351

9,0

17,1

—

—

—

—

—

(16,8)

(22,0)

10,0

18,9

27,4

32,6

—

—

—

(18,5)

(24,4)

11,0

20,8

30,2

35,9

41,6

—

—

(20,4)

(26,9)

12,0

22,7

32,9

39,2

45,3

—

—

(22,3)

(29,3)

377

9,0

15,9

—

—

—

—

—

(15,6)

(20,5)

10,0

17,6

25,6

—

—

—

—

(17,3)

(22,7)

11,0

19,4

28,1

33,4

—

—

—

(19,0)

(25,0)

12,0

21,2

30,7

36,5

—

—

—

(20,8)

(27,3)

406

9,5

15,5

—

—

—

—

—

(15,2)

(20,0)

11,1

18,1

26,4

—

—

—

—

(17,8)

(23,4)

12,6

20,6

29,9

—

—

—

—

(20,2)

(26,6)

16,7

27,3

39,6

—

—

—

—

426

10,0

15,6

—

—

—

—

—

(15,3)

(20,1)

11,0

17,2

24,9

—

—

—

—

(16,9)

(22,2)

12,0

18,7

27,2

—

—

—

—

(18,3)

(24,1)

473

11,1

15,6

—

—

—

—

—

(15,3)

(20,1)

508

11,1

14,5

—

—

—

—

—

—

(14,2)

(18,7)

12,7

16,6

—

—

—

—

—

—

16,1

21,1

—

—

—

—

—

—

Примечание. Значения
прочностных показателей, взятые в скобки, относятся только к трубам
исполнения Б, значения прочностных показателей без скобок относятся к
тру­бам исполнения А и Б.

Таблица
9.9

Страгивающие нагрузки для
соединений обсадных труб по ГОСТ 632-80, рассчитанные по формуле Яковлева
— Шумилова, кН

Условный

Толщина стенки,
мм

Группа
прочности

диаметр трубы,
мм

д

К

Е

Л

М

Р

Т

Трубы с короткой
треугольной резьбой

114

5,2

343

_

_

_

_

_

_

5,7

421

_

_

_

_

_

_

6,4

490

706

—

—

—

—

(480)

(627)

7,4

853

—

—

—

—

(578)

(755)

8,6

1019

1216

1412

1726

1922

(696)

(912)

127

5,6

441

_

_

_

_

_

6,4

539

784

—

—

—

—

(529)

(706)

7,5

666

970

1147

—

—

—

(657)

(863)

9,2

1235

1461

1696

2079

2314

(833)

(1098)

140

6,2

568

833

—

—

—

—

(558)

(735)

7,0

666

970

—

—

—

—

(657)

(863)

7,7

755

1098

1304

1510

1853

2059

(745)

(970)

9,2

1353

1608

1863

2294

2549

(912)

(1206)

10,5

1578

1873

2167

2667

2961

(1068)

(1402)

146

6,5

637

931

_

_

_

_

(627)

(823)

7,0

706

1019

—

—

—

—

(696)

(912)

7,7

794

1147

—

—

—

—

(774)

(1019)

8,5

1294

1539

1784

2196

2441

(872)

(1157)

9,5

1480

1755

2030

2500

2775

(1000)

(1314)

10,7

1696

2010

2324

2863

3177

(1147)

(1510)

168

7,3

843

1235

1461

—

—

—

(833)

(1098)

8,0

931

1373

1638

—

—

—

(951)

(1226)

8,9

1078

1569

1863

2157

2647

2942

(1059)

(1392)

10,6

1922

2285

2638

3246

3599

(1294)

(1706)

Продолжение табл

.
9.9

Условный

стенки,
мм

Группа прочности

диаметр трубы,
мм

Д

К

Е

Л

М

Р

Т

168

12,1

—

2226

2638

3059

3756

4177

(1500)

(1981)

178

5,9

617

_

_

_

_

_

_

6,9

823

—

1206

—

—

—

—

(813)

(1068)

8,1

1010

1471

1745

—

—

—

(990)

(1304)

9,2

1176

1706

2030

2353

2883

3206

(1157)

(1520)

10,4

1971

2343

2706

3324

3697

(1333)

(1755)

11,5

2206

2618

3030

3726

4138

(1490)

(1961)

12,7

2461

2922

3383

4158

4619

(1667)

(2186)

194

7,6

1010

1471

—

—

—

—

(990)

(1314)

8,3

1127

1637

—

—

—

—

(1108)

(1461)

9,5

1922

2294

2647

3255

3618

(1314)

(1716)

10,9

2255

геи

3099

3814

4236

(1539)

(2010)

12,7

геи

г\п

ген

4511

5021

(1804)

(2373)

219

6,7

931

—

—

—

—

—

7,7

1117

1618

—

—

_

_

(1098)

(1441)

8,9

1333

1931

2294

2657

—

—

(1304)

(1716)

10,2

1559

2265

2696

3118

3824

4256

(1529)

(2020)

11,4

2569

3059

3540

4344

4825

(1735)

(2285)

12,7

2902

3442

3991

4893

5442

(1961)

(2579)

14,2

3275

3893

4501

5521

6139

(2216)

(2916)

245

7,9

1294

1882

—

—

—

—

(1274)

(1676)

8,9

1500

2177

2569

3000

—

—

(1471)

(1941)

10,0

1726

2500

2971

3442

4226

4697

(1686)

(2226)

11,1

2814

3353

3873

4756

5285

(1902)

(2510)

12,0

3079

3658

4226

5197

5776

(2079)

(2736)

13,8

3589

4266

4932

6060

6737

(2422)

(3187)

Продолжение табл

.
9.9

Условный

Толщина

Группа прочности

диаметр трубы,
мм

стенки,
мм

Д

К

Е

Л

М

Р

Т

273

7,1

1157

1676

_

_

_

_

(1137)

(1490)

8,9

1657

2402

2863

3314

_

_

(1627)

(2137)

10,2

1941

2824

3353

3883

4776

5305

(1912)

(2510)

11,4

2206

3206

3814

4413

5423

6021

(2167)

(2853)

12,6

2471

3589

4266

4932

6060

6737

(2422)

(3197)

13,8

2726

3962

4717

5452

6698

7443

(2677)

(3530)

15,1

—

—

4373

5197

6011

7384

8208

16,5

—

—

—

5707

6609

8120

9022

299

8,5

1676

2441

_

_

_

_

(1647)

(2167)

9,5

1912

2785

3304

3834

4707

5227

(1882)

(2481)

11,1

2294

3334

3962

4589

5629

6256

(2255)

(2961)

12,4

2599

3775

4491

5197

6374

7090

(2549)

(3363)

14,8

4589

5452

6305

7737

8610

(3099)

(4079)

324

8,5

1784

_

_

_

_

_

_

9,5

2039

—

2961

3520

—

—

—

(2000)

(2628)

11,0

2412

3510

4167

4825

5923

6580

(2373)

(3118)

12,4

2765

4011

4776

5521

вив

7541

(2716)

(3569)

14,0

3157

4589

5452

6315

7757

8620

(3099)

(4079)

340

8,4

1824

_

_

_

_

_

_

9,7

2157

3138

3736

—

—

—

(2118)

(2794)

10,9

2471

3589

4275

—

—

—

(2432)

(3179)

12,2

2814

4079

4854

5619

—

—

(2755)

(3628)

13,1

3040

4422

5256

6080

7463

8296

(2991)

(3932)

14,0

3275

4756

5648

6541

8031

8924

(3216)

(4226)

15,4

—

—

—

6266

7257

8904

9905

Продолжение табл

.
9.9

Условный

стенки,
мм

Группа прочности

диаметр трубы,
мм

Д

К

Е

Л

М

Р

Т

351

9,0

1706

_

_

_

_

_

(1667)

(2196)

10,0

1951

2844

3373

—

—

—

(1922)

(2530)

11,0

2206

3206

3814

4413

—

—

(2167)

(2853)

12,0

2461

3569

4246

4913

_

_

(2412)

(3177)

377

9,0

1784

—

—

—

—

—

(1755)

(2314)

10,0

2059

2981

—

—

—

—

(2020)

(2657)

11,0

2324

3373

4001

—

—

—

(2275)

(3001)

12,0

2579

3756

4462

—

—

—

(2540)

(3334)

406

9,5

2520

_

_

_

_

_

(2471)

(3255)

11,1

3020

4383

—

—

—

—

(2961)

(3893)

12,6

3481

5060

—

—

—

—

(3422)

(4501)

16,7

4736

—

6884

—

—

—

—

426

10,0

2226

—

—

—

—

—

—

(2186)

(2883)

11,0

2510

3648

—

—

—

—

(2471)

(3246)

12,0

2804

4069

—

—

—

—

(2745)

(3618)

473

11,1

3353

_

_

_

_

_

(3295)

(4334)

508

11,1

3520

_

_

_

_

_

(3452)

(4540)

12,7

4089

—

—

—

—

—

—

16,1

5305

—

—

—

—

—

—

Трубы с удлиненной треугольной резьбой

114

6,4

500

—

725

863

1000

—

—

7,4

598

872

1039

1206

1480

_

(588)

(774)

8,6

725

1049

1245

1441

1775

1971

(706)

(931)

10,2

—

—

—

1520

1755

2157

2392

127

6,4

558

_

823

970

1127

_

_

7,5

686

—

1000

1196

1382

1696

1882

(676)

(892)

Продолжение табл

.
9.9

Условный

стенки,
мм

Группа прочности

диаметр трубы,
мм

Д

К

Е

Л

М

Р

Т

127

9,2

882

1284

1520

1765

2167

2402

(863)

(1137)

10,7

1049

—

1520

1804

2088

2569

2853

140

7,0

696

1010

1206

1392

—

—

(686)

(902)

7,7

784

1137

1353

1569

1922

2137

(774)

(1010)

9,2

970

1412

1676

1941

2383

2647

(951)

(1255)

10,5

1127

1637

1951

2255

2775

3079

(1108)

(1461)

146

7,0

735

1068

1265

1461

_

_

(725)

(951)

7,7

823

1196

1431

1657

—

—

(813)

(1068)

8,5

931

1353

1608

1863

2285

2540

(912)

(1206)

9,5

1059

1539

1833

2128

2608

2902

(1039)

(1372)

10,7

1216

1765

2098

2432

2981

3314

(1196)

(1569)

168

7,3

882

_

1284

_

_

_

_

8,9

1127

1637

1951

2255

2765

3079

(1108)

(1461)

10,6

1382

2010

2383

2765

3393

3765

(1353)

(1784)

12,1

1598

2324

2765

3197

3932

4364

(1569)

(2069)

178

8,1

1068

1549

1833

_

_

_

(1049)

(1372)

9,2

1235

1804

2137

2481

3040

3383

(1216)

(1598)

10,4

1431

2079

2471

2853

3510

3903

(1402)

(1843)

11,5

1598

2324

2765

3197

3922

4364

(1569)

(2069)

12,7

1784

2589

3079

3569

4383

4864

(1755)

(2304)

13,7

—

—

2814

3344

3873

4756

5285

15,0

—

—

—

3677

4256

5227

5815

194

8,3

1186

1726

2059

2383

2922

3246

(1167)

(1539)

9,5

1402

2030

2412

2794

3432

3814

(1372)

(1804)

10,9

1637

2383

2834

3275

4020

4471

(1608)

(2118)

Продолжение табл

.
9.9

Условный

стенки,
мм

Группа прочности

диаметр трубы,
мм

Д

К

Е

Л

М

Р

Т

194

12,7

1941

2824

3353

3883

4766

5295

(1912)

(2510)

15,1

—

—

—

4040

4677

5737

6374

219

8,9

1471

_

2128

2540

2932

_

_

(1441)

(1892)

10,2

1726

2500

2971

3442

4226

4697

(1696)

(2226)

11,4

1961

2844

3383

3912

4795

5335

(1922)

(2530)

12,7

2206

3206

3805

4413

5413

6021

(2167)

(2853)

14,2

2490

3618

4305

4981

6109

6796

(2441)

(3216)

245

8,9

1627

2373

2814

3255

—

—

(1598)

(2108)

10,0

1873

2716

3236

3746

4586

5109

(1843)

(2422)

11,1

2108

3069

3648

4217

5178

5756

(2069)

(2726)

12,0

2304

3353

3981

4609

5658

6286

(2265)

(2981)

13,8

2687

3903

4648

5374

6600

7335

(2638)

(3471)

15,9

—

—

—

5403

6256

7678

8541

Примечание. Значения
прочностных показателей, взятые в скобки, относятся только к трубам
исполнения Б, значения прочностных показателей без скобок относятся к
тру­бам исполнения А и Б.

Таблица 9.10

Допустимые растягивающие
нагрузки для обсадных труб ОТТМ и ОТТТ по ГОСТ 632—80 с нормальным
диаметром муфт исполнения А (с учетом запаса прочности для резьбового
соединения 1,75 от разрушающей нагрузки), кН

Условный

Толщина стенки,
мм

Группа прочности

диаметр трубы,
мм

д

Е

Л

М

Р

Т

114

6,4
7,4 8,6
10,2

657 755 863 1010

696

823
971 1118

765 902 1069

1235

873
1029 1216
1402

1196 1402 1628

1549 1785

127

6,4

7,5
9,2
10,7

735 853 1029
1186

784 941 1167 1363

863
1029 1284
1500

980 1167 1461 1706

1353 1696 1981

1500

1873 2187

140

6,2

784

—

—

—

—

—

Условный

стенки,
мм

Группа
прочности

диаметр трубы,
мм

Д

Е

Л

М

Р

Т

140

7,0

882

961

1059

1196

_

_

7,7

971

1069

1177

1333

1549

1706

9,2

1137

1294

1422

1618

1883

2079

10,5

1294

1490

1637

1863

2157

2383

146

6,5

863

_

_

_

_

_

7,0

931

—

—

—

—

—

7,7

1020

1118

1235

1402

—

—

8,5

1108

1245

1373

1559

1814

2000

9,5

1226

1412

1549

1755

2040

2255

10,7

1373

1598

1755

1991

2314

2550

168

7,3

1118

1226

_

_

_

_

8,0

1226

1353

1490

—

—

—

8,9

1353

1530

1677

1912

2216

2442

10,6

1588

1843

2020

2304

2667

2942

12,1

1804

2108

2324

2638

3059

3373

178

6,9

1118

—

—

—

—

—

8,1

1304

1461

1608

—

—

—

9,2

1480

1676

1843

2098

2432

2687

10,4

1667

1912

2098

2393

2775

3059

11,5

1814

2128

2334

2657

3079

3403

12,7

2000

2285

2510

2854

3314

3658

13,7

—

2285

2510

2854

3314

3658

15,0

—

—

2510

2854

3314

3658

194

7,6

1343

—

—

—

—

—

8,3

1471

1637

1804

2049

2383

2628

9,5

1677

1902

2089

2373

2755

3040

10,9

1892

2206

2422

2755

3197

3520

12,7

2187

2579

2834

3216

3736

4119

15,1

—

—

3383

3844

4452

4923

219

7,7

1549

_

_

_

_

_

8,9

1785

2000

2216

2520

—

—

10,2

2030

2314

2569

2922

3393

—

11,4

2255

2520

2893

3295

3815

4217

12,7

2500

2903

3236

3687

4266

4717

14,2

—

3256

3628

4128

4786

5286

245

7,9

1755*

_

_

_

_

_

8,9

2000

2246

2491

2824

—

—

10,0

2236

2540

2824

3216

3726

—

11,1

2471

2834

3158

3589

4168

4599

12,0

2657

3079

3432

3903

4521

4991

13,8

3040

3560

3962

4511

5227

5766

15,9

—

—

4580

5197

6041

6668

273

8,9

2206*

2491

2795

3177

_

_

10,2

2550*

2873

3236

3687

4276

_

11,4

2844

3226

3648

4148

4815

—

Условный

стенки,
мм

Группа
прочности

диаметр трубы,
мм

Д

Е

Л

М

Р

Т

273

12,6

3128

3579

4050

4609

5345

5904

13,8

3403

3942

4452

5070

5884

6492

15,1

_

4325

4884

5560

6453

7120

16,5

—

—

5315

6080

7051

7786

299

8,5

2285*

—

—

—

—

—

9,5

2569*

—

—

—

—

—

11,1

3040*

3432

3873

4217

—

—

12,4

3383*

3854

4354

4736

5776

6374

14,8

—

4609

5197

5943

6943

7659

324

9,5

2795*

3158

3579

—

—

—

11,0

3265*

3697

4177

4766

—

—

12,4

3687

4187

4746

5413

6286

6943

14,0

4138

4746

5364

6119

7139

7885

340

9,7

3001*

3393

3844

_

_

_

10,9

3383*

3844

4344

_

_

_

12,2

3805

4325

5031

5580

—

—

13,1

4079

4658

5276

6021

7002

7728

14,0

4344

4991

5649

6453

7512

8287

15,4

—

—

6208

7080

8287

9150

Примечание. Звездочкой
обозначены допустимые нагрузки, определенные по проч­ности резьбового
соединения, в остальных случаях — допустимые нагрузки, при которых
напряжения в теле труб достигают 0,8 предела текучести (коэффициент запаса
прочно­сти 1,25).

Таблица 9.11

Допустимые растягивающие
нагрузки для обсадных труб ОТТМ и ОТТТ с нормальным диаметром муфт по ГОСТ
632-80 исполнения Б (с учетом запаса прочности для резьбового соединения
1,8 от разрушающей нагрузки), кН

Условный

Толщина стенки,
мм

Группа
прочности

диаметр трубы,
мм

д

К

Е

Л

М

Р

Т

114

7,4
8,6

715
823

794 941

804 941

882 1039

1000
1179

1157 1363

1510

127

7,5
9,2

804
980

902

1127

912
1137

1000

1255

1137 1422

1323 1647

1461 1824

140

7,7 9,2 10,5

912
1078 1216

1039

1255 1441

1039

1255 1451

1137 1382 1588

1294 1578
1814

1510 1824 2098

1667 2020
2314

146

7,7 8,5 9,5 10,7

961 1049 1167
1304

1088 1206 1363 1539

1088 1216 1372 1549

1196 1333 1510
1706

1363 1520 1706 1941

1765 1981 2245

1941 2186 2481

Продолжение табл

.
9.11

Условный

Толщина стенки,
мм

Группа
прочности

диаметр трубы,
мм

Д

К

Е

Л

М

Р

Т

168

8,0

1157

1314

1324

_

_

_

_

8,9

1274

1480

1480

1627

1853

2157

2373

10,6

1500

1784

1784

1971

2235

2589

2863

12,1

1706

2039

2049

2255

2569

2971

3285

178

8,1

1235

1412

1422

1559

_

_

_

9,2

1392

1627

1627

1794

2039

2363

2608

10,4

1569

1853

1863

2049

2324

2696

2981

11,5

1726

2059

2069

2275

2579

2991

3304

12,7

1882

2275

2276

2441

2775

3216

3550

194

9,5

1578

1843

1853

2030

2314

2677

2961

10,9

1794

2128

2137

2353

2677

3099

3422

12,7

2059

2490

2500

2745

3128

3628

4011

219

8,9

1686

1892

1951

2157

2451

_

_

10,2

1922

2186

2245

2500

2844

3295

3638

11,4

2128

2392

2451

2814

3197

3707

4099

12,7

2363

2745

2824

3148

3579

4148

4579

14,2

2618

3089

3857

3530

4011

4658

5139

245

8,9

1882

2118

2186

2422

2745

_

_

10,0

2108

2402

2471

2745

3118

3618

4001

11,1

2334

2677

2755

3069

3491

4050

4471

12,0

2510

2902

2991

3334

3795

4393

4854

13,8

2863

3353

3461

3854

4383

5080

5609

273

8,9

2118

2334

2412

2716

3089

—

—

10,2

2412

2696

2794

3148

3579

4158

4589

11,4

2687

3030

3138

3550

4040

4677

5168

12,6

2951

3373

3481

3932

4481

5197

5737

299

9,5

2471*

2726

2834

3197

3481

—

—

11,1

2873

3216

3334

3765

4099

—

—

12,4

3197

3618

3746

4236

4609

5609

6198

324

9,5

2677*

2961

3079

3481

3962

—

—

11,0

3099

3461

3589

4060

4638

—

—

12,4

3471

3932

4079

4609

5256

6119

6747

340

9,7

2873*

3187

3304

3736

_

_

_

10,9

3226

3608

3736

4226

—

—

—

12,2

3599

4060

4207

4756

5423

—

—

Примечания. 1. Допустимые
растягивающие нагрузки относятся к вертикальным скважинам и к скважинам с
интенсивностью искривления ствола до 3,5° на 10 м. 2. До­пустимые
нагрузки, которые определяются по прочности резьбового соединения,
обо­значены звездочкой, в остальных случаях — допустимые нагрузки, при
которых напря­жения в теле трубы достигают 0,77 предела текучести
(коэффициент запаса прочности 1,3).

Таблица 9.12

Допустимые растягивающие
нагрузки для обсадных труб ТБО по ГОСТ 632—80 исполнения А (с учетом
запаса прочности для резьбового соединения 1,75 от разрушающей нагрузки),
кН

Условный

Группа прочности

наружный

Толщина

диаметр

стенки, мм

Д

Е

Л

М

Р

Т

трубы, мм

127

9,2:
10,7

882

931

1020

1167

1353

1490

140

9,2;
10,5

1020

1069

1177

1333

1549

1716

146

8,5; 9,5; 10,7

1118

1177

1294

1471

1706

1883

168

8,9; 10,6;
12,1

1284

1353

1490

1696

1961

2167

178

9,2; 10,4;
11,5;

1333

1402

1539

1745

2030

2236

12,7;
13,7;

15,0

194

9,5; 10,9;
12,7;

1667*

1902

2089

2373

2755

3040

15,1

1843

1941

2138

2432

2814

3109

* Допустимые нагрузки, при
которых напряжение в теле трубы достигает 0,8 преде­ла текучести
(коэффициент запаса прочности 1,25).

Таблица 9.13

Допустимые растягивающие
нагрузки для обсадных труб ТБО по ГОСТ 632—80 исполнения Б (с учетом
запаса прочности для резьбового соединения 1,8 разрушающей нагрузки),
кН

Условный

Толщина стенки,
мм

Группа прочности

наружный диаметр трубы,
мм

д

К

Е

Л

М

Р

Т

127
140 146 168

178
194

9,2; 10,7 9,2; 10,5 9,5; 10,7 8,9; 10,6; 12,1 9,2; 10,4; 11,5; 12,7 9,5 12,7; 15,1 10,9

833
961 1059
1216

1255

1578* 1745

902 1039

1137 1314

1353

1843
1882

902 1039

1147 1314

1363

1853
1892

1000

1147 1255 1451

1490

2030
2079

1127 1304 1431 1647

1696

2314
2363

1314 1510 1657
1912

1971

2677
2736

1451 1667 1833 2108

2177

2961
3020

* Допустимые нагрузки, при которых
напряжение в теле трубы достигает 0,77 пре­дела текучести (коэффициент
запаса прочности 1,3).

Таблица 9.14

Теоретический вес 1 м колонны,
составленной из отечественных труб

по ГОСТ 632-80,
кН

Наружный диаметр
тру­бы, мм

Толщина стенки,
мм

Тип соединения

С треугольной
резьбой

ОТТМ

ОТТГ

ТБО

корот­кой

удли­ненной

нор­мальная
муфта

специ­альная
муфта

нор­мальная
муфта

специ­альная
муфта

114

5,2 5,7 6,4 7,4 8,6
10,2

0,141 (0,142) 0,153 (0,154)
0,169 (0,170) 0,194 (0,195) 0,222 (0,223)

(0,268)

0,169 (0,170) 0,194 (0,196)
0,222 (0,224) 0,266 (0,268)

0,169 (0,170) 0,194 (0,196)
0,222 (0,224) 0,266

0,168 0,193
0,221

0,265
(0Д69)

0,223 (0,225)
0,267

0,222
0,266

—

127

5,6 6,4

7,5 9,2
10,7

0,169 (0,170) 0,192 (0,193)
0,221 (0,222) 0,267 (0,268)

0,193 (0,194) 0,222 (0,223)
0,268 (0,269) 0,307 (0,308)

0,192 (0,194) 0,221 (0,223)
0,267 (0,269) 0,306 (0,308)

0,190 0,220 0,265
0,304

0,268 (0,270) 0,307
(0,309)

0,266
0,305

0,262
0,300

140

6,2 7,0 7,7 9,2
10,5

0,205 (0,207) 0,229 (0,231)
0,251 (0,253) 0,294 (0,296) 0,334 (0,336)

0,230 (0,233) 0,252 (0,255)
0,295 (0,298) 0,335 (0,338)

0,205 (0,207) 0,229 (0,231)
0,251 (0,253) 0,294 (0,296) 0,334 (0,336)

0,204 0,228 0,250 0,293
0,333

0,296 (0,298) 0,336
(0,338)

0,294
0,334

0,289
0,328

146

6,5 7,0 7,7 8,5 9,5
10,7

0,226 0,243 0,265 0,290
0,321 0,358

0,245 0,267 0,292 0,323
0,360

0,226 0,243 0,265 0,290
0,321 0,358

0,222 0,239 0,261 0,286
0,318 0,354

0,292 0,322
0,360

0,287 0,319
0,355

0,282 0,214
0,349

168

7,3
8,9

0,293
0,353

0,295
0,320

0,294
0,354

0,289
0,349

0,355

0,350

0,344

Продолжение табл

9.14

Наружный диаметр
тру­бы, мм

Толщина стенки,
мм

Тип соединения

С треугольной
резьбой

ОТТМ

ОТТГ

ТБО

корот­кой

удли­ненной

нор­мальная
муфта

специ­альная
муфта

нор­мальная
муфта

специ­альная
муфта

168

10,6

12,1

0,413
0,465

0,355
0,415

0,414
0,465

0,409
0,461

0,415
0,466

0,410
0,462

0,404
0,455

178

5,9 6,9

8,1 9,2 10,4 11,5 12,7 13,7
15,0

0,252 (0,254) 0,293 (0,295)
0,338 (0,340) 0,382 (0,384) 0,427 (0,429) 0,470 (0,472) 0,513
(0,515)

0,341 (0,342) 0,385 (0,386)
0,430 (0,431) 0,473 (0,474) 0,515 (0,516) 0,555 (0,556) 0,607
(0,608)

0,294 (0,296) 0,339 (0,341)
0,383 (0,385) 0,428 (0,429) 0,471 (0,473) 0,514 (0,516) 0,553
(0,555) 0,605 (0,606)

0,290 0,335 0,379 0,424 0,467
0,510 0,549 0,601

0,385 (0,388) 0,430 (0,433)
0,473 (0,475) 0,515 (0,518) 0,555 (0,558) 0,607
(0,610)

0,381 0,426 0,469 0,512 0,551
0,603

0,373 0,418 0,461 0,503 0,541
0,593

194

7,6 8,3 9,5
10,9

12,7 15,1

0,355 0,385 0,436 0,494
0,567

0,389 0,440 0,498 0,571
0,667

0,356 0,386 0,437 0,495
0,568 0,664

0,351 0,381 0,432 0,490
0,564 0,660

0,440 0,498 0,571
0,667

0,433 0,491 0,564
0,661

0,424 0,481 0,554
0,649

219

6,7 7,7 8,9 10,2 11,4 12,7
14,2

0,360 0,410 0,469 0,528
0,589 0,649 0,716

0,475 0,534 0,595 0,655
0,722

0,412 0,471 0,530 0,591
0,651 0,718

0,404 0,464 0,522 0,581
0,643 0,711

0,475 0,534 0,595 0,655
0,722

0,466 0,524 0,585 0,645
0,712

—

245

7,9 8,9 10,0 11,1 12,0 13,8
15,9

0,470 0,526 0,586 0,644
0,691 0,789

0,533 0,593 0,648 0,698
0,796 0,902

0,472 0,528 0,588 0,643
0,693 0,791 0,897

0,464 0,519 0,579 0,634
0,684 0,782 0,888

0,532 0,592 0,647 0,697
0,795 0,901

0,521 0,581 0,636 0,686
0,784 0,890

—

273

7,1
8,9

0,476
0,588

—

0,589

0,579

0,594

0,582

—

Продолжение табл

9.14

Тип соединения

Наружный диаметр
тру­бы, мм

Толщина стенки,
мм

С треугольной
резьбой

оттм

оттг

корот-

удли-

нормал
ьная

специ­альная

нормал
ьная

специ­альная

ТБО

кой

ненной

муфта

муфта

муфта

муфта

273

10,2

0,666

_

0,667

0,658

0,672

0,661

_

11,4

0,743

—

0,744

0,734

0,749

0,737

—

12,6

0,812

—

0,813

0,804

0,818

0,807

—

13,8

0,888

—

0,889

0,879

0,894

0,882

—

15,1

0,962

—

0,963

0,954

0,968

0,956

—

16,5

1,045

—

1,046

1,036

1,051

1,039

—

299

8,5

0,615

—

—

—

—

—

—

9,5

0,688

—

0,689

—

—

—

—

11,1

0,790

—

0,791

—

—

—

—

12,4

0,881

—

0,882

—

—

—

—

14,8

1,037

—

1,038

—

—

—

—

324

8,5

0,670

—

0,672

—

—

—

—

9,5

0,744

—

0,746

—

—

—

—

10,0

0,854

—

0,856

—

—

—

—

12,4

0,956

—

0,957

—

—

—

—

14,0

1,070

—

1,072

—

—

—

—

340

8,4

0,697

—

—

—

—

—

—

9,7

0,796

—

0,797

—

—

—

—

10,9

0,894

—

0,895

—

—

—

—

12,2

0,991

—

0,992

—

—

—

—

13,1

1,054

—

1,057

—

—

—

—

14,0

1,122

—

1,126

—

—

—

—

15,4

1,233

—

1,237

—

—

—

—

351

9,0

0,772

—

—

—

—

—

—

10,0

0,853

—

—

—

—

—

—

11,0

0,932

—

—

—

—

—

—

12,0

1,011

—

—

—

—

—

—

377

9,0

0,831

—

—

—

—

—

—

10,0

0,917

—

—

—

—

—

—

11,0

1,004

—

—

—

—

—

—

12,0

1,089

—

—

—

—

—

—

406

9,5

0,949

—

—

—

—

—

—

11,1

1,097

—

—

—

—

—

—

12,6

1,232

—

—

—

—

—

—

16,7

1,604

—

—

—

—

—

—

426

10,0

1,044

—

—

—

—

—

—

11,0

1,141

—

—

—

—

—

—

12,0

1,238

—

—

—

—

—

—

473

11,1

1,287

—

—

—

—

—

—

508

11,1

1,380

—

—

—

—

—

—

12,7

1,564

—

—

—

—

—

—

16,1

1,961

—

—

—

—

—

—

Примечания. 1.
Теоретический вес колонны принят с учетом веса соединения, длина трубы
принята равной 10 м. 2. Значения теоретического веса 1 м колонны, взятые в
скобках, относятся к трубам исполнения Б.

Действующей инструкцией [12]
определен следующий порядок расчета обсадной колонны:

расчет начинают с самой нижней
секции, по наружному избыточ­ному давлению, для нее подбираются трубы
с рщ > к3р^м\, где
ряп\ ~ наружное избыточное давление на нижней отметке
обсадной колонны (см. табл. 9.5, 9.6);

затем нижнюю секцию проверяют на
внутреннее избыточное дав­ление, и если коэффициент запаса прочности
на внутреннее давление окажется ниже регламентированного, трубы
подбираются по внутрен­нему избыточному давлению, но следует заметить,
что, как правило, в нижней части колонны внутреннее давление оказывается в
значитель­ной степени уравновешено наружным;

для комплектования 2-й секции по
табл. 9.5, 9.6 выбирают трубы с показателем наружного критического
давления р2кр ниже, чем для пер­вой секции, и с
учетом коэффициента запаса прочности рп ^ < р2щ/к-$
определяют возможную глубину h% спуска 2-й секции;

вычисляют длину 1-й секции 1\
= Н — А 2 и определяют ее вес Р\ = m\gl\, где т\ — масса
1 м трубы по табл. 9.14;

с учетом веса 1-й секции критическое давление смятия труб
2-й

(       
р
\

секции пересчитывается по формуле р’2 =
р2 1 — 0,3 —— I где
Р2т

I       
 Р2т
J

— растягивающая нагрузка по
табл. 9.7, и по величине /> 2кр уточняется допустимая глубина спуска
2-й секции h\ и соответственно корректи­руется длина 1-й секции
1\=Н-Ъ’г,

проводят проверку труб 2-й
секции на внутреннее избыточное дав­ление (см. табл.
9.8);

подобным образом производят
расчет последующих секций обсад­ной колонны и одновременно
подсчитывают суммарный вес секций; когда он превысит допустимую нагрузку
растяжения для последую­щей секции, длину предыдущей секции следует
пересчитать по допус-

m

тимой нагрузке растяжения, т.е. при \,4i ^[-^m+il’
имеем

m-\

lm =————‘-——, где
[Pm] и [Pm+i] — допустимые нагрузки
растяже-

ния соответственно для труб /и-й
и (/я+1) секций (см. табл. 9.7);

одновременно производится
проверка секций на внутреннее давле­ние;

309

длины вышерасположенных секций
определяют по расчету на рас­тяжение. Поскольку вес колонны
возрастает, для верхних секций под­бирают все более прочные
трубы.

Расчет продолжают до тех пор,
пока суммарная длина всех секций не превысит глубины спуска колонны; в
этом случае длина самой

л-1

верхней
секции корректируется по глубине скважины 1п= Н —
/,/,- ■

<=1

Примеры расчета эксплуатационных
колонн приведены ниже.

Пример 9.1. Расчет
эксплуатационной колонны для нефтяной скважины.

Исходные
данные. Скважина вертикальная добывающая, диаметр обсадной колонны d = 146,1 мм, диаметр ствола
скважины D = 190,5 мм, глубина спуска колонны h = 3400 м, плотность бурового
раствора рб.р = 1420 кг/м3.

Сведения о цементировании
колонны: глубина до уровня цемента за колонной /г„ = 2300 м; плотность
цементного раствора р„ = 1850 кг/м^; глубина спуска промежуточной колонны
кщ = 2500 м; интервал продуктивного пласта 3300-3380 м; коэффициент
аномаль­ности пластового давления в продуктивном пласте &> =
1,35; плотность пластового флюи­да (в период ввода в эксплуатацию) р„л
= 860 кг/м3; плотность жидкости, поступающей в скважину в конце
эксплуатации, рфд = 950 кг/м3; снижение уровня в колонне в
конце экс­плуатации hK = 2400 м.

Сведения о проницаемом пласте:
интервал положения пласта 2900—3100 м; коэффи­циент аномальности
проницаемого пласта £а = 1,17; индекс давления
поглощения про­ницаемого пласта k,= 1,6; плотность жидкости в
колонне при ее испытании на герме­тичность ро„.ж= 1420
кг/м3.

Решение. 1. Расчет наружного
давления.

На глубине 2300 м около
цемента:

Ргш = p6.pgAu
= 1420-9,8-2300-Ю^1 = 32,0 МПа;

на глубине 2500 м />25оо
=/>2зоо + 1100g(2500 — 2300)10^ = 32,0 + 2,2 = 34,2 МПа;

на глубине 2900 м в кровле
проницаемого пласта />29оо =/>25оо + 1100-9,8(2900
-2500)-Ю^1 = 34,2 + 4,3 = 38,5 МПа.

В интервале проницаемого пласта с
ка = 1,17: давление у кровли

рщ = fcapBg/гкр
= 1,17-1000-9,8-2900-КГ6 = 33,3 МПа;

давление у подошвы />„од = fcapBgA,™ =
1,17-1000-9,8-3100-КГ6 = 35,5 МПа.

Так как толщина проницаемого
пласта не превышает 200 м, в интервале 2900—3100 м наружное давление
принимается постоянным и равным среднеарифметическому

рпр = (33,3 + 35,5)/2 = 34,4
МПа.

На глубине 3100 м под
проницаемым пластом Рзюо =/>29оо + 1100-9,8(3100 — 2900)10^ = 38,5 +
2,2 = 40,7 МПа.

310

Так как давление против
проницаемого пласта оказывается ниже давления в це­ментном камне
против подошвы и кровли, при построении эпюры наружного избыточ­ного
давления влияние проницаемого пласта можно не учитывать.

На глубине 3300 м над
продуктивным пластом

Ргж =ргюо + 11009,8(3300 —
3100)10^ = 40,7 + 2,2 = 42,9 МПа.

На глубине 3300 м в продуктивном
пласте Ргш = fep.gVro = 1,35-1000-9,8-3300-КГ6 = 43,7
МПа.

На глубине 3380 м в продуктивном
пласте Ргш = kap.ghmn^ =
1,35-1000-9,8-3380-КГ6 = 44,7 МПа.

Так как толщина продуктивного
пласта менее 200 м, давление в нем принимается постоянным и равным
среднеарифметическому РщюП = (43,7 + 44,7)/ 2 = =
44,2 МПа. Это давление распространяется на 50 м выше кровли продуктивного
пласта, т.е. до глубины 3250 м.

Давление на отметке 3250 м в
цементном камне

Р3250 =/>29оо + 1100-9,8(3250 -2900)10^ = 38,5 + 3,8 =
42,3 МПа.

По рассчитанным величинам
строится эпюра наружного давления на эксплуатаци­онную колонну (рис.
9.2).

2. Расчет внутреннего давления в
колонне. Давление на устье:

40 р,
МПа

юоо

tmp224A-2.jpg

Рис. 9.2. Эпюра нагружения
эксплуатационной колонны к примеру 9.1:

1,2,3 — наружное, внутренне и
избыточное наружное
давле­ние соответственно;
4 — избы­точное
внутреннее давление (при
опрессовке колонны)

2000

3000

в период ввода в эксплуатацию
ру=рпрзш — pmg/!Kpnp = 43,7 —
860-9,8-3300-10-* = 43,7 — 27,8 = 15,9 МПа;

при опрессовке колонны
рт = 1,115,9 = 17,5 МПа — это давление принимается в
ка­честве расчетного, так как оно превышает минимальное рекомендуемое
давление опрес­совки/>„„ = 12,5 МПа для обсадных колонн диаметром
146,1 мм (см. табл. 9.4).

Минимальное давление у башмака
колонны в период ввода в эксплуатацию

Ргт = рпл^й = 860-9,8-3400-Ю^1 = 28,7
МПа.

Давление у башмака колонны в
период опрессовки

Ргт =Рт+ P6.Pgh. = 17,5 +
1420-9,8-3400-10-* = 17,5 + 47,3 = 64,8 МПа;

в конце эксплуатации /з4оо=
рфлё(/г — Ак) = 950-9,8(3400 — 2400)10″* = 9,3 МПа.

По рассчитанным величинам
строятся эпюры внутреннего давления во время опрес­совки колонны и в
конце эксплуатации.

3. Построение эпюры наружного избыточного
давления.

Эпюра наружного избыточного
давления строится для самых неблагоприятных ус­ловий нагружения, т.е.
на заключительном этапе эксплуатации, когда вследствие сниже­ния
уровня жидкости в колонне внутреннее противодавление становится
минимальным. Так как при снижении уровня жидкости в колонне она
опорожняется до глубины 2400 м, то в интервале от устья до глубины 2400 м
эпюра наружного избыточного давления аналогична эпюре наружного
давления:

на глубине 2300 м

/>„.„ = 32,0
МПа;

на глубине 2400 м />„.„ =
32,0 + 1100-9,8(2400 -2300)10^ = 32,0 + 1,1 = 33,1 МПа;

на глубине 3250 м

/>„.„ = 32,0 +
1100-9,8(3250-2300)10^-950-9,8(3250-2400)10^ = 32,0+ 10,2 — 7,9 = 34,3
МПа;

на глубине 3400 м

/>„.„ = 32,0 +1100-9,8(3400
-2300)- 950-10^(3400 -2400)10″*= 32,0 +11,9 -9,3 = = 34,6
МПа.

По разностям наружного и
внутреннего давлений в характерных точках строится эпюра наружного
избыточного давления (см. рис. 9.2), которая затем используется при
расчете эксплуатационной колонны.

4. Построение эпюры
внутреннего избыточного давления.

Для построения эпюры внутреннего
избыточного давления исходной является эпю­ра наружного давления, и
для сопоставления подбираются условия нагружения колон­ны, при которых
внутреннее давление будет максимальным. Как видим, в рассматри­ваемом
примере максимальное давление в колонне возникает во время ее опрессовки.
Принимается, что внутреннее давление в колонне равномерно увеличивается от
17,5 МПа на устье до 64,8 МПа у башмака.

312

Приведем некоторые расчетные
значения внутреннего избыточного давления в ха­рактерных
точках:

на устье/)в.„ = 17,5
МПа; на глубине 2300 м

р.„=ру+
1420-9,8-2300-КГ6— 32,0= 17,5 + 32,0-32,0= 17,5 МПа; на
глубине 3250 м

р.„ =ру +
1420-9,8-3250-КГ6— 32,0 — 1100-9,8(3250 — 2300)10″* = 17,5 +
45,2 — — 32,0 -10,2 = 20,5 МПа;

на глубине 3250 м (под влиянием
продуктивного пласта) р.„ = 17,5 + 45,2 — 44,2 = 18,5
МПа;

на глубине 3400 м р.*
=ру+ 1420-9,8-3400-Ю^1— 44,2 = 17,5 + 47,3 -44,2
= 20,6 МПа.

Эпюра внутреннего избыточного
давления представлена на рис. 9.2.

5.  Выбор типа обсадных труб для комплектования
обсадной колонны и герметизи­рующего материала.

Поскольку некоторые показатели
прочности обсадных труб (например, при расчете на растяжение) зависят от
типа резьбового соединения труб, прежде чем приступить к расчету
производится выбор обсадных труб. В соответствии с табл. 9.1 для
эксплуатаци­онных колонн диаметром до 219,1 мм, работающих в жидкой
среде при избыточном внутреннем давлении в пределах 10—30 МПа,
рекомендуются обсадные трубы с тре­угольной резьбой и уплотнением ФУМ
или трубы с трапецеидальной резьбой типа ОТТМ. Выбираем обсадные трубы с
треугольной резьбой. Треугольная резьба может быть короткой и удлиненной.
Учитывая, что эксплуатационная колонна проектируется для глубокой
скважины, принимаем удлиненную резьбу.

6. Проектирование эксплуатационной
колонны.

Расчет обсадной колонны ведется
от ее нижнего конца. В нижней части наибольшее нагружение колонны
возникает от избыточного наружного давления, поэтому оно и принимается
прежде всего во внимание.

Коэффициент запаса прочности на
смятие в интервале продуктивного пласта при­нимается в пределах к,
= 1,0—1,3 в зависимости от устойчивости коллектора. Примем к, =
1,2. Тогда критическое давление обсадных труб, пригодных для
комплектования нижней секции в интервале 3250-3400 м, должно быть/;,,,
>          >
1,2-34,6 = 41,5 МПа. Этому

давлению соответствуют трубы из
стали группы прочности Д с толщиной стенки 10,7 мм,рщ =
43,7 МПа (см. табл. 9.5), внутреннее избыточное давление />„.„ = 48,6
МПа (см. табл. 9.8). Оно значительно превышает фактическое внутреннее
избыточное давление />„.„ = 20,6 МПа.

Длина 1-й секции /, = 3400 — 3250
= 150 м.

Вес 1-й секции Р, =
0,360150 = 54 кН (см. табл. 9.14).

На отметке 3250 м выше 1-й секции
/>„.„ = 34,3 МПа.

При коэффициенте запаса
к3 = 1 для второй секции выбираем трубы с рщ, >
> 34,3 МПа. Этому давлению соответствуют трубы из стали группы
прочности Д с толщиной стенки 9,5 мм,рщ, = 37,1 МПа (см. табл.
9.5),р, = 43,1 МПа (см. табл. 9.8).

Скорректированное критическое
давление для труб 2-й секции

Л ( 54
^

Л, = Л, 0 — 0.3 —) = 37,1 1-0,3—— = 36,7
МПа,

Л,         
I         1548 )

где Ръ = 1548 кН по табл. 9.7.

313

Так как 36,7 МПа > 34,4 МПа,
трубы из стали группы прочности Д с толщиной стен­ки 9,5 мм подходят
для 2-й секции.

Для 3-й секции принимаем трубы из
стали группы прочности Д с толщиной стенки 8,5 мм,рщ =
31,4 МПа (см. табл. 9.5),р, = 38,6 МПа (см. табл. 9.8). Эти трубы в
соответ­ствии с эпюрой наружного избыточного давления можно применять
выше отметки 2250 м.

Длина 2-й секции h = 3250
— 2250 = 1000 м.

Вес 2-й секции Р2
= 0,3231000 = 323 кН (см. табл. 9.14).

Суммарный вес двух секций Р\-2
= 54 + 323 = 377 кН.

Скорректированное критическое
давление смятия для труб 3-й секции

(
>А ( О

Лф
=рЛ 1-0,3— =31,4
1-0,3—— =28,8МПа,

^       
 Г*) 
       У     
   1392)

где Р3т= 1392 кН по табл. 9.7.

Скорректированная глубина спуска 3-й секции по
эпюре

Аз = 2070 м.

Скорректированная длина 2-й секции

l\ =3250-2070 =
1180м.

Вес 2-й секции Рг = 0,3231180 =
381,1 кН. Суммарный вес двух секций Р\-г = 54 + 381,1 = 435,1
кН.

Для 4-й секции принимаем трубы из
стали группы прочности Д с толщиной стенки 7,7 мш,рщ = 26,1
МПа (табл. 9.5),рш = 35,0 (см. табл. 9.8), Р^,
= 794 кН (см. табл. 9.9). Секцию 4 можно использовать выше отметки /и
= 1900 м. Длина 3-й секции /3 = 2070 — 1900 = 170 м. Вес 3-й
секции Р3 = 0,292170 = 49,6 кН (см. табл. 9.14).
Суммарный вес трех секций Л-з = 435,1 + 49,6 = 484,7 кН. Скорректированное
критическое давление смятия для труб 4-й секции

( Л з 1 (
484‘7 ^ Лф =Лф 1-0,3-^ =26,7
1-0,3——— =23,6МПа,

I       Р^)       У       1274J

где iV = 1274 кН по табл. 9.7.

Скорректированная глубина спуска 4-й секции

h\= 1700 м.

Скорректированная длина 3-й секции

1′}
=2070-1700 = 370м.

Вес 3-й секции Рг =
0,292-370 = 108,0 кН (см. табл. 9.14).

Суммарный вес трех секций Риз
= 435,1 + 108,0 = 543,1 кН.

Страгивающая нагрузка для труб
4-й секции Р^ = 823 кН, допустимая нагрузка рас­тяжения
[Р] = P^Jk, = V 823/1,3 = 633,»0кН.

Трубы из стали группы прочности Д
с толщиной стенки 7,7 мм пригодны для ком­плектования 4-й
секции.

314

Для 5-й секции примем трубы из
стали Д с толщиной стенки 7 мм, р^ = 22,4 МПа (см. табл.
9.5),/>„„ = 31,8 МПа (см. табл. 9.8).

В соответствии с эпюрой наружного
избыточного давления 5-я секция может быть спущена на глубину

Й5 = 1600 м.

Длина 4-й секции U = 1700
— 1600 = 100 м. Вес 4-й секции Р4 = 0,245100 = 24,5 кН
(см. табл. 9.15). Суммарный вес четырех секций P\-t = 543,1 + 24,5
= 567,6 кН. Скорректированное критическое давление смятия для труб 5-й
секции

{     
     Л
4 1         
(       
   567>6 ^

Лф
=рЛ 1-0,3— =22,4
1-0,3——— =
19,1МПа,

где Р5т= 1156 кН по табл. 9.7.

Скорректированная глубина спуска
5-й секции

h’i = 1370
м.

Скорректированная длина 4-й
секции

1\ =1700-1370 =
330м.

Скорректированный вес 4-й секции
Р’А = 0,245-330 = 80,9 кН.

Суммарный вес четырех секций Рм = 543,1 + 80,9 = 624,0
кН.

Для труб 4-й секции из стали
группы прочности Д с толщиной стенки 7,7 мм допус­каемая нагрузка
растяжения [Р^\ = 823/1,3 = 633,0, для труб 5-й секции из стали
группы прочности Д с толщиной стенки 7,0 мм допускаемая нагрузка
растяжения [Р5] = 735/1,3 = 565,4 кН.

На основании сопоставления
допустимой нагрузки с весом четырех секций Pi_4 = 624,0 кН можно
установить, что трубы 5-й секции не пригодны для использования, кро­ме
того, начиная с 4-й секции расчет колонны надо вести по нагрузке
растяжения.

Скорректированная длина 4-й
секции

[Л1-^=
633.0-543,1 ^зз7м

?4         
        О’267

Вес 4-й секции Р4
= 0,267-337 = 90 кН.

Суммарный вес четырех секций Рм =
543,1 + 90 = 633,1 кН.

Для 5-й секции трубы из стали Д с
8,5-мм толщиной стенки Р^щ = 931 кН (см. табл. 9.9),
[Р5] = 931/1,3 = 716,1 кН.

Длина 5-й секции /5 =
(716,1 — 633,1)/0,292 = 284 м.

Вес 5-й секции Р5
= 0,292-284 = 82,9 кН.

Суммарный вес пяти секций
Л_5 = 633,1 + 82,9 = 716,0 кН.

Для 6-й секции трубы из стали Д с
9,5-мм толщиной стенки Р^ф = 1059 кН (см. табл. 9.9),
[Р6] = 1059/1,3 = 814,6 кН.

Длина 6-й секции k =
(814,6 — 716,0)/0,323 = 305 м.

Суммарная длина шести
секций

315

/i_6= 150+ 1180 + 370 +337
+ 284 + 305 = 2626 м.

Вес 6-й секции Р6 =
0,323-305 = 98,5 кН.

Суммарный вес шести секций
Р\-$ = 716,0 + 98,5 = 814,5 кН.

Для 7-й секции трубы из стали Д с
10,7-мм толщиной стенки Р^ = 1216 кН (см. табл. 9.9),
[Р7] = 1216/1,3 = 935,3 кН.

Длина 7-й секции /7 =
(935,3 — 814,5)/0,360 = 330 м.

Вес 7-й секции Рч =
0,360-330 = 118,8 кН.

Суммарный вес семи секций
Л_7 = 814,5 + 118,8 = 933,3 кН.

Суммарная длина семи секций
/]_7 = 2626 + 330 = 2956 м.

Для 8-й секции трубы из стали К
исполнения Б с толщиной стенки 10,7 мм Р^% = 1569 кН (см. табл.
9.9), [Рь] = 1569/1,3 = 1206,9 кН.

Длина 8-й секции /8 =
(1206,9 — 933,3)/0,360 = 760 м.

Скорректированная длина 8-й
секции

И = 3400 -2956 = 444 м.

Вес 8-й секции Р8 =
0,360-444 = 159,8 кН.

Суммарный вес восьми секций Л-8 =
933,3 + 159,8 = 1093,1 кН.

Конструкция колонны приведена в
табл. 9.15.

Пример 9.2. Расчет
эксплуатационной колонны для газовой скважины.

Исходные данные. Скважина вертикальная добывающая;
диаметр обсадной колонны d
= 177,8 мм; диаметр ствола скважины D = 215,9 мм; глубина
спуска обсадной колонны h
= 2700 м; плотность бурового раствора при вскрытии продуктивного
пласта рбр = 1700
кг/м3.

Сведения о цементировании
колонны: высота подъема цемента — до устья; плот­ность цементного
раствора р„.р =1930 кг/м3; глубина спуска
промежуточной колонны /г„р = 2100 м; интервал продуктивного
пласта 2500—2700 м.

Давление в продуктивном пласте
при вводе в эксплуатацию рт = 43 МПа; давление в колонне
в конце эксплуатации ркт =1,0 МПа.

Относительная плотность
природного газа по воздуху р = 0,65; коэффициент сверх­сжимаемости
газа т = 0,8. Температура у забоя 100 °С, у устья при
эксплуатации 55 °С.

Испытание колонны на
герметичность с водой в один прием без пакера.

Интервал залегания
высокопластичных глин 2200—2350 м; средняя плотность гор­ных пород
2500 кг/м3.

Решение. 1. Построение эпюры
наружного давления.

Расчет наружного давления в
характерных точках эпюры.

Таблица 9.15

Конструкция эксплуатационной
колонны диаметром 146,1 мм из труб по ГОСТ 632-80 с удлиненной треугольной
резьбой по данным расчета

Номер

секции (снизу
вверх)

Интервал уста­новки,
м

Длина секции,
м

Толщина стенки,
мм

Группа прочно­сти
стали

Ипол-нение

Вес

секции,
кН

Нарас­тающий вес
колон­ны, кН

1

3400-3250

150

10,7

д

А

54,0

54,0

2

3250-2070

1180

9,5

д

А

381,1

435,1

3

2070-1700

370

8,5

д

А

108,0

543,1

4

1700-1363

337

7,7

д

А

90,0

633,1

5

1363-1079

284

8,5

д

А

82,9

716,0

6

1079-774

305

9,5

д

А

98,5

814,5

7

774-^44

330

10,7

д

А

118,8

933,3

8

444-0

444

10,7

к

Б

159,8

1093,1

В зацементированном интервале у
устья рлу = О, у кровли пластичных глин на глубине 2200
м

/>„22оо =
1100-9,8-2200-КГ6 = 23,7 МПа,

в интервале залегания пластичных
глин в кровле на глубине 2200 м /».22оо = prng/гкр =
2500-9,8-2200-Ю^1 = 53,9 МПа,

в подошве на глубине 2350 м
/».235о = 2500-9,8-2350-Ю^1 = 57,6 МПа.

Так как толщина пласта 150 м
< 200 м, принимается />ор= (53,9 + 57,6)/2 = 55,8 МПа.

В зацементированном интервале: у
подошвы глин на глубине 2350 м

/>„2350 =
1100-9,8-2350-КГ6 = 25,3 МПа;

у кровли газового пласта на
глубине 2500 м />„25оо = 1100-9,8-2500-КГ6 = 27,0
МПа;

В продуктивном пластеин = 43,0
МПа.

2. Построение эпюры внутреннего
давления.

Расчет внутреннего давления в
колонне в характерных точках эпюры.

При завершении
цементирования:

на устье скважины

р..у = (рц.Р — p6.P)gA = (1930
-1700)9,8-270010″* = 6,1 МПа

(буровой раствор использован в
качестве продавочной жидкости); у забоя на глубине 2700 м

р.тто =р..у+ p6.PgA = 6,1 +
1700-9,8-2700-Ю^1 = 6,1 + 45,0 = 51,1 МПа.

Перед началом
эксплуатации:

против интервала продуктивного
пласта р, =рш = 43 МПа;

на устье
pty=pmJes,

0,03415рА

где S = —————; Т— средняя абсолютная
температура по стволу,

тТ

100 + 55 Т= 273
+————= 350,5 К,

0,03415 ■ 0,65 ■ 2700

S= —————————= 0,214;

0,8 • 350,5

р,.у= 43,0/е0‘214 = 34,7
МПа.

При опрессовке обсадной колонны с
водой: у устья

317

Рт.у= М/>ву= 1,1-34,7 = 38,2
МПа;

у забоя />о„.з
=Рш.у+ p.gh = 38,2 + ЮОО-9,8-270010″* = 38,2 + 26,5 =
64,7 МПа.

При окончании добычи газа
внутреннее давление р, = 1,0 МПа принимается посто­янным по
всей колонне.

3. Построение эпюры
наружного избыточного давления.

Расчет наружного избыточного
давления в характерных точках эпюры для самых неблагоприятных условий
нагружения обсадной колонны, когда в конце эксплуатации внутреннее
противодавление снизится до 10 МПа:

у устья

Рижу=Ри.у-р..у = 0 — 1,0 = -1,0
МПа;

давление в интервале пластичных
глин постоянно (pBJI = 55,8 —1,0 = 54,8 МПа) и
распро­страняется на 50 м выше и ниже интервала глин, т.е. в интервале
2150—2400 м; в зацементированном интервале на отметке 2150 м

/>„.„ = 1 ЮО-9,8-215010^ -1,0
= 23,2 -1,0 = 22,2 МПа;

в зацементированном интервале на
глубине 2400 м />„.„ = 1 ЮО-9,8-240010-* -1,0 = 25,8 -1,0 = 24,8
МПа;

в зацементированной части против
продуктивного пласта и на 50 м выше его кров­ли, т.е. в интервале
2450-2700 м,

/>„.„ = 43,0 -1,0 = 42,0 МПа.

4. Построение эпюры
внутреннего избыточного давления.

Расчет внутреннего избыточного
давления в характерных точках эпюры при опрес-совке колонны, когда
внутреннее давление максимально: у устья

р.„.у=Рол., -/>„ = 3 8,2 — 0 = 3 8,2
МПа;

на глубине 2200 м против кровли глин

/>в.и22оо =/>оп.у +
pBg220010″* -/>„22оо = 38,2 + ЮОО-9,8-220010″* — 23,7 = 38,2 + + 21,6
-23,7 = 36,1 МПа;

на глубине 2200 м против
пластичных глин /„.„2200 = 38,2 + 21,6 — 53,9 = 5,9 МПа;

на глубине 2350 м против
пластичных глин />в.и2350 = 38,2 + ЮОО-9,8-235010″* — 57,6 = 38,2 +
23,0 — 57,6 = 3,6 МПа;

на глубине 2350 м у подошвы
пластичных глин Р».и2350 = 38,2 + ЮОО-9,8-235010^1 — 25,3 =
38,2 + 23,0 — 25,3 = 35,9 МПа;

на глубине 2500 м у кровли
продуктивного пласта А.И2500 = 38,2 + ЮОО-9,8-250010^1 — 27,0 =
38,2 + 24,5 — 27,0 = 35,7 МПа;

на глубине 2500 м в продуктивном
пласте

318

/..rfsoo = 38,2 + 24,5 — 43,0 = 19,7 МПа;

на глубине 2700 м в продуктивном пласте

Р».и27оо = 38,2 + 1000-9,8-2700-10-* — 43,0 = 38,2 + 26,5 —
43,0 = 21,7 МПа.

5. Выбор типа обсадных труб
для комплектования эксплуатационной колонны.

Тип резьбовых соединений обсадных
труб и уплотнительные материалы подбирают­ся по табл. 9.1 по
внутреннему избыточному давлению, превышающему 30 МПа. Принимаем трубы с
трапецеидальной резьбой типа ОТТТ и уплотнительный материал Р-2МВП, так
как температура в скважине не превышает 100 °С.

6. Расчет эксплуатационной колонны на
прочность.

Расчет начинается с самой нижней
секции. Для нижней секции по табл. 9.5 подби­раются трубы по
наибольшему наружному избыточному давлению с учетом коэффици­ента
запаса прочности. Для интервала продуктивного пласта принимаем коэффициент
запаса к, = 1,3. Выбираем трубы ОТТТ из стали группы прочности Е с
толщиной стенки 12,7 мм, рщ = 58,7 МПа > 42,0-1,3 =
54,6 МПа (см. табл. 9.5), р. = 68,9 МПа (табл. 9.8), [Рр«] = 2285
кН (см. табл. 9.10).

Длина 1-й секции /, = (2700 —
2500) + 50 = 250 м.

Вес 1-й секции Р, =
0,515-250 = 128,75 кН (см. табл. 9.14).

Секция 2 располагается в
интервале 2400—2450 м. На глубине 2450 м наружное из­быточное давление
по эпюре 35,8 МПа. Коэффициент запаса прочности к\ = 1,0. По табл.
9.5 выбираем трубы из стали группы прочности Д с толщиной стенки 11,5 мм —
рщ = 36,9 МПа (см. табл. 9.15), р, = 42,9 (см.
табл. 9.8), [Р^\ = = 1814 кН (см. табл. 9.10).

Скорректированное критическое
давление для труб секции 2 с учетом веса нижней секции

I Л 1 (
128>75 I рт=рт\
1-0,3—L |=36,9| 1-0,3———
|=36,2МПа.

2274

Так как 36,2 МПа > 35,8 МПа,
секцию 2 в интервале 2400-2450 м можно комплекто­вать трубами из стали
Д с толщиной стенки 11,5 мм.

Длина 2-й секции h = 50 м,
вес Р2 = 0,473-50 = 23,65 кН (см. табл.
9.14).

Суммарный вес двух секций
Р]_2 = 128,75 + 23,65 = 152,4 кН.

В интервале 2150-2400 м наружное
избыточное давление />„.„ = 54,9 МПа. По табл. 9.5 для этого интервала
годятся трубы из стали группы прочности Л с толщиной стенки 11,5 мм
-рщ = 57,0 МПа > 54,9 МПа.

Скорректированное значение
критического давления для труб секции 3

(       
   152,4 ^

р , = 57,0 1 — 0,3——- = 56,3 МПа,

«»           
^         
3922 J

где Рт3 = 3922 кН (см.
табл. 9.7).

Для комплектования секции 3
принимаем трубы из стали группы прочности Л с толщиной стенки 11,5
мм.

Длина секции 3 по протяженности
интервала h = 2400 — 2150 = 250 м, вес Р$ = 0,473-250=
118,25 кН.

Суммарный вес трех секций Риг
= 152,4 + 118,25 = 270,65 кН.

На глубине 2150 м избыточное
наружное давление 22,2 МПа.

Для секции 4 выбираем трубы из
стали группы прочности Д с толщиной стенки 9,2 мм -рщ =
25,9 МПа > 22,2 МПа (см. табл. 9.5).

319

Таблица 9.16

Конструкция эксплуатационной колонны диаметром 177,8 мм из
труб ОТТГ

Номер

секции (снизу
вверх)

Интервал уста­новки,
м

Длина секции,
м

Толщина стенки,
мм

Группа прочно­сти
стали

Испол­нение

Вес

секции,
кН

Нарас­тающий вес
колон­ны, кН

1 2 3
4

2700-2450 2450-2400
2400-2150 2150-0

250 50 250
2150

12,7 11,5 11,5
9,2

Е

д

Л Е

А А А
А

128,75 23,65 118,25
827,75

128,75 152,40 270,65
1098,4

Скорректированное критическое давление для труб секции
4

(       
   270,65 ^

р =25,9 1-0,3——— =24,7 МПа (см. табл.
9.7).

I       
 1842
)

Из табл. 9.14 следует, что трубы
ОТТТ-178 с толщиной стенки менее 9,2 мм не вы­пускаются,
следовательно, до поверхности пока следует оставить трубы из стали группы
прочности Д с толщиной стенки 9,2 мм.

Проверка нижнего конца секции 4
на растяжение. Допустимая нагрузка растяжения для труб секции 4 [Ppaj =
1480 кН (табл. 9.10). Весовая нагрузка от трех секций значи­тельно
ниже допустимой.

Проверка верхнего конца секции 4:
вес Рц = qdi = 0,385-2150 = 827,75 кН; суммар­ный вес четырех
секций P\-t = 270,65 + 827,75 = 1098,4 кН; суммарный вес менее
допус­тимой нагрузки растяжения.

Проверка труб секции на
внутреннее избыточное давление:

коэффициент запаса прочности на
внутреннее давление &> = 1,15 (см. стр. 281);

внутреннее избыточное давление у
нижнего конца секции 4

/>в.и2150 =р<т.у + 1000-9,8-2150-10″*
-ри = 38,2 + 21,1 — 23,2 = 36,1 МПа.

Предельное внутреннее давление
для труб ОТТТ-178 из стали группы прочности Д с толщиной стенки 9,2
ммрп = 34,3 МПа (см. табл. 9.8).

С учетом коэффициента запаса
прочности для труб исполнения А необходимы тру­бы ср,>
1,15-36,1 =41,5 МПа.

По табл. 9.8 для комплектования
секции 4 по внутреннему давлению выбираем тру­бы из стали группы
прочности Е с толщиной стенки 9,2 мм — р, = 49,9 МПа и [Р,] =
49,9/1,15 = 43,4 МПа. Оно превышает давление на устье 38,2 МПа,
создаваемое при опрессовке. Следовательно, для секции 4 подходят трубы из
стали группы прочности Е с толщиной стенки 9,2 мм в интервале 0—2150
м.

Проверка труб секции 4 на
растяжение: вес Рц = 0,385-2150 = 827,75 кН; суммарный вес четырех
секций Рм = 270,65 + 827,75 = 1098,4 кН; суммарная нагрузка
растяжения для труб секции 4 [PpJ = 1676 кН (см. табл. 9.10), вес обсадной
колонны 1098,4 кН зна­чительно меньше допустимой
нагрузки.

Рассчитанная конструкция из
четырех секций принимается следующей (табл. 9.16).

9.3. ПРОВЕРКА ОБСАДНЫХ ТРУБ ПО НАГРУЗКЕ

В КЛИНОВОМ ЗАХВАТЕ ПРИ СПУСКЕ ОБСАДНОЙ
КОЛОННЫ

Предельное значение
растягивающей нагрузки в клиновом захвате, при котором напряжение в теле
трубы достигает предела текучести <тт,

1+

где F
— площадь сечения трубы, м2; <тт — предел
текучести, Па; d^ — сред­ний диаметр трубы, мм; / — длина плашки
клина, мм; а = =9° 27’15»; ф
— угол трения; % — коэффициент; % = ую/2л; у — угол охвата, у > 60°;
т — число клиньев.

Допустимая нагрузка растяжения
для трубы, находящейся в клине, определяется как [Рдоп] =
Pwejjk3, где к, = 1,3.

9.4. ПОРЯДОК РАСЧЕТА ПРОМЕЖУТОЧНОЙ
КОЛОННЫ

Промежуточная обсадная колонна,
как и эксплуатационная, рассчиты­вается на три вида нагружения (см.
разд. 9.2).

Отличие состоит в том, что через
промежуточную колонну осуще­ствляется бурение нижележащих интервалов и
от условий в разрезе, вскрываемом скважиной, давление внутри колонны может
изменяться в широких пределах, причем за минимальное внутреннее давление
принимается такое, которое может возникнуть при поглощении
про­мывочной жидкости или при открытом выбросе. Для первых двух-трех
разведочных скважин опорожнение промежуточной колонны вследст­вие
поглощения может быть принято не более чем на 30—40 %.

В газовой скважине полное
замещение бурового раствора природ­ным газом принимается при объемном
содержании в нем H2S более 6 % и в скважинах большой глубины
при отсутствии в разрезе водонос­ных горизонтов ниже башмака
колонны.

Максимальное внутреннее давление
в промежуточной колонне для нефтяной скважины, оборудованной ПО,
рассчитывается по пластово­му давлению с учетом разгрузки от давления
столба жидкости в ко­лонне после полного замещения бурового раствора
пластовым флюи­дом. За расчетное внутреннее давление может быть
принято гидроста­тическое давление столба утяжеленного бурового
раствора, применяе­мого при вскрытии нижележащих интервалов, или
давление цементно­го раствора при цементировании последующей
колонны.

321

Для нефтяных скважин максимальное
давление на устье при закры­том превенторе рекомендуется увеличивать
на Ар, т.е. на дополни­тельное давление, необходимое для ликвидации
проявления.

Такой же порядок определения
максимального внутреннего давле­ния устанавливается и для газовых
скважин, только распределение давления принимается по закону
рв = pwles с учетом полного
замеще­ния в скважине бурового раствора пластовым
флюидом.

Если в скважину поступает смесь
флюидов, то принимается сред­няя плотность жидкости в
скважине.

Наружное давление на
промежуточную колонну рассчитывается по тем же правилам, что и для
эксплуатационной колонны.

Рекомендуемые значения
коэффициента запаса прочности при рас­чете промежуточной
колонны:

1) на наружное избыточное давление —
к3 = 1,0;

2) на внутреннее избыточное
давление значения к3 те же, что и для эксплуатационной
колонны (см. выше);

3) на растяжение —
коэффициенты запаса приведены в табл. 9.17.

С учетом возможного повышенного
износа промежуточной колон­ны при последующем бурении нижележащих
интервалов рекоменду­ется у устья устанавливать трубы с максимальной
толщиной стенки общей длиной 20 м. Если бурение из-под колонны будет
вестись про­должительное время, на участках наибольшего возможного
износа обсадной колонны положено увеличивать толщину стенки обсадных труб
на основании опытных данных или расчета по региональным
ме­тодикам.

Следует отметить, что приведенный
выше порядок расчета нагру­зок применим и для колонн, комплектуемых
импортными трубами, однако при этом коэффициенты запаса прочности будут
иными:

1) на избыточное наружное
давление в зоне эксплуатационного объекта к3 =
1,125^-1,25;

Таблица 9.17

Значения коэффициента запаса
прочности при расчете промежуточной колонны на растяжение (для
вертикальных скважин)

Диаметр трубы, мм

Длина колонны, м

Величина коэффициента
запаса прочности

114,3-168,3

<3000

1,15

>3000

1,30

177,8-244,5

<1500

1,30

>1500

1,45

273,1-323,9

<1500

1,45

>1500

1,60

>323,9

<1500

1,60

>1500

1,75

2)  на избыточное наружное
давление в остальной части к3 = = 1,125;

3) на внутреннее избыточное
давление к3 = 1,1;

4) на нагрузку растяжения —
по страгивающей нагрузке к3 = =1,75, по нагрузке в теле
трубы к3= 1,25.

9.5. РЕКОМЕНДАЦИИ ПО РАСЧЕТУ
ПОТАЙНОЙ КОЛОННЫ (ХВОСТОВИКА)

Длина участка потайной колонны
внутри предыдущей обсадной ко­лонны должна быть не менее 70 м. На всем
протяжении этого интерва­ла потайная колонна должна состоять из труб,
аналогичных тем, что находятся у башмака предыдущей колонны.

Расчет потайной колонны ведется
по наружному и внутреннему из­быточному давлению, причем учитываются
их наибольшие величины, возникающие при самых неблагоприятных сочетаниях
давлений сна­ружи и внутри колонны.

Наружное избыточное давление
рассчитывается для следующих условий:

в момент окончания продавливания
цементного раствора по всей длине потайной колонны

Рим* = (Рц.р — Рпр.жк(2
— К)   
                   
               
 (9.21)

(рц,р и рпр
ж — плотность соответственно цементного раствора и прода-вочной
жидкости; hT — глубина до головы потайной колонны);
после цементирования потайной колонны

(pHz —
наибольшее наружное давление, определенное по плотности жидкости
затворения рж = 1100 кг/м3 либо по пластовому
давлению в зоне АВПД, либо по геостатическому давлению при наличии
высоко­пластичной породы за колонной; рт — плотность
жидкости внутри по­тайной колонны);

при возможном поглощении бурового
раствора во время бурения ниже потайной колонны

P».»z=P»z- Рв»Ф — Щ   
                   
                   
 (9.22)

(Н — снижение уровня
бурового раствора в скважине вследствие по­глощения);

при открытом фонтанировании
газовых и газонефтяных скважин для определении наружного избыточного
давления внутреннее давление рассчитывается по инструкции [12], вместе с
тем при недостатке ис-

323

ходных данных допускается расчет
наружного избыточного давления по упрощенной формуле

ря,,=ря,-^^г               
               (9.23)

(z — глубина до кровли
пласта с р^).

Внутреннее избыточное давление в
потайной колонне может дос­тигать наибольших значений при испытании на
герметичность (без установки пакера выше головы потайной
колонны)

Рв.иг = 1 ЛРу
+ pBgz -рИ2,           
                   
            (9.24)

тдеру — ожидаемое давление
на устье.

Если испытание на герметичность
не проводится, то в процессе бу­рения ниже потайной колонны с
использованием утяжеленного рас­твора

А.иг = P6.pgz -pBz.               
                   
               
(9.25)

Расчет потайной колонны на
прочность производится в том же по­рядке, как и эксплуатационной
колонны.

9.6. ОСОБЕННОСТИ РАСЧЕТА
ОБСАДНЫХ КОЛОНН ДЛЯ НАКЛОННО НАПРАВЛЕННЫХ СКВАЖИН

9.6.1. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

Расчет обсадных колонн в этом
случае выполняется с учетом проект­ного профиля скважины, а при
существенном отклонении фактическо­го профиля от проектного
рассчитанная конструкция обсадной колон­ны должна быть скорректирована
с учетом фактической траектории. При общем удлинении обсадной колонны по
профилю скважины не более чем на 50 м по сравнению с вертикальной расчет
давлений до­пускается производить так же, как и для вертикальной
скважины, т.е. по длине колонны. В остальных случаях давление
рассчитывается по проекции на вертикаль. Если выполняется расчет с учетом
внешнего пластового или горного давления, протяженность соответствующего
интервала определяется по глубинам за вычетом его удлинения из-за наклона
скважины.

При расчете обсадных колонн на
прочность влияние искривления профиля скважины учитывается увеличением
запаса прочности в зави­симости от интенсивности искривления, размера
и прочности соеди­нения труб.

324

Интенсивность искривления
принято оценивать в градусах на 10 м; если известен радиус R
интервала искривления, то интенсивность рас­считывается по формуле
ос = 573/R.         
                   
                   
        (9.26)

В случае пространственного
искривления скважины расчет интен­сивности искривления выполняют по
формуле

573
i————————————————

аи =——^2(1 — sin щ sin
а2 cos Д/3 — cos щ cos а2),
(9.27)

где (Xi и осг — зенитные углы в
пунктах траектории на расстоянии /; А[3 = Рг — (31 — изменение
азимутального угла в тех же пунктах.

Коэффициент запаса прочности на
растяжение для обсадных труб с треугольной резьбой для участка с
интенсивностью искривления а„ пересчитывают по формуле

К =——————-» 
                   
              (9-28)

3
1-М(аи-0,5)

где к3 —
коэффициент запаса для вертикальной скважины; Х\ —
коэффи­циент, учитывающий влияние размера соединения и его
прочност­ных характеристик (табл. 9.18).

325

Минимальные значения
коэффициента запаса для обсадных труб по ГОСТ 632—80 приведены
ниже.

Наружный диаметр

обсадных
труб……………………. 114,3-168,3 177,8-244,4 273,1-323,9
>323,9

Коэффициент запаса
К……. 1,3                 
    1,45       
            1,6                 
   1,75

При расчете обсадных колонн из
труб с трапецеидальной резьбой и нормальным диаметром муфт (ОТТМ, ОТТГ,
ТБО и импортные) учи­тываются следующие условия:

1)  расчет на прочность соединения при
растяжении для труб диа­метром до 168,3 мм при интенсивности
искривления до 5° на 10 м и для труб диаметром выше 168,3 мм при
интенсивности до 3° на 10 м ведется, как для вертикальной
скважины;

2) при интенсивности
искривления от 3 до 5° на 10 м для труб диа­метром свыше 168,3 мм
допустимая нагрузка на растяжение уменьша­ется на 10%.

С учетом изгиба допустимую
нагрузку на растяжение для гладкого тела трубы определяют по
формуле

где F — площадь
поперечного сечения тела трубы, м2; <тт — предел
те­кучести материала трубы, Па; к’3%т — коэффициент
запаса.

Таблица 9.18 Значения коэффициента
X,

Диаметр

Группа прочности стали

трубы, мм

Д

К

Е

Л

М

Р

114,3

0,030

0,023

0,020

0,017

0,014

0,012

127,0

0,034

0,026

0,023

0,020

0,017

0,014

139,7

0,038

0,029

0,025

0,022

0,019

0,015

146,1

0,040

0,030

0,027

0,023

0,020

0,016

168,3

0,046

0,035

0,031

0,027

0,023

0,019

177,8

0,050

0,038

0,033

0,029

0,025

0,020

193,7

0,054

0,042

0,037

0,032

0,027

0,022

219,1

0,066

0,050

0,044

0,037

0,032

0,027

244,5

0,074

0,054

0,050

0,042

0,036

0,030

273,1

0,084

0,064

0,057

0,048

0,041

0,034

298,5

0,095

0,072

0,064

0,054

0,046

0,038

323,9

0,106

0,080

0,072

0,060

0,052

0,043

339,7

0,113

0,086

0,076

0,064

0,055

0,045

351,0

0,122

0,092

0,082

0,069

0,060

—

377,0

0,135

0,102

0,090

0,077

—

—

406,4

0,137

0,104

0,093

—

—

—

426,0

0,160

0,122

0,108

—

—

—

473,1

0,168

0,128

—

—

—

—

508,0

0,183

Значение коэффициента запаса для
изогнутого участка рассчитыва­ется по формуле

где #з.гл — коэффициент запаса
для вертикальной скважины, кзтл = = 1,25; Хг —
коэффициент, учитывающий влияние диаметра трубы и ее прочностных
характеристик (табл. 9.19).

Интервалы, где происходит набор
зенитного угла, увеличивают на 25 м в сторону устья скважины.

В траектории скважины выделяют
интервал с максимальной интен­сивностью искривления a,,,^. Если этот
интервал расположен первым от устья, то расчет обсадной колонны на всем
нижележащем участке от начала искривления ведут с коэффициентом запаса
к’3, полученным исходя из (Хипих, не принимая во
внимание интенсивности последую­щих участков а„2 и а„з. Если
интенсивность искривления максимальна на втором участке, то верхний
участок рассчитывают с учетом его ин­тенсивности (Хиь а после-дующие —
с учетом а^ и т.д.

Допустимые длины секций по
расчету на растяжение определяются без учета архимедовых
сил

Таблица 9.19 Значения коэффициента
Хг

Диаметр

Группа прочности стали

трубы, мм

Д

К

Е

Л

М

Р

114,3

0,028

0,021

0,019

0,016

0,014

0,011

127,0

0,031

0,023

0,021

0,018

0,016

0,012

139,7

0,034

0,026

0,023

0,020

0,017

0,013

146,1

0,035

0,027

0,024

0,021

0,018

0,014

168,3

0,041

0,031

0,028

0,024

0,021

0,016

177,8

0,043

0,033

0,030

0,025

0,022

0,017

193,7

0,047

0,036

0,032

0,027

0,024

0,019

219,1

0,053

0,040

0,036

0,031

0,027

0,021

244,5

0,059

0,045

0,041

0,034

0,030

0,024

273,1

0,066

0,050

0,046

0,038

0,033

0,026

298,5

0,072

0,055

0,050

0,042

0,036

0,029

323,9

0,078

0,059

0,054

0,046

0,040

0,031

339,7

0,082

0,062

0,057

0,048

0,042

0,033

351,0

0,085

0,064

0,059

0,050

0,043

0,034

377,0

0,091

0,069

0,063

0,053

0,046

0,036

406,4

0,098

0,074

0,068

0,057

0,050

0,039

426,0

0,103

0,078

0,071

0,060

0,052

0,041

473,1

0,114

0,087

0,079

0,067

0,058

0,046

508,0

0,122

0,093

0,085

0,072

0,062

0,049

где Р — общий вес
нижележащих секций; qt — вес 1 м трубы г-й
секции.

При длине вертикального участка
не более 100 м запас прочности на растяжение может быть принят по
нижележащему интервалу набо­ра зенитного угла.

Пример 9.3. Расчет
эксплуатационной колонны для направляющего участка гори­зонтальной
скважины.

Характеристика профиля.
Направляющий участок имеет следующий 4-интер-вальный профиль:

вертикальный интервал h\ =
150 м;

радиус 1-го интервала набора
зенитного угла R = 250 м, интенсивность i = = 573/250 =
2,3710 м;

зенитный угол в конце интервала
oil = 9,5°;

протяженность интервала: набора
зенитного угла h = 41,5 м, стабилизации зенитно­го угла h
= 2140 м;

радиус 2-го интервала набора
зенитного угла г = 60 м, интенсивность i = = 573/60 = 9,6
710 м;

длина 2-го интервала набора
зенитного угла U = 84,5 м;

зенитный угол в конце интервала
набора а,г = 90°;

длина эксплуатационной колонны
L = 2416 м;

глубина скважины (по вертикали)
h = 2350 м;

отход от забоя А = 415
м.

Исходные данные для расчета.
Диаметр эксплуатационной колонны d= 193,7 мм;

глубина до кровли нефтяного
пласта /г„ = 2300 м.

Характеристики нефтяного пласта:
давление в пласте рт = 30,5 МПа (ка =
= 1,35); индекс давления поглощения кп = 1,85, плотность нефти
р„ = 860 кг/м3, плотность обвод­ненной нефти, отбираемой в
конце эксплуатации, р’ш = 940
кг/м3.

Снижение уровня в скважине в
конце эксплуатации hyp = 1700 м; плотность бурово­го раствора
рб.р =1450 кг/м3.

Сведения о цементировании.
Цементирование эксплуатационной колонны до устья; плотность цементного
раствора р„ = 1700 кг/м3; предыдущая колонна спущена на
глуби­ну h = 500 м, в интервале 590—710 м проницаемый пласт с
минерализованной водой с к, = 1,3.

1. Построение эпюры наружного
давления.

Расчет наружного давления в
характерных точках профиля скважины. На глубине 150 мрит
= 1 ЮО-9,815010^1 = 1,6 МПа; на глубине 190
мрит = = 1 ЮО-9,819010″* = 2,0 МПа.

На
глубине 590 м в кровле водоносного пласта/>„59о
=1100-9,8-590-10″6 = 6,36 МПа.

В водоносном пласте:

на глубине 590 м

Prtw = 1,31000-9,8-590 10″6 = 7,52
МПа;

на глубине 710 м р’тю =
1,31000-9,8-710-КГ* = 9,04 МПа.

В подошве водоносного пласта на
глубине 710 м 328

/>„7,о =
1100-9,8-710-10^ = 7,65 МПа.

В кровле продуктивного пласта на
глубине 2300 м р«2ж = 1100-9,8-2300-КГ6 = 24,80
МПа.

В продуктивном пласте
рш = 30,5 МПа.

По рассчитанным значениям
строится эпюра наружного давления (рис. 9.3).

2. Построение эпюры внутренних
давлений.

Расчет внутреннего давления в
эксплуатационной колонне для построения эпюры.

Ожидаемое давление на устье в
начале эксплуатации

р.у=Рш — p,gh« = 30,5 — 860-9,8-2300-10″* =
30,5 -19,4 = 11,1 МПа.

Давление опрессовки на устье
рт = 1,111,1 = 12,2 МПа. Оно превышает минималь­ное
рекомендуемое давление опрессовки для 193,7-мм колонны р’т =
9,5 МПа (см. табл. 9.4), поэтому принимаетсярш =
12,2 МПа.

Давление при опрессовке
колонны:

на глубине 150 мр,т
= 12,2 + 1450-9,8-150-Ю^1 = 14,3 МПа;

на глубине 190 мр,т
= 12,2 + 1450-9,8-190-Ю^1 = 14,9 МПа;

на глубине 590
мр,590 = 12,2 + 1450-9,8-590-Ю»6 = 20,6
МПа;

на глубине 710 мр,т
= 12,2 + 1450-9,8-710-10″* = 22,3 МПа;

на глубине 2300
мрв2зоо = 12,2 + 1450-9,8-2300-10″* = 44,9 МПа;

на глубине 2350
мр„2з5о = 12,2 + 1450-9,8-2350-10″* = 45,6 МПа.

Давление в конце
эксплуатации:

в интервале 0-1700
мрп = 0;

на глубине 2300 мр, =
940-9,8(2300 -1700) = 5,5 МПа;

на глубине 2350 мр. =
940-9,8(2350 -1700) = 6,0 МПа.

Давление на устье в конце
цементирования

1722,5 К
(1700)

2000

2331,5 (2300)

2SO0

tmp224A-3.jpg

р,МПд

Рис. 9.3. Эпюра нагружения
эксплуатационной колонны направляющего участка горизонтальной скважины к
примеру 9.3. Условные обозначения см. рис. 9.2; в скобках указаны отметки
по глубине

329

p.., = (рц.Р — pnp.«)gA = (1700
-1450)-9,8-235010^ = 5,75 МПа.

По данным выполненного расчета
строится эпюра внутреннего давления (см. рис. 9.3).

3. Построение эпюры наружного избыточного
давления.

Эпюра наружного избыточного
давления строится для наиболее неблагоприятных условий нагружения колонны,
когда в конце эксплуатации внутреннее давление снижа­ется до
минимума.

Расчет избыточного наружного
давления в характерных точках эпюры. На глубине 150 мр„.и15о
=/>„150 =1,6 МПа; на глубине 190 мр„.и19о =р«\9о =
2,0 МПа.

На глубине 590 м в кровле
водоносного пласта/>ВИ590 =р«590 = 6,36
МПа.

В водоносном пласте:

на глубине 590 м

р’в.и59о = р’в59о = 7,52
МПа;

на глубине 710 м р’в.и7ю = р’в7ю
= 9,04 МПа.

Так как толщина водоносного
пласта менее 200 м, в интервале 590—710 м давление принимается
постояннымрл„ = (7,52 + 9,04)/2 = 8,28 МПа. В подошве
водоносного пласта на глубине 710 м

/>в.в7ю =/>в71о = 7,65
МПа.

В кровле продуктивного пласта на
глубине 2300 м />».«2зоо = 24,8 — 5,5 = 19,3 МПа.

В продуктивном пласте: на глубине
2300 м

/».и2зоо = 30,5 — 5,5 = 25,0 МПа;

на глубине 2350 м Рв.и2350 =
30,5 — 6,0 = 24,5 МПа.

4. Построение эпюры
внутреннего избыточного давления.

Как показывает расчет, внутреннее
давление в нефтяной скважине достигает наи­больших значений при
опрессовке обсадной колонны.

Расчет внутреннего избыточного
давления в характерных точках эпюры.

На устье скважины при опрессовке
/>„.„ = 12,2 МПа.

На глубине 150 и 190
мр,мх = 14,3 — 1,6 = 12,7 МПа ир,„т =
14,9 — 2,0 = = 12,9 МПа соответственно.

В кровле водоносного пласта на
глубине 590 м

Р».и590 = 20,6 — 6,36 = 14,24 МПа.

В водоносном пласте на глубине
590 и 710 мр^до = 20,6 — 7,52 = 13,08 МПа ир’пМЮ =
22,3 — 9,04 = 13,26 МПа соответственно.

На глубине 710 м в подошве
водоносного пласта

/>в.„71о = 22,3 —
7,65 = 14,65 МПа.

На глубине 2300 м в кровле
продуктивного пласта р. .и2зоо = 44,9 — 24,8 = 20,1
МПа.

330

В
продуктивном пласте на глубине 2300 и 2350 мрв..и2зоо = 44,9 — 30,5 = 14,4
МПа и/>в.и2350 = 45,6 —
30,5 = 15,1 МПа соответственно.

5. Выбор типа обсадных труб для
комплектования эксплуатационной колонны.

По табл. 9.2 для жидкой среды
выбираем трубы ОТТТ со смазкой Р-2. Эти трубы ре­комендуются к
использованию при внутреннем избыточном давлении до 25 МПа и
ин­тенсивности искривления до 10°/10 м. Выше кровли продуктивного
пласта, где интен­сивность искривления не превышает 5°/10 м, возможно
использование труб ОТТМ.

6. Расчет эксплуатационной колонны для
направляющего участка.

Для нижней секции в интервале
продуктивного пласта с учетом коэффициента запа­са прочности к,
= 1,2 нужны трубы с критическим давлением смятиярщ >
> 1,2-25,0 = 30 МПа.

По табл. 9.5 выбираем трубы ОТТТ
из стали группы прочности Д с толщиной стенки 10,9 мм сркр = 29,8 МПа,
коэффициент запаса к, = 29,8/25,0 = 1,19.

Длина 1-й секции /, = 2416-2331,5
+ 50 = 134,5 ~ 135 м.

Вес 1-й секции Р, =
0,498135 = 67,23 кН (см. табл. 9.14).

Нагрузка на верхнем конце секции
с учетом искривления ствола с интенсивностью i = 9,6710
м

Р..К = 67,23 + 1820 = 1887,23 кН (см. табл.
9.23).

Так как в табл. 9.23 отсутствуют
данные для труб диаметром 193,7 мм, дополни­тельная нагрузка
Рп<т = 1820 кН принята для труб диаметром 168,3 мм с
максимальной толщиной стенки 12,1 мм.

Скорректированное критическое
давление с учетом нагрузки растяжения

( Л 1 {
61‘23]

р =р 1-0,3—L
=29,8 1-0,3——— = 29,8(1 — 0,028) = 29,0
МПа.

К» \       
Г«)       
{       
 2372
)

Поскольку р^р < 30,0 МПа, для
1-й секции принимаем трубы из стали группы проч­ности Д с толщиной
стенки 12,7 мм пр^, = 37,5 МПа (см. табл. 9.5).

Вес 1-й секции Л = 0,571135 =
77,1 кН.

Нагрузка на верхнем конце секции
с учетом искривления ствола Рв* = 77,1 + 1820 = = 1897,1 кН. Допустимая
нагрузка растяжения [Р{\ = 2187 кН (см. табл. 9.10).

Для секции 2 выбираем трубы из
стали группы прочности Д с толщиной стенки 9,5 мм,/>кр = 23,4 МПа >
19,3 МПа.

Как следует из табл. 9.14, трубы
ОТТГ — 193,8 с толщиной стенки менее 9,5 мм не вы­пускаются, поэтому
трубами 2-й секции обсадную колонну можно комплектовать до
поверхности.

В соответствии с правилами при
интенсивности искривления до 3710 м расчет об­садных труб диаметром
свыше 168,3 мм ведется, как для вертикальной скважины.

Определим суммарный вес двух
секций:

Риг = 77,1 + 0,440(2416 — 135) = 77,1 + 1003,6 =
1080,7 кН.

Допускаемая нагрузка растяжения
для 193,7-мм труб типа ОТТТ из стали группы прочности Д с толщиной стенки
9,5 мм [Рг] = 1677 кН (см. табл. 9.10).

Вес двух секций значительно ниже
допустимой нагрузки растяжения, поэтому при­нимаем колонну из двух
секций (табл. 9.20).

Избыточное давление рви = 32,5
МПа (см. табл. 9.8) при давлении опрессовки 12,2 МПа. Трубы секции имеют
большой запас прочности.

331

Таблица 9.20

Конструкция эксплуатационной
колонны диаметром 193,7 мм для направляющего
участка

Номер

секции (снизу
вверх)

Интервал
установки

Длина секции,
м

Толщина стенки,
мм

Группа прочно­сти
стали

Ис­пол­нение

Вес

секции,
кН

Нараста­ющий вес
колонны, кН

1 2

2416-2281
2281-0

135,0
2281,0

12,7
9,5

д
д

А А

77,1
1003,6

77,1
1080,7

9.7. РАСЧЕТ ОБСАДНОЙ КОЛОННЫ
ДЛЯ ГОРИЗОНТАЛЬНОЙ СКВАЖИНЫ

Так как горизонтальная скважина
представляет собой разновидность наклонно направленной и различие состоит
только в том, что ее ко­нечный интервал проходится в горизонтальном
направлении или под небольшим углом к нему, поэтому особенности расчета
обсадной ко­лонны и выбора обсадных труб в основном относятся к этому
конеч­ному интервалу.

Наружное избыточное давление определяется по
разности

Pnwz = Phz —Pbz>

где Puz и
pBZ — соответственно наружное и внутреннее давления,
рас­считанные по глубине.

Если при расчете обсадной колонны
руководствуются ее длиной в наклонном стволе, то приведение глубины по
стволу к вертикальной производится расчетным путем по зенитному углу или
графическим методом по построенному в масштабе профилю.

Наружное давление на колонну
определяется по тем же правилам, что и для вертикальной скважины, а
избыточное наружное давление в зацементированной части колонны
рассчитывается по разности на­ружного гидростатического давления
бурового и цементного раство­ров (по интервалам за колонной) и
внутреннего давления с учетом ко­эффициента разгрузки
колонны:

p».Hz = (p»z-PBz)(i -к),               
                   
          (9.30)

где к — коэффициент
разгрузки.

Значение коэффициента к
принимается в зависимости от диаметра обсадной колонны.

Диаметр обсадной колонны, мм……..
114-178 194-245         
273-324 340-508

Коэффициент^…………………………………0,25           
 0,30         
      0,35     
       0,40

При расчете эксплуатационной
колонны на участке ниже башмака предыдущей включая горизонтальный участок
наружное избыточное давление определяется по пластовому давлению, причем
перфорация обсадных труб не учитывается и перфорированные трубы
рассматри­ваются как целые.

Внутреннее избыточное давление
рассчитывается по максимально­му внутреннему давлению, которое может
возникнуть в колонне. По инструкции [14] рекомендуется за исходное
внутреннее давление при­нимать давление, возникающее в колонне при ее
опрессовке, т.е. рв = 1,1ру +
pmgz, а наружное давление рассчитывается по
гидростатиче­скому давлению столба цементного и бурового растворов за
колонной (по интервалам):

Р, = [рц.Р(Я-Аж) +
pbpftjg,         
                   
           (9.31)

где Аж — уровень
жидкости за колонной.

Внутреннее избыточное давление
также определяется с учетом раз­грузки:

А« = (А*-ЛиХ1-*)       
                   
                 (932>

(значения коэффициента к
аналогичны приведенным выше для расчета

наружного избыточного
давления).

Распределение внутреннего
избыточного давления по обсадной ко­лонне в ее зацементированной части
принимается линейным от уровня подъема цемента за колонной до башмака
колонны.

По полученным значениям давления
в характерных точках строят­ся эпюры наружного и внутреннего
избыточных давлений. Они ис­пользуются при подборе подходящих труб по
марке стали и толщине стенки и определении длин секций.

Трубы подбираются на основе
сопоставления расчетных нагрузок с предельно допускаемыми.

Допускаемое наружное избыточное
давление определяется по кри­тическому давлению смятия:
[рн] = Рщ1к3\, где к3\ —
коэффициент запаса прочности. Значение коэффициента запаса прочности в
пределах гори­зонтального участка £3i = 1,3-Н,5. В
зависимости от интенсивности искривления значения коэффициента запаса
прочности.

Интенсивность искривления, градус на 10 м……………
<3             
  3—5   
          5—10

hi………………………………………………………………………………………..          1,0   
         1,05

1,10

В интервале искривления
допустимое наружное давление распро­страняется на 25 м за пределы
интервала.

Допускаемое внутреннее давление
[рв] = рт/кз2, где
рт — внутреннее давление в трубе, при котором напряжение
в опасной точке сечения

333

трубы достигает предела
текучести; кз1 — коэффициент запаса прочно­сти; его
величина зависит от диаметра трубы и качества изготовления (табл.
9.21).

Расчетная нагрузка растяжения
определяется по суммарному весу секций, расположенных ниже
рассматриваемого сечения, без учета архимедовых сил по формуле
(9.10).

В горизонтальных скважинах в
соответствии с инструкцией [14] при длине горизонтального участка не свыше
600 м допускается опре­делять растягивающую нагрузку по весу колонны в
воздухе.

Допускаемая нагрузка растяжения
для труб с треугольной резьбой устанавливается по страгивающей нагрузке,
которая пересчитывается с учетом искривления скважины:

/>ст.„ =
/>ст(1-СОо),           
                   
                 
(9.33)

где Рст — страгивающая
нагрузка (см. табл. 9.9); С — коэффициент сни­жения прочности
резьбового соединения (табл. 9.22); (Хо — угол ис­кривления на 10
м.

Угол искривления (градус/10
м):

для плоского профиля

Оо = 573/Д;           
                   
                   
      (9.34)

для пространственного профиля Оо = [Да2 +
(Acpsinacp)2]0‘5,               
                   
     (9.35)

где Аа = |c*i — o^l — изменение
зенитного угла, приведенное к длине интервала Юм; a^ = (ai +
а2)/2; Аф = |(pi — ф2| — изменение
азимуталь­ного угла, приведенное к 10 м; ось ф1 и а2,
фг — углы в конце и начале интервала
соответственно.

Таблица 9.21

Значения коэффициента запаса
прочности на внутреннее давление

Диаметр колонны, мм

Коэффициент запаса прочности

Исполнение А

Исполнение Б

114-219
>219

1,15
1,15

1,15
1,45

Таблица 9.22

Коэффициент С снижения прочности резьбового
соединения

Номинальный

Группа прочности стали

диаметр, мм

Д

Е

Л

М

Р

114,3

0,060

0,040

0,035

0,030

0,025

127,0

0,070

0,050

0,040

0,035

0,025

139,7

0,080

0,055

0,045

0,040

0,030

146,1

0,080

0,055

0,045

0,040

0,030

168,3

0,090

0,060

0,050

0,045

0,035

219,1

0,130

0,090

0,075

0,065

0,050

244,5

0,150

0,105

0,090

0,075

0,060

273,1

0,170

0,115

0,100

0,085

0,070

298,5

0,190

0,130

0,110

0,095

0,075

323,9

0,210

0,145

0,125

0,105

0,085

339,7

0,225

0,150

0,130

0,110

0,090

351,0

0,230

0,160

0,135

0,115

0,090

377,0

0,255

0,170

0,145

0,125

0,100

406,4

0,275

0,185

0,160

0,135

0,110

426,0

0,300

0,205

0,175

0,150

0,120

508,0

0,370

0,255

0,215

0,185

0,150

Допускаемая нагрузка
[Р]=Рсг,/к3,

где к, — коэффициент
запаса, для 114—168-мм труб к3 = 1,15, для труб
диаметром свыше 168 мм £3 = 1,30.

При расчете допускаемой нагрузки
непосредственно по Рст коэф­фициент запаса может быть
рассчитан по формуле

Ь- — Ь- К\ С*п \ 
                   
                   
                   
           (Q
‘Х^Л

п-3 — ^зйп V ^-‘^-^0/*                 
                   
                   
          \y,^\jt

Во всех случаях, в том числе для
вертикального участка наклонно направленной скважины, его значения не
могут быть ниже приведен­ных.

Диаметр труб, мм………………………..
114-168

£3„……………………………………………………

1,75

Прочность труб с трапецеидальной
резьбой и импортных на растя­жение с учетом
изгиба

Р — Р —
Р

1 р.и
L т> L и?

где Рр — разрушающая
нагрузка для резьбового соединения, кН; Р„ — дополнительная
нагрузка растяжения вследствие изгиба колонны, кН, Ри =
2,32Z)qao; q — вес 1 м обсадной трубы,
кН.

Значения Р„ для некоторых
ходовых размеров труб приведены в табл. 9.23.

Таблица 9.23

Дополнительные изгибающие нагрузки для обсадных труб,
кН

Наруж-

Интенсивность искривления, градус на 10
м

ный
диа-

Толщина стенки, мм

метр,
мм

1,0

2,0

3,0

4,0

5,0

6,0

8,0

10,0

(дюйм)

114

По
стандартам

5,21

37

74

111

148

185

222

296

370

(4
V2)

АНИ

5,69

40

80

120

160

200

240

320

400

6,35

45

90

135

180

225

270

360

450

7,37

51

102

153

204

255

306

408

510

8,56

58

116

174

232

290

348

464

580

По
ГОСТ

5,2

37

74

111

148

185

222

296

370

632-80

5,7

41

82

123

164

205

246

328

410

6,4

45

90

135

180

225

270

360

450

7,4

51

102

153

204

255

306

408

510

8,6

58

116

174

232

290

348

464

580

10,2

71

142

213

284

355

426

568

710

127
(5)

По
стандартам

5,59

49

98

147

196

245

294

392

490

АНИ

6,43

56

112

168

224

280

336

448

560

7,52

65

130

195

260

325

390

520

650

9,19

78

156

234

312

390

468

624

780

По
ГОСТ

5,6

50

100

150

200

250

300

400

500

632-80

6,4

57

114

171

228

285

342

456

570

7,5

65

130

195

260

325

390

520

650

9,2

79

158

237

316

395

474

632

790

10,7

90

180

270

360

450

540

720

810

140

По
стандартам

6,20

66

132

198

264

330

396

528

660

(5
V2)

АНИ

6,98

73

146

219

292

365

438

584

730

7,72

80

160

240

320

400

480

640

800

9,17

94

188

282

376

470

564

742

940

10,54

107

214

321

428

535

642

856

1070

По
ГОСТ

6,2

66

132

198

264

330

396

538

660

632-80

7,0

74

148

222

296

370

444

592

740

7,7

81

162

243

324

405

486

648

810

9,2

95

190

285

380

475

570

760

950

10,5

108

216

324

432

540

648

864

1080

146

По
ГОСТ

6,5

77

154

231

308

385

462

616

770

632-80

7,0

82

164

246

328

410

492

656

820

7,7

90

180

270

360

450

540

720

900

8,5

98

196

294

392

490

588

784

980

9,5

109

218

327

436

545

654

872

1090

10,7

121

242

363

484

605

726

968

1210

Продолжение табл

9.23

Наруж-

Интенсивность
искривления, градус на 10 м

ный
диа-

Толщина стенки, мм

метр,
мм

1,0

2,0

3,0

4,0

5,0

6,0

8,0

10,0

(дюйм)

168

По стандартам

7,32

113

226

339

452

565

678

904

ИЗО

(6
5/8)

АНИ

8,94

137

274

411

548

685

822

1096

1370

10,59

160

320

480

640

800

960

1280

1600

12,06

180

360

540

720

900

1080

1440

1800

По
ГОСТ

7,3

114

228

342

456

570

684

912

1140

632-80

8,9

138

276

414

552

690

828

1104

1380

10,6

162

324

486

648

810

972

1296

1620

12,1

182

364

546

728

910

1092

1456

1820

219

По
стандартам

6,71

180

360

540

720

900

1080

1440

1800

(8
5/8)

АНИ

7,72

205

410

615

820

1025

1230

1640

2050

8,94

236

472

708

944

1180

1416

1888

2360

10,16

265

530

795

1060

1325

1590

2120

2650

11,43

297

594

891

1188

1485

1782

2376

2970

12,70

327

654

981

1308

1635

1962

2616

3270

14,15

361

722

1083

1444

1805

2166

2888

3610

По
ГОСТ

6,7

182

364

546

728

910

1092

1456

1820

632-80

7,7

208

416

624

832

1040

1248

1664

2080

8,9

238

476

714

952

1190

1428

1904

2380

10,2

268

536

804

1072

1340

1608

2144

2680

11,4

299

598

897

1196

1495

1794

2392

2990

12,7

329

658

987

1316

1645

1974

2632

3290

14,2

364

728

1092

1456

1820

2184

2912

3640

245

По
стандартам

7,92

263

526

789

1052

1315

1578

2104

2630

(9
5/8)

АНИ

8,94

294

588

882

1176

1470

1764

2352

2940

10,03

328

656

984

1312

1640

1968

2624

3280

11,05

360

720

1080

1440

1800

2160

2880

3600

11,99

389

778

1167

1556

1945

2334

3112

3890

13,84

444

888

1332

1776

2220

2664

3552

4440

По
ГОСТ

7,9

266

532

798

1064

1330

1596

2123

2660

632-80

8,9

298

596

894

1192

1490

1788

2384

2980

10,0

332

667

996

1328

1660

1992

2656

3320

11,1

365

730

1095

1460

1825

2130

2920

3650

12,0

392

784

1176

1568

1260

2352

3136

3920

13,8

447

894

1341

1788

2235

2682

3576

4470

15,9

509

1018

1527

2036

2545

3054

4072

5090

324

По
ГОСТ

8,5

503

1006

1509

2012

2515

3018

4024

5030

632-80

9,5

559

1118

1677

2236

2795

3354

4472

5590

10,0

642

1284

1926

2568

3210

3852

5136

6420

12,4

718

1436

2154

2872

3590

4308

5744

7180

14,0

804

1608

2412

3216

4020

4824

6432

8040

С использованием величины
Рр и допускаемая нагрузка растяжения рассчитывается
по формуле [Р] = PvJk3, где значение
коэффициента запаса принимается по рекомендуемому для вертикальных
скважин. ПОРЯДОК РАСЧЕТА ОБСАДНОЙ
КОЛОННЫ

337

ДЛЯ ГОРИЗОНТАЛЬНОЙ СКВАЖИНЫ

Расчет обсадной колонны для
горизонтальной скважины проводится аналогично описанному выше для наклонно
направленной скважины. Следует только учитывать, что в случае расчета
колонны по пластово­му или горному давлению, протяженность интервала в
наклонном стволе должна быть скорректирована с учетом удлинения, т.е.
необхо­дим уточненный расчет расположения данного
интервала.

ВЫБОР ОБСАДНЫХ ТРУБ ДЛЯ КОМПЛЕКТОВАНИЯ
КОЛОННЫ

Для правильного обоснованного
выбора обсадных труб по типу резьбы и уплотнительным материалам,
применяемым в резьбовом соедине­нии, в описании конструкции скважины
должны быть приведены ус­ловия, в которых будет находиться колонна:
положение интервалов набора зенитного угла и их протяженность,
интенсивность искривле­ния, протяженность горизонтального участка,
интервалы цементиро­вания, сведения о пластовых флюидах, пластовых
давлениях и темпе­ратуре.

В горизонтальном стволе
рекомендуются использовать обсадные трубы с трапецеидальной резьбой,
причем длина секций этих труб должна устанавливаться с таким расчетом,
чтобы верхняя труба на­ходилась в обсаженном стволе (с захождением
внутрь на 50 м) и по возможности в прямолинейном интервале. В нижней части
колонны рекомендуется применять трубы одной толщины стенки и с
увели­ченной фаской по концам труб в муфте. Для горизонтального
участка рекомендуются трубы наиболее низкой группы прочности и с
повы­шенной толщиной стенки.

Тип резьбового соединения и
герметизирующие средства должны соответствовать:

виду флюида, находящегося в
колонне (если в колонне две среды, то длина интервала с газовой средой
увеличивается на 100—150 м от расчетной границы сред);

максимальному внутреннему
избыточному давлению (трубы с тре­угольной резьбой и уплотнением
соединений лентой ФУМ могут при­меняться в газовой среде при давлении
до 15 МПа и в жидкой — при давлении до 25 МПа при интенсивности
искривления не более 2° на 10 м);

максимальной температуре, под
воздействием которой колонна на­ходится в процессе строительства и
эксплуатации скважины (при тем­пературе свыше 200 °С рекомендуются
резьбовые соединения с уплот­нением металл — металл).

Типы резьбовых соединений и
уплотняющие материалы выбирают по табл. 9.24, 9.25.

338

Таблица 9.24

Рекомендуемые сочетания типов
резьбовых соединений и герметизирующих средств для горизонтальных скважин,
не содержащих сероводород и углекислый газ

Интенсивность

Избыточное

Сочетание резьбовых соединений

искривления,

внутреннее дав-

и
герметизирующих средств

градус/10 м

ление, МПа

рекомендуемое

допускаемое

Жидкая среда

<2,0

<25,0

ОТТМ (Р-2, Р-402)

Треугольная (Р-2, Р-402)

<25,0

ОТТМ (Р-2, Р-402)

Треугольная с тефлоно-

вым кольцом

<5,0

<25,0

ОТТМ (Р-2, Р-402)

Треугольная с тефлоно-

вым кольцом

>25,0

ОТТМ с тефлоновым

ОТТМ(Р-2, Р-402)

кольцом

<10,0

<25,0

ОТТГ (Р-2, Р-402)

ОТТМ с тефлоновым

кольцом

>25,0

ТБО (Р-2, Р-402)

ОТТГ (Р-2, Р-402)

>10,0

<25,0

ТБО (Р-2, Р-402)

ОТТГ (Р-2, Р-402)

>25,0

VAM и другие аналоги

ТБО (Р-2, Р-402)

Газовая среда

<2,0

<25,0

ОТТМ с тефлоновым

Треугольная с тефлоно-

кольцом

вым кольцом

>25,0

ОТТГ (Р-2, Р-402)

ОТТМ с тефлоновым

кольцом

<5,0

<25,0

ОТТГ (Р-2, Р-402)

Тоже

>25,0

ТБО (Р-2, Р-402)

ОТТГ (Р-2, Р-402)

<10,0

<25,0

ТБО (Р-2, Р-402)

ОТТГ (Р-2, Р-402)

>25,0

VAM и другие аналоги

ТБО (Р-2, Р-402)

>10,0

<25,0

Тоже

ТБО (Р-2, Р-402)

>25,0

VAM и другие аналоги

Примечания. 1. При наличии
в колонне двух сред длина интервала с газовой средой увеличивается на
100—150 м от расчетной границы. 2. Если уплотнительные элементы соединений
ОТТГ и ТБО подвергались ремонту (исправление повреждений), то
необхо­димо применять состав РОГ. 3. Допускается замена смазки Р-402
на Р-416.

Таблица 9.25

Уплотнительные материалы для резьбовых соединений обсадных
труб

Угшотнительный

материал

(ТУ, ГОСТ)

Завод-изготовитель

Допускаемая

температура

в скважине,

°С

Особенности применения

Несамоотверждающиеся смазки

Р-2МВП

(ТУ 38-101-332-76)

б. Ленинградский опытный
нефте-масловый завод им. Шаумяна     
       (г.

Санкт-Петербург, ул. Садовая, 51)
Тоже

<+100

При температуре ниже -5 °С смазку
и резьбовые концы тру­бы подогреть

Р-416

(ТУ 38-101-708-76)

Р-402

(ТУ 38-101-708-76)

Р-113

(ТУ 38-101-708-76) Ска 2/6-вб или
графитовая УСсА (ГОСТ 3333-80)

Резьбовой отвер-ждаемый герметик
РОГ (ТУ 51-00158623-39-97)

<+100

Тоже

При температуре ниже -30 °С
смазку и резьбовые кон­цы трубы подогреть Тоже

<+200

<+200

<+100

При температуре ниже -5
°С

смазку и резьбовые концы
тру­бы подогреть

Самоотверждающийся состав

Опытно-экспери­ментальная
база ВНИИГАЗа (Московская об­ласть, Ленинский район, пос.
Развил-

<+300

При отрицательной
темпера­туре рекомендуется подогрев состава на водяной бане до +20+25
°С, а также подогрев резьбовых концов трубы до +5+10 °С (паром
ЦПУ)

Уплотнительные материалы

Лента ФУМ

(фторопластовый

уплотнительный

материал)

ТУ
6-05-1388-76

Завод им. «Ком­сомольской
прав­ды» (194174, г. Санкт-Петербург, ул. Коммуны, 2, СНПО
«Пластпо-лимер»)

<+200

Может использоваться при
температуре до -60 °С. Крутя­щий момент при креплении соединений на
18+20 % ниже, чем при использовании неса-моотверждающихся
смазок

Слой цинка наносится на
резь­бу муфт обсадных труб на трубном заводе согласно ТУ 14-3-350-77.
Перед свинчива­нием соединений на резьбу муфты наносится одна из
неса-моотверждающихся смазок

Металлизация резьбы
цинком

340

9.8. РАСЧЕТ УСИЛИЯ НАТЯЖЕНИЯ
ОБСАДНОЙ КОЛОННЫ

На разных стадиях использования
скважины в системе разработки ме­сторождения условия работы обсадной
колонны в скважине изменя­ются, а следовательно, изменяются и условия
ее нагружения. Особен­но они проявляются в верхней незацементированной
части обсадной колонны. Нарушение первоначального температурного режима в
скважине влечет разогрев или охлаждение колонны, что в
незацемен­тированной части колонны с закрепленными концами ведет к
перерас­пределению осевых нагрузок. Аналогичным образом изменение
дав­ления внутри колонны вызывает появление дополнительных нагрузок в
колонне. Дополнительные нагрузки в совокупности с первоначаль­ными
могут превысить допустимые и повлечь нежелательную дефор­мацию и даже
нарушение обсадной колонны в верхней незацементи­рованной
части.

Один из способов предупреждения
негативных последствий пере­распределения нагрузок в колонне —
предварительное натяжение верх­ней части колонны. Значение усилия
натяжения должно быть заранее определено с учетом прогнозируемого
изменения условий в скважине.

В соответствии с инструкцией
[12], минимальное значение усилия натяжения устанавливается по наибольшей
величине из двух сопос­тавляемых:

Р —
Р

Р» = Р + aEFAt- 1(Г3 + 0,3
Ipd2 ■ 103 — О^БКР^Рш —
d2pB} 1(Г2, (9.38)

где Рн — усилие
натяжения колонны, кН; Р — вес незацементированной части колонны,
кН; а — коэффициент линейного расширения стали, а = 1,2-10~5
1/градус; F — средневзвешенная площадь поперечного сече­ния
труб в незацементированной части, м2,

АН+-Н

inF — длины секций и соответствующие
площади сечений; At — сред­няя величина изменения температуры в
незацементированной части колонны, со знаками «плюс» при нагреве и «минус»
при охлаждении; р —
внутреннее давление в колонне при эксплуатации или при
нагнета­нии, МПа; D и d — соответственно наружный и
внутренний диаметры колонны, м, величина d рассчитывается по
средневзвешенной площади сечения трубы
F,

341

Рн и рв — плотность
жидкости за колонной и внутри ее в период экс­плуатации,
кг/м3.

Усилие натяжения колонны
определяется, исходя из условия, что в процессе выполнения различных работ
в скважине суммарная нагрузка не превысит допускаемой осевой нагрузки
растяжения. Расчет ведется по следующим формулам (в кН):

для верхнего конца
колонны

для некоторого сечения в
незацементированной части колонны
РИ-РО<[Р],

Ри-Ро-Р1+Р2-Рз<[Р],       
                   
           (9.39)

где Рн — усилие
натяжения; [Р] — допустимая нагрузка на растяжение; Ро — вес
колонны от устья до рассматриваемого сечения; Р\ — осевое усилие в
результате изменения температурного режима; Р2 — осевое
усилие, возникающее под действием внутреннего давления в колонне в
процессе эксплуатации; Р->, — осевое усилие, возникающее от
дейст­вия гидростатического давления жидкостей, находящихся внутри
ко­лонны и вне ее.

Определение величин
Ри Р2 и Ръ:

P^aEFAt-KT3 
                   
                   
      (9.40)

(а — коэффициент линейного
расширения материала обсадной трубы 1/градус, для стали а = 1,2-10″
1/градус; Е — модуль продольной упру­гости, Па, для стали Е
= 2,110й Па; F — площадь -средневзвешенная по
рассматриваемой части колонны — поперечного сечения трубы, м2;
At — средняя температура нагрева (охлаждения) в рассматриваемой
части колонны, градус,

t\, t2 —
первоначальная температура у верхнего и нижнего концов
рас­сматриваемого участка колонны, °С; t3, t4
— температура в тех же точ­ках при эксплуатации, °С, рис.
9.4);

P2 =
0,47pB.yd2l03               
                   
               
(9.41)

(рв,у —
внутреннее давление на устье при эксплуатации; d — внутренний —
средневзвешенный — диаметр колонны, м);

342

0 10

so
so

wo z°c

Рис. 9.4. Распределение
температур по глубине:

1 — в исходном положении;
2 — при добыче нефти

tmp224A-4.jpg

,-2

(9.42)

Ръ =
0,235/<Х>2Дрн —
d2Aps)-10

(/ — расстояние от устья до
рассматриваемого сечения колонны, м; D, d — соответственно наружный
и внутренний — средневзвешенный по площади сечения труб — диаметры
колонны, м; Арн — изменение плот­ности раствора за колонной
после спуска и цементирования колонны, кг/м ; Арв — изменение
плотности жидкости в колонне, кг/м3).

Если на данной скважине
предусмотрено значительное изменение режима ее работы (например,
использование добывающей скважины в качестве нагнетательной), то усилие
натяжения обсадной колонны должно быть пересчитано на новые условия
работы.

Пример 9.4. Выполнить
расчет натяжения обсадной колонны для условий ее нагру-жения,
рассмотренных в примере 9.1.

Исходные данные:

диаметр обсадной колонны d =
146,1 мм;

глубина спуска колонны h =
3400 м;

глубина до уровня цемента за
колонной /г„ = 2300 м;

плотность промывочной жидкости за
колонной и продавочной жидкости в колонне рж = 1420
кг/м3;

пластовое давление на глубине
3300 мрш = 43,7 МПа;

плотность нефти при фонтанной
эксплуатации р„ = 860 кг/м3;

плотность пластового флюида в
конце эксплуатации р’ш = 950
кг/м3;

снижение уровня жидкости в
колонне в конце эксплуатации hK = 2400 м;

внутреннее давление на устье в
период ввода в эксплуатацию ру = 15,9 МПа;

температура: на глубине 3400 м —
t, = 115 °С; температура у устья исходная — tyM =
20 °С, при эксплуатации гуэ = 60 °С.

343

Решение. 1. Определение площади
сечения обсадных труб. Для труб с толщиной стенки 9,5; 8,5; 7,7 и 10,7 мм
соответственно

%</ — d1)
3,14(14,612 — 12,712) F95
=————-—
=—————————-= 40,75
см2;

3,14(14,612-12,912)
—————————= 36,72 см2;

3,14(14,612-13,072)
F7J =—————————-= 33,46
см2;

3,14(14,612 -12,472)

Fw =—————————-= 45,49
см2.

4

Среднее значение площади сечения труб

40,75 — 535 + 36,72 — 654 + 33,36 — 337 + 45,49 —
774

F
=——————————————————————————-= 40,13
см2.

°Р           
                535 + 654 + 337 +
774

Средний внутренний диаметр обсадной
колонны

4F           
               4 ■ 40,13

— = 14,61 1——————- = 12,74
см.

жП       
         \
3,14-14,61

2. Определение средней температуры нагрева колонны (см.
рис. 9.4):

(115-20)-2300

t2 = 20 +———————-=
84°С;

3400

(115-60)-2300

tA =60 +———————-= 97°С;

3400

(60 — 20) + (97 — 84)

At =————————— = 26,5
°С.

2

3. Определение минимального
усилия натяжения:

РИ = Р +
aEFAt\0~3 + 0,31p,rfL-103 —
0,655/(rfJpB — rfLpB)10″2 =

= 732,3 + l,2-10″5 -2,1-10″
■4О,ПЛОА-26,5Л(Г3 +
0,31-15,9-12,742-10″4-103—

— 0,655-2300(14,612-1420
-12,742-860)-10″2 = 732,3+1268,0+80,0-246,3 = 834,0
кН.

Минимальное усилие натяжения
превышает вес незацементированной части обсад­ной колонны 834,0 >
732,3 кН, поэтому принимается исходная величина Ри =
834,0 кН.

344

tmp224A-5.jpg

4. Проверка прочности колонны,
находящейся по действием усилия натяжения Ри, процессе
эксплуатации. Таблица 9.26
Конструкция обсадной колонны в интервале 0-2300
м

Номер

секции
(снизу

Интервал установки,
м

Длина секции, м

Толщина стенки,
мм

Группа
прочно­сти

Испол­нение

Вес

секции,
кН

Нараста­ющий вес
ко­лонны,

вверх)

стали

кН

1

2300-2070

230

9,5

Д

А

74,3

74,3

2

2070-1700

370

8,5

д

А

108,0

182,3

3

1700-1363

337

7,7

д

А

90,0

272,3

4

1363-1079

284

8,5

д

А

82,9

355,2

5

1079-774

305

9,5

д

А

98,5

453,7

6

774-^44

330

10,7

д

А

118,8

572,5

7

444-0

444

10,7

к

Б

159,8

732,3

Так как изменение температурного
режима работы колонны уже учтено при опреде­лении усилия натяжения,
при расчете нагрузок в колонне Р\ (усилие, возникающее в результате
температурных изменений) не учитывается.

Усилие растяжения, возникающее в
результате действия внутреннего давления при эксплуатации

Рг =
0,4715,912,742lff4103 = 121,3
кН.

Усилие растяжения, возникающее в
результате изменения плотности жидкости в ко­лонне

Рг = 0,235/(<Йр„ —
<ЙДр„>10-2,

где Др„ — изменение плотности
жидкости в затрубном пространстве, Др„ = 0; Др„ — изменение плотности
жидкости в колонне, Др„ = 1420 — 860 = 560 кг/м3;

Рг = 0,235-2300(0 — 12,742-560)10″* = -49
кН.

Проверка по первому условию

Проверка по второму условию
Р.- 1569

Верхняя секция при натяжении
колонны с усилием Ри = 834 кН удовлетворяет
тре­бованиям по запасу прочности.

Проверим на растяжение наиболее
слабую третью секцию из труб группы прочно­сти Д с толщиной стенки 7,7
мм с Реч = 823 кН (см. табл. 9.9).

Нагрузка на
растяжение

Р = Ри-Р4-т +
Р2-Рг = 834-(82,9 + 98,5 + 118,8 +159,8) +121,3 -49 = 446,3
кН. Проверка по второму условию Р„ — /V-7 + Рг — Рг ^
VY-

к, = 1,3; [Р] = 823/1,3 = 633 кН, условие
соблюдено.

Подобным образом проверяются все
секции незацементированной части обсадной колонны. Результаты расчета
сведены в табл. 9.26. 9.9. К РАСЧЕТУ ОБСАДНЫХ КОЛОНН
ДЛЯ СПЕЦИФИЧЕСКИХ
УСЛОВИЙ В СКВАЖИНЕ

Расчет обсадных колонн для
специфических условий работы (в серо­водородной среде, в присутствии
углекислого газа, в морских скважи­нах) выполняется в соответствии с
положениями и нормами инструк­ции [12].

В частности, расчет обсадных
колонн, находящихся под воздейст­вием сероводородной среды, по
нагрузкам, вызывающим в теле трубы напряжения растяжения (такие нагрузки,
как внутреннее давление, нагрузка растяжения от собственного веса обсадной
колонны), ведется с использованием увеличенного коэффициента запаса
прочности

где к3 —
значение коэффициента запаса прочности для нормальных ус­ловий;
&s — коэффициент снижения несущей способности в сероводо­родной
среде, &s < 1.

С учетом дополнительного
воздействия повышенных температур

где kt —
коэффициент, учитывающий снижение механической прочно­сти стали
под воздействием сероводорода при повышенных
темпера­турах.

Значения коэффициентов ks
и kt задаются в зависимости от марки стали по
техническим условиям изготовителя и рассчитываются по методикам,
согласованным с Госгортехнадзором.

Расчет обсадных колонн,
находящихся в сероводородной среде под нагрузкой, вызывающей сжимающие
напряжения в теле трубы (на­пример, наружное избыточное давление),
выполняется при к$ = 1,0.

346

Hosted by uCoz

Источник

Понравилась статья? Поделить с друзьями:
  • Инструкция по расчету наличной пропускной способности железных дорог
  • Инструкция по разработке установлению введению и снятию временного и местного режимов
  • Инструкция по расчету ливневого стока воды с малых бассейнов
  • Инструкция по разработке проектов производства работ по строительству нефтегазопродуктопроводов
  • Инструкция по разработке проектов производства работ по монтажу строительных конструкций