Солнечная электростанция 30кВт - бизнес под ключ за 27000$

15.08.2018 Солнце в сеть




Производство оборудования и технологии
Рубрики

РАСЧЕТ колонн ОБСАДНЫХ И НАСОСНО-КОМПРЕССОРНЫХ ТРУБ

Трубы обсадные и муфты к ним изготовля­ются по ГОСТ 632—80 с треугольной резьбой (короткой и удли­ненной У), с трапецеидальной резьбой (ОТТМ и ОТТГ) и без — иуфтовых труб с трапецеидальной резьбой (ОТТМ и ОТТГ) и безмуфтовых труб с трапецеидальной резьбой ТБО в двух ис­полнениях (А и Б), отличающихся точностью и качеством [27].

Сортамент обсадных труб приведен в табл. 10.1.

Таблица 10.1

Сортамент обсадных труб по типоразмерам и группам прочности стали, из которых изготовляются трубы (по ГОСТ 632-80)

Услов­

Тол­

Тип соединения

ный диа­

щина

метр

стенки,

с треугольной резьбой

трубы,

мм

короткой

удлиненной

У

ОТТМ

ОТТГ

ТБО

Исполнение А

U4

5,2

5,7

д

д

6,4

д

ДЕЛМ

ДЕЛМ

7,4

ДЕЛМР

ДЕЛМР

8,6

ДЕЛМРТ

ДЕЛМРТ

ДЕЛМРТ

127

10,2

5,6

д

ЛМРТ

ЛМРТ

ЛМРТ

6,4

д

ДЕЛМ

ДЕЛМ

7,5

д

ДЕЛМРТ

ДЕЛМРТ

9,2

ДЕЛМРТ

ДЕЛМРТ

ДЕЛМРТ

ДЕЛМРТ

1*0

10,2

ДЕЛМРТ

ДЕЛМРТ

ДЕЛМРТ

ДЕЛМРТ

6,2

д

Д

7

д

ДЕЛМ

ДЕЛМ

7,7

д

ДЕЛМРТ

ДЕЛМРТ

9,2

ДЕЛМРТ

ДЕЛМРТ

ДЕЛМРТ

ДЕЛМРТ

_ 10,5

ДЕЛМРТ

ДЕЛМРТ

ДЕЛМРТ

ДЕЛМРТ

Продолжение т— : —

У слов — ный диа­

Тол-

Тип соединения

щкгнд

метр

стенки,

с треугольной резьбой

трубы.

мм

ОТТМ

мм

короткой

удлиненной

ОТТГ

Тво

у

146

6,5

д

Д

7,0

д

ДЕЛМ

д

7,7

Д

ДЕЛМ

ДЕЛМ

8,5

ДЕЛМРТ

ДЕЛМРТ

ДЕЛМРТ

ДЕЛЦр»

дЕД^^уг,

9,5

ДЕЛМРТ

ДЕЛМРТ

ДЕЛМРТ

168

10,7

7,3

д

ДЕЛМРТ

ДЕ

ДЕЛМРТ

ДЕ

ДЕЛМРТ

8,9

д

ДЕЛМРТ

ДЕЛМРТ

ДЕЛМРТ

ДЕЛМРт

ДЕЛМр]>

ДЕЛМРх

10,6

ДЕЛМРТ

ДЕЛМРТ

ДЕЛМРТ

178

12,1

5.9

6.9

д

д

ДЕЛМРТ

ДЕЛМРТ

д

ДЕЛМРТ

8,1

д

ДЕЛ

ДЕЛ

9,2

д

ДЕЛМРТ

ДЕЛМРТ

ДЕЛМРТ

ДЕЛМРТ

10,4

ДЕЛМРТ

ДЕЛМРТ

ДЕЛМРТ

ДЕЛМРТ

11,5

ДЕЛМРТ

ДЕЛМРТ

ДЕЛМРТ

ДЕЛМРТ

12,7

ДЕЛМРТ

ДЕЛМРТ

ДЕЛМРТ

ДЕЛМРТ

13,7

ЕЛМРТ

ЕЛМРТ

ЕЛМРТ

ЕЛМРТ

15

ЛМРТ

ЛМРТ

ЛМРТ

ЛМРТ

194

7,6

д

Д

8,3

д

ДЕЛМРТ

ДЕЛМРТ

9,5

ДЕЛМРТ

ДЕЛМРТ

ДЕЛМРТ

ДЕЛМРТ

10,9

ДЕЛМРТ

ДЕЛМРТ

ДЕЛМРТ

ДЕЛМРТ

12,7

ДЕЛМРТ

ДЕЛМРТ

ДЕЛМРТ

ДЕЛМРТ

15.1

ЛМРТ

ЛМРТ

ЛМРТ

ЛМРТ

219

6.7

7.7

д

д

Д

8,9

д

ДЕЛМ

ДЕЛМ

ДЕЛМ

10,2

д

ДЕЛМР

ДЕЛМР

ДЕЛМР

11,4

ДЕЛМРТ

ДЕЛМРТ

ЛЕЛМРТ

12,7

ДЕЛМРТ

ДЕЛМРТ

ДЕЛМРТ

14,2

ЕЛМРТ

ЕЛМРТ

ЕЛМРТ

245

7,9

д

Д

8,9

д

ДЕЛМ

ДЕЛМ

ДЕЛМ

10

д

ДЕЛМР

ДЕЛМР

ДЕЛМР

11.1

ДЕЛМРТ

ДЕЛМРТ

ДЕЛМРТ

12

ДЕЛМРТ

ДЕЛМРТ

ДЕЛМРТ

13,8

ДЕЛМРТ

ДЕЛМРТ

ЛЕЛМРТ

15,9

ЛМРТ

ЛМРТ

ЛМРТ

273

7,1

д

ДЕЛМ

8,9

ДЕЛМ

ДЕЛМ

10,2

ДЕЛМР

ДЕЛМР

ДЕЛМР

11,4

ДЕЛМР

ДЕЛМР

ДЕЛМР

12,6

ДЕЛМРТ

ДЕЛМРТ

ДЕЛМРТ

13,8

ДЕЛМРТ

ДЕЛМРТ

ДЕЛМРТ

15,1

ЕЛМРТ

ЕЛМРТ

ЕЛМРТ

16,5

ЛМРТ

ЛМРТ

ЛМРТ

299

8.5

9.5 11,1 12,4 14,8

Д

д

ДЕЛМ

ДЕЛМРТ

ЕЛМРТ

Д

ДЕЛМ

ДЕЛМРТ

ЕЛМРТ

Тол­

Тип соединения

Гуся08′

йаМваг

1*е*Р

щина.

с-генки,

с треугольной резьбой

мм

ОТТМ

короткой

удлиненной

ОТТГ

ТБО

V

У

324

8,5

Д

9,5

11

12,4

14

ДЕЛ

ДЕЛМ

ДЕЛМРТ

ДЕЛМРТ

ДЕЛ

ДЕЛМ

ДЕЛМРТ

ДЕЛМРТ

340

351

8.4 9,7 10,9 12,2 13,1

14

15.4

9

9 11 12

Д

ДЕЛ

ДЕЛ

ДЕЛМ

ДЕЛМРТ

ДЕЛМРТ

ЛМРТ

Д

ДЕЛ

ДЕЛМ

ДЕЛМ

ДЕЛ

ДЕЛ

ДЕЛМ

ДЕЛМРТ

ДЕЛМРТ

ЛМРТ

377

9

9 И 12

Д

ДЕ

ДЕЛ

ДЕЛ

406

9,5

11,1

12,6

16,7

Д

ДЕ

ДЕ

ДЕ

426

10

11

12

Д

ДЕ

ДЕ

473

11,1

Д

508

11,1

12,7

16,1

Д

Д

Д

Исполнение Б

114

6,4

ДКЕ

7,4

ДКЕ

ДКЕЛ

ДКЕЛМР

127

8,6

ДКЕЛМРТ

ДКЕЛМРТ

ДКЕЛМРТ

ДКЕЛМРТ

6,4

ДКЕ

7,5

ДКЕЛ

ДКЕЛ

ДКЕЛМРТ

140

9,2

ДКЕЛМРТ

ДКЕЛМРТ

ДКЕЛМРТ

ДКЕЛМРТ

ДКЕЛМРТ

6,2

7,0

ДКЕ

ДКЕ

ДКЕ

7,7

ДКЕЛ

ДКЕЛМРТ

ДКЕЛМРТ

9,2

ДКЕЛМРТ

ДКЕЛМРТ

ДКЕЛМРТ

ДКЕЛМРТ

ДКЕЛМРТ

146

10.5

6.5 7

ДКЕЛМРТ

ДКЕ

ДКЕ

ДКЕЛМРТ

ДКЕЛ

ДКЕЛМРТ

ДКЕЛМРТ

ДКЕЛМРТ

7,7

ДКЕ

ДКЕЛ

ДКЕЛМРТ

8,5

ДКЕЛМРТ

ДКЕЛМРТ

ДКЕЛМРТ

9,5

ДКЕЛМРТ

ДКЕЛМРТ

ДКЕЛМРТ

ДКЕЛМРТ

ДКЕЛМРТ

10,7

ДКЕЛМРТ

ДКЕЛМРТ

ДКЕЛМРТ

ДКЕЛМРТ

ДКЕЛМРТ

У слов — ный диа­метр трубы, мм

Тол­

щина

стенки,

мм

Тип соединения

с треугольной резьбой

ОТТМ

ОТТГ

короткой

удлиненной

у

168

7,3

ДКЕЛ

8,9

ДКЕЛМРТ

ДКЕЛМРТ

ДКЕЛМРТ

ДКЕЛМРТ

10,6

ДКЕЛМРТ

ДКЕЛМРТ

ДКЕЛМРТ

ДКЕЛМРТ

12,1

ДКЕЛМРТ

ДКЕЛМРТ

ДКЕЛМРТ

ДКЕЛМРТ

178

6,9

ДКЕ

8,1

ДКЕЛ

ДКЕЛ

ДКЕЛ

9,2

ДКЕЛМРТ

ДКЕЛМРТ

ДКЕЛМРТ

ДКЕЛМРТ

10,4

ДКЕЛМРТ

ДКЕЛМРТ

ДКЕЛМРТ

ДКЕЛМРТ

11,5

ДКЕЛМРТ

ДКЕЛМРТ

ДКЕЛМРТ

ДКЕЛМРТ

12,7

ДКЕЛМРТ

ДКЕЛМРТ

ДКЕЛМРТ

ДКЕЛМРТ

194

7,6

ДКЕ

8,3

ДКЕ

ДКЕЛ

9,5

ДКЕЛМРТ

ДКЕЛМРТ

ДКЕЛМРТ

ДКЕЛМРТ

10,9

ДКЕЛМРТ

ДКЕЛМРТ

ДКЕЛМРТ

ДКЕЛМРТ

12,7

ДКЕЛМРТ

ДКЕЛМРТ

ДКЕЛМРТ

ДКЕЛМРТ

219

7,7

ДКЕ

8,9

ДКЕЛМ

ДКЕЛМ

ДКЕЛМ

10,2

ДКЕЛМРТ

ДКЕЛМРТ

ДКЕЛМРТ

ДКЕЛМРТ

11,4

ДКЕЛМРТ

ДКЕЛМРТ

ДКЕЛМРТ

ДКЕЛМРТ

12,7

ДКЕЛМРТ

ДКЕЛМРТ

ДКЕЛМРТ

ДКЕЛМРТ

14,2

ДКЕЛМРТ

ДКЕЛМРТ

ДКЕЛМРТ

ДКЕЛМРТ

245

7,9

ДКЕ

8,9

ДКЕЛМ

ДКЕЛМ

ДКЕЛМ

10

ДКЕЛМРТ

ДКЕЛМРТ

ДКЕЛМРТ

ДКЕЛМРТ

11,1

ДКЕЛМРТ

ДКЕЛМРТ

ДКЕЛМРТ

ДКЕЛМРТ

12

ДКЕЛМРТ

ДКЕЛМРТ

ДКЕЛМРТ

ДКЕЛМРТ

13,8

ДКЕЛМРТ

ДКЕЛМРТ

ДКЕЛМРТ

ДКЕЛМРТ

273

7,1

ДКЕ

8,9

ДКЕ

ДКЕЛМ

10,2

ДКЕЛМРТ

ДКЕЛМРТ

ДКЕЛМРТ

11,4

ДКЕЛМРТ

ДКЕЛМРТ

ДКЕЛМРТ

12,6

ДКЕЛМРТ

ДКЕЛМРТ

ДКЕЛМРТ

13,8

ДКЕЛМРТ

299

8,5

ДКЕ

9,5

ДКЕЛМРТ

ДКЕЛМ

11,1

ДКЕЛМРТ

ДКЕЛМ

12,4

ДКЕЛМРТ

ДКЕЛМ

14,8

ДКЕЛМРТ

324

9,5

ДКЕ

ДКЕЛМ

11

ДКЕЛМРТ

ДКЕЛМ

12,4

ДКЕЛМРТ

ДКЕЛМ

14

ДКЕЛМРТ

340

9,7

ДКЕ

ДКЕ

10,9

ДКЕ

ДКЕ

12,2

ДКЕ

ДКЕ

13,1

ДКЕ

14

ДКЕ

351

9

ДК

10

ДК

11

ДК

12

ДК

Продолжение Т » с

____________ Э-бд.

ДКЕЛМРТ

ДКЕЛМРТ

ДКЕПМРТ

ТВо

Подпись: ТВо РАСЧЕТ колонн ОБСАДНЫХ И НАСОСНО-КОМПРЕССОРНЫХ ТРУБ

ДКЕЩцрп!

ДКЕПМрт.

ДКЕЛЩрт

ДКЕПМРТ

ДКЕЛМРТ

ДКЕЛМРх

ДКЕЛМРТ

Подпись:

Тол­

щин»

стенки,

мм

Тип соединения

с треугольной резьбой

оттм

оттг

ТБО

короткой

удлиненной

У

9

дк

10

дк

11

лк

12

лк

9,5

дк

13,1

дк

12,6

дк

10

дк

11

дк

12

дк

11,1

дк

11,1

дк

377

406

426

473

508

Примечание. По согласованию изготовителя с потребителем трубы могут быть изготовлены с промежуточными и большими значениями толщины стенок.

лгсло®’

,ййдаа’

Подпись: лгсло®' ,ййдаа'

■6Ы.

Подпись: ■6Ы.

тру;

Подпись: тру;Размеры и масса, труб и муфт к ним для соединений с корот­кой и удлиненной треугольной резьбой приведены в табл. 10.2, с трапецеидальной резьбой типов ОТТМ, ОТТГ в табл. 10.3 и без — муфтовых труб типа ТБО в табл. 10.4. В приведенных таблицах: Л — наружный диаметр трубы, мм; 6 — толщина стенки, мм;

внутренний диаметр трубы, мм; £>н — наружный диаметр муфты, мм; Ьи — длина муфты, мм; Ис — наружный диаметр (укороченный) специальной муфты; £>в — наружный диаметр высаженной части раструбного конца, мм; /ВГГ11П — длина выса­женной части раструбного конца, мм.

Механические свойства стали, из которых изготовляются тРУбы и муфты, указаны в табл. 10.5.

•35К?

трубы

Подпись: •35К? трубы Т аб л и ц а 10.2

Труба

Муфта

О

6

Масса 1 м длины

Масса 1 м длины

С

114,3

корот

5,2

5,7

6.4

7.4 8,6

кой треуі

103.9

102.9

101.5

99.5 97,1

ольной ре 14

15.2 16,9 19,4

22.3

ЇЬбоЙ

127

(133)

158

3,7

(5,2)

Размеры (в мм) и масса (в кг) обсадных труб И муфт к ним (по ГосТ 632—80)

Условный

диаметр

трубы

Труба

Муфта

D

8

d

Масса 1 м длины

Dn

Lu

127

127

5,6

115,8

16,7

141,3

165

6,4

114,2

19,1

(146)

7,5

112

22,1

9,2

108,6

26,7

140

139,7

6,2

127,3

20,4

153,7

171

7,0

125,7

22,9

(159)

7,7

124,3

25,1

9,2

121,3

29,5

10,5

118,7

33,6

146

146,1

6,5

133,1

22,3

166

177

7

132,1

24

7,7

130,7

26,2

8,5

129,1

28,8

9,5

127,1

32

10,7

124,7

35,7

168

163,8

7,3

153,7

29

187,7

184

8,9

150,5

35,1

10,6

147,1

41,2

12,1

144,1

46,5

178

177,8

5,9

166,5

24,9

194,5

184

6,9

164

29,1

(198)

8,1

161,6

33,7

9,2

159,4

38,2

10,4

157

42,8

11,5

154,8

47,2

12,7

152,4

51,5

194

193,7

7,6

178,5

35

215,9

190

8,3

177,1

38,1

9,5

174,7

43,3

10,9

171,9

49,2

12,7

168,3

56,7

219

219,1

6,7

205,7

35,1

244,5

196

7,7

203,7

40,2

8,9

201,3

46,3

10,2

198,7

52,3

11,4

196,3

58,5

12,7

193.7

64,6

14,2

190,7

71,5

245

244,5

7,9

228,7

46,2-

269,9

196

8,9

226,7

51,9

10

224,5

58

11,1

223,5

63,6

12,0

220,5

68,7

13,8

216,9

78,7

ДПИйи

4,6

(6,3)

17,9

5,2

(7)

Подпись: 5,2 (7)

9,1

Подпись: 9,1

8,3

(10)

Подпись: 8,3 (10)

12,2

Подпись: 12,2

16,2

Подпись: 16,2

Труба

Муфта

Масса

Масса

£

(5

і

1 м

М.

Хм

1 м

длины

длины

273,1

7,1

258,9

46,5

298,5

203

20,7

8,9

255,3

57,9

10,2

252,7

65,9

11,4

250,3

73,7

12,6

247,9

80,8

13,8

245,5

88,5

15,1

242,9

96,1

16,5

240,1

104,5

298,5

8,5

281,5

60,5

323,9

203

22,5

9,5

279,5

67,9

11,1

276,3

78,3

12,4

273,7

87,6

14,8

268,9

103,5

323,9

8,5

306,9

66,1

351

203

23,4

9,5

304,9

73,6

11

301,9

84,8

12,4

299,1

95,2

14

295,9

106,9

339,7

8,4

322,9

68,5

365,1

203

25,5

9,7

320,3

78,6

10,9

317,9

88,6

12,2

315,3

98,5

13,1

313,5

105,2

14

311,7

112,2

15,4

308,9

123,5

351,0

9

333

75,9

376

229

29

10

331

84,1

11

329

92,2

12

327

100,3

406,4

9,5

387,4

93,2

431,8

228

35,9

11,1

384,2

108,3

12,6

381,2

122,1

16,7

373,0

160,1

426

10

406

102,7

451

229

37,5

11

404

112,6

12

402

122,5

473,1

11,1

450,9

125,9

508

228

54

508

11,1

485,8

139,3

533,4

228

44,6

12,7

482,6

155,1

16,1

475,9

195,6

С удлиненной треугольной резьбой (У)

114,3

6,4

101,5

16,9

127

177

4,1

7,4

99,5

19,4

(133)

(5,6)

8,6

97,1

22,3

10,2

93,9

26,7

уловный

299

Ї24

340

351

406

426

473

508

бы

Подпись: бы

трУ1

Подпись: трУ1

228

10.7

(Щ)

6.4

7.5

9.2

10.7 7

7.7

9.2

10.5 7

7.7

8.5

9.5

10.7

7.3

8.9 10,6 12,1 8,1

9.2

10.4

11.5

12.7

12.7

13.7 15

8.3

9.5

10.9 12,7′

15.1

8.9

10.2 11,4

12.7 14,2

8.9 10

11,1

12

13.8

15.9

114.2 112

108,6

105.6

125.7

124.3

121.3

118.7

132.1

130.7

129.1

127.1

124.7

153.7

150.5

147.1

144.1

161.6

159.4 157

154.8

152.8

152.4

150.4 148

177.1

174.7

171.9

168.3

163.5

201.3

198.7

196.3

193.7

190.7

226.7

224.5

222.3

220.5

216.9

212.7

Труба

 

Условный

диаметр

трубы

 

Масса 1 м длины

 

Я»

 

В

 

РАСЧЕТ колонн ОБСАДНЫХ И НАСОСНО-КОМПРЕССОРНЫХ ТРУБ

19.1

22.1

26.7

30.7 22,9

25.1

29.5

33.6 24

26.2

28.8 32

35.7 29

35.1

41.2

46.5

33.7

38.2

42.8

47.2

47.2

51.5

55.5

60.8

38.1

43.3

49.2 56,7

66.5

46.3

52.3

58.5

64.6

71.5 51,9

58

63.6

68.7

78.7 89,5

 

127

 

127

 

141,3

(146)

 

140

 

139,7

 

153,7

159

 

203

 

6,4

(8,6)

 

146

 

146,1

 

166

 

215

 

9,7

 

187,5

 

168

 

168,3

 

222

 

11,3

 

178

 

177,8

 

194,5

(198,0)

 

РАСЧЕТ колонн ОБСАДНЫХ И НАСОСНО-КОМПРЕССОРНЫХ ТРУБ

15,5

 

235

 

194

 

193,7

 

215.9

 

21,6

 

254

 

219

 

219,1

 

244,5

 

266

 

269,9

 

245

 

244,5

 

мУфт

Примечание. Если значения наружного диаметра и массы • •’ оС-г»’ исполнений А и Б отличаются, то для исполнения Б их значения влены в скобках.

 

РАСЧЕТ колонн ОБСАДНЫХ И НАСОСНО-КОМПРЕССОРНЫХ ТРУБ

я — _ —

услов­

ный

яиаметР

трубы

Труба

Муфта

Э

6

Масса 1 м длины

Наружный

диаметр

Ьи

Масса 1 м длины

Ос

1>н

ос

""

С удлиненной трапецеидальной резьбой ОТТМ

114

114,3

6,4

101,5

16,9

127

123,8

170

4

3

7,4

99,5

19,4

(133)

(5,6)

8,6

97,1

22,3

10,2

93,9

26,7

127

127

6,4

114,2

19,1

141,3

136,5

174

4,8

3,3

7,5

112

22,1

(146)

(6,6)

9,2

108,6

26,7

10,7

105,6

30,7

140

139,7

6,2

127,3

20,4

153,7

149,2

182

5.3

4,1

7

125,7

22,9

(159)

(7,3)

7,7

124,3

25,1

9,2

121,3

29,5

10,5

118,7

33,6

146

146,1

6,5

133,1

22,3

166

156

182

7,9

4,4

7

132,1

24

7,7

130,7

26,2

8,5

129,1

28,8

9,5

127,1

32

10,7

124,7

35,7

168

168,3

7,3

153,7

29

187,8

177,8

190

9,5

4,8

8,9

150,5

35,1

10,6

147,1

41,2

12,1

144,1

46,5

178

177,8

6,9

164

29,1

194,5

187,3

198

8,6

5,3

8,1

161,6

33,7

(198)

(10,5)

9,2

159,4

38,2

10,4

157

42,8

11,5

154,8

47,2

12,7

152,4

51,5

13,7

150,4

55,5

15

148

60,8

194

193,7

7,6

178,5

35

215,9

206,4

206

13,4

8

8,3

177,1

38,1

9,5

174,7

43,3

10,9

171,9

49,2

12,7

168,3

56,7

15,1

163,5

66,5

в мм) и масса (в кг) обсадных труб

I ц слил) и лі ^ и’

к ниМ (по ГОСТ 632-80)

і*»**

Услов­

ный

диаметр

трубы

Т руба

Муфта

О

6

<1

Масса 1м длины

Наружный

диаметр

1,

д.

Ос

219

219,1

7,7

203,7

40,2

244,5

231,8

218

8,9

201,3

46,3

10,2

198,7

52,3

11,4

196,3

58,5

12,7

193,7

64,6

14,2

190,7

71,5

245

244,5

7,9

228,7

42,6

269,9

257,2

218

8.9

226,7

51,9

10

224,5

58

11,1

222,3

63,6

12

220,5

68,7

13,8

216,9

78,7

15,9

212,7

89,5

273

273,1

8,9

255,3

57,9

298,5

285,8

218

10,2

252,7

65,9

11,4

250,3

73,7

12,6

247,9

80,8

13,8

245,5

88,5

15,1

242,9

96,1

16,5

240,1

104,5

299

298,5

9,5

279,5

67,9

323,9

218

11,1

276,3

78,3

12,4

273,7

87,6

14,8

268,9

103,5

324

323,9

8,5

30,9

66,1

351

218

9,5

304,9

73,6

П

301,9

84,8

12,4

2 99,1

95,2

14

295,9

106,9

340

339,7

9,7

320,3

78,6

365,1

218

10,9

317,9

88,6

12,2

315,3

98,5

13,1

313,5

105,2

14

311,7

112,2

15,4

308,9

123,5

С трапецеидальной резьбой ОТТТ

114

114,3

8,6

97,3

22,3

127

123,8

265

10,2

93,9

26,7

(133)

18

19,9

24,1

25,1

27,3

РАСЧЕТ колонн ОБСАДНЫХ И НАСОСНО-КОМПРЕССОРНЫХ ТРУБ

9,6

10,7

Подпись: 9,6 10,7

22.2

Подпись: 22.2

12

Подпись: 12

Труба

Муфт

а

1

6

СІ

Масса 1 м длины

Наружный

диаметр

ім

Масса 1 м длины

Ос

Он

Ос

27

9,2

108,6

26,7

141,3

136,5

210

5,8

4,4

10,7

105,6

30,7

(146)

(7.4

9,7

9,2

121,3

29,5

153,7

149,2

218

7

5

10,5

118,7

33,6

(159)

(9,1)

6,1

8,5

129,1

28,8

166

156

218

9,5

5,2

9,5

127,1

32

10,7

124,7

35,7

8,3

8,9

150,5

35,1

187,7

177,8

225

11,3

6,2

10,6

147,1

41,2

12,1

144,1

46,5

7,8

9,2

159,4

38,2

194,5

187,3

234

10,6

6,8

10,4

157

42,8

(198)

(13,9)

11,5

154,8

47,2

12,7

152,4

51,5

13,7

150,4

55,5

15

148

60,8

3,7

9,5

174,7

43,3

215,9

205,4

242

15,7

9,4

10,9

171,9

49,2

12,7

168,3

56,7

15,1

163,5

66,5

9,1

8,9

201,3

46,3

244,5

231,8

254

21,6

11,9

10,2

198,7

52,3

11,4

196,3

58,5

12,7

193,7

64,6

14,2

190,7

71,5

4,5

8,9

226,7

51,9

269,9

257,2

254

23,9

13,2

10

224,5

58

11,1

223,5

63,6

12

220,5

68,7

13,8

216,9

78,7

15,9

212,7

89,5

3,1

8,9

255,3

57,9

298,5

285,8

254

26,7

14,8

10,2

252,7

65,9

11,4

250,3

73,7

12,6

247,9

80,8

13,8

245,5

88,5

15,1

242,9

96,1

16,5

240,1

104,5

уел*®’ вы*

трУ6ьІ

127

140

146

168

178

194

219

245

273

Подпись: РАСЧЕТ колонн ОБСАДНЫХ И НАСОСНО-КОМПРЕССОРНЫХ ТРУБ

^ечание. Если значения наружного диаметра и массы муфт для ния А и Б отличаются, то для исполнения Б их значения проста­новках.

Подпись: ^ечание. Если значения наружного диаметра и массы муфт для ния А и Б отличаются, то для исполнения Б их значения простановках.

Размеры (в мм) и масса (в кг) труб безмуфтовых обсад» раструбных ТБО (по ГОСТ 632-80) ^

Услов­

ный

диаметр

трубы

D

<5

d

А, ±0,5

min

Масса 1 м длины

ма, ссы одьп>

тРУбы, обу

лен"0е отдед кои концов

127

127

9,2

108,6

136

104

22

10,7

105,6

26,7

ч» ji, 0,6

140

139,7

9,2

121,3

149

108

29,5

0,5

10,5

118,7

33,6

0,8

146

146,1

8,5

129,1

156

108

28,8

0,1

9,5

127,1

32

0,4

10,7

124,7

35,7

0,7

168

168,3

8,9

150,5

178

112

35,1

0

10,8

147,1

41,2

0,5

12,1

144,1

46,5

1,1

178

177,8

9,2

159,4

187

116

38,2

0,7

10,4

157

42,8

1,1

11,5

154,8

47,6

1,6

12,7

152,4

51,5

2 2

13,7

150,4

55,5

2,6

15

148

60,8

2,8

194

193,7

9.5

174,7

206

120

43,9

0

10,9

171,9

49,2

0,7

12,7

168,3

56,7

1,6

15,1

163,5

66,5

2,8

Таблица 10-5

свойства стали

Подпись: свойства стали РАСЧЕТ колонн ОБСАДНЫХ И НАСОСНО-КОМПРЕССОРНЫХ ТРУБ

83*

Подпись: 83*Механические

Показатели

д

К

Е

Л

М

Р

Временное сопротивление

655

(686)

689

758

862

999

<тв, МПа, не менее

(637)

Предел текучести сгт, МПА:

931

не менее

379

(490)

551

655

758

(373)

1137

не более

551

758

862

965

Относительное удлинение

14,3

(12,0)

13,0

12,3

10,8

9,5

6з, %, не менее

(16,0)

Группа прочности стали

1034

124»

8,5

Примечание. Значения показателей механических свойств, в скобках, относятся к исполнению Б.

Для крепления скважин применяют также безмуфтовые кие обсадные трубы ОГ1м, основные размеры которых пр ны в табл. 10.6.

Paawep&r беэмуфтовых труб ОГ1м (мм)

/

Толщина стенки 6

Ниппельный конец трубы

Муфтовый конец трубы

Условный

диаметр

трубы

Наружный

диаметр

трубы

ъ

Внутрен­ний диа­метр резьбы в основ­ной пло­скости

^вн. н

Диаметр большего основа­ния ко­нуса di

Диаметр меньшего основа­ния ко­нуса Й2

Длина конуса L

Внутрен­ний диа­метр резьбы в основ­ной пло­скости

^вн. м

Диаметр коничес­кой вы­точки в плоскос­ти торца

6^4

Внутрен­ний диа­метр резьбы в плос­кости торца ёз

Длина конуса L1

Длина

резьбы

l2

114

114,3

8

105,7

109,5

104,0

66

105,4

109,3

106,4

95

82

9

103,0

78

127

127,0

8

118,4

100 0 1и“|“

116,7

66

118,1

122,0

119,1

95

82

9

115,7

78

140

139,7

8

131,1

134,9

129,4

66

130,8

134,7

131,8

110

95

9

128,4

78

10-11

127,4

90

146

146,0

8

137,4

141,2

135,7

66

137,1

141,0

138,1

110

95

9

134,7

78

10-11

133,7

90

168

168,3

8

159,7

163,5

158,0

66

159,4

163,3

160,4

110

95

9

157,0

78

10-12

156,0

90

178

177,8

8

169,2

173,0

167,5

66

168,9

172,8

169,9

110

95

9

166,5

78

10-14

165,5

90

со

Муфтовый конец трубы

Подпись: Муфтовый конец трубыНиппельный конец трубы

Длина резьбы І2

Внутрен­ний диа­метр резьбы в основ­ной пло­скости

^ВН — н

Диаметр большего основа­ния ко­нуса

Внутрен­ний диа­метр. резьбы в основ­ной пло­скости

Диаметр коничес­кой вы­точки в плоскос­ти торца

0?4

Внутрен­ний диа­метр резьбы в плос­кости торца йз

Длина

конуса

и

Диаметр меньшего основа­ния ко­нуса (І2

Длина конуса Ь

Условный

диаметр

трубы

Наружный

диаметр

трубы

О

Толщина стенки 6

РАСЧЕТ колонн ОБСАДНЫХ И НАСОСНО-КОМПРЕССОРНЫХ ТРУБ

211,2 236,6 110

110

183,4

66

184,8

 

182,4

78

 

181,4

90

 

207,8

78

210,2

 

206,8

90

 

234,2

66

235,6

 

233,2

78

 

232,2

90

 

262,8

66

264,2

 

261,8

78

 

260,8

90

 

 

188,7

 

110

 

95

 

194

 

193,7

219.1 244,5

273.1

 

185,1

210.5

235,9

264.5

 

188,9

214.3 239,7

268.3

 

185,8

 

9

10-14

9

10-12

8

9

10-14

8

9

10-12

 

РАСЧЕТ колонн ОБСАДНЫХ И НАСОСНО-КОМПРЕССОРНЫХ ТРУБ

219

 

214,1

 

95

 

95

 

245

 

239,5

 

268,1 , 265,2 110 I 95

 

273

 

ПРОЧНОСТЬ резьбового соединения труб ОГ1м при действии ягивакяцих нагрузок составляет 50-53 % прочности по те — ^оубы. Поэтому трубы ОГ1м предназначены для хвостовиков (! пньхх колонн и могут быть использованы для эксплуатаци­ей колонн.

Для крепления верхних интервалов скважин используются адные трубы больших диаметров: 530, 560, 630, 720 и 820 мм ^яшингши стенок 9, 10, 11, 12 и 14 мм из сталей марок Ст4сп, лгйсП) Стбсп с пределом текучести соответственно 216, 245, 274 304 МПа, или из сталей марок 20, 35 и 45 с пределом текучести $45 294 и 323 МПа. Трубы при спуске свариваются.

В табл. 10.7 приведены размеры и масса обсадных труб, при­меняемых за рубежом, а также сминающие и внутренние давле — растягивающие усилия, рассчитанные для гладкой трубы. Панические свойства сталей даны в табл. 10.8 [27].

На обсадные колонны в процессе спуска их в скважину и це — яевтирования действуют различные нагрузки. Основные на­грузки для расчета — осевые растягивающие, наружное и внутреннее избыточные давления.

Максимальные растягивающие напряжения возника­йте опасном сечении (резьбовом соединении или наиболее осла- бценном) от действия собственного веса колонны. Растягиваю­щие усилия (в кН), проявляющиеся в подвешенной неподвижно колонне определяются по формуле

— п

по.])

«=1

— приведенная масса трубы с данной толщиной стенки (с №Том массы соединительной муфты), кг/м; /, — длина секции, вставленной из таких труб, м; г — порядковый номер секции секций ведется снизу вверх).

Осенью растягивающие силы при расхаживании колонны в Склонной или искривленной скважине

|-Сос + Сс, (10.2)

Где п

с — сила сопротивления перемещению нижерасположен — Участка колонны при расхаживании колонны в наклонно ^Равлеш’ой скважине, II.

..Прочность резьбовых соединений муфтовых обсадных труб с ^Угольной резьбой от действия осевой растягивающей силы в по первому витку резьбы полного профиля вычисляют ‘формуле Яковлева — Шумилова (страгивающая нагрузка)

7Г (1,-г. 6с Ст

Наруж­ный диаметр трубы, D, мм

Тол­щина стенки, 6, мм

Внут­

ренний

диа­

метр

Масса 1 м глад­кой тру­бы, кг

Наименьшее сминаю

щее давление, МПа

Н-40

J-55 К-5 5

С-75

L-80,

N-80

С-95

SM-

95т*

Р-110

SM — 11 От*

V-150*

58.2 88,8 124,9 178,8

70.7

116.2

157.7 186,2

114,3

(4 1/2")

5,21

5,69

6,35

7,37

8,56

10,92**

103.9

102.9 101,6 99,6 97,2 92,5

14,00

15,24

16,91

19,42

22,31

27,78

19,1

22,8

27,6

34,2

42.3

56.3 71,6

89.4

43.8

58.9

76.4

95.4

48,3

66,5

87,9

113,2

59.6

73.6

98.7

52,1

73.6

98.7 131Д

127,0

(5")

5,59

6,43

7,52

9,19

10,72**

12,70**

115,8

114,1

112,0

108,6

105.6

101.6

16.73 19,11 22,15 26,71

30.73 35,79

21,1

28,5

38,3

48,0

68.9

79.9

50,0

72,3

85,2

55.8

82.8 99,9

65,5

92,7

60,9

92,7

117,2

136,5

139,7 (5 1/2")

6,20

6,98

7,72

9,17

10,54

127.3 125,7

124.3

121.4 118,6

20,41

22,86

25,13

29.51

33,57

18,1

21,5

27.9

33.9

41,9

58,2

72,1

43,3

60.9

76.9

47.8

68.9

89,1

59,2

76,4

100,1

51.4

76.4

100,1

70,3

95,8

из,;

57,2

92,9

126,8

168,3 (6 5/8")

7,32

8,94

10,59

12,06

153,7

150,4

147.1

144.2

29,03

35,12

41,18

46,47

17,4

20,5

31,4

38,4

54,0

67,8

39,7

56,3

71,2

43.4

63.4

81.4

46.3 69,9 91,U

50.7

83.8

113.8

177,8

(?")

5,87

6,91

8,05

9,19

10,36

11,51

12,65

13,72

166,1

164.0

161.7

159.4

157.1

154.8

152.5 150,4

24,87

29,10

33,71

38,22

42,78

47,19

51,51

55,50

10,0

13,7

15.7 22,5

29.8

26,0

36,2

46.6

56.7 66,9 73,6

26,4

37.3

48.4 59,3 70,2

78.5

28,6

40.5 53,9 67,1 80,3

92.5

39,0

53,8

63,4

74.2 89,7

104.2

30.7

42.8

58.7

74.2

89.7

104.2

79.3

93,8

108,9

116,5

33,1

47,5

67,4

89,8

111,9

132,7

193,7 (7 5/8")

7,62

8,33

9,52

10,92

12,70

15,11

178.5 177,0 174,7 171,9 168,3

163.5

34,96

38,07

43,26

49,21

56,68

66,53

14,1

19,9

22,6

32,2

43,6

58,1

23,4

33,0

45,2

60,7

25,6

35,3

50,1

68,8

33.4

49,3

60,7

73,1

27.1 36,8

54.1 76,3

73.1

95.1

28,1

41,8

61,1

92.7

135.7

35.5

48.5

66.5

89.3

24.3

32.6 4І,5 61,8

79,8

S>0,5

135,4

219,1 (8 5/8//)

6.71

7.72 8,94 10,16 11,43 12,70 14,15

205.7

203.7 201,2

198.8 196,2

193.7

190.8

35,11

40,25

46,23

52,34

58,52

64,63

71,50

11,3

15,2

9.4 13,0

17.4 23,8

27,7

36,9

46,1

56,5

28,3

38.1 47,9

59.1

30,1

41,4

53,3

66,8

41.8 54,5 62,7

73.9

32,4

44,0

57.9

73.9

78.5 93,8

74.5 88,2

94.5

244,5 (9 5/8")

7,92

8,94

10,03

11,05

11,99

13,84

15,11**

15,88**

19,05*’

228.7 226,6

224.4

222.4

220.5

216.8

214.3 212,7

206.4

46,22

51,92

58,00

63,60

68,73

78,72

85,46

89,48

105,89

9,7

12,0

13,9

17,7

20,5

25.9

31.9 44,0 52.2

21.3

26.3 32,8 45,6

54.4

23.0

28.5

35.0

50.5 61,2

29,2

38.6 48,9 61,0

68.6 74,7

24,0

30.5

36.6

54.7 67.2

Л-55,

К-55

С-75

Ь-80,

N-80

С-95

Р-110

V-15 0*

Н-40

Л-55,

К-55

С-75

Ь-80,

N-80

С-95

Р-110

V-15 0 *

30,2

4940

676

__

33,0

734

36,9

50,3

53,6

63,7

73,7

100,5

818

1112

1188

1410

1632

2229

58,3

62,2

73,8

85,6

116,7

1281

1366

1619

1877

2558

67,8

72,3

85,8

99,4

135,6

‘1472

1570

1864

2157

2940

86,5

92,3

109,6

126,8

172,9

1832

1957

2322

2691

3670

29,2

__

__

810

33,6

925

39,3

53,6

57,2

67,8

78,6

107,1

1072

1459

1557

1850

2140

2918

65,5

69,9

83,0

96,1

131,1

1761

1877

2229

2580

3519

76,4

81,5

96,8

112,0

152,8

2023

2162

2564

2971

4048

133,0

181,1

3464

4717

29,4

716

988

33,2

1103

36,7

50,0

53,4

63,4

73,4

100,0

1214

1655

1766

2095

2429

3309

59,4

63,4

75,2

87,1

118,8

1944

2073

2464

2851

3888

68,3

72,8

86,5

100,1

136,6

_

2211

2358

2802

3243

4422

28,8

1019

1401

_

_

35,2

48,1

51,3

60,9

70,5

96,2

1699

2313

2469

2931

3394

4631

57,0

60,7

72,1

83,6

113,9

2713

2896

3438

3981

5427

64,9

69,2

82,2

95,1

129,8

3060

3265

3879

4488

6125

25,8

_

1023

1406

30,1

41,0

43,7

51,9

60,1

82,0

1628

2220

2366

2811

3256

4439

34,3

46,8

49,9

59,3

68,7

93,6

1846

2518

2687

3189

3692

5035

52,7

56,3

66,8

77,4

105,5

2820

3007

3572

4132

5636

58,5

62,5

74,2

85,9

117,1

3109

3314

3937

4559

6219

—•

64,4

68,7

81.6

94,5

128,8

3394

3621

4297

4978

6788

69,8

74,5

88,4

102,4

139,6

3656

3901

4631

5360

7313

_

_

_

1 228

_

_

_

_

_

_

28,5

39,0

41,5

49,3

57,1

77,8

1842

2509

2678

3176

3679

5018

44,5

47,5

56,4

65,3

89,0

2851

3038

3608

4181

5698

51,0

54,5

64,7

74,9

102,0

3243

3461

4106

4755

6486

59,4

63,3

75,2

87,0

118,7

3732

3981

4728

5476

7469

141,2

8767

20,3

_

_

_

_

_

1695

_

_

_

_

_

23,4

1415

1944

27,1

1628

2237

30,8

42,0

44,7

53,2

61,6

83,9

2527

3447

3679

4368

5058

6895

—•

47,2

50,3

59,8

69,2

94,5

3857

4115

4884

5654

7713

■—

52,5

56,0

66,5

76,9

104,9

4257

4542

5391

6245

8514

58,5

62,3

74,0

85,7

116,9

__

47Ц

5022

5965

6908

9421

1623

_

_

_

_

_

24,3

1894

2509

27,2

37,9

39,6

47,0

54,5

74,3

2802

3821

4075

4840

5605

7642

40,9

43,6

51,8

60,0

81,8

4190

4470

5307

6143

8380

■—

44,4

47,4

56,2

65,1

88,7

4528

4831

5734

6641

9057

-—

51,2

54,7

64,9

75,2

102,5

5187

5534

6570

7606

10373

-—

55,9

59,6

70,9

82,0

111,9

5631

6005

7135

8260

11263

117,5

11800

124,6

13970

Предела текучести, МПа

Растягивающее усилие, при котором напряжение в теле трубы достигает предела текучести, кН

21,4

15,9

18,8

19,0

Внутреннее давление, при котором йаЛрЯ*енИе в теле трубы достигает

Подпись: Внутреннее давление, при котором йаЛрЯ*енИе в теле трубы достигает

22,0

Подпись: 22,0

21,0

Подпись: 21,0

17,0

19,7

Подпись: 17,0 19,7

Наруж­ный диаметр трубы, D, мм

Тол­щина стенки, S, мм

Внут­

ренний

диа­

метр

Масса 1 м глад­кой

тру­

бы,

кг

Наименьшее сминающее давленж

■ МПа

Н-40

Л-55

К-55

С-75

L-80,

N-80

С-9 5

SM-

95т*

Р-110

SM — 11 От*

V-Uo-

7,09

258,8

46,47

6,1

__

8,89

255,2

57,91

9,8

10,9

273,0

10,16

252,7

65,87

14,4

__

(10 3/4")

11,43

200,1

73,73

18,6

21,4

22,2

24,1

30,7

25,3

12,57

247,9

80,75

27,2

27,7

29,6

41,0

31,9

__

13,84

245.3

88,48

34,6

35,6

38,4

52,1

40,4

15,11

242,8

90,12

41,9

43,4

47,9

59,6

51,6

57 4

16,51**

240,0

104,45

64,0

8,46

281,5

60,47

7,4

__

298,4

9,52

279,4

67,86

10,4

._

(11 3/4")

11,05

276,3

78,30

14,3

16,4

16,9

_

12,42

273,6

87,60

18,3

21,2

21,9

23,7

30,4

24,9

25,4

8,38

322,9

68,49

5,3

_

9,65

320,4

78,56

7,8

_

339,7

10,92

317,9

88,55

10,6

11,4

11,5

11,5

11,5

(13 5/8")

12,19

315,3

98,47

13,4

15,3

15,6

16,0

16,1

І6Д

13,06

313,6

105 J 6

15,4

17,9

18,4

19,4

23,9

19,9

19,9

13,97"*

311,8

112,22

20,6

21,4

15,44**

308,8

123,47

26.3

26,7

31.0

18,26**

303,2

144,75

39,4

40,7

47,8

9,52

387,4

93,21

4,6

_

406,4

11,13

384,1

108,32

7 0

7,0

7,0

7,0

С16")

12,57

381,3

122,09

9,7

10,2

10,2

10,2

16,66**

373,3

160,08

17,6

20,5

21,2

18,16*-

370,1

173,80

25,4

11,05

451,0

125,88

4,3

4,3

4,3

473,1

12,34**

448,4

140,28

6,1

(18 5/8")

14.30*“

444,5

161,82

9,2

9,5

14,71**

443,7

166,24

9,8

10,3

10,3

10,3

18,29**

436,5

205,11

15,5

18,1

18,7

19,7

•—

11,13

485,7

136,30

3,6

3,6

508,0

12,70

482,6

155,10

5,3

5.3

(20")

16,13

475,7

195,62

10,3

11,0

11,0

13,0

20,62**

466,7

247,90

20,1

20,8

22,3

Эти

группы

прочности стандарт

ами АНИ не предусмотрены.

** Толщины стенок не

по стандартам АНИ.

где <4Р — средний диаметр трубы по впадине 1-го полного вит ка резьбы, м; 8С — толщина стенки трубы по впадине того *е витка, м; ат — предел текучести материала труб, МПа; ко " коэффициент разгрузки, к0 = ЬС/(8С + ё); 1,р — длина резьбы^ витками полного профиля (до основной плоскости), мм; а между опорной поверхностью резьбы И ОСЬЮ трубы, равный О 1

— угол трения, принимаемый равным (рт = 1 ^ 11° ■ Численные значения Рстр приведены в табл. 10.9.

Вес обсадной колонны, определенный но формуле (Ю-1) (10.2), не должен превышать допустимого

‘^Г^реннее давление, при котором ояжение в теле трубы достигает ” предела текучести, МПа

Растягивающее усилие, при котором напряжение в теле трубы достигает предела текучести, кН

И-40

Л-55,

К-55

С-75

Ь-80,

N-80

С-95

Р-110

У-150*

Н-40

Л-55,

К-55

С-75

Ь-80,

N-80

С-95

Р-110

V — 3.5 0 *

12,5

15,7

___________ __

1632

21,6

2033

2798

7,4,7

3180

27,8

37,9

40,4

48,0

55,С

75,8

3563

4857

5182

6152

7126

9715

41,6

44,4

52,8

61,1

83,4

5320

5676

6739

7802

10640

_

45,9

49,0

58,1

67,3

91,8

5827

6219

7384

8549

11659

50,1

53,4

63,4

73,4

100,2

6334

6757

8020

9288

12664

13,7

_

2126

21,2

3278

_ _

24,5

33,5

35,7

3781

5160

5502

27,6

37,6

40,2

47,7

55,2

75,3

4235

5769

6156

7313

8465

11543

Ц |0

__

2406

18,8

3794

_

21,3

29,1

31,0

36,8

42,7

4279

5836

6223

7388

8558

_

23,8

32,5

34,6

41,2

47,6

64,9

4755

6486

6921

8216

9515

12975

25,5

34,7

37,1

44,1

51,0

69,6

5080

6930

7388

8776

10160

13856

37,2

39,7

54,6

7393

7887

41,2

43,9

60,3

8136

8678

11930

48,7

51,9

71,4

9537

10173

13990

11,3

__

3274

18,1

24,8

26.4

31,4

5940

7144

7620

9048

20,5

28,0

29,9

35,4

5898

8042

8581

10191

27,2

37,1

30,6

7735

10550

11254

43,1

_

__

12214

11,2

15,5

22,5

4422

6081

8848

_

_

_

17,3

25,2

6775

9857

20Д

29,2

7816

11370

20,6

28,1

30,0

35,6

8029

10952

11681

13870

25,6

35,0

37,3

44,3

9911

13514

14412

17117

10,5

14,5

4790

6583

_

_

16,6

24,1

7495

10898

21, 1

2в,8

30,7

36,4

9452

12886

13749

16325

36,7

39,2

46,5

16329

17419

20684

(Ю.4)

• стр ^стр

Подпись: • стр ^стрI — допустимая растягивающая нагрузка. а 1о"^Я^°течесгвенных ТРУ® треугольного профиля (табл. 10.10

(10.5)

АНИ

ИР = р

где р раз/ГСпР’

раз — разрушающая нагрузка.

Подпись: АНИ ИР = р где р раз/ГСпР’ раз — разрушающая нагрузка. Для импортных труб с треугольной резьбой по стандарту

(10.6)

Механические свойства сталей

Группа прочнос­ти стали

Предел текучести (гт, МПа

Наименьший пре Д6Л Прочности при растяжении Сто, МПа

наименьший

наибольший

Н-40

276

552

414

1-55

379

552

517

К-55

379

552

655

N-80

552

758

689

С-75

517

620

656

Ь-80

552

655

655

С-95

655

758

724

Р-110

758

965

862

У-150*

1034

1241

1103

* Сталь У-150 стандартом не предусмотрена.

Страгивающие нагрузки (0,1 кН), рассчитанные по формуле Яковлева — Шумилова, для труб с короткой треугольной резьбой

Подпись: Страгивающие нагрузки (0,1 кН), рассчитанные по формуле Яковлева — Шумилова, для труб с короткой треугольной резьбой

Условный

диаметр

трубы,

мм

Толщина

стенки,

мм

Группа прочности

Д

1<

Е

Л

М

Р

Т

114

5,2

35(34)

(45)

51

61

70

86

96

5,7

43(42)

(55)

62

74

85

105

116

6,4

50(49)

(64)

72

86

100

122

1^й

7,4

60(59)

(77)

87

104

120

147

8,6

72(71)

(93)

104

124

144

176

196

127

5,6

45(44)

(58)

66

78

90

111

124

6,4

55(54)

(72)

80

96

111

136

151

7,5

68(67)

(88)

99

117

136

166

185

9,2

87(85)

(112)

126

149

173

212

140

6,2

58(57)

(75)

85

101

117

143

15У

7,0

68(67)

(88)

99

118

137

168

7,7

77(76)

(99)

112

133

154

189

960

9,2

95(93)

(123)

138

164

190

234

302

10,5

111(109)

(143)

161

191

221

272

146

6,5

65(64)

(84)

95

113

130

160

1/8

196

7,0

72(71)

(93)

104

124

143

176

л-гО

7,7

81(79)

(104)

117

140

162

198

249

8,5

91(89)

(118)

132

157

182

224

■7Й

9,5

104(102)

(134)

151

179

207

2э 5

3 ?А

10,7

119(117)

(154)

173

205

237

292

Таблица 10.9

;„аМеТР

трубЫ,

ММ

Толщина

стенки,

мм

Группа прочности

Д

К

Е

Л

М

Р

Т

‘ 1^8

7,3

86(85)

(П2)

126

149

173

212

236

8,9

110(108)

142)

160

190

220

270

300

10,6

135(132)

(174)

196

233

269

331

367

12,1

156(153)

(202)

227

269

312

383

426

178

5,9

63(62)

(82)

92

ПО

127

156

173

6,9

84(83)

(109)

123

146

169

207

230

103(101)

(133)

150

178

206

253

281

9,2

120(118)

(155)

174

207

240

294

327

10,4

138(136)

(179)

201

239

276

339

377

11,5

155(152)

(200)

225

267

309

380

422

12,7

173(170)

(223)

251

298

345

424

471

194

7,6

103(101)

(134)

150

178

207

254

282

8,3

115(113)

(149)

167

199

230

283

314

9,5

135(134)

(175)

196

234

270

332

369

10,9

158(157)

(205)

230

273

316

389

432

12,7

188(184)

(242)

273

324

375

460

512

219

6,7

95(93)

(123)

138

164

190

234

260

7,7

114(112)

(147)

165

196

227

279

310

8,9

136(133)

(175)

197

‘234

271

333

370

10,2

159(156)

(206)

231

275

318

390

434

И,4

180(177)

(233)

262

312

361

443

492

12,7

203(200)

(263)

296

351

407

499

555

14,2

230(226)

(297)

334

397

459

563

626

245

7,9

132(130)

(171)

192

229

265

325

361

8,9

153(150)

(198)

222

264

306

375

417

10,0

176(172)

(227

255

303

351

431

479

11,1

198(194)

(256)

287

342

395

485

539

12,0

216(212)

(279)

314

373

431

530

589

_____

13,8

252(247)

(325)

366

435

503

618

687

273

7,1

118(116)

(152)

171

203

235

289

321

8.9

169(166)

(218)

245

292

338

415

461

10,2

198(195)

(291)

327

389

450

553

614

11,4

225(221)

(291

327

389

450

553

614

12,6

252(247)

(326)

366

435

503

618

687

13,8

278(273)

360)

404

481

556

683

759

15,1

307(301)

(397)

446

530

613

753

837

_____

16,5

337(331)

(436)

490

582

674

828

920

299

8,5

171(168)

(221)

249

296

342

420

467

9,5

195(192)

(253)

284

337

391

480

533

11,1

234(280)

(302)

340

404

468

574

638

12,4

265(260)

(343)

385

458

530

650

723

14,8

322(316)

(416)

468

556

643

789

878

Условный

диаметр

Толщина

стенки,

Группа прочности

трубы,

мм

мм

д

К

Е

Л

м

Р

т

324

8,5

182(179)

(235)

264

314

364

446

496

567

9,5

208(204)

(268)

302

359

415

510

11,0

246(242)

(318)

358

425

492

604

671

12,4

282(277)

(364)

409

487

563

691

769

15,0

322(316)

(416)

468

556

644

791

879

340

8,4

186(182)

(240)

270

321

371

456

507

9,5

220(216)

(285)

320

381

440

541

10,9

252(248)

(326)

366

436

504

619

68«

12,2

287(281)

(370)

416

495

573

703

782

13,1

310(305)

(401)

451

536

620

761

846

14,0

334(328)

(431)

485

576

667

819

910

15.4

370(364)

(478)

538

639

740

908

1010

351

9,0

174(170)

(224)

252

300

347

426

473

10,0

169(196)

(258)

290

344

399

489

544

11,0

225(221)

(291)

327

389

450

552

614

12,0

251(246)

(324)

364

433

501

615

684

377

9,0

182(179)

(236)

265

■315

364

447

497

10,0

210(206)

(271)

304

362

419

514

571

11,0

237(232)

(306)

344

408

473

580

645

12,0

263(259)

(340)

383

455

526

646

718

406

9,5

257(252)

(332)

373

443

513

630

700

11,1

308(302)

(397)

447

531

615

754

839

12,6

355(349)

(459)

516

613

709

871

968

1317

16,7

483(474)

(624)

702

834

965

1185

426

10,0

11,0

227(223)

256(252)

(294)

(331)

330

372

392

443

454

512

557

629

620

699

779

12,0

286(280)

(369)

415

493

570

700

473

11,1

342(336)

(442)

497

590

683

839

932

078

11,1

359(352)

(463)

521

619

716

879

508

12,7

16,1

417(410)

541(532)

(539)

(700)

606

787

721

935

834

1082

1024

1329

1138 17 ‘7

Примечание. Значения нагрузок, взятые трубам исполнения Б.

в скобки, о

гносятс* к

стимые растягивающие нагрузки (кН) для обсадных труб и ОТТГ с нормальным диаметром муфт исполнения Б. учетом запаса прочности для резьбового соединения 1,8)

условный

Толщина

Группа прочности

диаметр

-ррубЫ) мм

ММ

д

К

Е

Л

М

Р

Т

114

7,2

73*

81

82

90

102

118

8,6

84*

96

96

106

120

139

154

127

7,5

82*

92

93

102

116

135

149

9,2

100*

115

116

128

145

168

186

140

7,7

93*

105

106

116

132

154

170

9,2

110*

128

129

141

161

186

206

10,5

124*

147

148

162

185

214

236

146

7,7

98*

110

111

122

139

161

178

8,5

107*

123

124

136

155

180

198

9,5

119*

139

140

154

174

202

223

10,7

133*

157

158

174

198

229

253

168

8,0

118*

134

135

148

168

195

216

8,9

130*

150

151

166

189

220

242

10,6

153*

181

182

201

228

264

292

12,1

174*

208

209

230

262

303

335

178

8,1

126*

144

145

159

9,2

142*

166

166

183

208

241

266

10,4

160*

189

190

209

237

275

304

11,5

176*

210

211

232

263

305

337

12,7

192*

232

2.33

256

292

338

373

194

9,5

161*

188

189

207

236

273

302

10,9

183*

217

218

240

273

316

349

.___

12,7

210*

254

255

280

319

370

409

219

8,9

172*

193

199

220

250

10,2

196*

223

229

255

290

336

371

11,4

217*

244

250

287

326

378

418

12,7

241*

280

288

321

365

423

467

^_______

14,2

267*

315

322

360

409

475

524

245

8,9

192*

216

223

247

280

10,0

215*

245

252

280

318

369

408

11,1

238*

273

281

313

356

413

456

12.0

256*

296

305

340

387

448

490

13,8

292*

342

353

393

447

518

572

II р о д о л ж е н и с так»

————————— !!* ю. іо

Условный диаметр трубы, мм

Толщина

Группа прочности

мм

Д

К

Е

Л

М

Р

т

273

8,9

216*

238

246

277

315

10,2

246*

275

285

321

365

424

11,4

274*

309

320

362

412

477

468

527

585

12,6

301*

343

355

401

457

530

299

9,5

252

278

289

326

355

11,1

293*

328

340

385

418

12,4

326*

369

382

432

470

324

9,5

273

302

314

355

404

11,0

316*

353

366

414

473

12,4

354*

401

416

470

536

340

9,7

293

325

337

_

10,9

329*

368

381

_

12,2

367*

414

429

— —

* Допустимые нагрузки, при которых напряжения в теле труб дости­

гают 0,77 от предела текучести (коэффициент запаса прочности по телу труб 1,3).

Таблица 10,11

Допустимые растягивающие нагрузки для обсадных труб ТБО исполнения Б (с учетом запаса прочности для резьбового соединения 1,8)

Условный диаметр трубы, мм

Толщина стенки, мм

Группа прочности

Д

К

Е

Л

М

Р

Т

127

9,2

91

98

99

109

124

143

158

140

9,2; 10,5

102

110

111

122

138

160

177

146

9,5; 10,7

110

119

120

131

149

173

191

168

8,9; 10,6;

216

12,1

125

134

135

149

169

196

178

9,2; 10,4;

оТЗ

11,5; 12,7

134

145

145

160

182

211

Цо

Qft*)

194

9.5

161*

188

189

207

236

273

ои*

10,9; 12,7

183*

200

201

221

252

292

SI*

* Допустимые нагрузки, при которых напряжения в теле труб

дост**’ „ — грЯУ

гают 0,77 от предела текучести (коэффициент запаса прочности пи

труб 1,3).

Я формулах (10.5) и (10.6): кстр — коэффициент запаса проч — на страгивание, значения которого даны в табл. 10.12 [22];

# разрушающая нагрузка; кпр — коэффициент запаса проч-

И резьбового соединения на растяжение, &пр = 1,6-г 1,8. ^Разрушающие нагрузки для труб ОГ1м определяют исходя ддошади опасных сечений по телу ниппельной или муфтовой

1, 3 тт/1 трубы под крайними витками резьбы, находящимися в ^^ддении.

Для труб ОГ1м с 8 <10 мм разрушающая нагрузка определя­ла исходя из разрушения по телу ниппельной части в опасном еченИй, находящемся на расстоянии 16 мм от упорного уступа, до формуле

р = 7 [(И — 0,9)2 — (Б — 28)2} автт, (10.7)

где И — номинальный диаметр трубы, мм; 8 — номинальная стенки, ММ.

Для труб ОГ1м с 6 ^11 мм разрушающую нагрузку опреде­ляют исходя из разрушения по телу муфтовой части в опасном сечении, находящемся на расстоянии 6 мм от торца ниппеля, по формуле

(10.8)

Подпись: (10.8)р =^-(£-1,19)2]

Яр. м 4

Рекомендуемые допустимые нагрузки при спуске труб ОГ1м рассчитывают при коэффициенте запаса прочности 1,8 от раз­рушающей нагрузки.

Осевая растягивающая нагрузка (в кН), при которой напря­жения в теле муфты равны пределу текучести, определяется из выражения [27]

‘^■10_3 (Ю.9)

Р — *стр —

1 + 0,2-^-ctg(a +

Таблица 10.12

Диаметр трубы, мм

Длина колонны, м

Коэффициент запаса прочности в скважинах, не менее

вертикальных

&стр

искривленных

&стр. и

114-168

<3000

1,15

1,30

>3000

1,30

1,30

178-245

^ 1500

1,30

1,45

>1500

1,45

1,45

277-324

<1500

1,45

1,60

>1500

1,60

1,60

>324

<1500

1,60

1,75

>1500

1,75

1,75

где D — средний диаметр муфты В ПЛОСКОСТИ Последило го витка резьбы, находящегося в сопряжении, мм; а — на стенки муфты в плоскости последнего полного витка п находящегося в сопряжении, мм; d — средний диаметр р плоскости последнего полного витка, находящегося В С0Пп ^ нии, мм; t — рабочая высота профиля резьбы, мм; ат — п ^ текучести, МПа. РеДе*

Для колонн из труб с трапецеидальной резьбой д. опускае нагрузка на растяжение определяется по формуле ^

[Р] = — РразДз, (Ю.10)

где к3 = 1, 8.

Разрушающая нагрузка для труб ОТТМ, ОТТГ и ТБО опре деляется [27] как наименьшая из подсчитанных исходя из уСЯо вия разрушения по телу трубы в опасном сечении, условия вы­хода резьбы из зацепления вследствие уменьшения поперечных размеров трубы от удлинения при растяжении и условия разру. шения по муфтовой части соединения в опасном сечении.

Разрушающая нагрузка по телу трубы в опасном сечении определяется по формуле

Qраз. т =^[(D — 0,22)2 — (D — 2Л2] (7втш, (10.11)

где D — наружный диаметр трубы, см; 8 — толщина стенки, см; (Твтш — наименьший предел прочности при растяжении, МПа.

Разрушающая нагрузка при выходе резьбы из зацепления рас­считывается по формуле

, (10.12)

Mi

, . ДEr 2h, Ei

CTTmin4 +———— 1—

mi — 5|tg(p — /?)

РАСЧЕТ колонн ОБСАДНЫХ И НАСОСНО-КОМПРЕССОРНЫХ ТРУБ

<2выр = 7Г ( 8 — у

 

где — высота профиля резьбы, = 0,16 см; <тттш наи„’ меньший предел текучести при растяжении, МПа; dc — сред®® диаметр тела трубы в опасном сечении, dc = В — (6 + ЫЩ’- см; Д — диаметральный натяг свинченного сечения, см; Е " модуль упрочнения, МПа;

Группа прочности стали…. Д К, Е Л, М

Ех, МПа……………………………………….. 4900 3430 2150

к — рабочая высота профиля резьбы, к — 0,12 см; — коэфФ* циент Пуассона, для пластической области, равный 0,5; <г трения, = 11°; /3 — угол наклона стороны профиля, /3 — 3 , длина резьбы, находящаяся в зацеплении, I — Ь — 1,4 см; “ общая длина резьбы, см.

рушаюгцая нагрузка по муфтовой части соединения в СвоМ сечении определяется по формуле

4

— наружный диаметр муфты, см; (1р — наружный диа-

Г^р резьбы муфты в опасном сечении, с£р = В — 0,0125 — /п/16,

*/ — длина наружной резьбы с полным профилем, см. гй! *п

Допустимая растягивающая нагрузка определяется наилень- рй из разрушающих нагрузок с учетом коэффициента запаса очности, к3 = 1,8. Следует также соблюдать условие, чтобы 1*оЯУстИМая нагРУзка не превышала 77 % нагрузки, при кото­рой напряжения в теле гладкой части трубы достигают предела

текучести.

Сопротивляемость обсадных колонн смятию при действии на дих избыточного наружного давления

?„.н = Рн -Рв, (10.14)

а сопротивляемость при действии избыточного внутреннего давления

Ри. В = Рв-Рн — (10.15)

В формулах (10.14) и (10.15) рн — наружное давление на ко­лонну в рассматриваемом сечении, Па; рв — внутреннее давле­ние в колонне в том же сечении, Па.

Условие прочности колонны на смятие

Ри. н = Рсм/&см1 (10.16)

на разрыв

Ри. в = Рв/к вн, (10.17)

Для

Подпись: ДляГДе Рем — избыточное наружное давление, характеризующее со­противляемость трубы смятию, Па; ксм — коэффициент запа­са-прочности на смятие, для секций эксплуатационного объекта с« = 1 Ч — 1,3, а для остальных — ксм = 1,0; рв — избыточное ваУтреннее давление, при котором приведенное напряжение на ВнУтренней поверхности трубы равно пределу текучести мате­риала, Па; квн — коэффициент запаса прочности на разрыв, рав — , 1и Для труб диаметром 114-219 мм квн = 1,15, свыше 219 мм

1,52.

труб отечественного производства за сопротивляемость

■°е Давление, при котором приведенное напряжение на вну — поверхности овальной разностенной трубы равно преде-

Подпись:^ятию принимают критическое давление ркр (избыточное на

ШЛЧИСА%Т

Подпись: ШЛЧИСА%ТТреЯЯей

лу текучести ее материала,. Критическое давление по формуле Г. М. Саркисова

РАСЧЕТ колонн ОБСАДНЫХ И НАСОСНО-КОМПРЕССОРНЫХ ТРУБ

-J о-р + Eklp6 [1 — f — — 4Eklpsap j> ,

 

(Ю.18)

 

РАСЧЕТ колонн ОБСАДНЫХ И НАСОСНО-КОМПРЕССОРНЫХ ТРУБ

где кт1п — 6тт/6н, к$ — <^н нагруженный диа, метр7

сгр — предел текучести, МПа; Е — модуль упругости, МПа — толщина стенки, мм; е — овальность, наибольшее расчетное зна чение которой равно 0,01 для труб диаметром до 219 мм включи тельно, 0,015 для труб диаметром от 245 до 324 мм и свыцш 324 мм —0,02; <5тш = 0,875 6; 60 = 0,905 <5; р6 = ё0/6тт = 1^

В табл. 10.13 приведены значения ркр [27].

Избыточное внутреннее давление вычисляется по формуле Барлоу

(10.19)

Подпись: (10.19)рв = 0,875 • 26ar/dH,

где 0,875 — числовой коэффициент, учитывающий минусовый допуск на толщину стенки.

Значения рБ можно найти в справочнике [11].

Пример 10.1. Определить избыточное внутреннее давление, при котором напряжения в обсадной трубе наружным диаме­тром dH = 146 мм группы прочности К с толщиной стенки <5 = 9, 5 мм достигают предела текучести.

Решение. По табл. 10.5 для группы прочности К находим сгт = 490 МПа. Подставляя данные в выражение (10.19), получим

Рв = 0,875

Подпись: Рв = 0,875

= 55,8 МПа.

Подпись: = 55,8 МПа.2-9,5-490

146

Обсадные колонны рассчитывают на прочность согласно ин­струкции, разработанной ВНИИТнефтыо [27]. Расчет эксплу­атационной колонны начинают с определения избыточных на­ружных и внутренних давлений по следующим формулам.

Для нефтяных скважин: в интервале 0 < г < к

(10.20)

Ри-Н [Рб. Рж(^ НУ91

в интервале h < z < zc

(10.21)

РАСЧЕТ колонн ОБСАДНЫХ И НАСОСНО-КОМПРЕССОРНЫХ ТРУБ

тИпеские давления обсадных труб ^волнения Б (10 МПа)

диаметр

трубы, мм

Толщина стенки, мм

Группа прочности

д

К

Е

Л

М

Р

Т

Овальность 0,01

5,2

185

216

228

244

256

270

276

5,7

221

264

281

305

323

344

354

114

6,4

272

333

359

397

426

463

479

7,4

343

431

471

533

585

654

586

8,6

426

545

602

694

777

896

956

10,2

534

691

770

899

1022

1211

1315

■—

5,6

173

201

211

225

236

248

253

6,4

225

269

287

312

331

354

364

127

7,5

297

367

398

444

481

528

549

9,2

404

515

568

652

726

831

883

10,7

496

640

711

828

936

1101

1189

6,2

176

204

215

229

240

252

257

7,0

223

266

284

308

326

349

358

140

7,7

264

323

348

383

411

445

460

9,2

352

443

485

550

605

679

714

10,5

426

544

601

693

775

894

954

6,5

177

205

216

230

241

254

259

7,0

205

242

257

277

292

310

317

146

7,7

245

295

317

347

370

397

410

8,5

290

357

387

4-30

465

509

529

9,5

345

434

475

537

590

660

693

10,7

410

523

578

664

741

849

904

7,3

167

193

203

216

226

237

242

168

8,9

246

297

319

349

373

401

413

10,6

329

411

449

505

553

614

643

___

12,1

400

509

561

643

716

818

869

5,9

90

99

102

106

109

112

113

6,9

131

148

154

162

167

174

177

8,1

185

216

228

245

256

271

277

9,2

237

285

305

332

353

379

390

178

10,4

292

361

391

435

471

516

536

11,5

343

430

470

532

584

652

684

12,7

396

504

555

636

708

808

857

13,7

440

564

624

721

809

937

1003

15,0

497

641

712

829

938

1103

1192

^ 7,6

135

152

158

166

172

179

182

‘-^194

8,3

163

188

197

209

218

229

233

9,5

214

254

271

293

310

329

338

Условный диаметр трубы, мм

Толщина стенки, мм

Группа прочности

Д

К

Е

Л

М

Р

т

Овальность 0,01

194

10,9

274

336

362

401

431

469

А Ог

12,7

350

440

482

546

600

673

7г’?

15,1

447

574

635

735

825

958

’07

1027

6,7

73

79

82

84

86

88

84

7,7

104

115

119

124

127

132

УЗ

133

8,9

145

165

173

182

189

198

201

219

10,2

194

227

240

258

271

287

293

11,4

239

288

308

337

358

384

396

12,7

288

355

384

427

461

504

524

14,2

344

431

472

534

586

655

688

Овальность

0,015

7,9

76

84

88

92

95

99

100

8,9

101

114

119

126

131

137

140

10,0

131

151

159

170

179

189

193

245

11,1

163

192

204

221

233

250

257

12,0

190

227

243

265

283

305

316

13,8

245

301

326

362

393

432

451

15,9

310

389

426

482

531

599

632

7,1

44

47

49

50

52

53

54

8,9

78

86

90

94

97

101

103

10,2

107

121

127

134

141

148

151

21 г

11,4

137

158

167

179

188

200

205

12,6

168

199

211

229

243

260

268

13,8

200

241

259

284

304

329

341

15,1

236

289

312

347

375

411

428

16,5

275

341

372

417

456

507

532

8,5

55

61

62

65

67

69

70

9,5

73

81

84

88

91

95

96

299

11,1

106

120

126

133

139

146

149

12,4

135

157

165

177

186

197

202

14,8

194

232

248

272

280

314

324

8,5

45

49

50

52

53

55

55

9,5

60

66

68

71

73

75

/0

11Й

324

11,0

86

96

100

105

109

113

11°

161

12,4

113

129

135

144

150

158

101

14,0

147

172

182

196

206

219

8,4

38

41

42

44

45

46

47

7}

340

9,7

56

61

63

60

67

70

о 8

10,9

75

83

86

90

93

97

условный

Толщина стенки, мм

Группа прочности

яцаМетР

трубы, мм

Д

К

Е

Л

М

Р

Т

Овальность 0,015

340

12,2

98

110

115

122

127

132

135

13.1

115

131

138

147

153

161

165

14,0

133

154

162

174

182

193

198

15,4

162

191

203

220

233

249

256

9,0

42

46

47

49

50

51

52

351

10,0

56

61

63

65

67

69

70

11,0

71

78

81

84

87

91

92

12,0

87

97

101

107

111

116

118

■—

9,0

35

38

39

40

41

■ 42

42

377

10,0

46

50

52

53

55

56

57

11,0

59

65

67

69

72

74

75

12,0

73

81

84

88

91

95

96

9,5

33

35

36

37

38

39

40

406

11,1

50

54

56

•58

59

61

62

12,6

69

76

79

82

85

88

89

16,7

132

153

161

172

181

191

196

10,0

34

36

37

38

39

40

40

426

11,0

43

47

48

50

51

52

53

12,0

54

59

61

63

65

67

68

473

11,1

33

36

37

38

39

40

40

11,1

28

29

30

31

32

32

33

508

12,7

40

43

44

45

46

48

48

16,1

72

80

83

87

90

93

95

У башмака колонны Рч. и.6 [(Рц. р Рт)гс ~ (Рц. р ~~ Рб. р)?!- “Ь РжН~ (){- — к). (10.22)

Для газовых и газонефтяных скважин: в интервале 0 < г < И

Рин = Р&.рдг — рв тт; (10.23)

в интервале к < г < гс находят по формуле (10.21), а на ГяУбине башмака колонны я = 2С

р«н. б = {[рцргс — (ри_р — р6р)Ь]д — рв тш} (1 — к). (10.24)

° приведенных формулах: /г — высота верхнего нецементи — с^е^°Г0 участка в обсадной колонне, м; гс — глубина спуска об — Рб ^ К0Л0ИНЬ1’ м> 2с — Ь — высота цементируемого участка, м; Кг/ Т Плотность бурового раствора в заколонном пространстве,

>Рж — плотность жидкости в колонне, кг/м3; Н — глубина

уровня этой жидкости, м; ри н — п — избыточное наружное да ние у кровли цементной оболочки на глубине х = к. вычисде1{^’ по формулам (10.20) и (10.23), Па; р — плотность цементиЙ°е раствора за колонной, кг/м ; рв тт — наименьшее внутрей давление, которое может быть на заключительном этапе ^ плуатации скважины или при ее испытании; к — К0^ффацае С’ пропорциональности или коэффициент разгрузки. т

Значения коэффициента разгрузки принимают следующ^

Наружный диаметр

колонны, мм. . . 114-178 194-245 273—324 340-508

к…………………………… 0,25 0,3 0,35 0,4

В сечении на глубине г < Н в нецементируемом участке в выражении (10.20) надо принять рж = 0.

Если избыточное наружное давление при — г = Ь, больше, чему башмака обсадной колонны, то для всего цементируемого участ­ка при г > к принимают ри н = ри н Если избыточное наружное давление в цементируемом интервале, рассчитанное по форму — лам (10.21), (10.22) или (10.24), больше давления столба, буро­вого раствора, то при расчете колонны на сопротивляемость смятию избыточное наружное давление на участке г > 1г вы­числяют по уравнению (10.20) или (10.23).

Избыточное наружное давление в цементируемом участке нефтяных скважин в интервале пород, склонных к выпучива­нию под действием горного давления вычисляют из выражения

Ри н = [рг. п-г — рж{г — н)}д, (10.25)

а в газовых и газонефтяных скважинах

Ра. н = Рг. пдг — Рв. м, (10’26)

где рг. п — объемная плотность вышележащей толщи горных по­род, кг/м3 (см. разд. 1).

За избыточное наружное давление в интервалах залегания го­ризонтов с высокими коэффициентами аномальности пластового давления принимается наибольшее из значений, полученных при расчете по соответствующей из формул (3 0.21)—(10.24) и

Ри. н = Рпп — Ржд(г — Н), (10-2^

или

Ри. н = Рпп — Рв. м, (10,2^

где Рид — аномальное пластовое давление в соответствую#^ горизонте, Па.

Расчет но формулам (10.25) и (10.26) ведут для участка. зЬ сота которого на 50 м больше мощности породы, склонной к в

-дванию, а по уравнениям (10.27) и (10.28) — для участка сото® на 100 м больше мощности зоны АВ11Д.

наибольшее внутреннее давление в обсадной колонне при­дается давление в колонне в период проверки герметичности ойрессовко* после сформирования цементной оболочки в зако­нном пространстве.

дяутреннее давление в случае опрессовки колонны в один

Рв г Роп + Роп9^ (10.29)

(10.30) — наи-

Подпись: (10.30) — наи-где Роп — наибольшее давление у устья при опрессовке, Па

Роп

Подпись: РопПЛОТНОСТЬ опрессовочной ЖИДКОСТИ, кг/м3; (Ру)тах

большее ожидаемое давление у устья закрытой скважины на яачальной стадии эксплуатации при газонефтепроявлении, Па

[23],

(Ъ, ШРо. г{г~ /1П9-М

ру»РпЛехр(————— —————- ); (10.31)

&ТС У’

рох — относительная плотность газа по воздуху,

п

(10.32)

Подпись: (10.32)Ро. г = ‘У ] Poi%i, i = l

/Зс — коэффициент сжимаемости газа; Тс — средняя абсолют­ная температура газа в рассматриваемом интервале (z — znn) по шкале Кельвина; poi — относительная плотность г-го ком­понента газа по воздуху (табл. 10.14); ж,- — содержание этого компонента в газе, доли по объему; 0,034 = g/R = 9,81/287,4.

Таблица 10.14

компонент

газа

Относительная плотность по воздуху

Критическая температура, К

Критическое давление, МПа

СН4

0,555

191

4,79

с2н6

1,049

305

5,08

С3Н8

1,562

370

4,42

^■С4Ню

2,091

425

3,95

^-С^Ню

2,067

408

3,80

Hl2

2.674

470

3,50

*-с5н12

2,490

460

3,52

СвН14

2,974

507

3,13

7 Нхб

3,450

540

2,85

Се Hi 8

3,820

569

2,59

n2

0,967

126

3,54

н2

0,069

33

1,35

H2S

1,190

374

9,37

_со2

1,529

304

7,68

Коэффициент сжимаемости вс определяют ПО кривым Т) в зависимости от значений приведенного давления ■

Рпр

Подпись: Рпр

(10-33)

Подпись: (10-33)Рср

Рщ>

и приведенной температуры Т,

SHAPE \* MERGEFORMAT РАСЧЕТ колонн ОБСАДНЫХ И НАСОСНО-КОМПРЕССОРНЫХ ТРУБ

Подпись: (ю

пр

Подпись: пр

1кр

Подпись: 1кр

Приведенное давление рпр 2 3 4 5 8

Подпись: Приведенное давление рпр 2 3 4 5 8

8 9 10 11 12 13 Я

Приведенное давление рпр

Подпись: 8 9 10 11 12 13 Я Приведенное давление рпр

Рис. 10.1. Номограмма для определения коэффициента сЖИИ сти природных газов

Подпись:

аеио’

Подпись: аеио' РАСЧЕТ колонн ОБСАДНЫХ И НАСОСНО-КОМПРЕССОРНЫХ ТРУБ•34)

веское давление газа,

10 п

тяЧвС)

Подпись: тяЧвС)£(ркр гХг); (10.35)

.=1

Тир

Подпись: Тир. дсевдокритическая температура, газа,

% р

1=1

Подпись: % р 1=1 й^(Гкр.■*.’); (10.36)

:1

■ « ГКр г — критические давление и температура г-го ком — дойёнта (см. табл. 10.14), т. е. те значения давления и темпе — паТУРь1′ ПРИ котоРых плотности компонента в жидком и паро­образном состояниях одинаковы. В том случае, если известна, только относительная плотность газа по воздуху, значения ркр «Гп, можно оценить по графикам, приведенным соответственно парке. 10.2 и 10.3 [23].

Давление рОГ1 не должно быть меньше значения, указанного в табл. 10.15. Давление ру в нефтяной скважине можно вычислить по следующей формуле:

Ру ^ Рпл РсрЯ%пл 1 (10.3/)

гдерср — средняя плотность пластовой нефти, кг/м3.

В газонефтяных или газовых скважинах, нижний участок ко-

к

^Плотности газа месторожде-

Г43овЫх; 2 — газоконденсатных

ЧесКой^’^’ Зависимость крити — — ТемпеРатУРы от относи — Плотности газа место-

аэ°вых; 2 — газоконденсатных

Зависимость критиче — Давления от относитель-

РАСЧЕТ колонн ОБСАДНЫХ И НАСОСНО-КОМПРЕССОРНЫХ ТРУБ

Относитгльная плотность газа па Воздуху р0Т

 

о_

сз

I

I

С*

1

Со

I

&

<11

‘ё

оэ

<§-

 

РАСЧЕТ колонн ОБСАДНЫХ И НАСОСНО-КОМПРЕССОРНЫХ ТРУБ

Относительная плотность газа по воздуху />0 г

 

РАСЧЕТ колонн ОБСАДНЫХ И НАСОСНО-КОМПРЕССОРНЫХ ТРУБ

Наружный

Наименьшее

Наружный

Наименьше«;

диаметр

давление

диаметр

давление

колонны, мм

опрессовки, МПа

колонны, мм

опрессовки, МПа

426-377

5

168

9

351-273

6

146-140

10

245-219

7

127-114

12

194-178

7,5

торых заполнен жидкостью, а верхний газом, ру определяется выражения 113

Рпл РжШ^ПЛ -^0

Ру ~ ехр[10->ол-(Я — z)]‘ U°-38)

Наибольшее избыточное внутреннее давление в нецементи — руемом участке (z < К) при проверке герметичности КОЛОННЫ опрессовкой за один прием

(10.39)

(10.40)

(10.41)

Подпись: (10.39) (10.40) (10.41) Ри. в Роп (рп pon’jff’^’l

а в цементируемом участке (h < z < zc

. Ри. в.6 Рн. в h / 1

Рн. В — Ри. в k “Ь ^ (-^ к)’

Против пластов с АВПД

Ри. в Роп “Ь роп9Z Рпл1

у башмака обсадной колонны (z — zQ)

Рн. в.6 {Роп [(Рц. р Pon)zc (Рц. р Рп )^’] ( 1 ^)i (10.42)

где рилз h — избыточное внутреннее давление на глубине z — k, вычисляемое по формуле (10.39).

После расчетов по приведенным формулам строятся соответ­ствующие эпюры. Затем выбирается коэффициент запаса проч­ности (КЗП) на смятие для участка колонны в пределах эксплу­атационного объекта ксм = 1 — f 1,3 (зависит от устойчивости коллектора), для остальной части колонны ксм = 1, если осевые напряжения растяжения az не превышают 0, 5сгт, и /ссы = 1^’ если az > 0,5сгт.

Поскольку избыточное наружное давление уменьшается °т забоя к устью скважины, в формулу (10.16) подставляют избы­точное давление р’ин у башмака колонны, находят по ней нео ходимую прочностную характеристику р’ труб на смятие Д — первой снизу секции колонны и по приведенным в данной гла0^ таблицам выбирают группу прочности и толщину стснок трУ данного диаметра, критическое давление для которых не мень расчетного р’ .

По тем же таблицам выбираются трубы с несколько ме11^0 шим значением критического давления р"р < р’кр, после чего
ой выполняется условие прочности (10.16) для таких труб, указанную глубину можно определить по формуле

(РкрД’сМ _ Ри Н л)(Лс — (Ри. н.б — Ри. н й)^’

^2 /Лгн. б “ Ри. н Ь

0ЛЙ если 22 < /г, по формуле

^ (РкР/к™ ~ Р*9Н) ^ (10.44)

?2 (Рб. р — Рж)Я

Дрочностна. я характеристика на разрыв р’6 для труб нижней секДИи находится по справочнику [11]. Избыточное внутреннее давление определяется по эпюре на глубине г2. После этого про­веряется выполнение условия прочности (10.17). Для труб диа­метром 219 мм и менее КЗП принимают квн = 1,15, а для труб большего диаметра квн = 1, 52. В случае выполнения этого усло­вия вычисляется высота первой секции колонны

= гс ~ г2 ■ (10.45)

Далее вычисляется вес первой секции колонны Gi в воздухе и отношение Ог/стх в нижнем сечении второй секции с учетом

<г,= —. (10.46)

5*+1

Если ст. /сгт ^ 0,5, то по таблицам находят страгивающую на­грузку для труб первой секции (если резьба треугольного профи­ля), или допустимую растягивающую нагрузку [Р]р (если резьба трапецеидальная); проверяется выполнение условия (10.4).

Если условие прочности (10.4) выполняется, то аналогично выбирают трубы для следующих, вышерасположенных, секций, рассчитывают высоту /г,- = г, — гг+1 и вес каждой секции.

Если в нижнем сечении очередной (г’-И)-й секции иг/ит > 0,5, 10 уточняют допустимую глубину спуска ее по эпюре избы­точных наружных давлений или соответствующей из формул 1Ю.43)—(10.44), приняв ксм = 1,1, высоту и вес г-й секции.

Если в верхнем сечении г-й секции условие прочности на раз — РИВ (10.17) не соблюдается, то уменьшают длину этой секции.

этой целью по эпюре избыточных внутренних давлений на — ОДят глубину на которой выполняется условие (10.17). В ^УЧае, если герметичность колонны проверяется опрессовкой,

ГлУбину можно рассчитать также по формуле

^ ^и-в Рн-В-6 ^ Рб?(^с к)! квн (10 47)

Ри. в Н Ри в-б

НаКл°иных скважина. х длнны секций рассчитывают с учетом профиля

а*ины

_ Роп РБг/^’ьи

(р5. р — Роп)^ ^^-48)

Секции, расположенные выше глубины составляются более прочных труб. Высота г-й секции

/г,- = — г{. (10.49)

Установив вес секции, проверяют, выполняется ЛИ усдовд прочности (10.4). е

Если условие (10.4) выполняется, то выбираются трубы с не СКОЛЬКО большей прочностью на разрыв РБ(г + 1) > РБг — По ЭЩ0ре избыточных внутренних давлений ИЛИ ПО соответствующей Из формул (10.47)-(10.48) находят глубину, на которой соблюдает­ся условие (10.17) для труб новой (г + 1)-й секции. Вычисляется длина секции и проверяется, соблюдается ли в верхнем сечении ее условие (10.4). При невыполнении условия (10.4) в верхнем сечении очередной к-й секции уточняют допустимую длину ее по формуле

[Р]р к — Е ЧгЬд

к = ————- ———- , (10..50)

ЧкЯ

где — приведенная масса рассматриваемой секции., кг/м; [Р] А. — допустимая осевая растягивающая нагрузка, для труб этой секции, Н.

По таблицам настоящей главы для следующей (к + 1)-й сек­ции выбираются трубы с еще большей прочностью на растяже­ние. Длины (/с + 1)-й и последующих вышерасположенных секции рассчитывают по формуле

/ = ~ к (10.51)

к+1 Ч(к+1)9

Трубы для секций, перекрывающих интервалы зон АВПД| склонные к выпучиванию (высота интервала на 50-100 м боль­ше толщины опасной зоны), где избыточное наружное давление, рассчитанное по соответствующей из формул (10.25)-(Ю-^: больше избыточного давления, вычисленного по соотношению

(10.21) , выбирают по наибольшему избыточному наружному #а вленню.

Пример 10.2. Рассчитать эксплуатационную колонну Я1 метром 168 мм, спущенной в газовую скважину на глу® ■ 2700 м для следующих условий: интервал 2400-2700 м; П‘ стовое давление в нем у подошвы в период ввода с. кваЖИнь1

дяуатацшо 32 МПа, а при окончании эксплуатации 1 МПа; $с сятельная плотность газа по воздуху р0>г = 0. 6, коэффици — сжимаемости газа /Зс — 0,8; температура на забое скважины ^«эксплуатации ~93°С, а устья 50°С; продуктивный коллек — $ сдабо устойчив, а выше газоносного объекта нет проница- горизонтов с АВПД; эксплуатационная колонна зацемен — 6 пована до устья; плотность бурового раствора в скважине в ‘ дЯе цементирования 1500 кг/м3; плотность цементного раство — К ^850 кг/м3; после ОЗЦ колонна должна быть опрессована в

оДйЯ пРИеМ‘ „

решение. Находим избыточные наружные давления на за­ключительной стадии эксплуатации скважины.

Поскольку колонна зацементирована по всей длине у устья,

^"при г = 2700 м и к = 0,25 по формуле (10.24) р„н. б = (1850-2700-9,81 • 10~6 — 1)(1 — 0,25) = 36 МПа.

На глубине г = 2400 м по формуле (10.21)

2400

„.„ = 36— = 32 МПа.

Для определения избыточных внутренних давлений в пери­од проверки герметичности колонны опрессовкой по формуле (10.31) вычислим наибольшее избыточное давление у устья в начальный период эксплуатации

0,034-0,6(0- 2700) п„*,тт ру = 32ехр по I сп = 27 МПа.

0,8 Г273 + —

Давление у устья при опрессовке колонны по формуле (10.30)

2>о„ = 1,1 -27 = 29,7 МПа.

Избыточное внутреннее давление на глубине г — 2700 м по Уравнению (10.42)

= (29, 7 — (1850 — 1000)2700-9, 81 • 10“6)(1 — 0,25) — 5,4 МПа.

Строятся эпюры избыточных наружных (рис. 10.4) и вну — тРеНних (рис. 10.5) давлений.

“^обходимая прочность труб на разрыв в устьевом сечении 0 Формуле (10.17)

^ 1,15-29,7 = 34 МПа

^ ^Шмака колонны

РАСЧЕТ колонн ОБСАДНЫХ И НАСОСНО-КОМПРЕССОРНЫХ ТРУБ

Рис. 10.4. Эпюра избыточных наружных давлений на эксплу­атационную колонну к примеру 10.2

Рис. 10.5. Эпюры избыточных внутренних давлений (1) на экс­плуатационную колонну и необ­ходимых значений рв(2) к при­меру 10.2

Подпись:После чего строится эпюра рБ = /(2) (см. рис. 10.5, кривая 2) и выбираются трубы для эксплуатационной колонны.

Во избежание смятия нижнюю секцию необходимо составить из труб, критическое давление которых по формуле (10.16) при Асм=‘1,3

Ркр > 1,3-36 = 46,8 МПа.

Эту секцию можно составить из труб, критическое давление которых ркр = 50,9 МПа (см. табл. 10.13) и рБ = 61,6 МПа. Длина нижней секции, перекрывающей продуктивный пласт,

к, = 2700 — 2400 = 300 м.

Вес нижней секции (д = 46,5 кг/м по табл. 10.2)

С?! = 46,5-300-9,81 = 139 кН.

Во избежание смятия для второй снизу секции необход* мы трубы, для которых по формуле (10.16) при кем = (см. рис. 10.4)

рКр = 1,0-32 = 32 МПа.

Эта секция составляется из труб группы прочности Л!1С

С11ЛЯ Б С. толщиной стенок 6 — 10, 6 мм, для которых

Я0’4,. 32,9 МПа и рБ = 41,1 МПа.

^Третью секцию составим из труб группы прочности Д ис — иения Бей = 8,9 мм, для которых ркр = ‘24,6 МПа и 110 ® 34,5 МПа.

^Допустимая глубина спуска, этой секции по уравнению (10.43)

/ 24,6 — 2700/36 = 1807 м. й — ’

Длина второй секции

^ 2400-1807 = 593 м,

а ее вес

д2 = 42,1-593-9,81 = 244,6 кН.

: Четвертая секция составляется из труб того же качества с 6 = 7 3 мм, для которых ркр = 16,4 МПа, а рБ = 28,2 МПа. Допустимая глубина спуска этой секции

*< 16,4-2700/36 = 1230 м.

Длина третьей секции

Л3 = 1807-1230 = 577 м,

а ее вес

(?3 = 36,0-577-9,81 = 203,6 кН.

В нижнем сечении четвертой секции напряжение осевого ра­стяжения

(139 + 244,5+ 203, 6)103

а, =

Подпись: а, == 159,2 МПа.

4

Подпись: 4(О,1683 — 0,1573 )

Поскольку <тг/(Гт = 159,2/373 = 0,42 < 0,5, то КЗП на смятие Достаточен.

Трубы группы прочности Д с 6 = 7,3 мм с рБ = 28,2 МПа ДМ комплектации устьевого участка не подходят (см. рис. 10.5, кривую 2), так как не будет выполнено условие (10.17).

Глубина верхнего сечения четвертой секции по формуле (Ю.47)

> 29, 7 • 2700 — (28, 2/1,15)2700 _

■" ~ 29,7-5,4 “

Длина четвертой секции ^ = 2700-(300+593+577)-575 = 655 м.

Вес четвертой секции = 29,9-655-9,81 = 192 кН.

Если четвертую секцию составить из труб С короткой реч треугольного профиля (с Рстр = 833 кН), ТО условие проча не выполняется, поскольку °СтК

139+244,6+203,6+192 = 779,2 кН < 833/1,15 = 724,3 кН.

Допустимая длина четвертой секции по формуле (10.50)

, _ [724,3 -(139 + 244,6 + 203, 6)]103 ,„о

1л ———————————————————————————————————————- — 40о М.

29,9-9,81

Вес этой секции 6*4 = 29,9-468-9,81 = 137 кИ.

Для пятой секции примем трубы того же качества с толщиной стенок 8,9 мм (Рстр = 1058 кН). Тогда допустимая длина этой секции по формуле (10.51)

(920 — 724,3)103

ц = ———————- :—— = >55 м,

36-9,81

где [р]р.5 = 1058/1,15 = 920 кН.

Длина пятой секции

/5 = 3230-468 = 762 м.

Вес этой секции С5 = 36,0-762-9,81 = 269 кН.

Полный вес эксплуатационной колонны в воздухе Ск = 139+244,6+203,6+137+269 = 993,2 кН.

Промежуточные колонны и кондукторы рассчитывают­ся по аналогичной методике Особенность расчета укачанных ко­лонн — лишь оценка внутренних давлений и выбор К’ЗП.

Избыточное наружное давление в случае, если при углу­блении скважины ниже башмака промежуточной колонны воз­можно поглощение, вычисляют по формулам (10.20)—(10.22), подставляя вместо плотности рж плотность бурового раствора Ро. р, который предполагается применять при углублении сква­жины, вместо глубины гс — глубину спуска промежуточной ко­лонны 2пр, а вместо Н — ожидаемую наибольшую 1лубшгу 510 нижения уровня бурового раствора при углублении скважякьг — Допускается [23] для первых трех разведочных скважин прин*1 мать Н = (0,3 + 0,4)лпр.

В случае возможных газонефтепроявлеиий при далънеиш углублении скважины при открытом устье в формулы (Ю-^ ‘

(10.22) подставляют Н = 0, а вместо рж — возможную на^_ меньшую среднюю плотность жидкости при проявлении. ^оП^гЬ кается [23] для первых трех разведочных скважин приним3

^ 0,6/9б. р (гДе Рб. р — плотность бурового раствора, которым ^длсна быть заполнена скважина перед началом проявления). № открытом (фонтанировании газовых скважин проверочный счет ведется по формулам (10.21), (10.23) и (10.24) с подста­вой вместо рв м величины рп м:

^ = рп. мд2, (10.52)

де Рп м — наименьшая возможная плотность жидкости в колон­ке при проявлении, кг/м3.

В формулы (10.20)—(10.22) вместо рж подставляют плотность более легкой жидкости и принимают Я = 0, если для провер­ки герметичности промежуточной колонны опрессовкой или для дальнейшего углубления скважины при отсутствии опасности поглощения предполагают использовать жидкость с меньшей плотностью, чем та, которой промежуточная колонна заполне­на в конце цементирования.

Если избыточное наружное давление, вычисленное по форму­лам (10.20)—(10.24), больше величины, рассчитанной с учетом давления столба бурового раствора за промежуточной колонной, то избыточное наружное давление вычисляется по формуле

Ри. а = Рб. рд2 ~ Рв. м■ (10.оЗ)

Наибольшее внутреннее давление в промежуточной ко­лонне возникает в случае закрытия устья при нефтегазопроявле — ниях, выбросах, в период дальнейшего углубления скважины или при использовании в этот период бурового раствора с боль­шей плотностью, чем тот, которым была заполнена рассматри­ваемая колонна в конце цементирования.

При проверке герметичности колонны за один прием расчет ведется по формулам (10.39)—(10.42). Если при дальнейшем углу­блении скважины газонефтепроявления не ожидаются, то роп бе­рется из табл. 10.15 либо вычисляется по формуле (10.48).

Избыточное внутреннее давление в промежуточной колонне 8 том случае, если при бурении под следующую колонну дол­жен применяться буровой раствор с большей плотностью (газо — Иефтепроявления при этом невозможны), находят по следующим Формулам:

рв’в = (ру. б.р — Рб. р)дг] (10.54)

в Цементируемом участке у башмака колонны р»в. б = [(рц р — р6 р)}г — (рц. р — Ру. б,р)гПр]д(1 — к), (10.55)

-•пр

Подпись: -•прв интервале /і < г <

= *» I Ри-В-б Р\.ъ К ( ^ ^

Ри. в А + ———— ——— 7———— — П), (10.00)

~пр ”

ру. б.р — плотность утяжеленного бурового раствора, кг/м3.

На. участках наибольшего возможного износа цр0 ной колонны (при продолжительной работе бурильной к ней) толщину стенок обсадных труб рекомендуется увел^^а на 10-20 % по сравнению с толщиной, полученной при Ч1,Ва*ь

Верхний и нижний участки промежуточных колонн наС,{еТе’ 100-150 м каждый составляются из труб с толщиной сте 10 мм, а устьевой участок длиной 20 м — из труб с максим^ ^ ^ толщиной стенок. Льаой

Пример 10.3 [23]. Рассчитать промежуточную ко спускаемую на глубину 2400 м в нефтяную скважину с ^ ектной глубиной 3000 м, для следующих условий: нару*^ диаметр промежуточной колонны 299 мм; высота подъема ментного раствора плотностью 1800 кг/м3 — до устья; в инт!^ вале 1800-1850 м залегают породы, склонные к вспучиванию в интервале 2300-2350 — проницаемые песчаники с Пластовым давлением 34 МПа; выше — пластовые давления гидростатиче­ские; объемная плотность толщи пород до глубины 2400 м равна 2100 кг/м3; герметичность промежуточной колонны предпола­гается проверить опрессовкой буровым раствором плотностью 1500 кг/м3; пластовое давление на проектной глубине 3000 м равно 50 МПа; в процессе вскрытия нефтяной залежи возможно нефтегазопроявление с глубины 3000 м с понижением плотности бурового раствора в скважине от 1700 до 1000 кг/м3.

Решение. Избыточные наружные давления на рассматри­ваемую колонну в случае нефтегазопроявления при открытом устье скважины по формуле (10.20) при 2 = 0, Я = 0, рк.„ = 0.

На глубине г = 2400 м по формуле (10.22) при рж = 1000 кг/м3, /г = 0 и к = 0,35

Ри. н.б = (1800-1000)2400-9,8(1-0,35) = 12,2 МПа..

На глубине г = 1775 м близ кровли породы, склонной к вы­пучиванию, по формуле (10.25)

ри. н = (2100-1000)1775-9,8 = 19,1 МПа.

На глубине г = 1875 м ниже подошвы той же породы ри, н = (2100-1000)1875-9,8 = 20,2 МПа.

а я П Д ^

На глубине г — 2400 м ниже подошвы породы с ао формуле (10.27)

Ри„ = 34-1000-9,8-2400-10-“6 = 10,5 МПа. ^

По наименьшим значениям р„ „ строим эпюру избыто наружных давлений (рис. 10.6, а).

РАСЧЕТ колонн ОБСАДНЫХ И НАСОСНО-КОМПРЕССОРНЫХ ТРУБ

Рис. 10.6. Эпюры избыточных наружных (а) и внутренних (б) да — ийний на промежуточную колонну (к примеру 10.3)

Избыточные внутренние давления в колонне в период опрес­совки ее за один прием:

Иаиболыпее давление на устье колонны в случае закрытия чвдеятора после начала пефтегазопроявления

50-1000-9,8-3000-Ю-6 = 20,6 МПа;

Давление у устья при опрессовке колонны

!Ц = 1,1-20,6 = 22,7 МПа;

избыточное давление у башмака колонны по формуле (10.42)

*« = [22,7—(1800—1500)2400-9,8-10—6]( 1— 0,35) = 10,2 МПа.

По Полученным значениям строится эпюра избыточных вну — ^8нах давлений (рис. 10.6, б).

^большее избыточное наружное давление на первую снизу А..„ = 12,2 МПа (см. рис. 10.6, а). Так как ксм = 1, со — ЛяеМ эту секцию из труб группы прочности Д исполнения ^ ЛР^Щиной стенок 12,4 мм, для которых ркр = 15 МПа, — На. В нижнем сечении по формуле (10.16)

Вторую секцию составим из труб того же качества щиной стенок 11,1 мм, для которых ркр = 11,65 МПа и Т°4′ 24 МПа. %

На ось абсцисс наносится ркр = 1.1,65 МПа, опускается по дикуляр до пересечения с эпюрой давлений и находится Доцу^’

Ю.6.

Подпись: Ю.6.мая глубина спуска труб этой секции г2 = 2290 м (см. рцс”

а

Длина первой секции ^ — 2400-2290 = 110 м

= 89,9-110-9,8 = 97 кН. ’ Вес

Для третьей секции в интервале 1775-1875 м необходимы т бы с ркр = 20,2 МПа (см. рис. 10.6, а). Составим ее из труб груЦ’ пы прочности Д с. толщиной стенок 14,8 мм, для которых р ^

21,4 МПа. Длина второй секции /2 = 2290-1875 = 415 м, (?Р ^ 80,6-9,8-415 = 328 кН; длина третьей секции /3 = 18 75—1775 ~ 100 м, (73 = 105,8-9,8-100 = 104 кН.

Четвертую секцию составим из труб с толщиной стенок

11.1 мм того же качества, для которых ркр = 10,4 МПа, рБ —

24.2 МПа.

Для труб этой секции на глубине г = 1775 м значение КЗП на смятие ксм = 10,4/9,0 = 1,15 вполне достаточно.

Проверим, можно ли пятую секцию составить из труб с тол­щиной стенок 9,5 мм того же качества, для которых ркр = 7,95 МПа, рБ = 20,7 МПа.

Допустимая глубина спуска таких труб с учетом сопротив­ляемости смятию гь = 1560 м (см. рис. 10.6, а). При къп = 1,52 до­пустимое избыточное внутреннее давление рв/квн = 20,7/1,52 = 13,6 МПа.

Это значение наносится на ось абсцисс, опускается перпен­дикуляр до пересечения с эпюрой давлений. Отсюда видно, что верхнее сечение пятой секции должно быть расположено не вы­ше глубины гб = 1740 м (см. рис. 10.6, б). Так как г6 > т° для пятой секции требуются трубы с большей прочностью на разрыв.

Для труб четвертой секции РбД’вн = 24,2/1,52 = 15,9 М а’ поэтому минимально допустимая глубина, ее верхнего сеченя* = = 1300 м (см. рис. 10.6, б). .г-х

Длина секции /4 = 1775-1300 = 475 м, откуда Ол = 80,6-9,8′

= 375 кН — йой

Пятая секция составляется из труб с короткой треуго-1

резьбой с толщиной с. тенок 12,4 мм того же качества, для

рых рв = 27 МПа, Рстр = 2548 кН. че.

Поскольку рв/квн = 27/1,52 = 17,8 МПа, верхнее ^

ние пятой секции должно находиться на глубине ~с =

10.6, б). Длина секции /5 = 1300-950 —- 350 м, (75

. рис- 9,8-350 = 308 кН.

Подпись: . рис- 9,8-350 = 308 кН.1уСтимая растягивающая нагрузка для этих труб при &стр

0 [сМ — табл. 10.12 и формулу (10.5)]

* ’ 2548/1,6 = 1592 кН.

условие прочности (10.4) в верхнем сечении секции соблюда — бТСЯ*

1д. = 97+328+104+375+308 = 1212 кН<1592 кН.

г1

Шестую секцию составим из труб группы прочности К испол — Б с толщиной стенок 12,4 мм, для которых рБ — 35,5 МПа,

р = 3360 кН и [Р]р = 2100 кН. Так как рв/квн = 35,5/1,52 — 23 3 МПа больше роп = 22,7 МПа, опасности разрыва таких труб дай действием избыточного внутреннего давления нет, даже если ями укомплектовать колонну до устья.

Допустимая длина шестой секции с точки зрения прочности яа растяжение [см. формулу (10.50)]

(2100 — 1212)103

!6<

Подпись: !6<= 1008 м.

89,9-9,8

Самый верхний участок колонны длиной 17 = 20 м, кото­рый при дальнейшем углублении скважины может изнашивать­ся наиболее значительно, составим из труб с максимальной тол­щиной стенок 14,8 мм по ГОСТ 632 — 80.

Длина шестой секции

1б = 2400—(110+415+100+475+350+20) = 930 м.

Результаты расчета приведены в табл. 10.16.

Расчет хвостовиков (потайных колонн) можно найти в рабо­тах [23, 27].

На работу обсадной колонны в процессе освоения и эксплуа­тации в значительной степени влияет усилие, с которым бы — ва втянута колонна при обвязке устья скважины. При

Таблица 10.16

Интервал глубин, м

Длина секции, м

Г руппа прочности

Толщина стенок, мм

Вес, кН

2400-2290

110

д

12,4

97

2290-1875

415

д

11,1

328

1875-1775

100

д

14,8

104

1775-1300

475

д

11,1

375

1300-950

350

д

12.4

308

950-20

930

к

12,4

820

20-0

20

к

14,8

21

2400

2053

Номер

секции

1

2

3

4

5

3 7

ЭТОМ дополнительные усилия, возникающие вследствие Изи ния температуры и давления в колонне, не должны прцВо е11е — к искривлению колонны из-за потери устойчивости. В ЭТомД^ чае расчет обсадной колонны выполняется в два этапа Г’271С’иГ’ первом этапе расчет ведется по изложенной выше методик на втором — определяется усилие натяжения, необходимое ’ 4 удовлетворительной работы колонны. В противном случае ц^.я ХОДИМО применить более прочные трубы либо уменьшить Соб ственный вес незацементированного участка колонны, увелнч высоту столба цементного раствора.

Усилие натяжения для зацементированной обсадной колоц НЫ, жестко закрепленной у устья И подверженной В Процессе эксплуатации изменению температуры и давления, находят ц3 условий

Рп ‘И (10.57)

Р» > С + Р< + ^(1-2М)(М2-Рн^2)Ю-3- 1,2^(1-м)/(£_

£/27в)10“3. (10.58)

Большее значение Рн принимается за усилие натяжения. В выражении (10.58) О — вес свободной части колонны, кН; Pt — осевая нагрузка, возникающая вследствие температурных изме­нений, кН; рв, рн — внутреннее и наружное устьевые давления в колонне и за колонной при эксплуатации, Па; I — длина, свобод­ной части колонны, м; £>, (1 — наружный и внутренний диаметры колонны, м; 7„, — ув — удельный вес жидкости соответственно за колонной и внутри колонны в процессе эксплуатации, Н/м3;

Рг = аЕБАПО-3, (10.59)

где а — коэффициент линейного расширения материала труб; Б — площадь сечения трубы, м2; Дг — средняя температура нагрева колонны, °С.

Среднюю температуру нагрева (или охлаждения) прибли­женно можно определить из зависимости (рис, 10.7)

Д* = [(*3-М + (*4-<2)]/2, (Ю’59а)

где tl: t2—— температуры КОЛОННЫ ПО геотермическому ГраДИеН’

ту; ^4 — температуры жидкости за колонной (при отсутстви данных принимаются по температуре жидкости в колонне)- В нормальных условиях рн = 0, ц = 0,3. Тогда усилие на? жения определится из условий

рп > О;

Рн > С + о£5ДШ~3 + 0,31;М2ПГ3- (10’6

-0,655/(£27н — ^27в)10-3.

Обсадная колонна, работающая в процессе освоения и эксплу — щи, будет удовлетворять требованиям прочности при соблю-

V следующего условия:

R + ‘г i’i

н?, < т. (ю-61)

и

eGo~~ вес колонны 0Т устья до рассматриваемого сечения, кН; [pi допускаемая осевая нагрузка, кН; Рр — осевая растягиваю — ая нагрузка, возникающая в колонне в результате воздействия ^утреннего и внешнего избыточных давлений у устья в процес­се эксплуатации, кН;

p ^*ti{pBd2 — pHD2)lO~3 = 0,47(pBd2 — pHD2)10-3; (10.62)

‘ p 4

p — осевая нагрузка, возникающая в колонне в результате воздействия внешнего и внутреннего гидростатических давле­ний жидкости при эксплуатации:

= jpl(D2Aj„ — d2A1 в)10-3 =

= 0,235l(D2Aytl — гі2Д7в)10-3; (10.63)

АТн = 7н — 7н і ^7в — 7в — 7в >

где 7°, 7° — удельный вес жидкости в скважине после спуска и цементирования колонны соответственно.

Поскольку обсадная колонна состоит из отдельных секций, различающихся толщиной стенки труб, средневзвешенное зна­чение площади сечения тела труб

s=S1h + S2ln + … (10 64)

Il + <?2

где Si, S2 — площади сечения труб каждой секции: 12 —

Длины секций.

В случае, когда условия работы колонны не известны, а также при отсутствии внутреннего избыточного давления и нагрева Колонны, натяжение колонны находят из выражения Ри = G. Условие прочности Рн < [Р].

Для обеспечения прочности обсадной колонны при освоении (нагнетании внутрь колонны жидкости, имеющей низкую тем — Яературу, что может привести к охлаждению колонны и, как ^ВДствие, к дополнительным растягивающим напряжениям) не — х°димо выдержать условие

P*"Pt + Рр — Р7 < [Р], (10.65)

fin Ру определяются из выражений (10.59), (10.62).

U.63) применительно к процессу освоения.

Пример 10.4 [27]. Определить натяжение обсадной к0 ны в фонтанирующей скважине при следующих условиях — 0lt’ бина скважины L = 3500 м; высота подъема цементного rJI^’ твора h = 700 м; удельный вес жидкости 7н = 1,4-Ю4 7в = 0,9-104 Н/м3; температура на забое t0 = 90°С; темц ’ тура жидкости i3 = 60°С; внутреннее устьевое давление «

20 МПа; удельный вес раствора в скважине после спуска коп ‘ ны 7 = 1,4- 104 Н/м3. Н’

Обсадная колонна состоит из четырех секций, трубы из ста ли группы прочности К и Е (табл. 10.17). Натяжение Колоннь производят после разгрузки на забой.

Решение. Натяжение Рн определим из выражения (10.58) Предварительно найдем среднюю площадь сечения труб $ и среднюю температуру нагрева колонны At. Из выражения (10.64)

„ 650-54,2+ 1350-45+ 800-49,6 ,

Ь = ———— 1————————————— = 49,5 см.

650 + 1350 + 800

Средний внутренний диаметр d, соответствующий площади

49,5 см2, равен 14,8 см. Среднюю температуру нагрева колонны определим по рис. 10.7.

Примем

= 15°С;

= + (to

2800

= 75 °C;

h)

3500

= 84 °C;

30 3-500

= 27 °C

At

— t3 + (to — 1з)~£ — 60 +

(60 — 15) + (84 — 75)

= 15 + (90 — 15) 2800

РАСЧЕТ колонн ОБСАДНЫХ И НАСОСНО-КОМПРЕССОРНЫХ ТРУБ

10.17

Подпись: 10.17Определим величины, входящие в формулу (10.60): G = д J2 Ф = 9> 8 • 109,3 • Ю3 = 1070 кН,

Таблица

Номер

секции

Подпись: Номер секции

Диаметр трубы и толщина стенки, мм

Длина сек­ции (, м

Страгиваю­щая нагруз­ка, кН

Масса 1 м труб q, кг

Масса сек­ций, т

30,5

32.0

49.0 28,3

 

168×11

168×10

 

700

800

1350

650

 

1900

1700

1600

1900

 

43.5

39,9

36,2

43.5

 

Примечание. Счет секций ведется снизу вверх.

>ажине

РАСЧЕТ колонн ОБСАДНЫХ И НАСОСНО-КОМПРЕССОРНЫХ ТРУБ

ріс.

Подпись: ріс.где 28,3+49,0+32,0 = 109,3 т;

Pi = 12 ■ 10~6 • 2 • 1011 • 49,5 ■ 27 ■ 10~7 = 320 кН;

0,31 -10-3 — рв£ = 0, 31 • 10~3 • 20 ■ 10е • 14,82 • 10-4 = 135 кН; 0,655!(П27и — (12уа)1.0~3 = 0,655 ■ 2800(16,82 — 1,4 — 14, 82 X

О,9)10~3 = 363 кН.

Подставив полученные значения в выражение (10.60), полу­чим Рн = 1070+320+135-363 = 1160 кН, что больше С. Следо­вательно, Рн = 1160 Н.

Проверим прочность колонны, натянутой с усилием Рн в про­цессе эксплуатации.

Для верхнего сечения трубы, расположенной у устья (четвер­тая секция), прочность определим из выражения (10.61). Расчет Производится без учета влияния Р( при (?0 = 0.

Из первого условия

К + Рр-Ру — 1160 + о, 47 • 10“3 • 20 • 10е ■ 14,82 • 10~4 — 0, 235 X

0 • 14) 82 — о, 5 ■ 10_3 = 1294 кН.

Тогда КЗП, с учетом [Р] = Рстр/к,

к ^ _

Что ~ ~

° Достаточно.

стр

РАСЧЕТ колонн ОБСАДНЫХ И НАСОСНО-КОМПРЕССОРНЫХ ТРУБ

1900

1294

 

Из второго условия к — Рстр/Рн — 1,65.

Проверим условие прочности ДЛЯ верхней трубы Третьей ции. Коэффициент запаса прочности из первого условия °ек’ р

£ _ ____________ стр_____________ .

— рн — р. + Рр — р,’

Ра — д14д4 = 283 кН.

Из предыдущих вычислений Рр = 206 кН; Р7 = 74 кН;

1600

к =————————————- =1,58.

1160 — 283 + 206- 74

Для жестко закрепленной на устье колонны, натяжение ко — торой превышает вес свободной (незацементированной) части (Рн >(?), допускаемое устьевое давление (Па) при освоении ремонтных работах и гидроразрыве находят из выражений

[Р]-Рн + Р0 + Рг + Р7_

Ру ~ 0,47-10“3Л2 ’ ^ 6)

Ру < у — + (7н — 7вК, (10.67)

где 7Н — удельный вес бурового раствора за колонной, Н/м3; 7в — удельный вес жидкости в колонне в процессе проведения указанных выше работ, Н/м3; Р4 и Р7 определяют из приведен­ных выше выражений; I — расстояние от устья до рассматри­ваемого сечения.

Сварные обсадные колонны рассчитывают на проч­ность с учетом воздействия на нее растягивающих нагрузок, наружного и внутреннего давлений.

Прочность сварного шва на растяжение проверяют по фор­муле

Л = 0,9 • Ю3,?!^, (10.68)

где Рг — допускаемая растягивающая нагрузка, кН; 5] — яа11′ меньшая площадь сечения по сварному шву, м2; ав — временДОе сопротивление материала труб, МПа.

Коэффициент запаса прочности сварного шва

К =к^-, (Ю-б9)

(7 т

где к — КЗП для тела трубы.

Значения КЗП для труб из углеродистой стали группы пр°

ности Д приведены в табл. 10.18.

ДиаМСП’

£олоннЬІ-

мм

Глубина

спуска,

м

к

К

Диаметр

колонны,

мм

Г лубина спуска, м

к

К

<1500

1,3

2,2

<1500

1,45

2,5

<219

>219

>1500

1,45

2,5

>1500

1,6

2,75

Дрочность на растяжение (кН) в сечении трубы, ослабленном проточкой под шарнирный хомут, проверяется по формуле

Р2 = 0,95-10352у; (10.70)

где — площадь сечения по проточке, м2.

На внутреннее давление (МПа) обсадная колонна рассчиты­вается по формуле 2ёат

рв = 0,875^, (10.71)

где &2 — КЗП, равный 1,15-1,52.

Сортамент насосно-компрессорных труб (НКТ), предна­значенных для освоения, испытания и эксплуатации нефтяных и газовых скважин, подвешиваемых в арматуре устья скважины, приведен в табл. 10.19.

Таблица 10.19

Сортамент труб

Условный Диаметр ‘Тубы, мм

Толщина стенки, мм

Тип трубы

Г ладкая

С высажен­ными наружу концами В

Г ладкая вы­сокогерме­тичная II КМ

Бсзмуфтовая с высажен­ными наружу концами ИКБ

27

3,0

ДКЕ

33

3,5

ДКЕ

ДКЕ

47

3,5

ДКЕ

ДКЕ

48

4,0

ДКЕ

ДКЕ

60

5,0

ДКЕ

ДКЕЛМР

ДКЕЛМР

ДКЕЛМР

73

5,5

ДКЕЛМР

ДКЕЛМР

ДКЕЛМР

ДКЕЛМР

______

7,0

ДКЕЛМР

ДКЕЛМР

ДКЕЛМР

ДКЕЛМР

•89

6,5

ДКЕЛМР

ДКЕЛМР

ДКЕЛМР

ДКЕЛМР

_______

8,0

ДКЕЛМР

ДКЕЛМР

ДКЕЛМР

102

6,5

ДКЕЛМР

ДКЕЛМР

ДКЕЛМР

ДКЕЛМР

1^_114

7.0

ДКЕЛМР

ДКЕЛМР

ДКЕЛМР

ДКЕЛМР

Размеры и масса НКТ гладких, с высаженными

НаРУ&

концами, и гладких высокогерметичных НКМ приведем ^ табл. 10.20 и 10.21. Размеры безмуфтовых труб с высажендь а наружу концами НКБ приведены в табл. 10.22. Трубы и ^ ты изготовляются из стали одной и той же группы прочно (табл. 10.23). 0X11

Колонна НКТ может быть одноступенчатой, состоящей труб одного диаметра, и многоступенчатой, состоящей из труд нескольких диаметров. Каждая ступень может включать не сколько секций.

Размеры (мм) и масса (кг) гладких труб и муфт к ним

Подпись: Размеры (мм) и масса (кг) гладких труб и муфт к нимДиаметр муфты и длину колонны НКТ определяют из усл вий эксплуатации.

Условный

диаметр

трубы

Труба

Муфта

Наруж­ный диа­метр Д

Толщина стенки b

Внутрен­ний диа­метр d

Масса 1м

Наруж­ный диа­метр Du

Длина

-^м

Масса,

Гладкие трубы

33

33,4

3.5

26,4

2,6

42,2

84

0,4

42

42,2

3.5

35,2

3,3

52,2

90

0,6

48

48,3

4,0

40,3

4,4

55,9

96

0,5

60

60,3

5,0

50,3

6,8

73,0

110

1,3

73

73,0

5,5

62,0

9,2

88,9

1.32

2,4

7,0

59,0

11,4.

89

88,9

6,5

75,9

13,2

108,0

146

3,6

102

101.6

6,5

83,6

15,2

120,6

150

4,5

114

114,3

7,0

100,3

18,5

132,1

156

5,1

Гладкие высокогерметичные трубы НКМ

60

60,3

5,0

50,3

6.8

73,0

135

1.8

73

7.3,0

5,5

62,0

9,2

88,9

135

2,5

7,0

59,0

11,4

89

88.9

6,5

75,9

13,2

108,0

155

8,0

72,9

16,0

102

101,6

88,6

155

5,1

114

114,3

6,5

100,3

15,2

120,6

205

7,0

18,5

132,1

L—

Таблица 10.20

пязмеры (мм) и масса (кг) труб типа В с высаженными ^аруЖУ концами и муфт к ним

Труба

Муфта

У с-

ЛОВ-

ЯЬ1Й

диа­

метр

тру­

бы

Наружный диаметр О |

ч>

2

и

и

н

и

(0

И

ч

о

Н

Внутренний диаметр с1-

Наружный диаметр вы­саженной части Dв (пре — !

дельное отклонение +1,6)

Длина высаженной части ^в тт

Масса 1 м гладкой трубы

Увеличение массы трубы ! вследствие высадки обоих кондов,

Наружный диаметр Dм

г

к)

«

В

Ч

1

Масса

26,7

3,0

20,7

33,4

40

1,8

0,1

42,2

84

0,4

33

33,4

3,5

26,4

37,3

45

2,6

0,1

48,3

90

0,5

42

42,2

3,5

35,2

46,0

51

3,3

0,2

55,9

96

0,7

48

48,3

4,0

40,3

53,2

57

4,4

0,4

63,5

100

0,8

60

60,3

5,0

50,3

65,9

89

6,8

0,7

77,8

126

1,5

73

73,0

5,5

7,0

62,0

59,0

78,6

95

9,2

11,4

0,9

93,2

134

2,8

89

88,9

6,5

8,0

75.9

72.9

95,2

102

13,2

16,0

1,3

114,3

146

4,2

102

101,6

6,5

88,6

108,0

102

15,2

1,4

127,0

154

5,0

114

114,3

7,0

100,3

120,6

108

18,5

1,6

141,3

160

6,3

Примечание. На внутренней

полости трубы на расстоянии (1а

ГПІП +

Д>) мм

от торца допускается технологическая конусность не более 1

:50.

Оптимальный внутренний диаметр колонны НКТ определя­ется из выражения [10]

<*. = т 9*^ (10.72)

V Р1 “Ру V Р9Ь~{Р 1 ~Ру)

ЕДе р — плотность ГЖС, кг/м3; Ь — глубина спуска колонны “•КТ (подъемных труб), м; •р1 — для фонтанных скважин прини­мается как давление на забое рзаЬ(Па), для газлифтных скважин Как пусковое давление рп(Па); ру — давление на устье, Па; — Де6ит жидкости, добываемой из скважины, м3/сут.

После вычисления по формуле (10.72) выбираются по стан­дарту Хру5Ы ближайшего большего диаметра. В случае ступен­ей конструкции колонны НКТ первая секция должна, соста — яться из труб ближайшего к расчетному диаметра, а последу — секции — из труб большего диаметра.

Размеры (мм) и масса (кг) безмуфтовых труб с высажена наружу концами типа НКБ *^**4

Условный диаметр трубы

Наружный диаметр О

| Толпдана стенки 6

:

‘ Внутренний диаметр с1

Наружный диаметр вы­саженной части £>в (пре­дельное отклонение ±0,5)

Внутренний диаметр в плоскости торца ниппель­ного конца (1 вн тах

Внутренний диаметр в конце высаженной части с/в

Длина высаженной части ^в тт

1

1 Масса 1 м гладкой трубы /

Й и 10 в

5 о

6 0

д 8

п *

м

< (А а о я д

а о 8

§8

§ й

4) 9)

5 5

Л щ

60

60,3

5,0

50,3

71

53,5

48,3

95

6,8

1,8

——.

п

73,0

5,5

62,0

84

65,5

60,0

100

9,2

2,2

7,0

59,0

86

63,0

57,0

11,4

2,6

89

88,9

6,5

75,9

102

79,5

73,9

100

13,2 ,

3,2

8,0

72,9

104

77,0

70,9

16,0

3,7

102

101,6

6,5

88,6

116

92,0

86,6

100

15,2

4,0

114

114,3

7,0

100,3

130

104,0

98,3

100

18,5

4,8

Пример 10.5. Определить диаметр колонны НКТ, свободно подвешенной без пакера, при следующих условиях: плотность жидкости, закачиваемой в скважину при освоении р = 820 кг/м3; длина колонны НКТ Ь = 3100 м; давление на забое Рэаб = 25 МПа; давление на устье (буфере) ру = 3,5 МПа; предпо­лагаемый отбор (дебит) жидкости из скважины (}ж = 73 м3/сут.

Решение. Оптимальный внутренний диаметр колонны НКТ определяется по формуле (10.72):

А =1я« / 0,82 — Ю3- 3100 ~

V 25 ■ 106 — 3,5 ■ 106

/ 73-9,8-3100

X,3/———————————— ;————————— ГГ = 56 мм.

У 0, 82 ■ 103 • 9,8 • 3100 — (25 • 106 — 3,5 ■ 106)

По табл. 10.20 принимается ближайший больший станда^ ный внутренний диаметр труб 59 мм и соответственно трУ 73×7 И по ГОСТ 633-т а.

Колонну НКТ рассчитывают [10] на прочность при Р стяжении, на сопротивляемость смятию избыточным наруЖ давлением, на сопротивляемость разрыву избыточным внутР ним давлением.

панические характеристики материалов М^сно-компрессорных труб по ГОСТ 633-80

Г-

Норма механических свойств для сталей групп прочности

Доказатели

Д

к

Е

Л

М

А*

Б*

Р

временное ^противле­ние, и ме — вее, МПа.

(»Тс/мм )

Предел те — кучести, МПа (дс/мм2): не менее

не бояее

Относитель­ное удлине­ние, %, не менее

Примечай из стали групп дела текучести

655

(66,8)

•379

(38,7)

552

(56,2)

14,3

ия. 1. Звез ы прочное не ограни

638

(65.0)

373

(38.0)

16,0

дочкой обо ги Д испол

чено.

687

(70.0)

491

(50.0)

12,0

значено нения ]

689

(70,3)

552

(56.2) 758

(77.3)

13,0

исполн 3 макси

■ 758 (77,3)

654

(66,8)

862

(87,9)

12,3

=ние тр мальное

823

(83,9)

724

(73.8) 921

(93.9)

11,3

уб. 2. Д; значен

1000

(101.9)

930

(94.9) 1137

(116,0)

9,5

Т. Я труб ие пре-

Предельные осевые растягивающие нагрузки РСтР(Н), при которых в резьбовом соединении гладких труб напряжения Достигают предела текучести, определяют по формуле (10.3). Предельное растягивающее усилие РТ(Н), при котором в теле труб с высаженными наружу концами и безмуфтовых труб с Осаженными наружу концами (НКБ) возникает напряжение, Равное пределу текучести, определяют по формуле

рт ~7гП6ат. (10.73)

Значения предельных страгивающей и растягивающей на — гРУзок для НКТ приведены в табл. 10.24.

Допустимая растягивающая нагрузка [Р]р, действующая на ^РХнюю трубу каждой секции (ступени), должна составлять: Для труб с гладкими концами и труб НКМ

Ир < Рстр/кг; (10.74)

Для труб с высаженными наружу концами и труб НКБ

__ (10.75)

* — нормативный КЗП, для вертикальных скважин кг =

со

СП

Предельные (соответствующие пределу текучести) нагрузки (кН) для насосно-компрессорных труб по ГОСТ 633-80

Растягивающая нагрузка Рт для труб

Условный диаметр труб, мм

Подпись: Условный диаметр труб, мм

Толщина

стенки,

мм

Подпись: Толщина стенки, мм

Страгивающая нагрузка Рстр для гладких труб из стали групп прочности

с высаженными концами и типа НКБ из стали групп прочности типа НКМ из стали групп прочности

М

 

Д

 

Л

 

Д

 

Л

 

М

 

Д

 

К

 

Л

 

К

 

М

 

К

 

219

272

356

552

743

935

1065

1298

1237

242

312

410

640

855

1065

1227

1435

1430

162

208

273

425

572

712

818

995

951

1155

177

229

310

468

620

783

900

1090

1040

1270

122

157

210

322

435

540

622

754

723

880

ИЗ

196

278

370

415

160

285

402

535

620

640

833

192

337

476

636

710

755

932

148

250

365

486

546

580

717

222

388

540

730

820

870

1076

1065 / 1230

1505 , 1745 766 / 1070 / 1110 / 1310 / 1510

33

42

48

60

73

89

102

114

 

3.5

3.5

4.0

5.0

5.5

7.0

6.5

8.0

6.5 7,0

 

РАСЧЕТ колонн ОБСАДНЫХ И НАСОСНО-КОМПРЕССОРНЫХ ТРУБ

РАСЧЕТ колонн ОБСАДНЫХ И НАСОСНО-КОМПРЕССОРНЫХ ТРУБ

. , (10.76)

Ь " 1 — кСй{1в — 0,5)

^ — нормативный КЗП, Лх = 1,3; Со — коэффициент, ГДеятЫВаюший прочностные характеристики материала труб,

(1а77)

и

юстй,

Подпись: и юстй, интенсивность искривления, градус/10 м; Е — модуль упру — Па, Е = 2,1 • 1011 Па.

Значения коэффициента запаса прочности к[ приведены в хабл. 10.25.

Таблица 10.25

Коэффициенты запаса прочности для труб по ГОСТ 633-80 при эксплуатации наклонно направленных и искривленных скважин

Условный

диаметр,

мм

Группа, прочности стали труб

Д

К

Е

Л

М

Р

Интенсивность искривления гв — 10/10 м

33

1,31

1,31

1,31

1,31

1,31

1,31

42

1,32

1,31

1,31

1,31

1,31

1,31

48

1,32

1,32

1,31

1,31

1,31

1,31

60

1,33

1,32

1,32

1,31

1,31

1,31

73

1,33

1,32

1,32

1,32

1,32

1,31

89

1,34

1,33

1,33

1,32

1,32

1,31

102

1,34

1,33

1,33

1,32

1,32

1,32

114

1,35

1,34

1,33

1,33

1,32

1,32

Интенсивность искривления

і0=2°/Ю

м

33

1,33

1,32

1,32

1,32

1,31

1,31

42

1,34

1,33

1,32

1,32

1,32

1,31

48

1,34

1,33

1,33

1,32

1,32

1,32

60

1,35

1,34

1,33

1,33

1,33

1,32

73

1,36

1,35

1,34

1,34

1,33

1,33

89

1,38

1,36

1,35

1,34

1,34

1,33

102

1,39

1,37

1,36

1,35

1,35

1,34

114

1,40

1,38

1,37

1,36

1,35

1,34

Интенсивность искривления г©=3° /1С

м

33

1,34

1,33

1,33

1,32

1,32

1,32

42

1,35

1,34

1,34

1,33

1,33

1,32

48

1,37

1,35

1,34

1,34

1,33

1,33

60

1,38

1,36

1,36

1,35

1,34

1,33

73

1,40

1,38

1,37

1,35

1,35

1,34

89

1,42

1,39

1,38

1,36

1,36

1,35

102

1,44

1,40

1,39

1,38

1,37

1,36

к^1^

1,46

1,42

1,40

1,39

1,38

1,36

Условный

диаметр,

мм

Группа прочности стали труб

Д

К

Е

Л

М

Р~""

Интенсивность искривления

іе=4°/10

м

33

1,36

1,34

1,34

1,33

1,33

1,32

42

1,37

1,36

1,35

1,34

1,34

1,33

48

1,39

1,36

1,36

1,35

1,34

1,33

60

1,41

1,38

1,37

1,36

1,35

1,34

73

1,44

1,40

1,39

1,37

1,37

1,35

89

1,46

1,43

1,41

1,39

1,38

1,36

102

1,49

1,44

1,43

1,40

1,39

1,37

114

1,53

1,46

1,44

1,42

1,40

1,38

Интенсивность искривления

г©=5°/10

м

33

1,37

1,35

1,35

1,34

1,34

1,33

42

1,39

1,37

1,36

1,35

1,35

1,34

48

1,41

1,38

1,37

1,36

1,35

1,34

60

1,44

1,40

1,39

1,38

1,37

1,35

73

1,48

1,43

1,41

1,39

1,38

1,36

89

1,52

1,46

1,44

1,41

1,40

1,38

102

1,55

1,48

1,46

1,43

1,42

1,39

114

1,59

1,51

1,48

1,45

1,43

1,40

При испытании колонны на герметичность или установке ги­дравлического пакера осевую растягивающую нагрузку Рр(Н) в верхней части произвольной п-й секции колонны НКТ определя­ют по формуле

П

РрЫ) — ^2 Я^9 + Ри ввв. (10-78)

г =1

При извлечении пакера Рр(п) = ^ Чгкд + АР. (10.79)

г =1

В формулах (10.78) и (10.79) г — порядковый номер секи®!, п — число секций; $ — масса 1 м трубы г-й секции, м; 5В " площадь проходного канала трубы, м2; ри. в — внутреннее Я3 быточное давление, Па; АР — осевая растягивающая иагрУзКа при извлечении пакера, Н.

Значение ри в определяется техническими характеристик ми пакера (табл. 10.26) и якоря (табл. 10.27), а максима^6 ное значение АР должно составлять 125 кН (см. примечание табл. 10.28).

<£е#йИЧеСКИе хаРакТеРИСТИКИ пакеРов

По«»33′

Пакеры механи­ческие

Пакеры гидроме- ханические

Пакеры гидравличес­кие

ПН-М

ПН-ЯМ

ПН-ЯГМ

ПД-ЯГМ

ГПД-ЯГ

ПД-ЯГ

2ПД-ЯГ

ЗПД-ЯГ

НарУ*111™

дйаМетР

94; 112; 118; 122; 132; 136; 140; 145

112; 118; 136

118; 122; 136; 140; 145

112; 118; 122; 136; 140

112; 118; 122; 136; 140; 145

112;

118;

136;

145;

136;

140;

145

рабочее

давле-

дае, МПа (кгс/см^)

21(210)

21(210)

21(210)

50(500)

35(350)

50(500)

35(350)

Диаметр

проход­

ного

отверстия І, ММ

40; 60; 76

62

62; 76

62; 76;89

62; 76

50; 76; 61

80

Условный диаметр эксплу­атаци­онной колонны труб, мм

114; 140; 146; 168; 178

146;168

140; 146; 168; 178

140; 146; 168

146; 168; 178

146;

168;

178

168;

178

Диаметр

присо­

едини-

тельной

резьбы

пакера,

мм

Приме рабочее да ТРУб диам ЙКМ (для

60; 73;89

ч а н и я. вление 50 етром 89 высокоге °С).

73

. Пакеры и 70 МПа

ММ ИЗГОТс рметичнъ

73; 89;

гидравли 2. Пакері шливаютс х труб). 3

73; 89; 102

ческпе ПІ і гидравлі я с треуго. Темпера

73; 89

І-ЯГ-112 іческие 2 Г льной резі ітура рабе

60; 73; 89

ізготаилт

ІД-ЯГ с р ^бой и ре >чей сред

114

іваютея на езьбой для зьбой типа ы не более

Осевую сжимающую нагрузку при установке механического

11, 111 гидромеханического пакеров определяют по формуле

^=^раз, (Ю.80)

■Рраз — разгрузка части веса труб на пакер, Н.

Значение Рраз определяется технической характеристикой па — еРЧсм. табл. 10.28).

Осевую нагрузку на колонну с пакером под влиянием давле — 5е с°бс’гветгаго веса труб и температуры жидкости в скважи — ’ в Процессе эксплуатации определяют по формулам:

_ 7Г(І. . . идти, 7Г , 9

^0 — ~^ Рп<хк (1 — 2/і) 4 — Рбуф ~ ^ & — (1 ) рид/г —

{В Арн — С? Арв) пак ~ — Рраз — ? (10 ^

Таблица ід 27

Технические характеристики якорей

Показатели

Якоря типа ЯГ

Якоря типа ЯП

Наружный диаметр якоря, мм

118; 136

112; 118; 122; 136. 140; 145

Рабочее давление, МПа (кгс/см2)

21 (210)

50 (500)

Диаметр проходного отверстия (1, мм

62; 76

62; 76

Температура рабочей среды, К (■С)

Не более 393 (120)

Не более 373 (100)

Условный диаметр эксплуа­тационной колонны труб по ГОСТ 632-80, мм

140; 146; 168

140; 146; 168; 178

Диаметр присоединительной резьбы пакера, мм

73; 89

73; 89

Таблица 10.28

Нагрузки, необходимые при распакеровке механического и гидромеханического пакеров

Внутренний дпаметр обсадной колонны, мм

Наружный диаметр пакера (резины), мм

Нагрузка, кН

94

87

13

97

87

22

112

98

38

118

108

26

121

108

33

132

115

47

146

136

35

152

136

51

162

145

54

165

145

68

Примечание.

Усилие натяжения для освобождения всех пакероВ

не должно превышать 125 кН.

—-

р0 — дополнительная растягивающая (сжимающая) нагруз — ^ Рпак — Давление рабочее на пакере, Па; /(, = 0-3 — коэф­фициент Пуассона;

дря ^ Р» ~~ Рт ^Рв — Рв ~ Рв1

, л ■— плотности жидкости снаружи и внутри колонны НКТ ев ее спуска в скважину, кг/м3; /пак — глубина установки акера от устья скважины, м; Рг — осевая нагрузка от темпера­турных изменений, Н,

в —- коэффициент линейного расширения, для стали а = 12 х |9’6; Д£ — средняя температура жидкости в скважине, °С (при яагреве принимается со знаком при охлаждении со знаком <1, <2 — температура в скважине соответственно на устье и наглубине 1ули, до начала эксплуатации, °С; 23, 24 — температура в скважине соответственно на устье и на глубине /пак во время эксплуатации, °С.

При эксплуатации скважин на колонну НКТ действуют до­полнительные нагрузки, вызванные внутренним и наружным давлениями. Схемы конструкции двух — и однорядных лифтовых колонн с пакером и без пакера показаны на рис. 10.8 и рис. 10.9 [10] соответственно.

Наружное избыточное давление (Па) определяют из выраже­ния

Ьмг = Ро + (рп — Рв)гд, (10.83)

где р0 — давление на устье при освоении, Па; рп — р0 — плот­ность жидкости, закачиваемой в скважину при освоении, кг/м3.

На однорядную колонну НКТ без пакера в процессе эксплу­атации действует наружное избыточное давление (Па), рассчи­тываемое по формуле

[Рзаб РжЗ{^ ^)

Подпись: [Рзаб РжЗ{^ ^)

(10.84)

Подпись: (10.84)(Рза.6 Рбуф) ^ "Ь Рбуф

Рзаб — забойное давление, Па; рж = рв = рн — плотность ^ДКости в скважине, кг/м3; р6уф — буферное (устьевое) давле — Па.

расчете колонны НКТ, на которую действуют внутрен — Се ИЯи наружное избыточные давления, верхнюю трубу каждой проверяют на прочность. б0 ^Утреннее избыточное давление рт (Па), при котором наи — Є напРяжение в трубах достигает предела текучести, ^ЗДяют по формуле (10.19).

РАСЧЕТ колонн ОБСАДНЫХ И НАСОСНО-КОМПРЕССОРНЫХ ТРУБ

Рис. 10.8. Конструкции двухрядных лифтовых колонн (подъемников) с пакером (а) и без лакера (б), а также кольцевая (е) и центральная (г) системы:

1,2 — первый и второй ряды, соответственно

РАСЧЕТ колонн ОБСАДНЫХ И НАСОСНО-КОМПРЕССОРНЫХ ТРУБ

Рис. 10.9. Конструкция однорядных лифтовых колонн без паксра (а), с пакером (б), а также коль­цевая (е) и центральная (г) системы

TOC o "1-5" h z Внутреннее избыточное давление не ДОЛЖНО превыщать пускаемого значения ^

Р"11 — Рт/^2, (Ю.8.5)

где к’г = 1,32 — нормативный КЗП.

Наружное избыточное давление ркр(Па), при котором най большие напряжения в трубе достигают предела текучее^’ определяют по формуле (10.18). ’

Значения рт и рКр, рассчитанные по формулам (10.19) (10.18), приведены в табл. 10.29. 11

Избыточное наружное давление не должно превышать допус каемого значения, т. е.

Ри. н ^ Ркр/кз7 (10.86)

где к3 = 1,15-КЗП.

При совместном действии растягивающей осевой нагрузки и наружного давления на свободно подвешенную колонну условие прочности трубы описывается выражением

1 + (1“а)

где Рр — растягивающая нагрузка, Н; ри. нг — наружное избы­точное давление, Па; Б — наружный диаметр трубы, м; 5 — площадь поперечного сечения тела трубы, м2; ку = 1,3.

В процессе установки пакера (механического или гидромеха­нического) нижняя часть колонны НКТ находится в изогнутом

Таблица 10.29

Давления, при которых напряжения в теле труб по ГОСТ 633-80 достигают предела текучести, МПа

Наружное давление ркр для труб из стали

Внутреннее давление рт для труб из стали

72,6

55.2

57.5

54.6

50.5

72.3

50.5 69,0 40,5 38,8

М

134.5

105.5

105.5

105.5

95.6

121.6

92.6

113.6 81,0 77,8

Д

54,2

39,7

41.1

39.0

36.2

51.0

36.6

48.7 29,6 28,9

Л

121,4

95.3

95.3

95.3 86,2 109,8 83,5 102,6

73.0

70.0

К

66.5

50.7

52.7

50.0

46.5

66.0

46.5

63.1

37.6

36.2

102.5

80.5

80.5

80.5 72,8

92.7

70.5

86.6

61.7 59,0

91.0

71.5

71.5

71.5 64,8

82.4

62.7

77.0

54.8

52.5

Условный

диаметр,

мм

89

102

114

33

42

48

60

73

Толщина

стенки,

мм

3.5

3.5

4.0 •5,0

5.5

7.0

6.5

8.0

6.5 7,0

69.4

54.3

54.3

54.3 49,2 62,6 47,6

58.5

41.6 40,0

Д К

РАСЧЕТ колонн ОБСАДНЫХ И НАСОСНО-КОМПРЕССОРНЫХ ТРУБ

РАСЧЕТ колонн ОБСАДНЫХ И НАСОСНО-КОМПРЕССОРНЫХ ТРУБ

тоянші. Условие прочности этого участка записывается в сле — виде

0 (^- + , (10.87)

5о 2Ж0У “ &Г 1

Рсж — осевая сжимающая нагрузка (разгрузка на пакер), 1т. 50 — площадь опасного сечения труб (для гладких труб по с’новной плоскости), м2; / — зазор между обсадной колонной и колонной НКТ, м; У0 — осевой момент сопротивления опасного сечения труб, м3.

Значения 50 и Ш0, как и другие геометрические характери­стики НКТ, приведены в табл. 10.30.

Критическая сжимающая нагрузка (Н), при которой колонна НКТ подвергается продольному изгибу, определяется по форму­ле

Ркр = 3,35 ^/(ад)2, (Ю.88)

где ЕІ — жесткость трубы, Н • м2 (см. табл. 10.20); д — масса

1 м труб в воздухе, кг/м.

Таблица 10.30

Геометрические характеристики насосно-компрессорных труб по ГОСТ 633-80

Услов­ный диа­метр

труб,

мм

Тол-

пиша

стенки

труб,

мм

Площадь, см2

Осевой момент инерции сечения трубы I, см4

Жест­

кость

трубы

ЕІ,

Н-м2

Осевой мо­мент сопро­тивления,

см3

но на­руж­ному диа­метру Ян

проход­ного ка­нала 5В

попе­

речного

сечения

5

опас­

ного

сече­

ния

глад­

ких

труб

сече­

ния

трубы

¥

опас­

ного

сече­

ния

глад­

ких

труб

№0

33

3,5

8,76

5,47

3,29

2,03

3,72

7655

2,23

1,37

42

3,5

13,98

9,73

4,25

2,53

8,03

16526

3,81

2,29

48

4,0

18,30

12,75

5,55

3,46

13,76

28318

5,70

3,51

60

5,0

28,54

19,86

8,68

6,09

33,46

68860

11,10

7,73

73

5,5

41,83

30,18

11,65

8,51

66,83

137536

18,31

13,30

73

7,0

41,83

27,33

14,50

11,36

79,88

164393

21,88

17,01

89

6,5

62.05

45,34

16,70

12,82

142,77

293820

32,12

24,55

89

8,0

62,05

41,83

20,21

167,12

343930

37,60

102

6,5

81,03

61,62

19,41

13,74

220,45

453690

43,40

30,58

^114

7,0

102,56

78,97

23,59

17,19

340,86

701490

59,64

43,32

гнутую форму не только при установке пакера, но и в проце

Нижняя час ть колонны НКТ над пакером может принять

Подпись: Нижняя час ть колонны НКТ над пакером может принять

пР°Цессе

ИХ

грузок, связанных с влиянием давлении и температуры, у,

Подпись: пР°Цессе ИХ грузок, связанных с влиянием давлении и температуры, у,

эксплуатации скважины под влиянием осевых сжіщаіощИ). ^

Подпись: эксплуатации скважины под влиянием осевых сжіщаіощИ). ^?1Х На — ■’словце

прочности при этом записывается в следующем виде:

[Ри. В.у "4" (Рв Рн)^пд^ , Ро,

TOC o "1-5" h z 26 5/

“Ь-[Ро “Ь (Рн. в.у "Ь РвЗкг] — Рндіп^н] 5: > (10.89)

где Р0 определяют по формуле (10.82), Н; значения 50, 5′ о

берут из табл. 10.30. в’ "

Рстр(п) о

р{п)

Подпись: Рстр(п) о р{п) Для каждой секции колонны НКТ надо определять КЗП По следующим формулам: для гладких труб и труб типа НКМ

к{п) — р^(‘ ■> (10.90)

для труб с высаженными наружу концами и типа, НКБ Ып) = (10.91)

гр(п)

где Рр(п) — определяют по формуле (10.81)

КЗП молено определить таклсе по следующей формуле:

к^п) = п РсТ’Р-(—}———— . (10.92)

£ ііЯіЗ + Р0 І — 1

Длину первой секции (м) свободно подвешенной колонны (рис. 10.9, а, в, г) рассчитывают по формуле

= (10.93)

кіЯі д

где Рстр — страгивающая нагрузка для труб с гладкими кон‘ цами пли растягивающая нагрузка Рт для труб с высаженным11 наружу концами и труб типов ІІКМ и НКБ, Н; &і — КЗЇЇ на растяжение; ді — теоретическая масса 1 м колонны НКТ, кг/ь Предельные глубины спуска одноступенчатой колонны, с0 ставленной из труб по ГОСТ 633-80 одной группы прочное? при = 1,3, приведены в табл. 10.31 и 10.32. де

Длины второй и последующих секций определяют по ф°р>0

р п-1

■*стр(п) 4 ,

I _ і=і (10-9-*/

ЧпЯ

«ТоеДельнь1е глубины спуска одноступенчатой колонны ‘^осно-компрессорных труб по ГОСТ 633-80, м

условный

дцаМетР’

мм

Толщина

стенки,

мм

Трубы гладкие из стали группы прочности

Трубы с высаженными концами из стали груп­пы прочности

д

К

Е

Л

М

д

К

Е

Л

М

33

3,5

3612

4751

5226

6177

7128

42

3,5

3593

4729

5200

6147

7092

48

4,0

1986

2614

2874

3397

3920

3582

4714

5185

6128

7070

60

5,0

2207

2904

3194

3775

4355

3564

4690

5159

6097

7035

73

5,5

2308

3037

3341

3948

4555

3535

4651

5116

6046

6976

73

7,0

2484

3266

3593

4246

4899

3573

4700

5171

6110

7051

89

6,5

2381

3133

3446

4073

4700

3504

4610

5072

5994

6916

89

8,0

3539

4657

5122

6054

6985

102

6,5

2192

2885

3173

3750

4327

3535

4651

5117

6047

6977

114

7,0

2237

2944

3238

3827

4416

3537

4654

5119

6050

6981

Таблица 10.32

Предельные глубины спуска одноступенчатой колонны труб типа НКМ и НКБ по ГОСТ 633-80, м

Условный диаметр труб, мм

Т олнотна стенки труб, мм

Трубы тнпа НКМ из стали группы прочности

Трубы типа НКБ из стали группы прочности

Д

К

Е

Л

М

Д

К

Е

Л

М

60

5,0

2933

3860

4247

5018

5790

3589

4723

5195

6140

7085

73

5.5

3001

3948

4343

5133

5923

3610

4750

5224

6174

7124

73

7,0

3141

4132

4546

5372

6198

3615

4756

5232

6183

7135

89

6,5

3076

4047

4451

5261

6070

3581

4712

5183

6126

7068

89

8,0

3589

4722

5194

6138

7083

102

6,5

3078

4050

4455

5265

6075

3605

4743

5217

6166

7115

114

7.0

3094

4071

4478

5293

6107

3611

4752

5227

6177

7127

где Рсхр(п) — страгивающая нагрузка для труб п-й секции, Н; ?! 1— длина (м) и масса (кг/м) труб г-й секции.

Можно также воспользоваться выражением

К = _стр(.1^11. (10.95)

кЯп9

Длину первой секции колонны, устанавливаемой с гидравли — Ческнм (гидромеханическим) пакером. или колонны, подвергае­мой испытанию на герметичность, определяют из выражения

Р

стр(») _ р

^———— . (10.96)

<119

Длину второй и последующих секций (п > 2) составят

Яп9 ’ (Ю-97)

где Рд — дополнительная нагрузка, действующая на. колощ от избыточного устьевого давления или от напряжения колонн^ при освобождении пакера, Н. 1

В расчетах принимается большее из значений Рд, получещщ по формулам х

Ра ^в^пак! Р. — ^В^ИВ! Рл — АР, ^ (10.98)

где 5В — площадь проходного канала труб, м2; рпак — рабо­чее давление пакера, Па; АР — усилие натяжения колонны цри освобождении пакера, Н.

Пример 10.6. Воспользовавшись условием и решением при­мера 10.5, рассчитать колонну НКТ, если известно, что: вну­тренний диаметр обсадной колонны (1В = 132 мм; интенсивность искривления ствола скважины в интервале 500-2080 м составля­ет гв = 3°/10 м; пластовое давление рпп = 29 МПа; давление на устье при освоении Ру = 10 МПа; плотность жидкости в сква­жине рж = 1040 кг/м3.

Решение. Длина первой секции для выбранных труб 73×7 и значение Рстр = 370 кН по формуле (10.93) [при гв = 3°/10 м, к = 1,4 (см. табл. 10.25)]

370 • 103

1 = ————————- = 2305 м.

1,40-11,7-9,8

При совместном действии растягивающей осевой нагрузки и наружного давления верхняя труба первой секции на глубине г = Ь — 1х = 3100 — 2305 = 795 м проверяется на наружное давление но формулам (10.83) и (10.84):

ривг = 1 ■ 10[4] + (820 — 1040)795 = 9, 8 — 10® Па;

795

ри„ г = [25 • Ю6 — 820(3100 — 795)] — [(25 • 106 — 3, 5 • Ю6)^ +

3.5 — 106] = 14,1-106 Па.

По большему из рассчитанных значений ри н х определяем фактический КЗП по формуле (10.86а.)

264,3• 103 14,1 -106- 73 373-106

Длину второй секции определяем по формуле (10.94) или /1(195) и комплектуем эту секцию из труб 73Х7-К по ГОСТ йч-80 (по возрастанию группы прочности).

Согласно табл. 10.24, Рстр2 = 486 • 103 Н, Рстр1 = 370-103Н; ^ = 1,38 (см. табл. 10.25). Следовательно,

1 ^486- 370)10» =

к " 1 • 38 • 9,8 • 11,7 Последнюю, третью секцию, комплектуем из труб 73X7-Е по Г0СТ 633-80:

1^1-01 + к) = [3100—(2305+735)] = 61 м.

Однако с целью уменьшения числа секций в колонне целесо­образно вторую секцию колонны НКТ комплектовать из труб с высаженными наружу концами 73×7 группы прочности Д. По хабл — 10.24 и табл. 10-25 Рт2 = 540 • 103 Н и к[ = 1,40. Тогда

(540 — 370) 103

и = ————————— = 1044 мм.

‘2 1,40-9,8-11,87

Длина второй секции 12 = 3100 — 2305 = 795 м.

По формуле (10.86а) проверим на прочность верхнюю трубу второй секции с учетом избыточного наружного давления ра н = Ю7 Па при Рр = 9,8-11, 70-2305+9,8-795-11,87 = З56,7-103 Н :

356.7- 103 1 07 — 7 3 3 7 3 ■ 106

14,5- Ю"4 + ’ 2-7 ~ к[ ‘

Коэффициент к[ = 1,22, что меньше допустимого. Следова­тельно, вторую секцию колонны НКТ необходимо комплектовать нзтруб 73×7 группы прочности К.

При проверке на прочность

356.7- ю3 107 ■ 73 491-106

14,5-Ю-4 ‘ 2-7

Устанавливаем, что к[

Подпись: 14,5-Ю-4 ' 2-7 Устанавливаем, что к[ + 1,15-

к[

1,6, что больше допустимого значе-

Конструкция колонны, полученная в результате расчета при­едена в табл. 10.33.

Т аб л и ц а 10.33

Условное

Вомер секции

обозначение

Длина сек­

Вес секции,

Коэффициент

труб по ГОСТ 633-80

ции, м

кН (тс)

запаса прочн — иости кг

1

73х7-Д

2305

264(27)

1,40

В-73Х7-К

795

92,5(9,4)

1,60

Пример 10.7. Рассчитать колонну ИКТ с гидравлике пакером, установленным на глубине /пак = ‘2900 м в верти*К11Ь1 ной скважине Я — 2980 м для следующих условий: внут »1Ь’ ний диаметр обсадной колонны Б0 = 132 мм; давление на рзаб = 24 МПа; давление на устье рбуф = 2,5 МПа; плаСТоь°е давление рпл — 28 МПа; перепад давления на иакере р °е

21 МПа; предполагаемый дебит (отбор) жидкости из скваи<и % (}ж = 53 м3/сут; плотность добываемой жидкости рв = 840 кг/ з1 плотность жидкости в скважине рж = 900 кг/м3; плотность ад ’ кости, закачиваемой в скважину при освоении рн = 840 кг/д$’ температура жидкости в скважине в процессе эксплуатации °( на устье /3 = 35 °С, на забое 14 = 90 °С; длина колонны НКт Ь = 2930 м. 1

Решение. По исходным данным оптимальный внутренний диаметр колонны НКТ определяется из выражения (10.72):

4 =188,/ 0,84 103 2930 ..

24- 106 — 2,5 ■ 106‘

53-9,8-2930

60 мы.

] 0, 84 • 103 • 9,8 ■ 2930 — (24 • 106 — 2, 5 • 106)

Расчетному диаметру соответствуют трубы с наружным диа­метром 73 мм. Выбираем трубы 73х5,5-Д но ГОСТ 633-80.

По прочностным характеристикам труб, приведенным в табл. 10.24, определяем длину первой секции колонны НКТ по формуле (10.96); к[ = 1,3; Рстр1 = 278 • 103 Н.

278 • 103

“Тз—- 1Г

‘1 =-*ЙГ= 1227 м’

Здесь Рд = 21 • 10® • 30,18 ■ 10“4 = 63,4 • 103 Н [см. форму­лу (10.98) и табл. 10.30]. Так как дополнительная максимальная нагрузка при извлечении пакера АР = 105 Н больше нагрузки от действия давления, то для расчета принимаем наибольшее значение Рд = АР — 105 Н.

Длина первой секции 1Л меньше общей длины колонны Ь, по­этому необходимо выполнить расчет длины второй секции.

Вторую секцию составляем из труб 73х5,5-К и рассчитывав по формуле (10.97) при к = 1,3; Рстр2 = 365 ■ 103 Н;

365 ■ 103

—————- 1227-9,47-9,8- 105

/2 = ——————— ———————————— = 730 м.

9,47 -9, 8 ^

Так как 1г +/2 < то необходимо выполнять расчет тре

#ДИИ, которую составляем из труб 73×5,5-Е (к[ = 1,3; Рстрз 103 Н):

с&

Подпись: с&402 ■ 10

— 9,47-9,8(1227 + 730) — 10

———- ^——————————————————— = 298 м.

Ь 9,47-9,8

Так как li + /2 + l3 < L, то необходимо выполнить расчет

четвертой секции, которую составляем из труб 73×5,5 = JT (к[ =

1,3; РстР4 — 476 ■ 103 Н):

-*° — 9,47 ■ 9,8(1227 + 730 + 298) — 105

I,= ———————————————————————— = 613 м.

к 9,47-9,8

Поскольку /i — f U + /3 + U = 2868 м < L, последнюю, пятую, секцию необходимо составить из труб 73X5,5-М по ГОСТ 633-80 (Рстр5 = 540 • 103 II); и = (2930-2868) = 63 м.

С учетом прочностных характеристик труб (см. табл. 10.31), гладких и с высаженными концами, и результатов полученных расчетов молено уменьшить число секций в колонне НКТ. На практике при эксплуатации многосекционных колонн, состоя­щих из труб различных групп прочности, возмолшо смешивание таких труб в процессе ремонта скважин, при выполнении СПО и профилактике на трубных базах.

Согласно приведенным расчетам последнюю, пятую, секцию колонны составляем из труб 73X5,5-М (РСтр5 = 540 • 103 Н).

Данная предельная нагрузка соответствует трубам В-73х

5,5- К, у которых Р. г = 572 • 103 Н. Поэтому вместо четырех последних секций колонны (групп прочности К, Е, Л, М) можно составить одну секцию из труб В-73х5,5-К:

572 • 103 „

———————- 9,47-9,8- 1227 — 105

h = —————————————————————- = 2393 м;

9,64-9,8

h + l2 = 1227 + 2393 = 3620 м > L.

Поэтому длину второй секции принимаем равной U = L — к = 2930 — 1227 = 1703 м.

В процессе эксплуатации скважины с гидравлическим паке — Ром колонну проверяют на устойчивость под воздействием тем­пературы и давления.

С этой целью определяется осевая нагрузка на трубы по фор — 11Уле (10.81), предварительно рассчитываются дополнительные ®агРУзки Ри Р0 при Рраз = 0:

“ = 12-10~6-2,l-10n-ll,65-10-4-20 = 58716 Н = 58,72-103 II, где д, = (35 — 15) + (90-Т0> =20 „С;

4 (7, 3 — 6, 22)Ю~4х 2—————— 6,22-10~4-2,5-106— 3’ И4 ° —(7,32-0,82-

/

6,22 • 0,82) 104 • 10-4 • 2900 — 58, 72 • 103 = -174206 Н =-174кН.

Поскольку Р0 — величина отрицательная, КЗП по форму­ле (10.92) не определяют. В этом случае над пакером действу­ют сжимающие нагрузки. Критическую сжимающую нагрузку определяем по формуле (10.88):

Р, ф = 3,35^137540(9,47- 9,8)2 = 3544 Н.

Поскольку Р0 > Ркр, нижняя часть колонны над пакером изогнется. При этом условие прочности проверяем по формуле (10.89) при следующих значениях величин:

5*в = 30,18 • 10~4 м2; £н = 41,83-10~4 м2; 50 =8,51- 10~4 м2; Ш0 = 13,3 ■ 10-6 м3; рв

Номер сек­ции (снпзу вверх)

У словное обозначе­

Длина сек­

Вес секции, кН (тс)

Коэффициенты запаса прочности

ние труб по ГОСТ 633-80

ции, м

А’!

*2

1

73×5,5-Д

1227

116(11,8)

1,3

1,98

2

73X5,5-К

1730

161(16,4)

1,54

Та(!

лица ю. а5

Р0 = ^^6,22 • 10-4 • 21 ■ 106(1 -2-0,3) — ^^»7 Ч2_р о2

0, 84 • 103 кг/м3; рн = 0,84-104 кг/м3; (13, 2 — 7, 3)/2 = 2,95 см = 2,95-ИГ2 м;

0,82-104-2930+3,14‘0,3

Номер сек­ции (снизу вверх)

Длина сек­ции, м

Вес секции, кН (тс)

У словное обозначе­ние труб по ГОСТ 633-80

РАСЧЕТ колонн ОБСАДНЫХ И НАСОСНО-КОМПРЕССОРНЫХ ТРУБ

73×5,5-Д 73×5,5-К 73×5,5-Е 73×5,5-Л 73 X 5,5-М

 

1227

730

298

613

62

 

116(11,8) 68(6,9) 27(2,8) 57(5,8) 5,7(0,6)

 

1.3

1.3

1.3

1.3 1,54

 

РАСЧЕТ колонн ОБСАДНЫХ И НАСОСНО-КОМПРЕССОРНЫХ ТРУБ

РАСЧЕТ колонн ОБСАДНЫХ И НАСОСНО-КОМПРЕССОРНЫХ ТРУБ

+

Подпись: +[2,5- 10е + (0,82 — 0,82)2900- 104]73 -174 — 10

г +

2-5,5 0,2-2,95- 10~2

Подпись: 2-5,5 0,2-2,95- 10~28,51•10~4

+

Подпись: +

13,3-10-6

Подпись: 13,3-10-6X [-174 -103 + (2,5-106 + 0,82 • 104 ■ 2900)30,18Х 373 ■ 106

10

41 _

Подпись: 41 _“4 — 0,82 • 104 • 2900 • 41,83 — 10~4]

Отсюда = 1,98, что больше допустимого значения. Конструкция колонны, полученная в результате расчета, прй’ ведена в табл. 10.34. Наиболее рациональная конструкция колон­ны приведена в табл. 10.35.

Оставить комментарий