РАСЧЕТ колонн ОБСАДНЫХ И НАСОСНО-КОМПРЕССОРНЫХ ТРУБ

30.09.2013 | Автор: admin

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 1еР
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

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

(І

Масса 1 м длины

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

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

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»

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

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

63.6

68.7

78.7 89,5

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)

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)

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

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

(О

Муфтовый конец трубы

Подпись: Муфтовый конец трубы Ниппельный 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

Диаметр меньшего основания конуса (І2

Длина конуса Ь

Условный

диаметр

трубы

Наружный

диаметр

трубы

Толщина стенки 6

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

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

10-14

10-12

10-14

10-12

219

214,1

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	—	6Д	—	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 ^стр I — 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	1Й
	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
	8Д	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	6Щ
	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)

, . ДEr 2h, Ei

CTTmin4 +———— 1—

mi — 5|tg(p — /?)

<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

— 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: Для ГДе 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%Т ТреЯЯей

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

-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)

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: Роп ПЛОТНОСТЬ 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,

(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

(ю

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)

■ « 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-

^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

С*

Со

<11

‘ё

оэ

<§-

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.

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: -•пр в 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”

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

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)

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;

3500

= 84 °C;

30 3-500

= 27 °C

— t3 + (to — 1з)~£ — 60 +

(60 — 15) + (84 — 75)

= 15 + (90 — 15) 2800

10.17

Подпись: 10.17 Определим 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

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 ним Диаметр 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	4Д
		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
?Л	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

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

102

114

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

. , (10.76)

Ь " 1 — кСй{1в — 0,5)

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

(1а77)

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

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

134.5

105.5

95.6

121.6

92.6

113.6 81,0 77,8

54,2

39,7

41.1

39.0

36.2

51.0

36.6

48.7 29,6 28,9

121,4

95.3

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

73.0

70.0

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 72,8

92.7

70.5

86.6

61.7 59,0

91.0

71.5

71.5 64,8

82.4

62.7

77.0

54.8

52.5

Условный

диаметр,

мм

102

114

Толщина

стенки,

мм

3.5

4.0 •5,0

5.5

7.0

6.5

8.0

6.5 7,0

69.4

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

тоянші. Условие прочности этого участка записывается в сле — виде

0 (^- + , (10.87)

1Н5о 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 5о	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

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

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

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

1.3

1.3 1,54

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- 10~2 8,51•10~4

Подпись: +

13,3-10-6

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

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.

Рубрика: ИНЖЕНЕРНЫЕ РАСЧЕТЫ ПРИ БУРЕНИИ ГЛУБОКИХ СКВАЖИН