Как найти площадь сечения обсадной колонны

Инструкция по расчету обсадных колонн для нефтяных и газовых скважин

Москва, 1997г.

1

Настоящая инструкция разработана Акционерным обществом открытого типа «Научно-исследовательским ин-ститутом разработки и эксплуатации нефтепромысловых труб (АООТ «»ВНИИТнефть») с учетом работ, выполненных Всесоюзным научно-исследовательским институтом при-родных газов (ВНИИгаз), Всесоюзным научно-исследова-тельским и проектным институтом по креплению скважин и буровым растворам (ВНИИКРнефть), Всесоюзным научно-исследовательским институтом буровой техники (ВНИИБТ) и др.

Составители: О.Д.Даниленко, К.И.Джафаров,

В.Г.Колесников, В.Ф.Кузнецов, В.Д.Малеванский, Т.П.Поликарпова, А.Г.Потапов, В.Н.Пчелкин, Г.М.Саркисов, А.Е.Сароян, Е.А.Чеблаков, Г.Г.Шинкевич, Н.Д.Щербюк. Н.В.Якубовский.

Одобрена и рекомендована к применению на терри-

тории Российской Федерации и стран СНГ решением кон-ференции Ассоциации Буровых Подрядчиков 18.09.96г.

Согласована:

Федеральный горный и промышленный надзор России (письмо от 12.03.97 № 10-13/127) Российское акционерное общество «Газпром» (письмо от 26.12.96 № 02-4-3/157) Институт ВНИИгаз (письмо от 10.01.97 № 1-10/67) Акционерное общество «Нефтяная компания» Роснефть» (письмо от 21.01.97 № 10-2) Министерство природных ресурсов Российской Федерации (письмо от 13.03.97 № 21-11/53) Сибирско-Дальневосточная нефтяная компания «Сиданко» (письмо от 25.02.97 № 06-14/18)

2

РУКОВОДЯЩИЙ ДОКУМЕНТ

ИНСТРУКЦИЯ ПО РАСЧЕТУ ОБСАДНЫХ КОЛОНН ДЛЯ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ СКВАЖИН

Вводится взамен РД 39-7/1-

0001-89 «Инструкция по рас-чету обсадных колонн для нефтяных и газовых скважин»

Срок введения установлен с 01.07.97г.

Настоящий документ разработан в соответствии с

требованиями «Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности», Госгортехнадзор России, 1993г и вне-сенными в них дополнениями и изменениями от 06.06.96г.

В настоящем документе содержатся методики опре-деления основных нагрузок, действующих на обсадные трубы и колонны в процессе проводки, освоения и эксплуа-тации скважин, рекомендации по выбору обсадных труб, резьбовых соединений и герметизирующих средств при их свинчивании.

Приводятся примеры расчетов, а также основные прочностные характеристики отечественных и импортных труб.

Руководящий документ предназначен для предпри-ятий и организаций, занимающихся проектированием. Строительством и эксплуатацией скважин в условиях суши и морских акваторий.

1. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

1.1.В соответствии с настоящей инструкцией произво-

дятся расчеты обсадных колонн из отечественных и им-портных обсадных труб для скважин, продукции которых не содержит сероводород.

Основные особенности расчета обсадных колонн, контактирующих с сероводородом, приведены в разделе 12 настоящей инструкции.

3

1.2.Выбор исходных данных для расчета необходимо осуществлять с учетом конкретных условий бурения: зна-чений горного и пластового давлений и интервалов их дей-ствия, давления гидравлического разрыва пласта и давле-ния на устье скважины при закрытом превенторе, снижения уровня жидкости в скважине и удельного веса бурового раствора при газонефтеводопроявлениях. Исходные дан-ные записывают в таблицы, приведенные в прил.1.

1.3.Расчет обсадных колонн производят по макси-мальным значениям избыточных наружных и внутренних давлений, а также осевых нагрузок (при бурении, опробо-вании, эксплуатации, ремонте скважин), при этом учитыва-ют раздельное и совместное их действие.

1.4.В результате расчета определяют конструкцию обсадной колонны (типоразмеры труб по секциям и их дли-ны), а также давление при испытании ее на герметичность.

В соответствии с настоящей инструкцией производят выбор типов резьбовых соединений и герметизирующих средств для них.

1.5.После бурения двух или трех первых разведочных скважин институт-разработчик проектов и технико-технологические службы заказчика проектов обязаны уточ-нить данные для расчета колонн последующих скважин.

1.6.Значения максимальных расчетных избыточных наружных и внутренних давлений должны быть внесены в паспорт скважины.

Не допускается превышение этих величин при строи-тельстве и эксплуатации скважин, проведении ремонтных работ и др. Если условия работы изменяются и избыточные давления превышают первоначальные расчетные, необхо-димо предусмотреть соответствующие технологические операции, предупреждающие повреждение обсадных ко-лонн.

Основные обозначения величин, принятые в формулах

Определения Обозна-

чение ве-личины

Расстояние от устья скважины, м: -до башмака колонн L -до башмака предыдущей колонны LO- до сечения, в котором нагнетаемая жидкость выходит из колонны

L′

4

Определения Обозна-

чение ве-личины

-до нижнего конца дополнительной колонны труб, спускаемой для нагнетания жидкости при испытании на герметичность по частям или ин-тенсификации

LД

-до пакера, устанавливаемого на дополнитель-ной колонне

LП

-до уровня цементного раствора h -до уровня жидкости в колонне H -до пласта, в котором возможны нефтегазово-допроявления

l

-до верхнего конца потайной колонны lО-до верхнего конца i-й секции обсадной колонны Li -до середины пласта S, Si -до рассчитываемого сечения Z Длина i-й секции обсадной колонны, м li Удельный вес газа по воздуху (относительный) γ Удельный вес, Н/м3: -испытательной жидкости γЖ-бурового раствора за колонной γР-цементного раствора за колонной γЦ-вышележащих пород (средний) γП-жидкости в колонне γВ-гидростатического столба воды γГСДавление, МПа: -в газовых скважинах и газовой части газожид-костных скважин при окончании эксплуатации

Рmin

-гидравлического разрыва пластов на глубине Z PГР

-избыточное внутреннее на устье в период вво-да в эксплуатацию (в хорошо изученных рай-онах исходные значения РвУ принимают по ре-зультатам промысловых испытаний)

РвУ

-внутреннее на глубине Z РвZ

-наружное на глубине Z PнZ

-внутреннее избыточное на глубине Z РвиZ

-наружное избыточное на глубине Z РниZ

-критическое избыточное наружное, при котором напряжения в теле трубы достигают предела текучести

Ркр

5

Определения Обозна-

чение ве-личины

-избыточное внутреннее, по котором напряже-ния в теле трубы достигают предела текучести

Рт

-пластовое на глубине Z РплZ

-пластовое на глубине L′ РплL′

-потери давления на трение при движении жид-кости в колонне

Рп

-давление насыщения-минимальное давление, при котором газовая фаза находится в жидко-сти пласта только в растворенном состоянии

Рнас

-дополнительное давление (репрессия) для обеспечения выхода жидкости из колонны при закачке

∆Р

Вес колонны,кН: -1 м i-й секции (теоретический) в воздухе qi

-i-й секции Qi

-общий вес подобранных секций Q Страгивающая осевая нагрузка, кН PCT

Допустимая осевая нагрузка, кН [P] Температура газа, °С (К): -на устье скважины Tу -на забое скважины Та -средняя Тср Коэффициент сжимаемости («Инструкция по исследованию газовых скважин».-.:Недра,1974)

m

Коэффициент запаса прочности при расчете на наружное избыточное давление

n1

Коэффициент запаса прочности при расчете на внутреннее избыточное давление

n2

Коэффициент запаса прочности при расчете на растяжение

n3

Коэффициент запаса прочности на растяжение в клиновом захвате

n4

6

7

2.РАСЧЕТ ЭКСПЛУАТАЦИОННЫХ ОБСАДНЫХ КОЛОНН ДЛЯ НЕФТЯНЫХ СКВАЖИН

Внутреннее давление

2.1.Внутреннее давление определяют для процессов,

в течение которых оно достигает максимальных и мини-мальных значений (испытание на герметичность, опробо-вание, эксплуатация и ремонт скважин).

Максимальные значения рабочих внутренних давле-ний характерны для периода ввода скважин в эксплуатацию (при закрытом устье) или периода нагнетания в скважины жидкостей для интенсификации добычи (например, при гидроразрывах).

Минимальные внутренние давления характерны для окончания эксплуатации скважин, для случая полного за-мещения жидкости в скважине пластовым флюидом при от-крытом фонтанировании, для процесса испытания колонн на герметичность снижением уровня.

2.2.При расчете колонн нефтяных скважин внутреннее давление в период ввода в эксплуатацию при закрытом устье [(рис.1,а) РУ >0] определяют по формуле

РвZ=РплL-10-6⋅γВ (L-Z) при 0≤Z≤L (2.1)

Если давление насыщения нефти газом меньше ра-

бочего давления на устье скважины при его закрытии, то в расчетах учитывается значение γВ для пластовых условий.

Расчет колонн нефтяных скважин при вызове притока, испытании на герметичность снижением уровня и при окон-чании эксплуатации (рис 1, б, в) производят по формулам

РвZ=0 при 0≤Z≤Н (2.2) РвZ=10-6⋅γВ (Z-Н) при Н≤Z≤L Расчет колонн газонефтяных скважин на всех стадиях

эксплуатации производят по п.4.4. 2.3.Внутреннее давление в колонне на глубине Z при

выполнении работ, связанных с нагнетанием жидкости в скважину (интенсификация, гидроразрыв, ремонтные рабо-ты и др.) определяют по следующим формулам:

8

а.При отсутствии дополнительно спущенных труб и пакера (нагнетание непосредственно по колонне) (рис.2, а):

РвZ=PплL′+∆P-10-6⋅γВ (L′-Z) при 0≤Z≤L (2.3) Давление на устье при Z=0 РвZ=РвУ=PплL′+∆P-10-6⋅γВ⋅L′ (2.4) ∆P-дополнительное давление (репрессия), необходи-

мое для обеспечения выхода жидкости из колонны при за-качке, определяется опытным путем, выдается геологиче-ской службой.

б.При нагнетании жидкости через дополнительно спущенную колонну труб с пакером на глубине Ln≤L′ и Ln≤Lд (рис.2,б) внутреннее давление на глубине Z при Ln≤ Z ≤L также определяют по формуле (2.3).

в.Давление на устье дополнительной колонны РвУ вы-числяют по формуле (2.4).

г.Расчет внутренних давлений для газлифтных сква-жин в интервале от устья до глубины установки пускового клапана производится по максимальной величине пусково-го давления на устье РвУП.

Значение РвП принимается постоянным по всей рас-четной длине колонны.

РвZ=РвУП при 0≤Z≤Нпуск (2.5) Наружное давление 2.4.Наружное давление определяют для тех же про-

цессов, что и внутреннее давление. 2.5.В незацементированной зоне наружное давление

на колонну на участке от устья до уровня цемента в рас-творе определяют по формуле

РнZ=10-6⋅γВ⋅Z при 0≤Z≤h (2.6) 2.6.В зацементированной зоне после ожидания за-

твердения цемента (ОЗЦ) наружное давление в интервале, закрепленном предыдущей колонной, определяют по дав-лению составного столба бурового раствора и

10

гидростатического давления столба воды с удельным ве-сом γГС=1,1⋅104 Н/м3 по высоте цементного кольца [форму-лы (2.6) и (2.7)] (гидростатическое давление столба воды корректировать с учетом удельного веса воды каждого кон-кретного региона): РнZ = 10-6[γВh + γ ГС(Z – h)] при h≤Z≤LO (2.7)

2.7.В зацементированной зоне открытого ствола (рис.3) наружное давление на колонну после ОЗЦ опреде-ляют с учетом пластового горного давления, а при отсутст-вии их влияния – по п. 2.6.

РплL

γPh

РплО

LO

L

Рис.3. Эпюра наружных давлений.

h

11

а). Расчет наружного давления в интервале пластов с известным пластовым давлением (рис.3) производят по формуле:

РнZ = РплZ (2.8) Пластовое давление для пластов мощностью до 200 м

определяют для середины пласта по формуле:

,2

ПОДКРПЛ

РРР

+= (2.9)

где Ркр – пластовое давление на кровле пласта, МПа;

Рпод – пластовое давление на подошве пласта, МПа.

При наличии одного флюидосодержащего пласта рас-пределение давления на участке S1 – Lo считается линей-ным от Рн Lo до Рпл1 и определяется по формуле:

( 001

LZLSРР

РР ОНLПЛ

ОНLНZ −⋅−

−+= ) при LO ≤ Z ≤ S1 (2.10)

где S1 – расстояние от устья до середины ближайшего

к башмаку промежуточной колонны пласта с пластовым давлением Рпл1, определяемым по формуле (2.9;).

Рн Lo – определяют по формуле (2.7) при Z=Lo/ При наличии двух и более пластов распределение

давления между ними рассчитывают по формуле:

( )1()1(

)1()1( −

−

−− −⋅

−)−

+= iii

iПЛПЛiIПЛНZ SZ

SSРР

HР (2.11)

при S(I-1) ≤ Z ≤ S1, где I=2;3 … В пластах мощностью более 200 м наружное давле-

ние в интервале пласта распределяется между кровлей и подошвой по линейной закономерности.

12

Расчет наружного давления в интервале залегания парод, склонных к текучести. РнZ производят по горному давлению:

РнZ = 10-6γnZ (2.12) б). Расчет по формулам (2.8) и (2.9) производят для

интервала, равного мощности пласта, увеличенной на 100 м (по 50 м выше кровли и ниже подошвы пласта).

Расчет удельного веса горных пород γn производят со-гласно разделу 14.

2.8. Наружное давление по всей длине колонны, рас-считанное с учетом давления составного столба бурового и тампонажного растворов, определяют на момент конца продавливания тампонажного раствора по формулам:

РнZ = 10-6γРZ 0≤ Z ≤h (2.13) РнZ = 10-6 [γр h + γЦ(Z – h)] h≤ Z ≤L (2.14) Во всех случаях (п.п.2.5-2.8) наружное давление не

может быть меньше гидростатического давления столба воды с удельным весом γгс = 1,1⋅104 Н/м3.

Избыточное наружное давления 2.9 Избыточное наружное давление в общем случае

определяют как разность между наружным и внутренним давлениями:

РниZ = РнZ -РвZ (2.15) При этом РнZ и РвZ определяют для одного и того же

момента времени при окончании цементирования, при ис-пытании колонн на герметичность снижением уровня и при окончании эксплуатации.

2.10. В момент окончания цементирования РниZ = 10-6 (γР — γВ) Z при 0≤ Z ≤h (2.16) РниZ = 10-6 [(γЦ — γВ) Z — (γЦ — γР) h] при h≤ Z ≤L (2.17)

13

2.11. При испытании колонн на герметичность сниже-нием уровня избыточного наружного давление определяют по следующим :формулам:

а) в незацементированной зоне при h<H (Рис.1б) РниZ = 10-6 γР Z при 0≤ Z ≤h (2.18) при h >H (рис.1,в) РниZ = 10-6 γР Z при 0 ≤ Z ≤ H (2.19) РниZ =10-6 [γР 10-6 Z — γВ (Z – H) при H ≤ Z ≤ h (2.20) б) в зацементированной зоне: при h < H (рис.1,б) РниZ =РнZ при h≤ Z ≤H (2.21) РниZ =РнZ — 10-6 γв (Z — Н) при Н ≤ Z ≤ L (2.22) при h > H (рис.1,в) РниZ =РнZ — 10-6 γв (Z — Н) при h≤ Z ≤ L (2.23) где РниZ определяют по формулам (2.7) – (2.12). 2.12. При освоении нефтяных скважин РниZ опреде-

ляют по формулам (2.18)-(2.20); в зацементированной зоне РниZ определяют по формулам (2.21) – (2.23), где РнZ вы-числяют по формулам (2.7) – (2.12) для начального момен-та эксплуатации.

2.13. В момент окончания эксплуатации в незацемен-тированной зоне скважин РниZ определяют по формулам (2.18) – (2.20), а в зацементированной зоне – по формулам (2.21) – (2.23).

14

2.14. Если наружное давление на колонну определяют

по давлению столба бурового раствора, то избыточное на-ружное давление вычисляют по формулам:

РниZ =10-6 γP Z при 0 ≤ Z ≤ H (2.24)

РниZ =10-6 [γPZ — γB(Z – H)] при Н ≤ Z ≤ L (2.25).

2.15. В интервале залегания пород, склонных к теку-чести, избыточное наружное давление находят по форму-ле:

РниZ =10-6 γп Z — РвZ , (2.25а)

где РвZ принимают минимальным из вычисленных по формулам п.п.2.1 – 2.3 для того же интервала Z, что и в п.2.7б.

При расчете колонн на избыточное наружное давле-ние принимают большие значения РниZ, полученные по п.п.2.10 – 2.15.

2.16. Для скважин с нормальными условиями бурения и эксплуатации избыточных наружных давлений в зацемен-тированной зоне производят по составному столбу бурово-го и цементного растворов с учетом разгрузки по формуле:

РниL = 10-6 [(γЦ -γВ)L – ( γЦ -γP)h + γВH](1-K), (2.26) где К- коэффициент разгрузки цементного кольца: для колонн диаметром 114-178 мм: К=0,25;

194-245 мм: К=0,30; 273-324 мм: К=0,35; 340 и более К=0,40.

Примечание. Для зацементированных интервалов, обсаженных предыдущей колонной, для всех категорий скважин по усмотрению руководства допускается произво-дить расчет давлений по п. 2.16.

Избыточное внутреннее давление 2.17. Избыточное внутреннее давление в общем слу-

чае определяют как разность между внутренним и наруж-ным давлениями, установленными для одного и того же

15

момента времени: РвиZ = Р′вZ — РнZ (2.27) где Р′вZ – внутреннее давление при испытании колон-

ны на герметичность; РнZ – наружное давление, определяемое по форму-

лам 2.5-2.8 [расчет по формуле (2.12) с учетом горного давления не производится].

Расчет колонны по внутреннему избыточному давле-нию производят для двух случаев испытания колонн на герметичность: в один прием без пакера; в два или не-сколько приемов с установкой пакера.

2.18. При испытании колонны в один прием без пакера Р′вZ = 1,1РвУ +10-6 γЖ Z, (2.28) где РвУ вычисляют с учетом максимальных значений

по формулам п.п.2.1-2.3 (РвУ= РвZ при Z=0). Значение РнZ определяют по формулам п.п. 2.5-2.8. Расчетные формулы для определения избыточного

внутреннего давления приведены ниже. А. Расчет колонн в незацементированной зоне (0 ≤ Z ≤

h) производится по формулам: РвиZ = 1,1РвУ – 10-6 (γР — γЖ)Z при 1,1РвУ>Роп (2.29) РвиZ = Роп – 0,1(γР — γЖ)Z при 1,1РвУ<Роп (2.30) где Роп – минимально допустимое внутреннее давле-

ние при испытании на герметичность (табл.2.1). Б. Расчет колонн в зацементированной зоне произво-

дят по формуле(2.27). При использовании формулы (2.10)

( )⎥⎦

⎤⎢⎣

⎡−

−

−+−+= −

001

010

6101,1 LZLSРР

РZРР НLПЛНLЖУВZВИ γ

(2.31) S1 – Lo при LO ≤ Z ≤S1, где ; РнLo и Рпл1 определяют по формулам (2.8) и (2.9).

16

При использовании формулы (2.11)

⎥⎦

⎤⎢⎣

⎡−

−

−+−+= −

−

−

−− )(101,1 )1(

)1(

)1()1(

6i

ii

шПЛIПЛiПЛЖУВZВИ SZ

SSРР

РZРР γ

(2.32) при S(i-1) ≤ Z ≤ Si , где i=2; 3… Если значение 1,1 Рву окажется меньше значений Роп,

указанных в табл.2.1, то расчет РвиZ проводят по формулам (2.31) и (2.32), подставляя вместо 1.1 Рву значение Роп из табл. 2.1.

Таблица 2.1

Минимально необходимое избыточное внутреннее

устьевое давление при испытании на герметичность Роп

Наружный диаметр колонны, мм

Значение Роп, Мпа

114…127 150 140…146 125

168 115 178…194 95 219…245 90 273…351 75 377…508 65

2.19.При испытании колонны с пакером Р′вZ в формуле (2.270 определяют следующим образом:

Р′вZ = 1.1 РвZ , (2.33)

где РвZ берется по наибольшему значению, определенно-му по формулам п.п.2.1-2.3. При этом минимально необходимое давление на устье обсадной колонны при испытании на герме-тичность любой ее

17

18

секции с верхней границей на глубине Z определяют из выра-жения

Ропу =Р′вZ -10-6 γЖ Z Значение РвиZ рассчитывают как разность Р′вZ и РнZ (по

п.2.18). 2.20. Для скважин с нормальными условиями бурения и

эксплуатации расчет избыточных внутренних давлений в заце-ментированной зоне производят по составному столбу бурового и цементного растворов с учетом разгрузки по формуле

РвиL ={1,1РвУ – 10-6 [(γЦ -γж)L – ( γЦ -γP)h]}(1-K), (2.34) где К – коэффициент разгрузки цементного кольца (см. п.

2.16). Примечание. Для зацементированных интервалов, обса-

женных предыдущей колонной, для всех категорий скважин по усмотрению руководства АО допускается производить расчет давлений по п.2.20.

2.21. Если при спуске и цементировании в предыдущей колонне может быть обеспечено цементирование расчетной ко-лонны и качественное замещение бурового раствора цемент-ным, расчет на внутреннее избыточное давление производят как для составной крепи , состоящей только из двух колонн, не-зависимо от того, сколько колонн зацементировано в скважине:

РвиZ =(Рв-Ро)/(1+0,8)D1

2δ22/D2

2δ12 ) (2.35)

где Рв – внутреннее давление в рассчитываемой обсадной

колонне, МПа; Ро – наружное гидростатическое давление для рассчиты-

ваемой колонны, МПа; Ро=10-6 γВ Z (γВ принимают за 1,0⋅104 Н/м3);

D,δ — наружный диаметр и толщина стенки рассчитывае-мой (D1,δ1) и предыдущей (D2,δ2) колонны, мм.

Осевая нагрузка от собственного веса 2.22. Осевую нагрузку от собственного веса определяют с

учетом теоретического веса спущенной колонны в воздухе (кН):

∑=n

ii qlQ1

, (2.36)

где n – число секций обсадных колонн. Прочность труб. Коэффициенты запаса прочности 2.23.Сопротивляемость труб избыточному наружному дав-

лению характеризуется критическим давлением, при котором наибольшее напряжение достигает предела текучести мате-риала труб.

Критическое давление определяют по формуле Саркисо-ва.

};4)2

31(

)2

31({1,1

20

2

320

320

рMIN

р

MINрMINКР

ЕККеЕК

КеЕККР

ρσρ

ρσ

ρρσ

−⎥⎦

⎤⎢⎣

⎡++−

−++=

(2.37)

Кmin=δmin/D; Ko-δo/D где D – наружный диаметр труб, мм;

σp – предел пропорциональности, который принимают равным пределу текучести материала труб, МПа;

E – модуль упругости, равный 2,1 105, МПа; е – овальность (наибольшие расчетные значения ее

приведены в табл.2.2); δmin;δo – расчетные толщины стенок (мм), которые опреде-

ляют по формулам δmin =0,875δ; δo=0,905δ; (для труб по ГОСТ 632-80 исполнения Б с допуском по весу – 6,5%) и δo=0,918δ (для труб по ГОСТ 632-80 исполнения А с допуском по весу – 3,5%);

δ — номинальная толщина стенки трубы, мм; ρ = δo/δmin=1,034 (трубы исполнения Б); ρ = 1,049 (трубы исполнения А).

19

20

Таблица 2.2

Наибольшие расчетные значения овальности

Овальность Диаметры труб, мм Исполнение А Исполнение Б До 245

От 273 до

508

0,0075 —

0,010

0,015

В прил 2 приведены значения Ркр, подсчитанные по фор-

муле (2.37). 2.24.Критическое давление для труб с учетом растяги-

вающих нагрузок при двухосном нагружении определяют из за-висимости

Р′кр=Ркр (1-0,3Q/Qт), (2.38) где Ркр – критическое давление по формуле (2.37) без

учета растяжения; Q – осевая растягивающая нагрузка на трубу; Qт — растягивающая нагрузка, при которой напряжение в

теле трубы достигает предела текучести (прил. 3). 2.25. Избыточное наружное давление РниZ для труб рас-

считываемой секции не должно превышать допустимого: РниZ ≤ Ркр/n1 (2.39) где n1 – коэффициент запаса прочности. Для секций, на-

ходящихся в пределах эксплуатационного объекта n1 = 1,0-1,30 (в зависимости от устойчивости коллекторов), для остальных секций – 1,0.

Ркр; Ркр – критические давления, определяемые по фор-

мулам (2.37) и (2.38).

2.26.Избыточное внутреннее давление, при котором напря-жение в трубах достигают предела текучести, определяют по формуле:

,2

875,0D

Р ТТ

δσ= (2.40)

где 0,875 – коэффициент, учитывающий отклонение тол-

щины стенки (по ГОСТ 632-80). Значения Рт, определенные по формуле (2.40), приведены

в прил.4. Избыточное внутреннее давление, определенное по фор-

муле (2.27) не должно превышать допустимого: РвиZ ≤ Рт/n2 (2.41) где n2 – коэффициент запаса прочности (табл.2.3).

Таблица 2.3

Коэффициенты запаса прочности на внутреннее давление

Коэффициент запаса прчности,n2Диаметр труб,

мм Исполнение А Исполнение Б 114…219 1,15 1,15 Свыше 219 1,15 1,45

2.27.Расчет на растяжение колонн из труб с резьбой тре-

угольного профиля (ГОСТ 632-80) производят по формуле Яковлева-Шумилова, определяющей страгивающую нагрузку, при которой в наиболее опасном

21

сечении резьбового соединения напряжения достигают предела текучести:

)(2

1

10 3

ϕαη

σπ

++

⋅=

−

ctglDbD

РC

TCСТ (2.42)

где Dc – средний диаметр сечения по впадине первого полного витка резьбы (в основной плоскости), мм;

Dc=D-2h-b D – номинальный наружный диаметр, мм; H – глубина резьбы, мм; B – толщина стенки трубы по впадине того же витка, мм; L – длина резьбы с полным профилем (до основной плос-

кости), мм; α — угол между опорной поверхностью резьбы и осью тру-

бы, равный 60°; ϕ — угол трения, принимаемый в расчетах равным 7°; η — коэффициент разгрузки, η=b/(b+δ); σT – предел текучести материала труб. МПа. Численные значения Рст приведены в прил.5. Вес колонны Q, определенный по формуле (2.36), не дол-

жен превышать допустимого (Q≤[P]), где [P] = Рст/n3, n3 – коэффициент запаса прочности (табл.2.4). В случае, если была запроектирована вертикальная сква-

жина, а после бурения в ней установлены участки с искривле-нием ствола, перед спуском следует проверить расчетом соот-ветствие прочности колонны требованием раздела 8.

2.28.Расчет на растяжение колонн труб с резьбой трапе-цеидального профиля (ОТТМ, ОТТГ, ТБО по ГОСТ 632-80) про-изводят по разрушающей нагрузке, наименьшей из подсчитан-ных, исходя из условия разрушения по телу трубы в опасном сечении, условия выхода резьбы из сопряжения вследствие уменьшения поперечных размеров трубы от удлинения при рас-тяжении и условия разрушения по муфтовой части соединения в опасном сечении (по данным ВНИИБТ).

22

Таблица 2.4

Коэффициенты запаса прочности на растяжение

Диаметр труб,

мм Длина колонны, м Коэффициент за-

паса прочности в вертикальной скважине n3

До 3000 1,15 114…168 Свыше 3000 1,3 До 1500 1,3 178…219

Свыше 1500 1,45

Разрушающую нагрузку по телу трубы в опасном сечении определяют по формуле

Рраз.т = 0,785 [(D – 0,022)2– (D — 2δ)2] σBmin (2.43) Разрушающую нагрузку при выходе резьбы из сопряжения

рассчитывают по формуле

⎥⎥⎥⎥

⎦

⎤

⎢⎢⎢⎢

⎣

⎡

−−−

∆+−=

)(2

2)

2(

1

1

1

11..

βϕµµσδπ

tgldhEE

dh

РC

CTMINВЫРРАЗ

(2.44). Разрушающую нагрузку по муфтовой части соединения в

опасном сечении определяют по формуле Рраз.м = 0,785 [(DM

2– dP2)] σBmin (2.45)

Для колонн, составленных из труб ОГ с толщиной стенки

до 10 мм включительно, разрушающую нагрузку определяют, исходя из прочности ниппельной части по формуле Рраз.н = 0,785 [(D–0,09)2 -[(D–2δ)2 ] σBmin (2.46)

23

Для труб ОГ с толщиной стенки 11 мм и более разрушаю-щую нагрузку определяют, исходя из прочности муфтовой части по формуле

Рраз.м = 0,785 [D2–(D–1,19)2 ] σBmin (2.47) В формулах (2.43) – (2.47) приняты следующие условные

обозначения: D –наружный диаметр трубы. Мм; δ — толщина стенки, мм; σBmin – наименьший предел прочности при растяжении,

МПа (см. ГОСТ 632-80); σTmin- наименьший предел текучести при растяжении, МПа

(см. ГОСТ 632-80); h1 – высота профиля резьбы, равная 1,6 мм; dc – средний диаметр тела трубы в опасном сечении, мм:

),2

( 1hDdC +−= δ

∆ — диаметральный натяг свинченного соединения, мм; E1 – модуль упрочнения, принимаемый равным 4900 МПа

для стали группы прочности Д. 3430 МПа для стали группы прочности К и Е, 2450 МПа для стали групп прочности Л и М;

H – рабочая высота профиля резьбы, равная 1,2 мм; µ1 – коэффициент Пуассона для пластической области,

равный 0,5; ϕ — угол трения, принимаемый равным 11°; β — угол наклона стороны профиля, равный 3°; l – длина резьбы, находящейся в сопряжении, равная L-14

мм; Dм – наружный диаметр муфты, мм; dp – наружный диаметр резьбы муфты в опасном сечении,

равный dp = D – 0,0125 – ln/16, мм; ln – длина наружной резьбы с полным профилем, мм. Допустимые значения растягивающей нагрузки [Р] опре-

деляют по формуле [P]⋅= Рраз /n3,

24

где Рраз. – разрушающая нагрузка, вычисленная по при-

веденным формулам; n3 = 1,75. Значения [P] для соединений с трапецеидальными резь-

бами по ГОСТ 632-80 приведены в прил.6,7,8. При расчетах со-блюдено следующее условие: допустимая нагрузка не превы-шает 80% (n3 = 1,25) от нагрузки, при которой напряжения в теле гладкой части трубы достигают предела текучести.

При определении допустимых нагрузок для труб с резьбой трапецеидального профиля по ГОСТ 632-80 исполнения Б ко-эффициент запаса прочности принимается равным 1,8, при этом допустимая нагрузка на тело гладкой части трубы не должна превышать 77% (n3 = 1,3) от нагрузки, при которой на-пряжения достигают предела текучести (прил.9-11).

2.29. Значение осевой растягивающей нагрузки, при кото-рой напряжение в теле трубы, закрепленной в клиновом захва-те, доходит до предела текучести, определяют по формуле

,

)(41

103

ϕα

χσ

+⋅+

⋅=

tgld

FР

СР

ТК (2.48)

F – площадь сечения трубы, м2; σT– предел текучести материала трубы, МПа; dср – средний диаметр трубы, мм; l – длина плашек клина, мм; α — угол уклона клина [α=9°27′15″ (уклон 1:6)]; ϕ — коэффициент трения (ϕ=0,2); χ — коэффициент охвата трубы плашками (0,7 ≤ χ ≤ 1,0), χ определяется в зависимости от типа клинового захвата: χ=γ m / 2π; γ — угол охвата трубы плашками одного клина (γ ≥ 60°); m – число клиньев. Вес колонны Q, определенный по формуле (2.36), не дол-

жен превышать допустимого {Q ≤ [Р], где [Р]=Рк/n4, n4 – коэф-фициент запаса прочности, равный 1,3; Рк определяют по фор-муле (2.48).

25

26

2.30. При спуске обсадных колонн по частям (секциями) за длину колонны принимают длину части (секции).

Порядок выбора конструкций эксплуатационных обсадных колонн∗.

2.31.На основании исходных данных выбирают расчетную

схему по рис.1 или 2 и определяют значения избыточных на-ружных и внутренних давлений на устье скважины и на глубинах H, h, LO, L, и Si (см. рис.3).

Давления в этих интервалах рассчитывают по формулам (2.16) – (2.25а), (2.29) – (2.32) и определяют с помощью эпюр, построенных по значениям избыточных давлений.

Распределение давления в расчетных интервалах прини-мают линейным.

2.32.Эпюры избыточных наружных давлений РниZ строят в такой последовательности:

1.Определяют избыточные наружные давления по п.п. 2.10 – 2.14Z на глубинах H, h, LO, Si и L.

2.Строят эпюры наружных избыточных давлений для зна-чений по п.п. 2.10 – 2.14; при построении эпюры для глубин H, h, LO, Si и L откладывают в принятом масштабе значения РниZ и полученные точки последовательно соединяют между собой прямолинейными отрезками (рис.4).

3.При помощи пласта свыше 200 м (при расчетах по пла-стовому давлению) дополнительно определяют значения РниZ для глубин, отвечающих кровле и подошве пластов, с отраже-нием на эпюрах.

4.В районах с проявлением горного давления дополни-тельно определяют значения РниZ (п.2.15) для глубин кровли и подошвы пласта с отражением на эпюрах.

5.По построенным эпюрам для расчета колонн выбирают наибольшие значения РниZ для вышеуказанных глубин и строят обобщенную эпюру.

2.33.Эпюры избыточных внутренних давлений строят ана-логично п.2.32.

________________________________ ∗Приводится порядок выбора конструкций обсадных колонн, состоящих из одной части.

РПЛ

РНИLo

L 0

РНИп

РНИн

γp

H

h

L=S 1

При испытании колонн на герметичность в один прием без пакера расчет РниZ производят по формулам (2.29) – (2.32).

При испытании на герметичность с пакером расчет произ-водят в соответствии с п. 2.19.

2.34.Расчет обсадной колонны производят в такой после-довательности:

1. Строят эпюры избыточных наружных и избыточных внутренних давлений при испытании колонны на герметичность в один прием без пакера (пп.2.32, 2.33).

27

28

2.Определив запас прочности n1 по п.2.25 на наружное из-быточное давление для 1-ой снизу секции колонны, вычисляют произведение n1⋅РниZ и в соответствии с прил.2 подбирают тру-бы с Ркр > n1⋅РниZ, начиная с труб наименьшей группы прочно-сти Д. Если трубы группы прочности Д не удовлетворяют усло-вию прочности, то переходят к трубам более высокой группы прочности.

Для выбранных труб определяют запас прочности на внутреннее избыточное давление n2 на глубине кровли эксплуа-тационного объекта мощностью l1 . Если найденный запас проч-ности окажется меньше допустимого, то подбор труб этой сек-ции производят по избыточному внутреннему давлению по формуле (2.41).

3.По эпюре определяют наружное избыточное давление на верхнем конце 1-й секции (на глубине L1), а по прил.2 подби-рают трубы с Ркр, равным или близким по значению (в большую сторону) давлению на глубине L1, из которых и составляют 2-ю секцию.

4.Определяют значение Р′кр для труб 2-ой секции по формуле (2.38) для условий двухосного нагружения с учетом влияния растягивающих нагрузок от веса 1-ой секции длиной l1 .

Для полученного значения Р′кр по эпюре определяют уточненную глубину спуска 2-ой секции L′1(L′1.< L1 ) и уточнен-ную длину 1-ой секции l′1=L-L′1.

Определяют вес 1-ой секции Q′1 с помощью прил.12. 5.Для определения длины 2-й секции необходимо выбрать

трубы для 3-й секциис меньшей по сравнению со 2-ой секцией прочностью отыскать по прил.2 соответствующее им Ркр, а по эпюре найти глубину L2, на которой расчетное наружное избы-точное давление будет равно найденному значению.

Длина 2-й секции из условия одноосного нагружения l2=L1-L2, вес секции Q2 определяют с помощью прил.12.

6.Определяют величину Р′кр для труб 3-ей секции по формуе (2.38) для условий двухосного нагружения с учетом влияния растягивающих нагрузок от веса 1-ой и 2-ой секции (Q′1 + Q2 ).

Для полученного значения Р′кр по эпюре определяют уточненную глубину спуска 3-ей секции L′2(L′2.< L2 ) и длину l′2=L′1-L′2.

Определяют вес секции Q′2 . Далее производят расчет на внутреннее избыточное дав-

ление для верхней трубы 2-й секции. Если запас прочности n2=Pт/РвиZ окажется недостаточным, то длину 2-й секции опре-деляют из расчета на внутреннее давление.

29

Для этого определяют допустимое внутреннее давление для труб этой секции, равное Рт / n2 и по эпюре, построенной в со-ответствии с п.2.32, устанавливают глубину L′2 верхней грани-цы секции.

Определяют окончательно вес 2-й секции Q′2. 7.Для определения длины 3-й секции необходимо выбрать

трубы 4-й секции, отыскать по прил.2 соответствующее им Ркр, а по эпюре найти глубину L3, на которой расчетное давление равно найденному.

Длина 3-ей секции из условия одноосного нагружения равна l3=L′2-L3 .Определяют вес секции Q′3.

8.Определяют величину Р′кр для труб 4-ой секции по формуе (2.38) для условий двухосного нагружения с учетом влияния растягивающих нагрузок от веса 1-ой, 2-ой и 3-ей сек-ций.

Для полученного значения Р′кр по эпюре определяют уточненную глубину спуска 4-ой секции L′3(L′3 < L3 ) и длину l′3=L′2-L′3.

Определяют вес секции Q′3 . Производят проверочный расчет 3-ей секции на внутрен-

нее давление аналогично п. 2.34.6. 9.Аналогично подбирают последующие секции колонны.

При этом одновременно определяют общий вес всех уже по-добранных секций и каждый раз проверяют условие Q′ ≤ [P], где [P] – допустимая осевая нагрузка для труб последней секции, кН.

Для труб с резьбой треугольного профиля (п.2.27) допус-каемая нагрузка

[P] = Рст / n3. Для труб с резьбой трапецеидального профиля (п.2.28)

значения допустимых нагрузок [P] приведены в прил.7-11. 10.Если Q1 окажется близким к [P], длину последней сек-

ции, для которой толщина стенки подобрана из условия внеш-него и внутреннего давления, определяют из расчета на растя-жение по формуле

li = ([P] – Q) / qi (2.49) 11.Секция li разграничивает обе части колонн, поэтому по-

следующие секции подбирают расчетом на растяжение из бо-лее прочных труб, для которых значение [P] определяют по прил.6, а затем по формуле (2.49) вычисляют допустимую дли-ну секции. Таким образом для верхней части колонны секции подбирают до тех пор, пока общая длина всех подобранных секций не окажется равной глубине скважины или не превысит ее.

30

Подбираемые секции верхней части одновременно прове-ряют на избыточное внутреннее давление, аналогично п.2.34. подпункту 6, а при необходимости – на наружное давление.

2.35. Если интервал эксплуатационного объекта имеет большую длину, то в нем устанавливают несколько секций. Вы-брав запас прочности n1, определяют произведение n1⋅РниL и в соответствии с прил.2 родбирают трубы для 1-ой секции, для которых Ркр ≥ n1⋅РниL.

Чтобы определить длину 1-ой секции, необходимо вы-брать трубы для 2-ой секции (по самому близкому из меньших значений Ркр), на эпюре найти глубину L1, на которой РниL = Ркр / n1 . Верхней границей 1-ой секции будет L1, тогда длина l1=L1 — L.

Полученную длину уточняют с учетом двухосного нагру-жения. По формуле (2.38) определяют значение Р′кр с учетом влияния растягивающих нагрузок от веса 1-ой секции длиной l1. Для полученного значения Р′кр по эпюре определяют уточнен-ную глубину спуска 2-ой секции L′1 и уточненную длину l′1=L — L′1.

Аналогично подбирают трубы для последующих секций, пока не перекроют весь интервал эксплуатационного объекта.

Последнюю в этом интервале секцию устанавливают до верхней границы эксплуатационного объекта, а подбор труб для последующих секций производят для n1 = 1,0 в соответствии с п. 2.34.

2.36.При подборе труб для секций обсадных колонн. Ис-пытываемых на герметичность с установкой пакера, дополни-тельно строят эпюру избыточных внутренних давлений в соот-ветствии с п.2.33.

Расчет колонн производят по методике, изложенной в п. 2.34.

Место установки пакера и давление на устье при испыта-нии определяются согласно инструкции по испытанию обсадных колонн на герметичность.

2.37. Выбор типа и конструкции резьбового соединения, соответствующих эксплуатационным нагрузкам, производится с учетом раздела 15 настоящего РД.

3.РАСЧЕТ ПРОМЕЖУТОЧНЫХ ОБСАДНЫХ КОЛОНН

ДЛЯ НЕФТЯНЫХ СКВАЖИН Внутреннее давление 3.1.Максимальное внутреннее рабочее давление для рас-

чета на прочность колонн, несущих на себе противовыбросовое оборудование (ПВО), определяют с учетом наибольшего из давлений, которые могут

возникнуть при бурении под следующую за рассчитывае-мой колонну в случаях газонефтеводопроявлений, выбро-сов и открытого фонтанирования после закрытия устья скважины(из условия полного замещения промывочной жидкости пластовым флюидом); давлений, которые могут возникнуть под воздействием гидростатического столба бу-рового раствора, имеющего максимальный удельный вес, или тампонажного раствора, поднятого до устья при цемен-тировании следующей за рассчитываемой колонны.

Для промежуточных колонн, на которых установлено противовыбросовое оборудование. Максимальное внутрен-нее давление на устье. Рассчитанное из условия проявле-ния. Увеличивается на величину ∆Р; ∆Р – дополнительное давление на устье, необходимое для ликвидации проявления, указанное в проекте на основе промысловых данных.

3.2.При нефтеводопроявлениях максимальное внут-реннее давление при закрытом устье [РУ > 0 (Рис.5а)] во время ликвидации открытого фонтанирования определяют из условия полного замещения промывочной жидкости пла-стовым флюидом по формуле

РвZ = Рплl – 10-6 γВ (l – Z) при 0 ≤ Z ≤ L (3.1) РвZ = РвУ при Z=0 Значение γВ принимают по среднему удельному весу

пластовых флюидов во вскрытом разрезе. Значение l и Рпл принимают по кровле пласта с уче-

том наибольшего градиента пластового давления. 3.3.При газонефтеводопроявлениях (рис.5.в) расчет

РB Zпроизводят по формулам п.4.4, причем в формулах за-меняют L на l.

3.4.При бурении под следующую за рассчитываемой колонну с применением утяжеленного раствора (отсутству-ют поглощения, проявления) [РУ=0 (Рис.5,а)] максимальное внутреннее гидростатическое давление определяют по формуле

РвZ = 10-6 γВ Z при 0 ≤ Z ≤ L (3.2) 3.5 .При цементировании последующей за рассчиты-

ваемой колонны максимальное внутреннее давление на рассчитываемую колонну определяют в интервале от 0 до L по гидростатическому давлению составного столба

31

32

бурового и тампонажного растворов. 3.6.За минимальное значение внутреннего давления в

рассчитываемой колонне (производится расчет на проч-ность при наружном давлении) при бурении под следую-щую колонну принимается наименьшее из значений давле-ние, которое может возникнуть при поглощениях бурового раствора или газонефтеводопроявлениях при открытом устье.

3.7.При возможном поглощении расчет внутреннего давления производят с учетом частичного опорожнения ко-лонны [РВУ =0 (рис.5,г)] по формулам

РВZ = 0 при 0 ≤ Z ≤ H (3.3) РВZ = 10-6 γВ (Z – H) при Н ≤ Z ≤ L (3.4) Для двух-трех первых разведочных скважин при от-

сутствии достоверных исходных данных допустимо при расчете учитывать опорожнение колонны не более чем на 30-40%, то есть принимать Н=0,3…0,4L.

3.8. В случае возможного нефтеводопроявления сква-жины при открытом устье [РВУ =0 (рис.5,а)] (в случае пере-лива)

РВZ = 10-6 γВ Z при 0 ≤ Z ≤ L (3.5) где γВ принимают по п.3.2. При возможном газонефтеводопроявлении внутрен-

нее давление определяют по формулам раздела 5. 3.9. При бурении под следующую за рассчитываемой

колонну буровым раствором с удельным весом ниже γР (γВ < γР), если отсутствуют поглощения и проявления, то внут-реннее давление в рассчитываемой колонне определяют по формуле (3.2).

3.10. Для промежуточных обсадных колонн и кондук-торов, на которых при бурении под следующую колонну не предусматривается установка противовыбросового обору-дования (отсутствуют газонефтеводопроявления), макси-мальное внутреннее давление принимается наибольшим из рассчитанных по пп.3.4-3.5, а минимальное внутреннее давление – наименьшим из рассчитанных по пп.3.7-3.9.

Наружное давление 3.11. Наружное давление для промежуточных обсад-

33

ных колонн определяют по тем же формулам и методике, что и для эксплуатационных колонн (п.п.2.4-2.8).

Избыточное наружное давление 2.13. Избыточное наружное давление в общем случае

определяют как максимальную разность между наружным РНZ и внутренним РВZ давлениями, рассчитанными для од-ного и того же момента времени по формулам пп.2.4-2.8 и п.3.1-3.10 и по п.2.16

РНИZ = РНZ — РВZ (3.6) 3.13. Минимальное значение внутреннего давления

РВZ определяют по п.п.3.7-3.9. 3.14. Для расчета колонн на избыточное наружное

давление принимают наибольшее значение РНZ п.3.11. 3.15. Если удельный вес испытательной жидкости γж

окажется меньше γв, то расчет по п.3.13 необходимо произ-водить с заменой γв на γж.

Избыточное внутреннее давление 3.16.В общем случае избыточное внутреннее давле-

ние на промежуточную обсадную колонну определяют как максимальную разность между внутренним РВ’Z и наружным РНZ давлениями для одного и того же периода времени, рассчитанными по формулам п.3.1-3.10 и 2.5-2.8 и п.п.2.20, 2.21.

РВИZ = РВ’Z — PНZ (3.7) 3.17.Расчет максимальных избыточных внутренних

давлений производят по максимальным значениям внут-реннего давления и соответствующего наружного давле-ния.

Избыточные внутренние давления рассчитывают, как и для эксплуатационных колонн, по формулам п.п.2.17 – 2.21, при этом значения Рву определяют по формулам п.п.3.1 – 3.10 (Рву = Рвz при Z=0).

Удельный вес испытательной жидкости γж не должен превышать удельного веса бурового раствора, который применялся при окончании бурения под рассчитываемую колонну.

34

Осевая нагрузка от собственного веса 3.18.Осевую растягивающую нагрузку от собственного

веса промежуточной обсадной колонны определяют с уче-том теоретического веса спущенной колонны (п.2.22).

Прочность труб. Коэффициенты запаса прочности 3.19. Формулы для определения сопротивляемости

труб действию избыточного наружного и внутреннего дав-лений и собственного веса приведены в пп.2.23-2.30.

3.20. Расчет промежуточных колонн на наружное из-быточное давление производят при коэффициенте запаса прочности n1= 1,0.

Расчет на внутреннее избыточное давление произво-дят при коэффициентах запаса прочности согласно п. 2.26 настоящей инструкции.

Расчет колонн из труб по ГОСТ 632-80 с резьбой тре-угольного профиля на растягивающую нагрузку производят по формуле (2.42) с учетом коэффициента запаса прочно-сти n3 в зависимости от диаметра труб (табл.3.1).

Таблица 3.1

Коэффициенты запаса прочности на растяжение

Диаметр трубы,

мм Длина колонны, м Коэффициент

запаса прочности в вертикальной скважине n3

114…168 До 3000 Свыше 3000

1,15 1,3

178…245 До 1500 Свыше 1500

1,3 1,45

273…324 До 1500 Свыше 1500

1,45 1.6

Свыше 324 До 1500 Свыше 1500

1,6 1,75

35

Допустимые нагрузки на растяжение [P] для колонн из труб по ГОСТ 632-80 с трапецеидальной резьбой приведе-ны в прил. 6-11 и определены согласно п.2.28.

3.21.Расчет труб в клиновом захвате производит по формуле (2.48) согласно п.2.29.

3.22.При спуске обсадных колонн частями за длину колонны принимают длину части.

Порядок расчета и выбора промежуточных обсадных

колонн 3.23.Порядок расчета колонн, находящихся под дей-

ствием наружного и внутреннего избыточных давлений и растяжения, аналогичен приведенному в пп.2.31-2.37.

3.24.Эпюры избыточных давлений строят по данным пп.3.12-3.14, пп.3.16-3.17.

3.25.При отсутствии наружного избыточного давления расчет производят по растягивающей нагрузке от собствен-ного веса и внутреннему избыточному давлению.

3.26.Если бурильная колонна работает в обсадной ко-лонне продолжительное время, то на участке возможного наибольшего износа необходимо увеличить толщину стенки обсадных труб на основании опытных данных или уточнить ее расчетным путем по региональным методикам.

Рекомендуется в целях предупреждения протирания колонн у устья устанавливать 20 м труб с максимальной толщиной стенки.

4.РАСЧЕТ ЭКСПЛУАТАЦИОННЫХ ОБСАДНЫХ

КОЛОНН ДЛЯ ГАЗОВЫХ СКВАЖИН Внутреннее давление 4.1.Внутреннее давление определяют для тех же про-

цессов, что и пп.2.1-2.3. 4.2.При расчете колонн газовых скважин внутреннее

давление в период ввода скважин в эксплуатацию (Н=L) при закрытом устье (рис.1,г) определяют по формуле

РВZ = РПЛL / еS при 0 ≤ Z ≤ L (4.1)

36

еS =(2 + S)/(2 — S) (4.1а) где e – основание натурального логарифма;

;)(03415,0

СРmTZLS −

=γ

(4.1б)

Tcp = (Tу + Тз) / 2 (4.1в) Значения температуры приняты в К. Расчет значения S можно производить по упрощенной

формуле S = 10-4 γ (L – Z). (4.1г) Распределение давления по длине колонны допусти-

мо принимать линейным (по данным РВL и РВУ ):

,ZLРР

РР УВLВ

УВZВ

−+= (4.1д)

где РвУ , РвL определяются по формуле (4.1) соответ-ственно при Z=0 и Z= L.

При L ≤ 1000 м и РПЛL ≤ 10 МПа, а также при РПЛL ≤4,0

МПа и любом L допустимо считать, что внутреннее давле-ние по всей глубине скважины равно пластовому.

Для первых двух-трех разведочных скважин γ прини-мается равным 0,6.

4.3.При окончании эксплуатации (Н=L) за внутреннее давление РMIN принимают наименьшее устьевое и забойное давления (рис.1,г). Распределение давления РВZ по длине колонны считают линейным, давление РВZ определяют по формулам (4.1), (4.1д) в соответствии с пояснениями к ним.

4.4.При расчете колонн газонефтяных и газовых сква-жин, в которых при закрытом устье имеется одновременно столб нефти и газа (рис.1.д), на всех стадиях

37

эксплуатации внутреннее давление определяют по форму-лам

РВZ = РПЛL – 10-6 γВ ( L-Z ) при H ≤ Z ≤ L (4.2)

S

ВLПЛ

ZВ eHLР

Р)(10 6 −−

=− γ

при О ≤ Z ≤ Н (4.3)

где S определяют по формуле (4.1б) или (4.1г), под-

ставляя вместо L значение H. Значение Н при РНАС < РПЛL , т.е. при наличии в пласте

только нефти с растворенным газом, определяют по фор-муле

,10 6

В

НАСLПЛ PPLH

γ−

−−= (4.4)

где γВ принимается по удельному весу нефти в пласте. Если по формуле (4.4) получено отрицательное зна-

чение Н, то его принимают равным нулю и расчет произво-дят по формуле (4.2).

На участке от устья до глубины Н распределение дав-ления допустимо принимать линейным:

,ZНРР

РР УВНВ

УВZВ

−+= (4.5)

где РВУ и РВН определяют по формуле (4.2) соответст-венно при Z=0 и Z=Н.

При L ≤ 1000 м и РВН ≤ 10 МПа, а также при РВН ≤4,0

МПа и любых Н давление на участке от устья до глубины Н можно принимать постоянным и равным РВН.

38

При РНАС ≥ РПЛL принимают Н=L (колонна заполнена газом) и расчет внутреннего давления производят по пп.4.1-4.2.

4.5.В изученных районах допускается производить расчет внутренних давлений по фактическим промысловым значениям устьевого давления.

4.6.При работах, связанных с нагнетанием жидкости в скважину (интенсификация, гидроразрыв, ремонтные рабо-ты и др.), внутреннее давление в газовых скважинах опре-деляется по п.2.3 (как для нефтяных скважин).

4.7.Наружное давление в газовых скважинах опреде-ляют так же, как и наружное давление в нефтяных скважи-нах (пп.2.4-2.8).

Избыточное наружное давление 4.8. В общем случае избыточное наружное давление

определяют как разность между наружным и внутренним давлениями по пп.2.9-2.15.

При этом РВZ и РНZ определяют по формулам пп. 4.1-4.6 и 2.5-2.8.

4.9. Избыточное наружное давление в момент оконча-ния цементирования и при испытании колонн на герметич-ность снижением уровня определяют так же, как для неф-тяных скважин, соответственно по пп.2.10 и 2.11.

4.10. Избыточное наружное давление в интервалах действия горного давления определяют по п.1.15 и форму-ле (2.25а), в которой РВZ определяют по формулам пп.4.1-4.6.

4.11. Избыточное наружное давление в момент окон-чания эксплуатации определяют по формуле (2.15), прини-мая во внимание следующие положения:

-за РНZ принимаем максимальное значение из вычис-ленных по пп.2.5-2.7;

39

-РВZ берем равным РMIN для газовых скважин (рис.1г) по п.4.3;

-РВZ вычисляем для газовых и газонефтяных скважин, в которых при закрытом устье имеется одновременно столб жидкости и газа по п.4.4 при РВУ= РMIN и значении РПЛL на момент окончания эксплуатации.

4.12. Избыточное наружное давление для скважин с нормальными условиями бурения и эксплуатации в заце-ментированной зоне производят по составному столбу бу-рового и цементного растворов с учетом разгрузки по п.2.16, при этом в формуле (2.26) принимают γВ ⋅Н = РMIN, γВ =0.

4.13. Избыточное наружное давление определяют так же. Как и для нефтяных скважин. По пп.2.17-2.19 (горное давление в расчетах не учитывается), а тек же по пп.2.20 и 2.21.

Значения РВZ и РНZ определяют по формулам пп.4.1-4.6 и 2.1-2.3.

4.14. Осевую нагрузку от собственного веса опреде-ляют по п.2.22.

4.15.Прочность труб и коэффициенты запаса прочно-сти принимают по пп.2.23-2.30.

4.16.Выбор конструкций обсадных колонн производит-ся в соответствии с пп 2.31-2.37.

40

5.РАСЧЕТ ПРОМЕЖУТОЧНЫХ ОБСАДНЫХ КОЛОНН ДЛЯ ГАЗОВЫХ СКВАЖИН

Внутреннее давление 5.1.При расчете на прочность колонн, несущих на се-

бе ПВО максимальное внутреннее рабочее давление опре-деляют с учетом наибольшего из давлений, которые могут возникнуть при бурении под следующую за рассчитывае-мой колонну при нефтегазопроявлениях, выбросах и откры-тых фонтанах после закрытия устья скважины (из условия полного замещения промывочной жидкости пластовым флюидом); под воздействием гидростатического давления бурового раствора, имеющего максимальный удельный вес или тампонажного раствора, поднятого до устья при цемен-тировании следующей за рассчитываемой колонны.

Для промежуточных колонн, на которых установлено противовыбросовое оборудование. Максимальное внутрен-нее давление на устье, рассчитанное из условия проявле-ния, увеличивается на величину ∆Р;

∆Р – дополнительное давление на устье, необходи-мое для ликвидации проявления, указанное в проекте на основе промысловых данных.

5.2.Максимальное внутреннее давление при закрытом

устье газовых скважин при полной замене бурового раство-ра газом [Ру > О (рис.5,б)] определяют по п.4.2, причем в формулах заменяют L на l, где l – расстояние от устья скважины до кровли проявляющего пласта.

5.3. Максимальное внутреннее гидростатическое дав-

ление на колонну при бурении под следующую за рассчи-тываемой колонну утяжеленным раствором (отсутствуют поглощения, проявления) [Ру >О (рис.5,а)], а также при цементировании последую-щей за рассчитываемой колонны определяют соответст-венно по пп.3.4, 3.5 (для нефтяных скважин).

5.4.За минимальное внутреннее давление в рассчи-тываемой колонне (при расчете ее прочности на наружное давление) при бурении под следующую колонну принимают наименьшее из значений давления, которое может возник-нуть при поглощениях бурового раствора или газонефтево-допроявлениях при открытом устье.

41

5.5.При возможном поглощении с частичным опорож-нением скважин, нефтеводопроявлении при открытом устье, при бурении под следующую колонну раствором с γВ <γР (при отсутствии поглощений и проявлений) внутреннее давление в рассчитываемой колонне определяют по пп.3.7- 3.9 (для нефтяных скважин).

5.6.Для газовых скважин (приоткрытом фонтанирова-нии газа или газожидкостной смеси) [Ру =О (рис.5,б)] может быть произведен проверочный расчет внутреннего давле-ния для значений О ≤ Z ≤ L в соответствии с «Инструкцией по комплексному исследованию газовых и газоконденсат-ных пластов и скважин» (М.: Недра, 1980)с учетом потерь давления на трение восходящего потока газа или газожид-костной смеси.

При отсутствии достоверных исходных данных для проведения расчетов по указанной методике допускается проводить расчет по формуле

ZlР

Р LПЛ

ZВ

6,0= при О ≤ Z ≤ L, (5.1)

где РПЛL – пластовое давление проявляющего пласта. 5.7.Расчет максимальных внутренних давлений в

промежуточных колоннах и кондукторах, на которых не ус-танавливается противовыбросовое оборудование, произ-водят по пп.3.10.

Наружное давление 5.8. Наружное давление определяют по тем же фор-

мулам и методике, что и для нефтяных скважин (пп.2.5-2.8). Избыточное наружное давление 5.9.Избыточное наружное давление определяют как

разность между наружным РНZ и внутренним РВZ давления-ми, рассчитанными для одного того же момента времени по формулам пп. 2.5-2.8; 5.4-5.6 и 2.16.

42

Избыточное внутреннее давление 5.10.в общем случае избыточное внутреннее давле-

ние определяют как разность между внутренним РВ′Z и РНZ давлениями, рассчитанными для одного и того же периода времени по формулам пп.5.1-5.3 и 5.7; 2.5-2.8 и пп. 2.20, 2.21.

Избыточные внутренние давления рассчитываются в соответствии с пп.2.17-2.21, при этом значения РВУ опреде-ляют по формулам пп.4.1-4.5 (РВУ=РВZ при Z=0).

Удельный вес испытательной жидкости γЖ не должен превышать удельного веса бурового раствора, который применялся при окончании бурения под рассчитываемую колонну.

5.11.Осевую нагрузку от собственного веса определя-ют по п.2.22.

5.12.Прочность труб и коэффициенты запаса прочно-сти принимают по пп.3.18-3.21.

5.13.Порядок расчета и выбора конструкций промежу-точных обсадных колонн регламентируется пп.3.22-3.24.

6. РАСЧЕТ ПОТАЙНЫХ КОЛОНН И КОЛОНН, СПУС-

КАЕМЫХ ЧАСТЯМИ Промежуточные потайные колонны 6.1. Избыточное наружное давление на промежуточ-

ную потайную колонну в момент окончания цементирования с подъемом тампонажного раствора по всей длине такой колонны рассчитывают по формуле

РниZ = 10-6 (γЦ — γВ) (Z -lo) при lo ≤ Z ≤ L (6.1) 6.2.В нормальных условиях бурения (отсутствуют по-

глощения, проявления, т.е. Н=0; РУ=0) после спуска и це-ментирования потайной колонны избыточное наружное давление в интервале глубин от башмака предыдущей ко-лонны LO до башмака потайной колонны L составляет

РниZ = РнZ -10-6 γВZ при Lo ≤ Z ≤ L (6.2) где РНZ — наибольшее из значений давления, опреде-

ленных по пп.2.4-2.7.

43

6.3. Избыточное наружное давление при возможном поглощении бурового раствора в процессе бурения (Lo > Н)

РНИZ = РНZ — 10-6 γВ (Z-Н) при LO ≤ Z ≤ L (6.3) где РНZ принимается таким же, как и в предыдущем

пункте. 6.4.Избыточное наружное давление при открытом

фонтанировании газовых и газонефтяных скважин следует определять как разность между наружным (наибольшим из значений, определенных по п.6.2) и внутренним давления-ми. Последнее подлежит расчету по «Инструкции по ком-плексному исследованию газовых и газоконденсатных пла-стов и скважин » (М.: Недра, 1980) с учетом потерь давле-ния на трение восходящего потока газа или газожидкостной смеси.

При отсутствии необходимых исходных данных допус-кается использовать формулу

ZlР

Р LПЛ

ZВ

6,0= при Lo ≤ Z ≤ L, (6.4)

где РНZ принимается таким же, как и в пункте 6.2. 6.5.В случае необходимости проведения испытания на

герметичность предыдущей колонны после установки це-ментного моста или пакера вблизи головы потайной колон-ны избыточное наружное давление определяют по форму-ле

РНИZ = РНZ — 10-6 γВ (Z -lO) при LO ≤ Z ≤ L (6.5) где РНZ принимается таким же, как и в пункте 6.2. 6.6.При испытании на герметичность в один прием без

пакера избыточное внутреннее давление для расчета по-тайной колонны на прочность определяют (для интервала от LO до L) как разность между внутренним РВZ и наружным РНZ давлениями по формуле

РВИZ =1,1РВLo + 10-6 γЖ (Z -lO) — РНZ при LO ≤ Z ≤ L (6.6)

За РВLo принимают максимальное из вычисленных по

пп.3.1-3.4 для нефтяных скважин и с учетом пп5.1-5.3 для газовых и газонефтяных скважин при Z=LO.

44

За РНZ принимают максимальное из вычисленных по пп.2.4-2.7 значений в зависимости от геологических условий проектируемой скважины-отсутствия или наличия прони-цаемых пластов в интервале открытого ствола, перекры-ваемом потайной колонной.

При проведении испытания на герметичность давле-ние на устье скважины определяют по формуле

РвУ =1,1 РвLo — 10-6 γЖLo (6.7) 6.7.В процессе нормального бурения (в случаях, когда

испытание на герметичность потайной колонны не предпо-лагается) внутреннее избыточное давление определяют по формуле

РВИZ = 10-6 γВZ — РНZ при LO ≤ Z ≤ L (6.8) где РНZ вычисляют по пп.2.4-2.7. 6.8.В расчетах на прочность под воздействием наруж-

ного и внутреннего избыточных давлений учитывают наи-большие из значений РНИZ и РВИZ, полученных соответст-венно по пп.6.1-6.8.

6.9.Длина участка потайной колонны, находящейся внутри предыдущей колонны, должна составлять не менее 70 м, причем на этом участке должны использоваться тру-бы с такой же толщиной стенки и той же группы прочности, как и рассчитанные для потайной колонны на уровне баш-мака предыдущей колонны.

6.10.Порядок расчета потайной колонны аналогичен приведенному в пп.2.31-2.37.

6.11.Надставки к потайным колоннам (до устья сква-жин) рассчитывают так же, как и промежуточные колонны (по разделам 3 и 5).

Промежуточные колонны, спускаемые частями 6.12.Расчет нижней(первой) и последующих частей

колонны, верх которых находится внутри предыдущей ко-лонны, т.е. lO < LO, производится в соответствии с пп.6.1-6.12.

Расчет нижней (первой) и последующих частей колон-ны, верх которых находится в открытом стволе, т.е. lO > LO, производит также в соответствии с пп.6.1-6.9 с заменой во всех формулах значения LO на lO .

6.13.Расчет верхней (последней) части колонны про-изводится также, как и расчет промежуточной колонны (по разделам 3 и 5).

45

Эксплуатационные потайные колонны 6.14.Избыточное наружное давление в нефтяных

скважинах определяют по формуле (6.3), где значение Н принимают минимальным (на момент окончания эксплуата-ции), а значение РНZ – максимальным из вычисляемых по пп.2.4-2.7.

6.15. Избыточное наружное давление в газовых сква-жинах определяют как разность между наружным и внут-ренним давлениями в интервале от LO до башмака потай-ной колонны L. При этом значение РНZ принимается по п.6.15, а РВZ = РMIN (п.4.3).

6.16. Избыточное наружное давление в скважинах, в которых имеется одновременно столб жидкости и газа, оп-ределяют как разность между РНZ и РВZ . При этом РНZ при-нимают по п. 6.15, а РВZ – по п.4.4 на момент окончания эксплуатации.

6.17. Избыточное внутреннее давление и максималь-ное значение РВLo для всех скважин при расчетах на проч-ность определяют по п.6.7.

6.18.Выбор компоновки колонны необходимо осуще-ствлять в соответствии с пп.6.9-6.11.

6.19.Надставки к потайным колоннам (до устья сква-жин) рассчитывают как самостоятельные эксплуатационные колонны.

7.РЕКОМЕНДАЦИИ ПО РАСЧЕТУ ИМПОРТНЫХ ОБСАДНЫХ ТРУБ

7.1.Прочностные характеристики импортных труб, по-

ставляемых по стандартам АНИ, приведены в прил.13-19. В случаях применения труб, отличных от труб по

стандартам АНИ, прочностные характеристики принимают по техническим условиям поставщика.

7.2.Действующие нагрузки определяют в соответствии с настоящей инструкцией, при этом расчет колонн произво-дят при следующих запасах прочности (если другие запасы прочности не определены согласованными с поставщиками техническими условиями на применение труб):

— на избыточное наружное давление (на сминающее давление) в зоне эксплуатационного объекта в зависимо-сти от устойчивости коллектора от 1,125 до 1.25;

— на наружное давление для остальной части колон-ны 1,125;

— на внутреннее избыточное давление (на давление, соответствующее пределу текучести материала трубы) 1,1;

46

— на растягивающую нагрузку для резьбового соеди-

нения (на разрушающую нагрузку) 1,75; — на растягивающую нагрузку по телу трубы (на на-

грузку, соответствующую пределу текучести)1,25.

8.РАСЧЕТ ОБСАДНЫХ КОЛОНН ДЛЯ НАКЛОННО НАПРАВЛЕННЫХ СКВАЖИН

8.1.Расчет обсадных колонн для наклонно направлен-

ных скважин производят с учетом планируемого профиля на стадии проектирования или по фактическим данным инклинометрии ствола скважины.

Наружное и внутреннее давление 8.2.Расчет наружного и внутреннего избыточного дав-

лений производится по формулам, приведенным в разде-лах 2-5. При этом расчетные глубины определяют как про-екции глубин по стволу скважин на вертикальную плос-кость. Расчетные глубины допускается определять графи-ческим методом по проекции на вертикальную плоскость проектного или фактического профиля скважины.

8.3.Проекцию участка ствола скважины глубиной Z′ на вертикальную плоскость Z определяют по формуле

Z = Z’ — ∆Z’ (8.1) где Z’ — удлинение на глубине Z’. Определяется по

фактическим данным инклинометрии ствола, а на стадии проектирования — расчетным путем.

8.4.При общем удлинении колонны не более чем на 50 м допускается расчет давлений производить так же, как для вертикальных скважин.

8.5.Для построения эпюры избыточных давлений на вертикальной оси откладывают значения глубин по стволу скважины Z’, соответствующие характерным точкам L′, h′,H′, а в горизонтальном направлении от точек L′, h′,H′ отклады-вают значения давлений, определенных по значениям вер-тикальных проекций L, h, H. Полученные точки последова-тельно соединяют между собой

8.6.При расчете по пластовым и горным давлениям мощность пласта на эпюре откладывается по глубине ство-ла с учетом удлинения из-за наклона скважины.

47

Нагрузки от собственного веса и изгиба 8.7.Допускаемые растягивающие нагрузки для резь-

бовых соединений определяют согласно пп.2.27, 2.28. Влияние изгиба учитывается увеличением запаса прочно-сти в зависимости от интенсивности искривления, размера и прочности соединения.

8.8.Интенсивность искривления ствола скважины (ис-кривление на длине 10 м в градусах) определяют на стадии проектирования по формуле

αО = 573/R (8.2) где R – проектный радиус искривления, м. Для пробуренного ствола αО определяют по результа-

там инклинометрии (по углу наклона и азимуту в интервале длиной 10 м). Значение α0 при пространственном искрив-лении определяют по формуле

48

,)coscoscossinsin1(257321210 δδβδδα −−=

l(8.3)

где δ1,δ2 – углы наклона в начальной и конечной точ-

ках рассматриваемого участка длиной l; β — разность азимутальных углов в тех же точках. 8.9.Коэффициент запаса прочности на растяжение

для обсадных труб с треугольной резьбой на изогнутом участке ствола определяют по формуле

,)5,0(1 03

33 −−=′

αλnn

n (8.4)

где n3 — коэффициент запаса прочности на растяже-

ние, принимаемый для вертикальной колонны; λ — коэффициент, учитывающий влияние размеров

соединения и его прочностные характеристики (прил.20).

αO – интенсивность искривления труб. Минимальные запасы прочности n′3 для труб по ГОСТ

632-80 должны быть следующими:

Диаметр труб, мм Минимальное зна-чение запаса прочности

n′3 при do = 0,5 114…168 178…245 273…324 Более 324

1,3 1,45

1,6 1,75

8.10.Допускаемую нагрузку рассчитывают по выраже-

нию [P] = PСТ/n′3 (8.5) где РСТ – определяют в соответствии с прил.5. Для труб с резьбами трапецеидального профиля и

нормальным диаметром муфт (ОТТМ, ОТТГ, ТБО и им-портных трубё с резьбой «Батресс», «Экстрем лайн», VAM и др.):

49

— при интенсивности искривления скважин до 5°/10 м для труб диаметром 168 мм и до 3°/10 м для труб диамет-ром выше 168 мм расчет на прочность соединения при растяжении производят так же, как для вертикальных сква-жин без учета изгиба;

— при интенсивности искривления скважин от3 до 5°/10 м для труб диаметром выше 168 мм допускаемая на-грузка на растяжение уменьшается на 10%.

— 8.11.Коэффициент запаса прочности для гладкого тела трубы на изогнутом участке ствола определяют по формуле

,)5,0(1 014

4 −−=′

αλnn

n (8.6)

где n4 – коэффициент запаса прочности для вертикальной колонны. n4 = 1,25;

λ — коэффициент, учитывающий влияние формы тела трубы и ее прочностные характеристики (прил.21). Допускаемую нагрузку для гладкого тела трубы с уче-

том изгиба колонны определяют из выражения

[ ] ,44 n

FnРР T

′=

′=

σ (8.7)

где F – площадь сечения трубы, мм2; σТ – предел текучести материала трубы, МПа.

Порядок расчета и выбора конструкций обсадных колонн

для наклонно направленных скважин

8.12 Порядок расчета колонн, находящихся под дей-ствием наружного и внутреннего избыточных давлений и растяжения, аналогичен приведенному в пп.2.31-2.37.

Правила построения эпюр давлений приведены в пп.8.2-8.6.

До начала расчета колонн выделяют интервалы, в ко-торых происходило отклонение ствола (рис.7), увеличивая каждый из них на 25 м в сторону устья скважины. Выделяют интервал с максимальной интенсивностью искривления αОMAX.

Если интервал с максимальной интенсивностью ис-кривления является первым от устья скважины (на рис.7 участок L’1,L’2; αО1 = αОMAX, то расчет всей части колонны от L’1 до L’ на растяжение производят с запасом прочности n′3 , полученным с учетом αО1 не принимая во внимание αО2, αО3. 50

LO

L4

L3

L5

L6

αО3

αО2

αО1

L’

L2

L1

Рис.7. Профиль наклонной скважины.

Если αО2 = αОMAX, то участок колонны L’1L’3 рассчиты-вают сучетом αО1, а участок L’3L’ – с учетом αО2. Если αО1<αО2<αО3, то участок L’1L’3 рассчитывают при αО1, L’3L’5 при αО2, а L’5L’ при αО3.

Допускаемые длины секций из расчета на растяжение определяют по формуле (2.49):

li = ([P] – Q)/qi (8.8)

51

где Q – общий вес всех нижележащих секций; qi — вес 1 погонного метра подбираемой секции; [P] – допускаемая нагрузка, определяемая по фор-

муле (8.5), (8.7). 8.13.При длине вертикального участка не более 100 м

допускается принимать запас прочности на растяжение равным принятому для первого нижележащего интервала, в котором производился набор зенитного угла.

8.14.Износ обсадных труб определяют по п.3.26.

9.РАСЧЕТ НАТЯЖЕНИЯ ОБСАДНЫХ КОЛОНН

9.1.Расчет натяжения колонн производят после расче-та колонн в соответствии с разделами 2-5.

При определении усилия натяжения исходят из необ-ходимости сохранения прямолинейной формы колонны при изменении температуры и давления.

Если при расчете значение натяжения не удовлетво-ряет условию прочности колонны, то необходимо либо по-высить прочность труб, либо увеличить высоту подъема цемента.

9.2. Расчет натяжения производят для вертикальных скважин. Для наклонно направленных скважин рассчиты-вают натяжение вертикального нецементированного участ-ка колонны.

9.3.В зависимости от назначения следует различать скважины с прогревом в процессе эксплуатации свободной от цемента части колонны (∆t > 0) и скважины с охлаждени-ем в процессе эксплуатации свободной от цемента части колонны (∆t < 0).

9.4.При эксплуатации нагнетательных и газлифтных скважин свободная часть колонны, особенно в зимнее вре-мя, может охлаждаться, укорачиваться, что приведет к воз-никновению дополнительных растягивающих усилий.

В фонтанных и насосных скважинах свободная часть колонны нагревается, удлиняется и в ней (при обвязанном устье) могут возникнуть дополнительные сжимающие уси-лия, ведущие к потере устойчивости колонны.

9.5.В связи с разными термогидродинамическими ус-ловиями в различных по назначению скважинах возникает необходимость определения не только нижнего, но и верх-него предела усилия натяжения колонны.

9.6.Натяжение обсадной колонны в том случае, когда в процессе эксплуатации она не подвергается нагреву (ох-лаждению) и действию

52

внутреннего избыточного давления, а также в случае, когда условия работы колонны (давление, температура) неиз-вестны/ определяют по формуле

QH ≥ Q (9.1) где Qн – усилие натяжения, кН; Q – вес свободной (незацементированной) части ко-

лонны, кН. 9.7.Минимальное значение усилия натяжения для

скважин любого значения определяют одинаково: по наи-большему значению, вычесленному по формулам

QH ≥ Q;

Qн ≥ Q + α Е F ∆t 10-3 + 0,31 р d2 103 – -0.655 l (D2 γР – d2 γВ)10-3, (9.2)

где Р – внутреннее устьевое давление в колонне при эксплуатации или при интенсификации, МПа;

l – длина свободной части колонны, м; D,d – соответственно наружный и внутренний диамет-

ры колонны, м. d определяют по средней площа-ди сечения колонны F:

n

nn

llllFlFlF

F++++++

=……

21

2211 ; (9.3)

l1, l2…ln – длины секций обсадной колонны, м; F1, F2 …Fn – соответствующие площади сечения труб

в секциях, м2; γР, γВ – удельные веса жидкости за колонной и внутри

нее в процессе эксплуатации, Н/м3; α — коэффициент линейного расширения, 1/°С; Е – модуль упругости материала трубы, Па; ∆t – средняя температура нагрева (охлаждения) ко-

лонны, °С. Приближенное значение средней температуры нагре-

ва (охлаждения) может быть определено в соответствии со схемой (рис.8) из зависимости

53

,2

)()( 2413 ttttt

−+−=∆ (9.4)

где t1,t2 – температура колонны до эксплуатации,

обычно принимаемая по геотермическому градиенту, °С;

t3, t4 — температура жидкости за колонной в про-цессе эксплуатации, °С.

При отсутствии данных t3,t4 определяют приближенно: , где T2413 , TtTt ≅≅ 1,T2 – температура жидкости; движу-

щейся по колонне (у устья и на уровне свободной части), °С.

t0

t4 t2

Рис.8. Изменение тем-пературы в скважине

t3 t1 9.8.Значения усилия натяжения Qн должно состав-

лять:

Qн ≤ [Р] (9.5) где [Р] — допустимая осевая нагрузка на трубы колонны, кН.

54

9.9.После натяжения колонны в процессе освоения, эксплуатации и ремонтов должны соблюдаться следующие условия прочности:

QН – QО – Р1 + Р2 – Р3 ≤ [Р] (9.6) QН – QО ≤ [Р] где QО – все колонны от устья до рассматриваемого

сечения, кН; Р1 – осевое усилие, возникающее в колонне в ре-

зультате температурных изменений, кН; Р2 — осевое растягивающее усилие, возникающее

в результате действия внутреннего устьевого давления в процессе эксплуатации, кН;

Р3 — осевое усилие, возникающее в колонне в ре-зультате действия внешнего и внутреннего гидростатического давления, кН.

Р1 = α Е F ∆t 10-3 (9.7) где ∆t – при нагревании положительная, при охлажде-

нии – отрицательная; Р2 = 0,47 Р d2 10-3 (9.8) P3 = 0,235 l (D2 ∆ γP – d2 ∆γB) 10-3 (9.9) l – расстояние от устья скважины до рассматриваемо-

го сечения, м. На устье l = 0, QO = O; ∆γP = γP — γ′′P ; ∆γB = γB — γ′′B ; γ′′P , γ′′B — удельные веса жидкости в скважине после

спуска и цементирования колонны, Н/м3. 9.10.Если прочность колонны удовлетворяет условиям

эксплуатации, следует проверить также напряженное со-стояние колонны при освоении скважины, когда буровой раствор заменяют водой.

В этом случае возможно повышение напряжения в на-тянутой и закрепленной на устье колонне из-за охлаждения и внутреннего давления.

55

10.ДОПУСТИМОЕ ВНУТРЕННЕЕ ДАВЛЕНИЕ В ОБСАДНОЙ КОЛОННЕ

10.1.При освоении скважин, гидроразрывах, капиталь-

ном ремонте и других работах, связанных с созданием в обсадной колонне избыточного давления, необходимо оп-ределять допустимое внутреннее давление с учетом как осевых, так и радикальных нагрузок, действующих на ко-лонну.

Ниже приведена методика проверочного расчета и определения допустимого внутреннего давления с учетом прочности труб и резьбовых соединений обсадной колонны, натяжение которой производилось усилием, равным весу свободной (незацементированной) части колонны или большим него, т.е. Qн ≥Q.

10.2.Данный расчет предусмотрен для колонн, жестко закрепленных на устье, в случаях, когда внутреннее давле-ние в колонне создается в один прием без пакера.

Допустимое внутреннее избыточное давление Р (МПа) на устье определяют из выражений

[ ];

1047,0 32310

⋅+++−

≤⋅d

PPQQРР Н (10.1)

,10)( 6

2

−⋅−+≤ lnPP ВРT γγ (10.2)

где P1 = 10-3 d E F ∆t; (10.3) P3 = 0,235 l (D2 ∆γP – d2 ∆γB) 10-3. (10.4) Условные обозначения в формулах этого раздела те

же, что и в разделе 9. 10.3. Запасы прочности как при расчете осевой на-

грузки n3 , так и при расчете внутреннего давления n2 при-нимают согласно пп. 2.20 – 2.27. Для колонн, бывших в экс-плуатации, в зависимости от их состояния, запас прочности может быть увеличен по усмотрению производственного управления.

10.4. внутреннее давление необходимо определять для верхней трубы каждой секции колонны. Меньшее из значений Р, полученных по формулам (10.1), (10.2), прини-мают за допустимое.

56

11.ОСОБЕННОСТИ РАСЧЕТА ОБСАДНЫХ КОЛОНН

ДЛЯ ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ СКВАЖИН

11.1 Расчет наружных и внутренних давлений произ-водится по формулам для вертикальных скважин по приве-денным к вертикальной проекции глубинам.

11.2. Запас прочности на наружное избыточное дав-ление для участка колонны, расположенной в горизонталь-ном участке принимается равным 1,30 – 1,50 (в зависимо-сти от устойчивости коллектора).

11.3. Запас прочности на растяжение с учетом изгиба определяется с учетом интенсивности искривления как для наклонно направленных скважин.

11.4. Осевая нагрузка определяется по весу обсадной колонны в воздухе, что компенсирует силы сопротивления при вынужденном подъеме колонны или расхаживании при ее прихвате.

Допускается определять осевую нагрузку с учетом фактических сил сопротивления, определенных при буре-нии первых горизонтальных скважин.

11.5. Для нижней секции обсадной колонны с целью облегчения проведения аварийных работ рекомендуется выбирать трубы с трапецеидальной резьбой с захождением на 50 м в обсаженную часть предыдущей колонны.

57

12. ОСОБЕННОСТИ РАСЧЕТА ОБСАДНЫХ КОЛОНН ПРИ НАЛИЧИИ СЕРОВОДОРОДА И УГЛЕКИСЛОГО ГАЗА

12.1. Особенности расчета в сероводородсодержащих

средах. При строительстве и эксплуатации скважин на серо-

водородсодержащих месторождениях возникает опасность сульфидного коррозионного растрескивания под напряже-нием (СКРН) обсадных колонн, находящихся в контакте с сероводородом в присутствии воды.

В горизонтальных скважинах процесс растрескивания усугубляется возникновением дополнительных изгибающих нагрузок, создающих неравномерность нагружения в попе-речном сечении и вдоль трубы.

В настоящем разделе регламентируется особенности прочностного расчета обсадных колонн, предотвращающие (при соблюдении правил эксплуатации) проявление СКРН за счет ограничения уровня растягивающих напряжений.

12.2. Ограничение уровня растягивающих напряже-ний, предупреждающие возникновение СКРН в обсадных колоннах, производится за счет введения коэффициента снижения несущей способности труб в среде, содержащей сероводород – Кs.

12.3. Расчет колонн на наружное, внутреннее давле-ния и растягивающие нагрузки производится по расчетному коэффициенту запаса прочности nS в среде, содержащей сероводород:

nS = n / KS (12.1) где n – коэффициен запаса прочности, определенный

в соответствии с «Инструкцией по расчету обсадных колонн …» в условиях отсутствия контакта с сероводородом;

58

КS — коэффициент снижения несущей способности (КS ≤ 1,0), определяется для конкретной марки труб по техническим условиям на их применение или другим аналогичным документам, разработанным в установленном порядке специализированной научно-исследовательской организацией потре-бителя труб, как правило, при участии изготови-теля.

Определение коэффициента снижения несущей спо-собности КS ведется в соответствии с согласованными с Госгортехнадзором РФ методиками (инструкциями).

Примечание: Расчет колонны на нагрузки, вызываю-

щие сжимающие напряжения, например, на наружное из-быточное давление, производится при КS = 1,0.

12.4. Учет снижения предельных нагрузок на трубы за

счет уменьшения предела текучести стали в условиях по-вышенных температур производится по формуле:

nS = n/KS⋅Kt (12.2) где Kt≤ 1,0 и определяется аналогично значению KS

по ТУ на применение труб. 12.5. для условий. Когда возможно СКРН, производят

расчет на прочность обсадных труб последней промежу-точной колонны, спускаемой в скважину, перед вскрытием продуктивного пласта, содержащего сероводород, а также труб всех последующих обсадных колонн.

12.6. Расчет обсадных колонн при наличии сероводо-рода с учетом вышеизложенного производится для сле-дующих условий (таблица 1.2.1)

[Pекомендация стандарта NACE MR-01-75 (84)].

59

Таблица 12.1

Рекомендации NACE MR –01-75 Вид добываемого флюида

Концентрация сероводо-рода: в % по объему к объему газовой фазы (в г / м3 газа)

Давление абс., Па (ата)

До 0,075 (до 1,15) РН2S > 345 (352х10-5)

0,075 – 10,0 (1,15 – 154)

Роб > 45х104 (4,6)

Влажный газ или обводненная (со следами воды) нефть с газовым фактором выше 890 Нм3/м3

Выше 10,0 (выше 154)

При любых значе-ниях РН2S и Роб

До 0,02 (до 0,31) РН2S > 345 (352х10-5)

0,02 – 4,0 (0,31 – 61) Роб > 1,83х106 (18,6)

4,0 – 15,0 (61 – 228) РН2S > 6,9х104 (0,7)

Многофазный флюид «Нефть-газ-вода» (следы воды) с газовым факто-ром менее 890 Нм3/м3

Выше 15,0 (выше 228)

При любых значе-ниях РН2S и Роб

Примечание. Парциальное давление сероводорода (РН2S ) вычисляется как произведение его концентрации на общее давление системы (Роб). Например, Роб=1000 Па (1,02х10-

2) концентрация сероводорода 10%. РН2S =(1,02х10-2)0,1=100 Па (1,02х10-3 ата).

60

13.ОСОБЕННОСТИ РАСЧЕТА ОБСАДНЫХ КОЛОНН ПРИ БУРЕНИИ С ПЛАВУЧИХ СРЕДСТВ

13.1.Спуск обсадных колонн с плавучих средств при-

водит к дополнительным нагрузкам, связанным с переме-щением судна. В общем случае на колонну действуют рас-тягивающая нагрузка от собственного веса Q, изгибающий момент от смещения и поворота (качки) судна М, динами-ческие нагрузки при посадке колонны в клиновой захват Qg и инерционные нагрузки, связанные с вертикальным коле-банием судна, Qп. 13.2.Наибольшие нагрузки, действующие у устья на уровне поверхности акватории, определяют из выражений

…2211 ++= LqLqQ (13.1)

;⎥⎦⎤

⎢⎣⎡ +∆

= θl

EIPКМ (13.2)

;2a

FEWLaEFVQg += (13.3)

,

2122

)12(2

22

2

⎥⎥⎥⎥⎥

⎦

⎤

⎢⎢⎢⎢⎢

⎣

⎡

⎥⎦

⎤⎢⎣

⎡⎟⎠⎞

⎜⎝⎛ +

−⎟⎠⎞

⎜⎝⎛

++=

aLn

aL

naLtg

aEFAQП

πωπ

ωω

(13.4)

где Q-осевая нагрузка от собственного веса, кН; P-осевая нагрузка, Р=Q-0,5ql, кН q1,q2-веса 1м секций колонны, кН/м; L1,L2-длины секций колонны, м; q-вес 1 м колонны на глубине акватории, кН/м l-глубина акватории, м; ∆-смещение судна в горизонтальном направле-

нии, м; θ-угловое смещение судна, рад; E-модуль упругости, кН/м2; I-момент инерции сечения, м4; F-площадь сечения колонны, м2.

,…

…

21

2211

LLLFLF

F++

=

61

F1,F2…- площади сечений секций колонны; V, W — скорость (м/с) и ускорение (м/с2) колонны в момент посадки на клиновой захват; а — скорость продольных колебаний (скорость звука в ме-талле), м/с; A — амплитуда вертикальных колебаний судна, м; ω — частота вынужденных колебаний судна, 1/с; K — коэффициент, учитывающий жесткость крепления ко-лонны на устье при спуске (0,75≤К<1,0). Торможение колонны в конце спуска трубы значительно уменьшает Рg при посадке колонны в клиновой захват или на элеватор.

Выражение в квадратных скобках в формуле (13.4) определяет условие, при котором колебание судна может достичь больших значений. Обычно чистота вынужденных колебаний существенно отличается от определяемых по

выражению aLn π2

12 + собственных колебаний колонны, вы-

званных возмущающими силами, и поэтому в большинстве случаев выражением в квадратных скобках можно пренеб-речь.

Формула (13.2) приемлема при 04,0≤Ll

и 30⟩EIPl .

13.3.Условие прочности для обсадной колонны из труб с треугольной резьбой записывается следующим об-разом:

( )CMnnQ

QQQ СТРПд 3

3

1−≤++

⎥⎦⎤

⎢⎣⎡ ++= ),(

21

21 ϕα

ηctg

lD

WGC C

T

(13.5)

где QСТР — страгивающая нагрузка, кН; W0 — осевой момент сопротивления сечения по ос-новной плоскости (по первому полному витку), м3;

);(32

440

00 dD

DW −=

π

DO — внутренний диаметр резьбы в основной плоско-сти, мм;

d -внутренний диаметр трубы, мм. Расшифровка величин n3, DС, η, l, d, ϕ приведена в пп.

2.22-2.29. Условие прочности обсадных труб с трапецеи-дальной резьбой типа «Батресс», VAM, «Экстрем Лайн», ОТТМ, ОТТГ записывается следующим

62

образом:

( CMnnQ

QQQ СТРПд 3

3

1−≤++ ) (13.6)

;1

1

TWGС =

где W-осевой момент сопротивления сечения по телу

трубы, м3; n3=1,75-1,8 (трубы ОТТГ, ОТТМ) и n3=1,75 (тру-бы импортного производства).

14.ОПРЕДЕЛЕНИЕ УДЕЛЬНОГО ВЕСА ГОРНЫХ ПОРОД

14.1.Удельный вес горных пород γП для первых двух-

трех разведочных скважин определяют по кривым уплотне-ниям в зависимости от глубины залегания (рис.9).

В зонах аномально высоких пластовых давлений удельный вес пород определяется (уточняется) в процессе проводки двух-трех первых разведочных скважин по выбу-ренной породе (керну, шламу).

14.2.Усредненный удельный вес слагающих разрез пород определяют по формуле

n

nnnПП

Пср llllll

++′′+′+′′′′+′

=…

…γγγγ (14.1)

Пример расчета Необходимо определить на глубине 1500 м усреднен-

ный удельный вес пород, слагающих разрез скважины, про-водимой в Предкавказье.

С этой целью по кривой 3 рис.9 определяют значения удельного веса пород на глубинах 100, 500, 1000, 1500 м, которые подставляются в формулу (14.1):

3/0,2112915001000500100

1500222401000208705001911010017150

мН

Пср

=

=+++

⋅+⋅+⋅+⋅=γ

63

64

65

15.ВЫБОР ТИПОВ РЕЗЬБОВЫХ СОЕДИНЕНИЙ И ГРУПП ПРОЧНОСТИ (МАРОК) ОБСАДНЫХ ТРУБ

Методика выбора обсадных труб и резьбовых соединений

15.1.Выбор обсадных труб и резьбовых соединений для них

производят с учетом геолого-технических условий бурения и экс-плуатации скважин по «Номенклатуре обсадных труб, освоенных отечественной промышленностью», ежегодно представляемой объ-единениями министерством или (по его поручению) специализиро-ванным НИИ.

Включение в компоновку проектируемых обсадных колонн им-портных труб с соответствующими резьбовыми соединениями до-пускается при отсутствии или дефиците отечественных труб с тре-буемыми прочностными характеристиками и геометрическими раз-мерами резьб (специальные муфты, толстостенные трубы и т.д.).

15.2.С учетом геолого-технических условий бурения, выбран-ной конструкции и метода эксплуатации скважин, номенклатуры вы-пускаемых и выделенных объединению импортных обсадных труб устанавливают необходимые ограничения по диаметрам трубных соединений и выбирают муфтовые или безмуфтовые трубы.

15.3.Тип резьбового соединения, применяемые при его сборке смазки и герметизирующие средства должны соответствовать:

-виду флюида, находящегося в колонне в различных ее интер-валах. Для многофазной системы типа «газ-нефть-конденсат», нахо-дящаяся в колонне среда считается газообразной, если ее усред-ненный по интервалу удельный вес γ ≤ 0,3⋅104 Н/м3;

-максимальному внутреннему избыточному давлению по сек-циям рассчитываемой колонны. Максимальным значением внутрен-него давления считается для жидких сред давление гидроиспыта-ния, для газа — максимальное рабочее давление;

-максимальной температуре, под воздействием которой нахо-дится колонна в процессе строительства и эксплуатации скважин.

15.4. Профиль резьбы, тип и конструкция резьбового соедине-ния, вид герметизирующего средства уточняются с учетом следую-щих условий:

-условий прочности согласно пп. 15.5015.9; -условий герметичности (плотности) согласно пп.15.11-15.12; -условия обеспечения минимального радиального зазора меж-

ду муфтой (раструбом) спускаемой колонны, предыдущей колонной и стволом скважины. В таблицах 15.1 и 15.2 приведены некоторые справочные данные, необходимые для выбора минимального ради-ального зазора..

Таблица 15.1 Наружные диаметры резьбовых соединений отечественных и некоторых импортных труб, мм

Отечественные трубы Импортные трубы по стандарту АНИ

Треугольная резьба

ОТТМ1 ОТТГ Соединения «Батресс»

Соединения «Экстрем Лайн»

Наружный диа-метр труб, мм

Корот-кая

Удли-ненная

С нор-мальным диамет-ром муф-

ты

С умень-шенным диамет-ром муф-

ты

С нор-мальным диамет-ром муф-

ты

С умень-шенным

диаметром муфты

ТБО С нормаль-ным диа-метром муфты

С умень-шенным

диаметром муфты

С нор-мальным диаметром муфты

С умень-шенным

диаметром муфты

114,3 127,0(133,0)

127,0 (133,0)

127,0 (133,0)

123,8 127,0(133,0)

123,8 — 127,0(133,0)

123,8 — —

127,0 141,3(146,0)

141,3 (146,0)

141,3 (146,0)

136,5 141,3(146,0)

136,5 136,0 141,3(146,0)

136,5 136,1 —

139,7 153,7(159,0)

153,7 (159,0)

153,7 (159,0)

149,2 153,7(159,0)

149,2 149,2 153,7(159,0)

149,2 148,8 146,8

146,1 166,0 166,0 166,0 156,0 166,0 156,0 156,0 — — — -168,3 187,7 187,7 187,7 177,8 187,7 177,8 178,0 187,7 177,8 177,8 178,0177,8 194,5

(198,0) 194,5

(198,0) 194,5

(198,0) 187,3 194,5

(198,0) 187,3 187,0 194,5

(198,0) 187,3 187,7* 185,7*

193,7 215,9 215,9 215,9 206,4 215,9 206,4 206,0 215,9 206,0 203,4 201,2219,1 244,5 244,5 244,5 231,8 244,5 231,8 244,5 231,8 231,6 229,4244,5 269,9 269,9 269,9 257,2 269,9 257,2 269,9 257,2 256,5 254,5273,1 298,5 298,5 285,8 298,5 285,8 298,4 285,8 291,1 -298,5 323,9 323,9 — — — — 323,9 — — -323,9 351,0 351,0 — — — — — — — -339,7 365,1 365,1 — — — — 365,1 — — -351,0 376,0 — — — — — — — — -377,0 402,0 — — — — — — — — -406,4 431,8 — — — — — 431,8 — — -426,0 451,0 — — — — — — — — -473,1 508,0 — — — — — 508,0 — — -508,0 533,4 — — — — — — 533,4 — — —

— Примечания. 1.Если значения наружного диаметра для исполнения А и Б отличаются, то для исполнения Б эти значения проставлены в скобках.

2.Муфты специальные с уменьшенным наружным диаметром (Dс) изготовляются только исполнения А. 3.Условные обозначения: Dн, Dc- соответственно диаметры нормальной и специальной (уменьшенной) муфты; Lм, Lму – соответственно длина

нормальной и удлиненной муфты; Dв- наружный диаметр высаженной части раструбного конца; Lв-длина высаженной части раструбного конца.

66

67

Таблица 15.2 Минимальные радиальные зазоры при спуске колонн НКТ с муфтами

нормального диаметра и обсадных колонн с муфтами уменьшенного диаметра (спецмуфтами) Размеры в мм Наружный диаметр спускаемой колон-

ны Предыдущая колонна Минимальный радиальный зазор

труб муфты (рас-труба)

наружный диаметр труб

толщина внутренний диаметр труб

Диаметр долота в интервале бу-рения под спус-каемую колонну между муфтой (раструбом)

спускаемой колонны и преды-дущей колонной

между муфтой (раструбом) спус-каемой колонны и стенкой сква-

жины

60,3 73,0 114,3 8,6 97,1 — 12,0 —

73,0 88,9 127,0 9,2 118,7 — 9,8 —

88,9 108,0 146,0 10,7 124,6 — 8,3 —

101,6 120,6 168,3 12,1 144,1 — 11,7 —

114,3 123,8 168,3 12,1 144,1 139,7 10,1 7,9

127,0 136,5 177,8 11,5 154,8 151,0 9,1 7,2

139,7 149,2 193,7 12,7 168,3 161,0 9,5 5,9

168,3 177,8 219,1 12,7 193,7 190,5 7,9 6,3

177,8 187,3 244,5 13,8 216,9 214,0 14,8 13,3

193,7 206,4 244,5 12,0 220,5 214,0 7,0 5,6

219,1 231,8 273,1 13,8 245,5 243,0* 6,8 — (26,6)

244,5 257,2 298,5 12,4 273,7 269,9 8,2 6,3

273,1 285,8 323,9 11,0 301,9 295,3** 8,0 4,7 (27,1)

273,1 285,8 339,7 13,1 313,5 295,3** 14,3 4,7 (27,1)* — Ствол расширяется с помощью расширителя РРБ-243/285.** — Ствол расширяется с помощью расширителя РРБ-295/340

68

Выбор обсадных труб по условиям прочности 15.5.Для интервалов колонн, рассчитываемых на смятие, следу-

ет выбирать трубы наиболее низкой группы прочности с максимальной толщиной стенки. Например, если наружному избыточному давлению 14 МПа для колонн диаметром 245 мм соответствуют трубы 11Д, 10К, 10Е, 10Л, 10М и 9Р (цифра обозначает толщину стенки в мм, буква — группу прочности трубы), то рекомендуется использовать распростра-ненные трубы 11Д.

15.6.Трубы более высоких групп прочности целесообразно при-менять в тех случаях, когда имеются ограничения по грузоподъемно-сти оборудования, диаметру долота или другого инструмента, а также с целью экономии металла в интервалах колонн, для которых трубы выбираются из условия прочности на растяжение.

15.7.В интервалах колонн, для которых трубы выбираются из ус-ловия прочности на растяжение, а также в интервалах с интенсивно-стью искривления скважины более 1,5° на 10 м рекомендуется приме-нять трубы с трапецеидальной резьбой.

15.8.Для интервалов возможного протирания колонны целесооб-разно выбирать трубы с максимальными толщинами стенки.

В случае, когда это невозможно, рекомендуется: -установка в этих интервалах сменных колон; -установка труб, изготовленных из стали групп прочности М и

выше, марок N-80 и выше. 15.9.Для интервалов колонн, находящихся в зоне высокопла-

стичных пород (например, солей), рекомендуется выбирать трубы с максимальными толщинами стенок либо импортные специальные с повышенным сопротивлением смятию.

15.10.Нарезные трубы диаметрами 351, 377 и 426 мм и электро-сварные обсадные трубы диаметром 478 мм допускается использо-вать в основном в качестве направлений и кондукторов.

Обсадные трубы 20го сорта с повышенными отклонениями по геометрическим размерам и пониженными прочностными характери-стиками запрещается использовать в нефтяных и газовых скважинах.

Выбор резьбовых соединений и герметизирующих средств

по условиям герметичности (плотности)

15.11.Для всех секций эксплуатационных колонн (вне зависимо-сти от высоты подъема цемента), а также промежуточных колонн и кондукторов, на которых устанавливается противовыбросовое обору-дование (в интервале от устья скважины до сечения, располагающе-гося на 150 м

69

ниже проектной высоты подъема цемента, но не менее 500 м от устья) рекомендуются приведенные в табл. 15.3 сочетания типов резьбовых соединений и герметизирующих средств. Для остальной части этих промежуточных колонн допускается использование труб с резьбами треугольного профиля и ОТТМ на смазках Р-2 или Р-402. Характери-стика отечественных герметизирующих средств и температурная об-ласть их применения приводится в табл.15.4.

15.12.Для промежуточных колонн, кондукторов и направлений, на которых не устанавливается противовыбросовое оборудование, рекомендуются трубы с резьбовыми соединениями треугольного про-филя или ОТТМ на смазках Р-2 или Р-402, допускается применение графитовой смазки по ГОСТ 3333-80.

15.13.При использовании гладких безмуфтовых труб типа ОГ ре-комендуется применение состава УС-1 в газовых средах и смазок Р-2 или Р-402 в жидких средах.

15.14.Трубы с резьбовыми соединениями треугольного профиля по ГОСТ 632-80 в сочетании с лентой ФУМ могут использоваться при внутреннем избыточном давлении газовой среды до 15 МПа и жидкой среды до 20 МПа.

Трубы с муфтами, металлизированными цинковым уплотнением, используются только в скважинах с жидкой средой при давлениях до 10 МПа и глубинах до 1500 м.

15.15.Выбор типа резьбового соединения и герметизирующего материала для интервалов колонн, рассчитываемых на наружное из-быточное давление, производится по табл. 15.3, как для жидкой сре-ды, исходя из максимальных избыточных наружных давлений, равных внутренним избыточным давлениям.

15.16.До полного удовлетворения потребности нефтегазовой промышленности в трубах с резьбовыми соединениями повышенной герметичности при проектировании колонн следует выбирать соеди-нения наиболее простой конструкции с использованием соответст-вующих конкретным условиям герметизирующих средств.

15.17.Зарубежные высокогерметичные резьбовые соединения могут быть использованы для замены соединений ОТТГ и ТБО в пер-вую очередь в газовых скважинах и в нефтяных скважинах с аномаль-но высоким пластовым давлением. Сопоставление резьбовых соеди-нений отечественных и импортных труб по эксплуатационным харак-теристикам приведено в табл.15.5.

70

Таблица 15.3 Рекомендуемые сочетания типов резьбовых соединений

и герметизирующих средств для обсадных колонн в скважинах, не содержащих сероводород

Интенсив-ность ис-кривления, град./10 м

Избыточное внутреннее давление,

МПа

Эксплуатационные ко-лонны диаметром до 219

мм включительно

Промежуточные колонны, на которых устанавливается противовыбросовое обору-

дование

Ж и д к а я с р е д а До 10 Треугольная (Р-2 МВП, Р-

402) ОТТМ (Р-2 МВП, Р-402)

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

10…20 Треугольная (ФУМ, Р-2 МВП, Р-402) ОТТМ (Р-2 МВП, Р-402)

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

20…30 ОТТМ (Р-2 МВП, Р-402) Треугольная (УС-1, ФУМ)

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

До 1,5

Более 30 ОТТГ, ТБО (Р-2 МВП, Р-402)

Треугольная (УС-1) ОТТМ (УС-1)

До 10 Треугольная (ФУМ, Р-2 МВП, Р-402) ОТТМ (Р-2 МВП, Р-402)

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

10…20 Треугольная (ФУМ) ОТТМ ( Р-2 МВП, Р-402)

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

20…30 Треугольная (УС-1) ОТТМ (Р-2 МВП, Р-402)

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

Более 1,5

Более 30 ОТТГ (Р-2 МВП, Р-402) ТБО (Р-2 МВП, Р-402)

ОТТГ (Р-2 МВП, Р-402) ОТТМ (УС-1)

Га з о в а я с р е д а

До 10 ОТТМ (УС-1) Треугольная (УС-1, ФУМ)

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

10…20 ОТТМ (УС-1), ОТТГ, ТБО(Р-2 МВП, Р-402) Треугольная (УС-1, ФУМ)

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

20…30 ОТТМ (УС-1) ОТТГ, ТБО(Р-2 МВП, Р-402)

Треугольная (УС-1) ОТТМ (Р-2 МВП, Р-402)

До 1,5

Более 30 ОТТГ, ТБО(Р-2 МВП, Р-402)

ОТТГ (Р-2 МВП, Р-402) ОТТМ (УС-1)

До 10 ОТТМ (УС-1) Треугольная (УС-1, ФУМ)

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

10…20 ОТТМ (УС-1) ОТТГ, ТБО(Р-2 МВП, Р-402)

ОТТМ (УС-1, Р-2 МВП, Р-402) Треугольная (УС-1)

20…30 ОТТМ (УС-1) ОТТГ, ТБО(Р-2 МВП, Р-402)

ОТТГ (Р-2 МВП, Р-402) ОТТМ (УС-1)

Более 1,5

Более 30 ОТТГ, ТБО(Р-2 МВП, Р-402)

ОТТГ (Р-2 МВП, Р-402) ОТТМ (УС-1)

Примечания.1.При наличии в колонне двух сред длина интервала с газовой средой увеличивается

на 100-150 м от расчетной границы раздела. 2. Если уплотнительные элементы соединений ОТТГ, ТБО, VAM подвергались

ремонту (исправление повреждений), то необходимо применять состав РОГ по инструкции ВНИИГаза.

Таблица 15.4 Уплотнительные материалы для резьбовых соединений обсадных труб

Уплотнительный

материал (ТУ, ГОСТ)

Завод-изготовитель Допустимая темпе-ратура в скважине,

0С

Особенности применения

Несамоотверждающиеся смазки

Р-2 МВП (ТУ 38-101-332-76)

Ленинградский опытный нефтемаслозавод им. Шаумяна (г. Ленинград, ул.Садовая, 51)

до +100 При температуре ниже -50С смазку и резьбовые концы трубы подогреть.

Р-402 (ТУ 38-101-708-76)

то же до +200 При температуре ниже -300С смазку и резьбовые концы трубы подогреть.

СКа 2/6-в6 (графитовая УСсА) (ГОСТ 3333-80)

Заводы Миннефтехимпрома

до +100 При температуре ниже -50С смазку и резьбовые концы трубы подогреть.

Самоотверждающийся состав

Полимеризующийся уплотни-тельный состав УС-1 (ТУ 38-

101-440-79)

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

до +160 При температуре ниже +10°С рекомен-дуется подогрев состава до +20…250С, а при отрицательных температурах также подогрев резьбовых концов трубы до +5…100С. крутящий момент при крепле-нии соединений на 20…30% выше, чем при использовании несамоотверждаю-щихся смазок.

71

72

Окончание табл.15.4. Уплотнительные материалы

Лента ФУМ (фторопластовый уплотнительный

материал) ТУ 6-05-1388-76)

Химический завод (613020, г.Кирово-Чепецк Кировской об-ласти) Завод им. «Комсомольской правды» (194174 г. Ленинград, ул. Комунны, 2, СНПО «Пласт-полимер»).

До +200 Может использоваться при температуре до -600С. Крутящий момент при крепле-нии соединений на 18…20% ниже, чем при использовании несамоотверждаю-щихся смазок.

Металлизация резьбы цинком — — Слой цинка наносится на резьбу муфт обсадных труб на трубном заводе со-гласно ТУ 14-3-350-77. Перед свинчива-нием соединений на резьбу муфты нано-сится одна из несамоотверждающихся смазок.

73

Таблица 15.5

Взаимозаменяемые резьбовые соединений отечественных и импортных труб

Профиль резьбы

Отечественные трубы Импортные трубы

ГОСТ 632-80, смазки: Р-2 МВП, Р-402

Стандарт 5А и 5АХ АНИ, смаз-ка по бюллетеню 5А2 АНИ или Р-2 МВП, Р-402

ГОСТ 632-80, уплотне-ние лентой ФУМ и УС-1

Трубы с резьбами треугольно-го профиля с тефлоновыми кольцами

Треугольная

ГОСТ 632-80, смазки: Р-2 МВП, Р-402

Стандарт 5А и 5АХ АНИ, со-единение «Батресс», смазка в соответствии с бюллетенем 5А2 АНИ или Р-2 МВП, Р-402

ГОСТ 632-80, ОТТМ, смазка УС-1

Стандарт 5А и 5АХ АНИ, со-единение «Батресс»с тефлоно-вым кольцом, смазка по бюл-летеню 5А2 АНИ или Р-2 МВП, Р-402

ГОСТ 632-80, ОТТГ, ТБО, смазки: Р-2 МВП, Р-402

Стандарт 5А и 5АХ АНИ, со-единение «Экстрем лайн», тех-нические условия фирмы «Валлурек» (соединение VAM) и фирмы «Маннесманн» (со-единение BDS), смазки по бюл-летеню 5А2 АНИ или Р-2 МВП, Р-402

Тр

апецеидальная

ОГ, смазки: Р-2 МВП, Р-402

Технические условия постав-щика, например, фирмы «Атлас Бредфорд» (резьба FL-4S), со смазками по бюллетеню 5А2 АНИ

Таблица 15.5

74

Взаимозаменяемость импортных (АНИ 5СТ) и отечественных (ГОСТ 632-80) обсадных труб и резьбовых соединений

Импортные трубы Отечественные трубы Резьбовые соединения обсадных труб

Группа труб

Марка ста-ли

Предел те-кучести, кг/мм2

Группа прочности

Предел текучести, кг/мм2

Импортные

Отечественные

Стандартная (АНИ и ГОСТ) резьба Низко- прочные

H-80 J-55, K-55

— N-80

27,6 37,9

— 55,2

— Д К Е 2)

— 38,7 50,0 56,2

Закругленного треуголь-ного профиля (длинная и короткая), в т.ч. с теф-лоновым кольцом

Треугольного профиля (короткая), в т.ч. с фторо-пластовым кольцом

Батресс, в т.ч. с тефло-новым кольцом

ОТТМ, в т.ч. с фторопла-стовым кольцом

С ограничен-ным преде-лом текучести 1)

L-80 C-90 C-95

55,2 62,0 65,5

— — Л

— —

66,8 Экстрем Лайн (ЕЛ) Нет аналога

Нестандартная (фирменная) резьба Высоко- прочные

P-110 Q-125

75,8 86,0

М 3)

— 77,3

— VAM-Валлурек, BDS-Маннесманн, FOX-Кавасаки, NK-3SB-Ниппон Кокан и т.д.

ОТТГ

Примечания.1) Трубы для сероводородсодержащих сред с разницей между максимальным и минимальным пределом текучести не более 10,0 кгс/мм2.

2) Взаимозаменяемость только в случае применения в некоррозионноактивных средах. 3) Изготавливается в ограниченном объеме по спецзаказу. 4) Взаимозаменяемость только по прочности.

75

16.ПРИМЕРЫ РАСЧЕТА ОБСАДНЫХ КОЛОНН

16.1.В разделе приведены примеры расчетов, описан порядок построения эпюр давлений, а также их избыточных значений.

При проектировании колонн расчет ведется по эпюрам избыточ-ных давлений или соответствующим формулам.

Эксплуатационные колонны Эксплуатационная колонна для нефтяной скважины (фонтани-

рующая) ∅ 146 мм 16.2.Расчет производим при следующих исходных данных: глубина, м: L=3000; H=1000 (при испытании на герметичность);

H=1500 (при освоении скважины); h=1750; LO=1800. Удельный вес, Н/м3: γЦ=1,85 104, γЖ=1,0 104; γВ=1,0 104 (при ос-

воении); γВ=0,85 104(в период ввода в эксплуатации); γВ=0,95 104 (при окончании эксплуатации); γР=1,4 104.

На глубине 2500…2600 м находится проницаемый пласт. На глу-бине S1=2550 м давление РПЛS1=35,5 МПа.

Эксплуатационный объект расположен в интервале 2900…3000 м.

На глубине 3000 м пластовое давление РПЛL=42 МПа, на глубине 2900 м-40,6 МПа; S2=L, РПЛ S2=РПЛL.

Запас прочности в зоне эксплуатационного объекта n1=1,20. Для наглядности приведем порядок построения эпюр внутренних

и наружных давлений, а также эпюр избыточных давлений. Построение эпюр внутренних давлений 16.3.Определяем внутреннее давление в период ввода скважины

в эксплуатацию по формуле (2.1): РВZ=РПЛL-10-6γВ(L-Z) при 0≤Z≤L; Z=0; РВУ=(42-106 0,85 104 3000) МПа=16,5 МПа; Z=L=3000 м; РВL=42 МПа. Строим эпюру АВ (рис.10). 16.4. Внутреннее давление по окончании эксплуатации опреде-

ляем по формуле (2.2): РВZ=0 при 0≤Z≤Н; РВZ=10-6 γВ (Z-Н) при Н≤Z≤L;

76

Рис.10 Рис.11

Z=(0-1500) м; РВZ=0; Z=L=3000 м; РВL=[10-6 0,95 104 (3000-1500)] МПа=14,3 МПа. Строим эпюру СD(рис.10). Построение эпюр наружных давлений 16.5.определяем наружное давление для незацементированной

зоны по формуле (2.6): РНZ=10-6γРZ при 0≤Z≤h;

Z=0; РНZ=0; Z=h=1750 м; РНh =(10-6 1,4 104 1750) МПа=24,5 МПа. 16.6.Определяем наружное давление для зацементированной

зоны: -в интервале, закрепленном предыдущей колонной, — по форму-

ле (2.7): РНZ=10-6γРZ+10-6γГС(Z-h) при h≤Z≤LО; Z=h; PHh=24,5 МПа; Z=LO=1800 м; PHh=[10-6 1,4 104 1750+10-6 1,1 104 (1800- -1750)] МПа=25 МПа; -в интервале открытого ствола с учетом пластового давления —

по формуле (2.10) и (2.11):

( 001

1 LZLSРР

РР ОНLПЛS

ОНLНZ −⋅−

−+= ) при LO≤Z≤S1;

Z=S1=2550 м; РНS1=35,5 МПа;

( 112

11 SZ

SSРР

HР ПЛПЛiПЛНZ −⋅

−−

+= ) при S1≤Z≤L;

Z=L=3000 м; РНL=42 МПа.

Строим эпюру АВСDЕ (рис.11).

77

78

16.7.Определяем наружное давление с учетом давления состав-ного столба тампонажного и бурового растворов по всей длине сква-жины по формулам (2.13) и (2.14) на момент окончания цементирова-ния:

РНZ=10-6γРZ при 0≤Z≤h; Z=0; РНZ=0; Z=h=1750 м; РНh =(10-6 1,4 104 1750) МПа=24,5 МПа. РНZ=10-6[γРh+10-6γЦ(Z-h) при h≤Z≤L; Z=L=3000 м; PHL=[10-6 1,4 104 1750+10-6 1,85 (3000-1750)]

МПа=47,6 МПа [эпюра АВF (рис.11)]. Построение эпюры избыточных наружных давлений 16.8.определяем избыточное наружное давление на момент

окончания цементирования по формулам (2.16) и (2.17): РНИZ=10-6(γР-γВ)Z при 0≤Z≤h; Z=0; РНИZ=0; Z=h=; РНИh =10-6 (1,4 104 -1,4 104)1750=0; РНИZ=10-6[(γЦ-γВ)Z-(γЦ-γР)h] при h≤Z≤L; Z=L; PHИL=[10-6 (1,85 104-1,4 104) 3000-(1,85104 – -1,4 104) 1750] МПа=5,6 МПа. 16.9.Определяем избыточное наружное давление для процесса

испытания колонны на герметичность снижением уровня: -в незацементированной зоне — по формулам (2.19) и (2.20): РНИZ=10-6γРZ при 0≤Z≤H; Z=0; РНИZ=0; Z=H=1000 м; РНИH =(10-6 1,4 104 1000) МПа=14 МПа.

79

Рис.12

80

РНЦ=10-6[γРZ-γВ (Z-H)] при H≤Z≤h;

Z=h; PHBh=[10-6 1,4 104 1750+1,0 104 (1750-1000)] МПа=17 МПа;

-в зацементированной зоне — по формуле (2.23): РНИZ=РНZ-10-6γВ(Z-H) при h≤Z≤L; Z=Lo; PHИLo=[25-10-6 1,0 104 (1800-1000)] МПа=17МПа; Z=S1; PHИS1=[35,5-10-6 1,0 104 (2550-1000)] МПа=20МПа; Z=S2=L; PHИL=[42-10-6 1,0 104 (3000-1000)] МПа=22 МПа; 16.10.Определяем избыточное наружное давление при освоении

скважины: -в незацементированной зоне — по формулам (2.19) и (2.20): Z=0; РНИZ=0 при 0≤Z≤H; Z=H=1500 м; РНИH =(10-6 1,4 104 1500) МПа=21 МПа, при H≤Z≤h Z=h; PHИh={10-6 [1,4 104 1750+1,0 104 (1750-1500)] МПа=22 МПа; -в зацементированной зоне — по формуле (2.23): Z=Lo; PHИLo=[25-10-6 1,0 104 (1800-1500)] МПа=22 МПа; Z=S1; PHИS1=[35,5-10-6 1,0 104 (2550-1500)] МПа=25МПа; Z=S2=L; PHИL=[42-10-6 1,0 104 (3000-1500)] МПа=27 МПа; Строим эпюру АВСDЕА (рис.12) . 16.11.Определяем избыточное наружное давление по окончании

эксплуатации: -в незацементированной зоне- по формулам (2.19) и (2.20): Z=0; РНИZ=0 при 0≤Z≤H; Z=H=1500 м; РНИH =21 МПа (п.14.10) при H≤Z≤h; Z=h; PHИh={10-6 [1,4 104 1750+0,95 104 (1750-1500)]} МПа=22,1

МПа; -в зацементированной зоне — по формуле (2.23), где РНZ в зоне

эксплуатационного объекта принимаем по давлению гидростатическо-го столба воды с удельным весом γГС=1,1 104 Н/м3:

Z=Lo; PHИZ=[25-10-6 0,95 104 (1800-1500)] МПа=22,2 МПа; Z=S1; PHИZ=[35,5-10-6 0,95 104 (2550-1500)] МПа=25,5МПа; Z=2900 м; PHИZ=[40,6-10-6 0,95 104 (2900-1500)] МПа=27,3 МПа

(PHZ=PПЛZ); Z=2900 м; PHИZ=[31,9-10-6 0,95 104 (2900-1500)] МПа=18,6МПа

(PHZ=10-6 γnZ; Z=L; PHИZ=[33-10-6 095 104 (3000-1500)] МПа=18,8 МПа; Строим эпюру АВС′D′Е′GG′F′ (рис.12).

Построение эпюры избыточных внутренних давлений при испытании на герметичность в один прием без пакера

16.12.Избыточное внутреннее давление при испытании на гер-

метичность в один прием без пакера определяем: -в незацементированной зоне — по формуле (2.29): РВИZ=1,1РВУ-10-6(γР-γЖ)Z при 1,1РВУ ≥РОП и 0≤Z≤h; Z=0; РВИо=18,2 МПа; (РВУ=16,5 МПа по п.16.3), Z=h=; РВИh =18,2-10-6 (1,4 104 -1,0 104)1750=11,2 МПа; -в заце ментированной зоне-по формулам (2.31) и (2.32):

⎥⎦

⎤⎢⎣

⎡−

−−

+−+= − )(101,1 001

010:

6 LZLSРР

РZPР НLПЛНLЖВУZВИ γ

при Lo≤Z≤S1; Z=Lo; РВИLo =(1,1 16,5+10-6 1,0 104 1800-25) МПа=11,2 МПа; Z=S1; РВИS1=18,2+10-6 1,0 104 2550-35,5=8,2 МПа; Z=L; РВИL=18,2+10-6 1,0 104 3000-42=6,2 МПа; Строим эпюру АВСDЕ (рис.13).

Расчет эксплуатационной колонны

16.13.Расчет избыточных наружных давлений производим по обобщенным значениям п. 16.10 [эпюра АВС′D′Е′G′F (рис.12)] для стадий освоения и окончания эксплуатации скважины, а внутренних для процесса испытания колонны на герметичность п.16.11 [эпюра АВСDЕ (рис.13)]:

РНИL=27 МПа; РНИLn1=(27 1,2) МПа =32,4 МПа. По приложению 2 находим, что этому давлению соответствуют

трубы группы

81

82

Рис.13.

прочности Е с толщиной стенки δ=7,7 мм, для которых Ркр=34,2 МПа. Длина 1-ой секции l1=150 м (100 м плюс 50 м выше кровли экс-

плуатационного пласта). Вес ее Q1=(150 0,267) кН=40 кН [q1=0,267 (прил.12)].

По эпюре (рис12) определяем расчетное давление РНИZ на уров-не верхнего конца 1-й секции на глубине L1=2850 м; РНИZ=27 МПа. Этому давлению при n1=1,0 соответствуют трубы группы прочности Е с δ=7,0 мм, для которых Ркр=27,7 МПа.

Определяем значение Р′КР2 для труб 2-й секции по формуле (2.38) для условий двухосного нагружения с учетом растягивающих нагрузок от веса 1-й секции:

.5,271686

403,017,273,0122 МПаМПаQQРРT

КРКР =⎥⎦

⎤⎢⎣

⎡⎟⎠⎞

⎜⎝⎛ −=⎟⎟

⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛−=′

Этому значению Р′КР2 соответствует глубина спуска 2-й секции, равная L′1=2835 м, следовательно, уточненная длина 1-й секции l′1=(3000-2835) м=165 м, а вес ее Q′1=(165⋅0,267) кН=44 кН.

Для 3-й секции выбираем трубы группы прочности Д с δ=7,7 мм, Ркр=26,7 Мпа. Это давление имеет место на глубине L2=2800 м. Сле-довательно, длина 2-й секции l2=L′1-L2=(2835-2800) м=35 м, а вес ее Q2=(35⋅0,245) кН=8,5 кН.

Определим величину Р′КР3 по формуле (2.38) для условий двух-осного нагружения с учетом значений растягивающих нагрузок от веса двух первых секций Q′1+Q2=(8,5+44) кН=52,5 кН:

.4,261274

5,523,017,263,013РКР ⎜⎜⎝

⎛−=3 МПаМПа

QQРT

КР =⎥⎦

⎤⎢⎣

⎡⎟⎠⎞

⎜⎝⎛ −=⎟⎟

⎠

⎞′

Для полученного значения Р′КР3 находим уточненную глубину спуска 3-й секции L′2 =2740 м и уточненную длину 2-й секции l′2 =(2835-2740) м=95 м, а вес Q′2=(95⋅0,245) кН=23,3 кН.

4-ю секцию составляем из труб группы прочности Д с δ=7,0 мм, Ркр=22,4 Мпа.эти трубы могут быть установлены на глубине L3=1840 м, l3=L′2-L3=(2740-1840) м=900 м, а вес их Q3=(900⋅0,267) кН=240,3 кН.

Для условия двухосного нагружения находим Р′КР4 с учетом зна-чений растягивающих нагрузок от веса трех секций Q′1+ Q′2+Q3=307 кН:

.6,20156

6,3073,014,224 МПаМПаРКР =⎥⎦

⎤⎢⎣

⎡⎟⎠⎞

⎜⎝⎛ −=′

Уточненная глубина спуска 4-й секции L′3 =1480 м, уточненная длина 3-й секции

83

l’3=1840 м, l′3=L′2-L′3=(2740-1480) м=1260 м, Q′3=(1260⋅0,267) кН=336,42 кН.

Q′1+ Q′2+Q′3=(44+23,3+336,42) кН=403,72 кН. Длину 4-й секции выбираем из расчета на растяжение по форму-

ле (2.49), РСТ=735 кН (прил.5); q4=0,245 кН (прил. 12). l4=[(735/1,15-403) / 0,245] м=962 м; Q4=235,76 кН.

Вес четырех секций ∑ =4

1.639кНQ

Определяем внутреннее давление для 4-й секции. Давление на уровне верхней трубы, расположенной на глубине L4 =(3000-165-95-1260-962) м=518 м, составляет РВИ518=16,1 МПа.

По прил.4 находим РТ для труб с δ=7,0 мм, РТ=31,8 МПа, а запас прочности

n2=РТ / РВИZ=31,8 / 16,1=1.97. 5-ю секцию составляем из труб группы прочности Д с δ=7,7 мм,

РСТ=823 кН, q5=0,267 кН: l5=[(823/1,15-639)/0,267] м=287 м; Q5=76,47 кН.

Вес пяти секций .47,7155

1кНQ =∑

6-ю секцию составляем из труб группы прочности Д с δ=8,5 мм, РСТ=931 кН, q6=0,292 кН:

l6=[(931/1,15-715,47) / 0,292] м=322 м. Для 6-й секции достаточна длина 231 м, вес ее ; Q6=(о,292х231)

кН=67,45 кН. Запас прочности на внутреннее давление для 5-й и 6-й секций

достаточен.

Общий вес колонны ∑ =6

1.40,783 кНQ

Конструкция обсадной колонны 146 мм

Номер сек-ции

Группа проч-ности

Толщина стенки, мм

Длина сек-ции, мм

Вес секции, кН

1 7,7 165 44,00 2

Е 7,0 95 23,30

3 7,7 1260 336,424 7,0 962 235,765 7,7 287 76,47 6

Д

8,5 231 67,45 Всего 3000 783,40

Примечание. Счет секций ведется снизу вверх.

84

Эксплуатационная колонна диаметром 168 мм для газовой скважины (см. ри.1,а)

16.14.Расчет производим при следующих исходных данных: глу-

бина, м: L=2500; h=0; Lo=1600. Эксплуатационный объект расположен в интервале от 2200 до

2500 м. Пластовое давление на глубине L составляет РПЛL =30 МПа (в период ввода скважины в эксплуатацию). Эксплуатация заканчивается при РВL=1,0 МПа.

В интервале 1600…2200 м находится флюидосодержащие водо-носные горизонты с пластовыми давлениями, равными гидростатиче-ским.

Удельные веса, Н/м3: γЦ=1,80⋅104; γВ=1,45⋅104(при цементирова-нии); γЖ=1,0⋅104.

Относительный удельный вес газа по воздуху .6,0=γ Коэффициент сжимаемости газа m=0,8. Температура газа K(°C): TL=363(90); TУ=323(50); ТСР=343. Вследствие неустойчивости коллектора запас прочности на на-

ружное давление для интервала эксплуатационного объекта при n1=1,3.

Испытание эксплуатационной колонны на герметичность произ-водится водой (γЖ=1,0⋅104 Н/м3) в один прием без пакера.

Для интенсификации притока планируется после испытания скважины проведение солянjкислотной обработки призабойной зоны закачкой раствора с удельным весом ; γВ=1,05⋅104 Н/м3 (расход 20 л/с) через НКТ 88,9 мм, спущенные без пакера (см. рис.2,б) до L′=LД=2350 м, при репрессии на пласт у нижнего конца НКТ ∆Р=4,0 МПа. Закачка проводится при закрытом на устье затрубном пространстве.

Построение эпюр внутренних давлений

16.15.Определяем внутреннее давление при окончании цемен-

тирования (см. рис.1,а): РВZ=РВУ +γВZ при 0≤Z≤L; РВУ=10-6(γЦ-γВ)L=[10-6(1,8-1,45)104⋅2500]МПа=8,75 МПа; При Z=0, РВZ=РВУ=8,75 МПа; При Z=L=2500 м, РВZ=(8,75+10-6⋅1,45⋅104⋅2500) МПа=45,0 МПа. Строим эпюру АВ (рис.14)/

85

Рис.14. 16.16. Определяем внутреннее давление в период испытания

скважины, после ее продувки и закрытия устья по пп. 4.2-4.5 (рис.1,г) по формуле (4.1):

-(4.1,б) при Z=0, ;187,03438,0

25006,03415,0=

⋅⋅⋅

=S

-(4.1,а) ;20,1187,02187,02

=−+

=Se

-(4.1) РВУ=(30/1,20) МПа=25 МПа. При Z=L=2500 м; S=0; e0=1,0; РВL=30 МПа. Строим эпюру СD (рис.14), принимая распределение давлений

от устья до глубины 2500 м линейным. 16.17.Определяем внутреннее давление при солянокислотной

86

87

обработке по формуле (2.3): -при Z=L′-LA=2350 м, PBZ=PBLД=РПЛ+∆Р=(30+4) МПа=34 МПа; -при Z=0, PBZ=РВУ =(34-10-6 ⋅1,05⋅104⋅2350) МПа=9,4 МПа; -при Z=L=2500 м, PBZ=PBL=[30+4-10-6 ⋅1,05⋅104 (2350-2500)]

МПа=34 МПа. Строим эпюру ЕFG (рис.14). 16.18.При окончании эксплуатации (рис.1,г) в соответствии с п.

4.2. при 0≤Z ≤L принимаем РВZ=РВУ=РВL=Pmin=1,0 МПа. Строим эпюру НJ (рис.14).

Построение эпюр наружных давлений 16.19. Определяем внутреннее давление при окончании цемен-

тирования (рис.1,а) по п.2.8 и формуле (2.14) при h=0: -при Z=0, PHZ=РHУ =0; -при Z=L=2500 м, PНZ=PНL=(10-6⋅1,8⋅104⋅2500) МПа=45 МПа. Строим эпюру АВ (рис.15). 16.20. Определяем внутреннее давление в период испытания

скважины после ее продувки и закрытия устья, а также при солянокис-лотной обработке и других работах

-при Z=0, PHZ=РHУ =0; -при Z=2200 м, PНZ=PН2200=(10-6⋅1,1⋅104⋅2200) МПа=24,2 МПа. В конце эксплуатации PНL=10-6⋅1,1⋅104⋅2500=27,5 МПа. Строим эпюру АС (рис.15).

Построение эпюры избыточных наружных давлений 16.21.Сравнивая эпюры внутренних и наружных давлений

(рис.14 и 15), видим, что наибольшее избыточное наружное давление на колонну характерно для окончания эксплуатации. Тогда по п. 4.11, формуле (2.15) и п. 16.20 получим:

-при Z=0, PHИZ=РHИУ =РНУ-Рmin=(0-1,0) МПа=-1,0 МПа; -при Z=L=2500 м, PНИZ=PНИL=РНL-Pmin=(27,5-1,0) МПа=26,5 МПа. Строим эпюру АВ (рис.16).

88

Рис.15 Рис.16.

89

Построение эпюры избыточного внутреннего давления 16.22.Определяем избыточное внутреннее давление , PВИZ= PВZ-

PНZ при окончании цементирования (по пп.16.15 и 16.19): -при Z=0, PВИZ=РВИУ =(8,75-0) МПа=8,75 МПа; -при Z=L=2500 м, PВИZ=PВИL=(45,0-45,0) МПа=0 16.23.Избыточное внутреннее давление в период ввода скважи-

ны в эксплуатацию (при закрытом устье) по пп. 16.16 и 16.20: -при Z=0, PВИZ=РВИУ =(25,0-0) МПа=25,0 МПа; -при Z=L=2500 м, PВИZ=PВИL=(30,0-30,0) МПа=0. 16.24. .Избыточное внутреннее давление при солянокислотной

обработке по пп.16.17 и 16.20: -при Z=0, PВИZ=РВИУ =(9,4-0) МПа=9,4 МПа; -при Z=L=2500 м, PВИZ=PВИL=(35,6-30,0) МПа=5,6 МПа.. 16.25.Сравнивая значения PВИZ для рассмотренных операций,

видим, что наиболее высокие значения РВИУ =25,0 МПа при РВУ =25,0 МПа; PВИL =5,6 МПа при PВL =35,6 МПа. В соответствии с требования-ми «Инструкции по испытанию скважин на герметичность» внутреннее давление на трубы при испытании должно быть не ниже 1,1⋅PВZ, т.е. в процессе испытания на герметичность давления в колонне должны быть не менее:

-при Z=0, PВZ=Р′ВУ =1,1 РВУ=(1,1⋅25) МПа=27,5 МПа; -при Z=L=2500 м, PВZ=P′ВL=1,1 PВL=(1,1⋅35,6) МПа=39,16 Мпа. При испытании на герметичность водой при создании давления

на устье Р′ВУ=27.5 Мпа получим давление при Z=L=2500 м: PВZ=PВL=(27,5+10-6⋅1,1⋅104⋅2500) МПа=52,5 МПа>39.16 Мпа, что

допустимо. Таким образом, для построения эпюры избыточного внутреннего

давления для расчета колонны на прочность (при проведении испыта-ния на герметичность) принимаем нагрузки при вводе скважины в экс-плуатацию:

-при Z=0, PВИZ=РВИУ =(1,1⋅25,0-0) МПа=27,5 МПа; -при Z=L=2500 м, PВИZ=PВИL=(27,5+10-6⋅1,1⋅104⋅2500-30,0)

МПа=22,5 Мпа, при Z=2200=27,5+10-6⋅1,0⋅104⋅2200-24,2=25,3 МПа. Строим эпюру АВ (рис.17), принимая PВИZ≅РВИ2200.

Рис.17.

Расчет эксплуатационной колонны на прочность

16.26.Расчет на избыточное наружное давление про-изводим для периода окончания эксплуатации (п.16.21, эпюра АВ на рис.16.), а на избыточное внутреннее давле-ние на момент испытания на герметичность (пп.16.22-16.25, эпюра АВ на рис. 17). В соответствии с п. 15.11 принимаем трубы с резьбами ОТТГ по ГОСТ 632-80.

В зоне эксплуатационного объекта n1⋅PНИL =(1,3⋅26,5) МПа=34,4 МПа, чему соответствуют трубы диаметром 168,3 мм по ГОСТ 632-80 исполнения А группы прочности Е с толщиной стенки 8,9 мм, для которых по прил. 2-4 и прил. 12 РКР1=34,4 МПа, QT1=2450 кН; РТ1=51,0 МПа; q1=0,355 кН/м.

Длина 1-й секции l1=L-2200=(2500-2200) м=300 м. Вес секции Q1 =(300⋅0,355) кН=106,5 кН. Наружное избыточное давление на глубине Z=2200 м.

90

PНИZ=(10-6⋅1,1⋅104⋅2200) МПа=23,2 МПа. При n1 =1.0 этому давлению соответствуют такие же

трубы группы прочности Д, для которых РКР2=26,9 МПа, QT2=1686 кН; РТ2=35,1 МПа; q2=0,355 кН/м.

Определяем значение РКР2 для труб 2-й секции с уче-том растяжения по формуле (2.35):

.4,261686

5,1063,019,262 МПаМПаРКР =⎥⎦

⎤⎢⎣

⎡⎟⎠⎞

⎜⎝⎛ −=′

Так как Р′КР2=26,4 МПа≥ PНИL=23.2 МПа, то для 2-й секции принимаем трубы 168.3 х8,9-Д.

Выберем трубы для верхней секции колонны из рас-чета внутреннего избыточного давления:

Р′ВИУ= n2⋅PВИУ =(1,15⋅27,5) МПа=31,6 МПа. Так как Р′ВИУ=31,6 МПа<РТ2=35,1 МПа, то трубы 2-й

секции из условий прочности на наружное и внутреннее из-быточные давления могут быть установлены до устья сква-жины. Тогда длина 2-й секции l2=L-l1=(2500-300) м=2200 м.

Вес секции Q2 =(2200⋅0,355) кН=781 кН. Вес двух секций (всей колонны) Q=Q1+Q2=(106,5+ +781) кН=887,5 кН. Запас прочности на растяжение по гладкому телу труб

при QT2=1686 kH, n3A=1686/887,5=1,9 (в соответствии с табл. 2.4 n3=1,15), что допустимо.

Трубы с меньшей толщиной стенки (8,0 и 7,3 мм) не проверяем, так как из прил. 12 следует. Что они с резьбами ОТТГ не выпускаются.

Промежуточная обсадная колонна

диаметром 244,5 мм для газовой скважины (рис. 5,б) 16.27.Расчет производился при следующих исходных

данных: глубина, м: L=2400м; h=0; Lo=1300 м; l=3000м.

91

Рис.18.

Удельные веса, Н/м3: γЦ=1,80⋅104; γВ=1,6⋅104(при це-ментировании); γЖ=1,2⋅104; γП=2,1⋅104.

В интервале 2200…2250 м залегают породы, склон-ные к текучести, при бурении которых используется буро-вой раствор с γ=1,24⋅104Н/м3 (горное давление проявляется со временем).

Градиент пластового давления в интервале 1300…2400 м определяют по гидростатическому давлению столба воды.

После цементирования колонны при дальнейшем бу-рении на глубине l=3000 м вскрывается газовый пласт с РПЛl =46,0 МПа, относительным удельным весом газа по воздуху

6,0=γ коэффициентом сверхсжимаемости m=0,8 и темпе-ратурой Тl=363К, ТУ=323К и ТСР=343К.

В интервале 2400…3000 м флюидосодержащие пла-сты отсутствуют.

Запасы прочности для обсадных труб по ГОСТ 632-0 исполнения А в соответствии с пп. 3.19 и 2.23 n1=1,0; n2=1,15; n3=1,45.

Допускаемые осевые нагрузки [Р] для труб с трапе-цеидальной резьбой ОТТМ принимаются по прил. 6.

92

Построение эпюр внутренних давлений

16.28.Определяем минимальное внутреннее давление при фонтанировании скважины газом с глубины l=3000 м по п. 5.6 [формула (5.1)]:

-при Z=0, PВZ=0; -при Z=L=2400 м, .0,222400

30000,466,0 МПаМПаРР ВLВZ =⎟

⎠⎞

⎜⎝⎛ ⋅

==

Строим эпюру АВ (рис.18). 16.29. Определяем максимальное внутреннее давле-

ние при закрытом устье после открытого фонтанирования газом по п. 5.2 и формулам (4.1)-(4.1д):

-при Z=L=2400 м; S=10-4⋅0,6(3000-2400)=0,036;

035,1036,02036,02

=−+

=Sе ; PВL =(46/1,035) МПа=44,3 МПа.

-при Z=0; S=10-4⋅0,6⋅3000=0,18,

2,118,0218,02

=−+

=Sе PВУ =(46/1,2) МПа=38,3 МПа.

Строим эпюру СD (рис.18). 16.30.Определяем максимальное внутреннее давле-

ние при окончании цементирования (рис.1,а) при h=0 и со-хранении его на устье при ОЗЦ:

-при Z=0, РВУ =РВZ=10-6(γЦ-γВ)L=[10-6(1,8-1,6)104⋅2400]МПа=

=4,8 МПа; -при Z=L=2400 м; РВL =РВZ= РВУ+10-6γВZ=(4,8+10-

6⋅1,6⋅104⋅⋅2400]МПа=43,2 МПа; Строим эпюру ЕF (рис.18). 16.31.Из построенных эпюр видно, что максимальное

значение внутреннего давления имеет место для эпюры СD, которую и принимаем для расчета избыточных внут-ренних давлений при выполнении гидроиспытаний колонны на герметичность.

Построение эпюр наружных давлений

16.32.Определяем наружное давление при углублении скважины после ОЗЦ колонны по п.2.6 и формуле (2.7) при h=0:

-при Z=0, PHZ=РHУ =0; -при Z=L=2400 м, PНZ=PНL=10-6⋅1,1⋅104⋅2400 МПа= =26,4 МПа; Строим эпюру АВ (рис.19).

93

Интервал расчета по горному давлению принимаем в соответствии с п.2.7 подпунктом б от (2200-50) м до (2250+50) м, т.е. от 2150 до 2300 м.

Определяем горное давление по формуле (2.12): -при Z=2150 м, PНZ=(10-6⋅2,1⋅104⋅2150) МПа=45,15 МПа; -при Z=2300 м, PНZ=(10-6⋅2,1⋅104⋅2300) МПа=48,3 МПа; Определяем наружное давление по формуле (2.7): -при Z=2150 м, PНZ=(10-6⋅1,1⋅104⋅2150) МПа=45,15 МПа; -при Z=2300 м, PНZ=(10-6⋅1,1⋅1042300) МПа=25,3 МПа. Поскольку в интервале 2150…2300 м давление, опре-

деленное по формуле (2.12), больше вычисленного по формуле (2.7), в этом интервале за расчетное принимаем значение горного давления, а на эпюре АВ (рис.19) делаем поправку, получая эпюру АСDЕFВ.

16.33. Определяем наружное давление при окончании цементирования по пп. 3.11, 2.8 и формуле (2.14) при h=0:

-при Z=0, PHZ=РHУ =0; Рис.19.

94

-при Z=L=2400 м, PНZ=(10-6⋅1,8⋅104⋅2400) МПа=43,2 МПа;

Строим эпюру АG (рис.19). Построение эпюр избыточных наружных давлений

16.34. Определяем избыточное наружное давление при окончании цементирования по формуле (2.15) и пп.16.30 и 16.33:

-при Z=0, PHИZ=РHИУ =(0-4,8)МПа=-4,8 МПа; -при Z=L=2400 м, PНИZ=PНИL=(43,2-43,2) МПа=0. Строим эпюру АВ (рис.20). 16.35.Определяем избыточное наружное давление

при выбросе в процессе дальнейшего углубления скважины по формуле (2.15) и пп.16.29 и 16.32:

-при Z=0, PHИZ=РHИУ =0; -при Z=L=2150 м в точке С эпюры (рис.19), с учетом

формулы (4.1д): Рис.20.

95

;95,321502400

00,22065,23 МПаМПаРНИZ =⎟⎠⎞

⎜⎝⎛ −

+−=

-при Z=2150 м в точке D рис.19.

;45,2521502400

00,22015,45 МПаМПаРНИZ =⎥⎦

⎤⎢⎣

⎡⎟⎠⎞

⎜⎝⎛ −

+−=

-при Z=2300 м в точке Е рис.19.

;1,2723002400

00,2203,48 МПаМПаРНИZ =⎥⎦

⎤⎢⎣

⎡⎟⎠⎞

⎜⎝⎛ −

+−=

-при Z=2300 м в точке F рис.19.

;2,423002400

00,2203,25 МПаМПаРНИZ =⎥⎦

⎤⎢⎣

⎡⎟⎠⎞

⎜⎝⎛ −

+−=

-при Z=L=2400 в точке В рис.19. PHИZ=PНИL =(26,4-22,0)МПа=-4,4 МПа;

Строим эпюру CDEFGH (рис.20), которую принимаем

для расчета колонны на максимальное избыточное наруж-ное давление.

16.36.При замене бурового раствора с γВ=1,6⋅104 Н/м3

раствором для испытания колонны на герметичность с γЖ=1,2⋅104 Н/м3 формула (2.15) приобретает вид:

.102,1102,11010 2466 ZРZРZРР НZНZЖНZНИZ−−− ⋅−=⋅⋅−=−= γ

Используя значение PHZ, по эпюре наружных давлений

АCDEFВ (рис.19) получим: -при Z=0, PHИZ=0; -при Z=2150 м в точке С рис.19 PНИZ=(23,65-1,2⋅10-2 ⋅2150) МПа=-2,15МПа; -при Z=2150 м в точке D рис.19 PНИZ=(45,15-1,2⋅10-2 ⋅2150) МПа=19,35МПа; -при Z=2300 м в точке Е рис.19 PНИZ=(48,3-1,2⋅10-2 ⋅2300) МПа=20,7МПа; -при Z=2300 м в точке F рис.19 PНИZ=(25,3-1,2⋅10-2 ⋅2300) МПа=-2,3МПа; -при Z=L=2400 м в точке В рис.19 PНИZ= PНИL =(26,4-1,2⋅10-2 ⋅2400) МПа=-2,4МПа; Полученные значения PНИZ для всех характеристик

глубин ниже полученных для эпюры CDEFGH (рис. 20), в связи с чем на рисунок их не наносим и принимаем в даль-нейшем для расчета колонны на избыточное наружное давление эпюры CDEFGH (рис.20).

96

Построение эпюр избыточных внутренних давлений

16.37.Для построения эпюры максимального рабочего избыточного внутреннего давления принимаем значения PВZ по п.16.29 [эпюра СD (рис.18)] и PВZ по п. 16.32 [эпюра АВ (рис.19)]; горное давление в соответствии с пп.2.17-2.19 в расчет не принимается.

16.38.При закрытом устье после открытого фонтани-рования газом PВИZ=PВZ- PНZ, следовательно:

-при Z=0, PВИZ=РВИУ=РВУ-РНУ=(38,3-0) МПа=38,3 МПа; -при Z=L=2400 м, PВИZ=РВИL =(44,3-26,4) МПа=17,9

МПа Строим эпюру АВ (рис. 21). 16.39.При испытании колонны на герметичность в

один прием без пакера при γЖ=1,2⋅104 Н/м3 максимальное рабочее внутреннее давление определяем по формулам (2.27), (2.28):

Рис.21 97

PВИZ=P′ВZ- P′НZ, , где P′ВZ=1,1 PВZ ; P′ВZ=1,1 PВУ+10-6 γЖZ=1,1⋅38,3+10-

6⋅1,2⋅104Z=42,13+1,2⋅10-2 ⋅Z; PВИZ=42,13+1,2⋅10-2 ⋅Z-PНZ,; -при Z=0, PВИZ=(42,13-0) МПа=42,13 МПа; -при Z=L=2400 м, РВИL =(42,13+1,2⋅10-22400-26,6)

МПа=44,53 МПа Строим эпюру СD (рис. 21).

Выбор труб и расчет колонны

16.40.Исходя из требований п.15.11 и табл.15.3, учи-тывая высокие избыточные внутренние давления — от 38,3 до 17,9 МПа в газовой среде (эпюра АВ) и от 42,13 до 44,53 в жидкой среде (эпюра СD), принимаем трубы по ГОСТ 632-80 диаметром 25 мм исполнения А, с резьбами ОТТГ на смазке Р-402 или Р-2 МВП.

Расчет на наружное избыточное давление проводим по данным п. 16.33 [эпюра CDEFGH (рис.20)], а на внутрен-нее избыточное давление — при испытании колонны на гер-метичность по п.16.39 [эпюра CD (рис.21)].

Для глубины Z=L=2400 м, PНИZ =РНИL =4,4 МПа, для ко-торого проверка на прочность не требуется. Поэтому для нижней секции колонны выбираем трубы по РВИL, для кото-рых максимально допустимое внутреннее давление по пре-делу текучести

РТ≥ РВИL⋅n2≥(44,53⋅1,15) МПа=51,4 МПа. Из прил.4 видно, что этому значению соответствуют

обсадные трубы 245⋅11,1 мм группы прочности Л, для кото-рых по прил.4 имеем РТ1=52,1 МПа и по прил.2-6 и 12 РКР1=26,1 МПа; QТ1=5334 кН; [Р]1=3158 кН; q1=0,647 кН/м.

В интервале действия горного давления на глубине 2300 м эти трубы не могут быть установлены, так как при n1=1,0 на этой глубине PНИZ =27,1 МПа>РКР1=26,1 МПа, т.е. длина 1-й секции колонны из труб 245⋅11,1 мм

l1=L-L1=(2400-2300) м=100 м, а вес ее Q1=(100⋅0,647) кН=64,7 кН.

98

Для 2-й секции колонны выбираем трубы диаметром 245 мм с толщиной стенки 12 мм группы прочности Л, для которых по прил. 2-4, 6 и 12 имеем:

РКР2=31,6 МПа >27,1 МПв; РТ2=56,3 МПа; QТ2=5746 кН; [Р]2=3432 кН; q2=0,697 кН/м.

Для 3-й секции принимаем те же трубы, что и для 1-й секции.

Тогда длину 2-й секции определяем из условия равен-ства РКР3=РКР1 и PНИZ в интервале действия горного давле-ния при n1=1,0.

По аналогии с формулами (2.30), (2.31)

221502300

23001 21502300l

РРРРР НИНИНИКРНИZ −

−−== или

22150230045,251,271,271,26 l

−−

−= , откуда l2=91 м.

Вес 2-й секции секции Q2=(91⋅0,697) кН=63,5 кН, длина

двух секций l1+l2=(100+91,2) м=191,2 м. Вес двух секций Q1+Q2=(64,7+63,5) кН=128,2 кН. Определяем Р’КР3 по формуле (2.35):

.1,265334

2,1283,011,26’3 МПаМПаРКР ≈⎥

⎦

⎤⎢⎣

⎡⎟⎠⎞

⎜⎝⎛ −=

Так как значение Р′КР3 близко к РКР3=РКР1=26,1 МПа, то поправка l2 не требуется.

Проверим возможность применения этих труб для ус-ловия Z=0, т.е. при РВИУ=42,13 МПа (эпюра АВ рис.21) РТ3 / n2=РТ1 / n2= =52,1/1,15=45,5>42,13, что допустимо.

Менее прочные трубы из прил. 4 не удовлетворяют указанному требованию и использоваться не могут.

Тогда 3-я секция будет состоять из труб 245⋅11,1 мм группы прочности Л и ее длина l3=L-l1-l2=(2400-100-91) м =2209 м, а ее вес Q3=(2209⋅0,647) кН=1428 кН.

Общий вес колонны составит Q=Q1+Q2+Q3=(64,7+63,5+1428) кН=1556 кН. Запас прочности на растяжение по телу труб составит n3Ф=QT3/Q=QT1/Q=5334/1556=3,38>n3=1,45, что допус-

тимо. Так как [Р]3=[Р]1=3158 кН>Q=1556 кН, то прочность на

растяжение резьбового соединения ОТТГ также достаточ-на.

99

Конструкция колонны из труб по ГОСТ 632-80 исполнения А диаметром 245 мм

с соединением типа ОТТГ

Номер секции

Интервал ус-тановки, м

Длина секции,

м

Толщина стенки, мм

Группа прочно-сти

Вес секции, кН

1 2 3

2400…2300 2300…2209 2209…0

100 91

2209

11,1 12,0 11,1

Л Л Л

64,7 63,5

1428,0 Всего 0…2400 — — — 1556,0

100

Расчет натяжения обсадной колонны

16.41.Определяем значение натяжения обсадной ко-лонны в фонтанирующей скважине при следующих услови-ях:

Глубина скважины, м: L=3500. Высота подъема цементного раствора, м: L-h=700. Удельный вес жидкости, н/м3: γР=1,4⋅104; γВ=0,9⋅104. Температура, °С: на забое t0=90,t3=60. Внутреннее устьевое давление, МПа: Р=20. Удельный вес раствора в скважине после спуска ко-

лонны, н/м3: γ′′Н=γ′′В=γР=1,4⋅104. Обсадная колонна состоит из четырех секций, трубы

из стали группы прочности К и Е.

Конструкция скважины

Номер секции

Диаметр тру-бы и толщи-

на стенки, мм

Длина секции l,

м

Страги-вающая нагрузка,

кН

Масса 1 м труб q,

кг

Масса секций,

т

1 2 3 4

168х11 168х10 168х9

168х11

700 800 1350 650

1900 1700 1600 1900

43,5 39,9 36,2 43,5

30,5 32,0 49,0 28,3

Примечание. Счет секций ведется снизу вверх. Натяжение колонны производят после разгрузки на

забой. Значение натяжения QH определим из выражения (9.2). Предварительно найдем среднюю площадь сечения труб F, ∆t.

Площадь сечения труб получим из формулы

.5,496501350800

4513506,498002,54650 22 смсмF =⎟⎠⎞

⎜⎝⎛

++⋅+⋅+⋅

=

Средний внутренний диаметр d, соответствующий

площади 49,5 см2, равен 14,8 см. Среднюю температуру нагрева колонны определяем

по рис. 8. Принимаем t1=15°С;

101

;7535002800)1590(15)(

0

1012 CCLhLtttt o=⎥⎦

⎤⎢⎣⎡ −+=

−−+=

;84350028002060)(

0

3034 CCLhLtttt o=⎥⎦

⎤⎢⎣⎡ +=

−−+=

.272

)7584()1560( CCt oo

=⎥⎦⎤

⎢⎣⎡ −+−

=∆

Определяем слагаемые формулы (9.2): Q=qΣq⋅l=(9,8⋅109,3⋅103) кH=1070 кH; α⋅E⋅F⋅∆t=(12⋅10-6⋅2⋅1011⋅49,5⋅27⋅10-7) кH=320 кH; 0,31⋅PB⋅d2⋅103=(0,31⋅20⋅14,82⋅10-1) кH =135 кH; 0,655⋅l⋅(D2γP-d2γB)10-3=[0,655⋅2800(16,82⋅1,4-

14,82⋅0,9010-7] кH=363 кH Подставив эти значения в выражение (9.2), получим

из второго условия QH=1160 кH, что больше Q. Следова-тельно, QH=1160 кН.

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

Для верхнего сечения трубы, расположенной у устья (4-я секция), прочность определяем из выражения (9.6). Расчет прочности произведем без учета влияния Р1 при QO=0.

Из первого условия с учетом того, что ∆γР=0, QH+Р2-Р3=(1160+0,47⋅20⋅14,82⋅10-1-

0,235⋅2800⋅14,82⋅0,5⋅10-7) кН=1292 кН. Тогда коэффициент запаса прочности, учитывая, что

[Р]=РСТР / n, составит

,46,112921900

7420611601900

32

==−+

=−+

=РРQ

Рn

Н

СТР

т.е. коэффициент запаса прочности является доста-точным. Из второго условия

n=РСТР / QН=1,65. Проверим условие прочности для верхней трубы 3-й

секции. Коэффициент запаса прочности из первого условия

;320 РРQQ

Pn

Н

СТР

−+−=

QО=g⋅l4⋅q4=283 кН. Из предыдущих вычислений Р2=206 кН; Р3=74 кН.

102

Тогда

.58,110481600

7420628311601600

==−+−

=n

Промежуточная потайная колонна диаметром 219 мм

16.42.Расчет производим при следующих исходных

данных: Глубина, м: L=4100м; Lo=3100 м; l=3000м. Удельные веса, Н/м3: γЦ=1,85⋅104; γВ=γЖ=1,5⋅104. В интервале 3900…4000 м залегает водоносный пласт

с давлением на глубине l=S1=3950 м, РПЛlS1=56 МПа, вскры-ваемый буровым раствором γВ=1,5⋅104 Н/м3 и перекрывае-мый потайной колонной после углубления скважины до 4100 м, с подъемом цемента по всей длине. Испытания на герметичность потайной колонны производится вместе с предыдущей колонной без установки пакера.

При дальнейшем бурении на глубине l1=4300 м рас-твором γВ=1,5⋅104 Н/м3 вскрывается нефтяной пласт с дав-лением РПЛl1 = =60 МПа, из которого возможно нефтеводопроявление с понижением удельного веса жидкости в колонне до γВ=0,9⋅104 Н/м3. Скважина вертикальная.

16.43.Определяем избыточные наружные давления по формулам (6.1) и (6.2):

а) избыточное наружное давление на момент оконча-ния цементирования потайной колонны:

по формуле (6.1) PНИ=10-6(γЦ-γВ) (Z-lO) при lО≤Z≤L -при Z=l0, PHИZ=0; -при Z=LО=3100 м РНИZ=[10-6(1,85-1,50)104⋅(3100-3000)] МПа=0,35 МПа; -при Z=L=4100 м РНИZ=[10-6(1,85-1,50)104⋅(4100-3000)] МПа=3,85 МПа; б) избыточное давление при нефтеводопроявлении с

открытым устьем: по формуле (6.2) — РНИZ=РНZ-10-6 γВ Z при LО≤Z≤L при Z=LО=3100 м по формуле (2.7): РНZ=РНLО=(10-6⋅1,1⋅104⋅3100) МПа=34,1 МПа; РНИLО=(34,1-10-6⋅0,9⋅104⋅3100) МПа=6,2 МПа; при Z=l=S1=3950 м, РНS1=56 МПа;

103

РНИS1=(56-10-6⋅0,9⋅104⋅3950) МПа=20,5 МПа; при Z=L=4100 м. По формуле (2.11)

;52,57

)39504100(39504300566056)( 1

11

111

МПа

МПаSLSlPP

PРР HSПЛlHSНLНZ

=

=⎥⎦⎤

⎢⎣⎡ −

−−

+=−−

−+==

РНИZ=(57,52-10-6⋅0,9⋅104⋅4100) МПа=20,62 МПа Так как РНИZ по пункту б выше, чем по пункту а, то для

расчета на избыточное наружное давление принимаем на-грузки по пункту б, эпюра которых АВС приведена на рис.22.

16.44.Определяем внутренние давления в потайной колонне:

а) При нефтеводопроявлении с закрытым устьем по формуле (3.1)

РВZ=РПЛl1-10-6γВ(l1-z) при LO≤Z≤l; при Z=LO=3100 м РВZ=РВLО=[60-10-6⋅0,9⋅104(4300-3100)] МПа=49,2 МПа при Z=LO=4100 м РВZ=РВL=[60-10-6⋅0,9⋅104(4300-4100)] МПа=58,2 МПа б) В процессе бурения под следующую за потайной

колонну по формуле (3.2) РВZ=10-6γВ z, при О≤Z≤L; при Z=LO=3100 м РВZ=РВLО=(10-6⋅1,5⋅104⋅3100)] МПа=46,5 МПа; при Z=L=4100 м РВZ=РВL=(10-6⋅1,5⋅104⋅4100)] МПа=61,5 МПа; Так как для обоих вариантов наружное давление оп-

ределяется по пп.16.43, то давление РВZ по варианту (а) принимаются как более высокие при Z=LO для расчета ко-лонны на внутреннее избыточное давление.

16.45.Определяем избыточные внутренние давления при испытании потайной колонны на герметичность (вместе с предыдущей колонной) в один прием без пакера по фор-муле (6.6):

РВИZ=1,1 РВLО+10-6γЖ (Z-LO)-РНZ; при LО≤Z≤L, где РВLО=49,2 МПа по п.16.44,а; РНZ принимается по п. 16.43,б. Минимально необходимое внутреннее давление на

глубине Z=LО при испытании на герметичность потайной колоны по п.2.17:

Р′ВLО=1,1 РВ=(1,1⋅49,2) МПа=54,12 МПа.

104

Рис.22 Рис.23.

105

Тогда минимально необходимое давление на устье скважины при испытании на герметичность потайной ко-лонны жидкостью удельным весом γЖ=1,5⋅104Н/м3 составит

Ру=Р′ВLО-10-6γЖ LO=(54,12-10-6⋅1,5⋅104⋅3100)] МПа= =7,62 МПа; Максимальные избыточные внутренние давления в

колонне при испытании на герметичность составляет: при Z=LO=3100 м, РНZ=34,1 МПа; РВИZ=РВИLО=(1,1⋅49,2-34,1) МПа=20,02 МПа при Z=3900 м по формуле (2.7) при h=0 РНZ=(10-6⋅1,1⋅104⋅3900)] МПа=42,9 МПа; РВИZ=[1,1⋅49,2+10-6⋅1,5⋅104⋅(3900-3100)-42,9] МПа

=23,22 МПа; при Z=l=S1=3950 м, РНZ=РНS1=56 МПа; РВИZ= РВИS1=[1,1⋅49,2+10-6⋅1,5⋅104⋅(3950-3100)-56] МПа=

=10,87 МПа; при Z=4000 м по формуле (2.7) при h=0 РНZ=(10-6⋅1,1⋅104⋅4000) МПа=44.0 МПа; РВИZ=[1,1⋅49,2+10-6⋅1,5⋅104⋅(4000-3100)-44,0] МПа

=23,62 МПа; при Z=L=4100 м, РНZ= РНL=57,52 МПа;

РВИZ= РВИL=[1,1⋅49,2+10-6⋅1,5⋅104⋅(4100-3100)-57,52] МПа = = 11,6 МПа;

Эпюра максимальных избыточных внутренних давле-ний АВСDЕ приведена на рис.23. В интервале 3900…4000 м (водоносный пласт) РВИ принято постоянным по среднему значению РВИZ=10,87 МПа.

16.46. Трубы для 1-й нижней секции определяем из расчета на внешнее давление (эпюра на рис. 22).

Максимальному наружному избыточному давлению 20,62 МПа на глубине 4100 м при n1=1,0 (п.3,20 соответст-вуют по прил. 2 трубы 219⋅10.2 по ГОСТ 632-80 исполнения Б, марки К с короткой резьбой треугольного профиля (РКР1=22,3 МПа).

Для 2-й секции примем такие же трубы 219⋅10,2 марки Д, для которых по прил. 2-4 и 12: РКР2=19,0 МПа, QT2=2490 kH, PT2=30,4МПа и q2=0,528кН/м.

Эти трубы по эпюре на рис.22 при n1=1,0 могут быть установлены на глубине L1=3865 м. Эту глубину можно так-же определить

106

из условия

),3950(31003950

2,65,205,2019 1L−−−

−= откуда L1=3865 м.

Длина 1-й секции l1=(4100-3865) м=235 м. Вес секции Q1=(235⋅0,528) кН=124 кН. Определяем значение Р′КР2 для труб 2-й секции с уче-

том растяжения по формуле (2.38):

.1924901243,01193,01

2

122 МПаМПа

QQ

РР КРКР ≈⎥⎦

⎤⎢⎣

⎡⎟⎠⎞

⎜⎝⎛ −=⎟⎟

⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛−=′

Так как изменение РКР незначительно, то длина 1-й секции не изменяется и принимается l1=235 м.

Для 3-й секции примем трубы 219⋅8,9 Д, для которых РКР3=14,2 МПа, QT3=2196 кH, PT3=26,5 МПа и q3=0,469 кН/м.

Максимальная глубина установки труб L2=3580 м и длина 2-й секции l2=(3865-3580) м =285 м. Q2=285⋅0,528=150 кН.

Вес двух секций Q1+ Q2=(124+150) кН =274 кН. Уточним значение РКР3 с учетом веса труб по формуле

(2.35): ,7,1321962743,012,143 кНкНРКР =⎥

⎦

⎤⎢⎣

⎡⎟⎠⎞

⎜⎝⎛ −=′

что отвечает глубине L2=3550 м. Тогда уточненная длина 2-й секции l2=(3865-3550) м=315 м, а ее вес Q′2=(315⋅0,528)

кН=166 кН. Вес двух секций Q1+Q2=(124+166) кН =290 кН. Внутреннее избыточное давление на глубине 3550 м

по эпюре на рис.23 составляет 21,82 МПа и может быть оп-ределено расчетом:

( ) .82,213550390031003900

02,2022,2322,23 МПаМПаРВИZ =⎥⎦⎤

⎢⎣⎡ −

−−

−=

Запас прочности на внутреннее давление для нижней тру-бы 3-й секции составит

n2=РТ3 / РВИZ=26,5/21,82=1,21>1,15, что допустимо (п.2.26). Так как в интервале

3100…3550 м избыточные наружные и внутренние давле-ния уменьшаются, то по этим видам нагружения колонна в данном интервале может быть составлена из труб 3-й сек-ции, т.е. ее длина l3=(3550-3000) м=550 м, вес Q3=(550⋅0,469) кН=258 кН.

Общий вес потайной колонны Q=Q1+Q′2+Q3=(124+166+258) кН =548 кН.

107

Для труб 3-й секции 219⋅8,9 Д исполнения Б по ГОСТ 632-80 с короткой резьбой по прил. 5 имеем РСТ=1304 кН.

Запас прочности на страгивание по верхней трубе ко-лонны

n3=РСТ/Q=1304/548=2,38>1,30, что допустимо (п.3.20), т.е. колонна составляется из

трех рассмотренных секций. Увеличение толщины стенки труб с учетом износа не

предусматривается.

108

Приложение 8

Допустимые растягивающие нагрузки для обсадных труб ТБО по ГОСТ 632-80 исполнения А (с учетом запаса прочности

для резьбового соединения 1,75 от разрушающей нагрузки), кН

Группа прочности Условный наружный диаметр трубы, мм

Толщина стенки, мм

Д Е Л М Р Т

127 9,2 10,7

882 931 1020 1167 1353 1490

140 9,2 10,5

1020 1069 1177 1333 1549 1716

146 8,5 9,5

10,7

1118

1177

1294

1471

1706

1883

168 8,9 10,6 12,1

1284

1353

1490

1696

1961

2167

178 9,2 10,4 11,5 12,7 13,7 15,0

1333

1402

1539

1745

2030

2236

194 9,5

10,9;12,7; 15,1

1667*

1843

1902

1941

2089

2138

2373

2432

2755

2814

3040

3109

Допустимые нагрузки, при которых напряжение в теле трубы

достигает 0,8 от предела текучести (коэффициент запаса прочности равен 1,25).

д

109

Приложение 1

Исходные данные для расчета

Объединение (УБР)________________________________________________ Скважина_________________________________________________________

(номер) (площадь) (назначение-

_______________________________________________, количество скважин -разведка, эксплуатация и т.д.)

данного типа в объединении (УБР) ____________. (штук)

Назначение колонны Промежуточные

№/№

Исходные данные для расчета

1-я 2-я 3-я 4-я 5-я Эксплуатаци онная

1 Диаметр колонны d, мм (м) 2 Диаметр ствола скважины D, мм

(м)

3 Интервал спуска колоны, м 4 Удельный вес бурового

раствора, Н/м3

5 Сведения о цементировании: -расстояние от устья до уровня цемента h, м -удельный вес цементного раствора γЦ, Н/м3

6 Сведения о снижении уровня жидкости в эксплуатационных колоннах в поздний период эксплуатации и в промежуточных колоннах при возможном поглощении бурового раствора. Расстояние от устья до уровня жидкости в колонне H, м. Удельный вес жидкости в колонне γВ, Н/м3

110

Продолжение приложения 1

Назначение колонны Промежуточные

№п/п

Исходные данные для

расчета

1-я 2-я 3-я 4-я 5-я Экс-плуат-аци- онная

7 Сведение о пластовых давлениях -интервал действия пластового давления, м -пластовое давление, МПа, или его градиент

8 Сведения о горном давлении: -интервал действия горного давления (высоко-пластичных пород), м -средний удельный вес горных пород, Н/м3, или градиент горного давления

9 Удельный вес пластового флюида, Н/м3

10 Сведения о снижении удельного веса жидкости в промежуточной колонне при проявлении и в эксплуата-ционной колонне в период ввода в эксплуатацию: -наименьший удельный вес жидкости в промежуточной колонне при проявлении, Н/м3

11 Удельный вес жидкости при испытании колонны на герметичность, Н/м3

12 Сведения о мощности экс-плуатационного объекта, м

13 Сведения об изменении температуры по глубине, °С

111

Сведения об интенсивности пространственного искривления ствола скважины

Углы, градус № п/п

Интервал замера, м δ1 δ2 β1 β2

δ1,δ2 –углы наклона в начальной и конечной точках рассматриваемого участка длиной l(10м); β1,β2-разность азимутальных углов в тех же точках.

112

I.ПРОЧНОСТНЫЕ И ВЕСОВЫЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ ТРУБ

ОТЕЧЕСТВЕННОГО ПРОИЗВОДСТВА

Приложение 2

Критические давления для обсадных труб по ГОСТ 632-80, МПа

Трубы исполнения А

Группа прочности Условный диаметр трубы, мм

Толщина стенки, мм

Д Е Л М Р Т

114 5,2 5,7 6,4 7,4 8,6

10,2

20,324,229,536,945,3

—

— —

38,6 50,3 63,4

—

— —

42,7 57,1 73,4 93,7

— —

45,9 62,7 82,4

106,9

— — —

7,1 95,5

127,4

— — — —

102,1138,6

127 5,6 6,4 7,5 9,2

10,7

19,024,632,243,052,3

— 31,1 42,7 60,0 74,1

— 33,6 47,7 69,2 86,7

— 35,5 51,7 77,4 98,3

— —

56,6 88,8

116,4

— —

58,6 94,4

126,0

140 6,2 7,0 7,7 9,2

10,5

19,324,428,837,745,2

— 30,7 37,4 51,7 63,3

— 33,2 41.3 58,8 73,3

— 35,0 44,2 64,9 82,4

— —

47,6 72,8 95,3

— —

49,1 76,5

101,9

146 6,5 7,0 7,7 8,5 9,5

10,7

19,422,426,731,437,143,7

— 27,7 34,2 41,6 50,7 61,0

— 29,8 37,4 46,3 57,5 70,4

— 31,3 39,7 50,0 63,2 78,8

— — —

54,5 70,8 90,7

— — —

56,5 74,2 96,6

168 7,3 8,0

18,322,1

21,9 27,3

— —

— —

— —

— —

113

Продолжение приложения 2

Группа прочности Условный диаметр трубы, мм

Толщина стенки, мм

Д Е Л М Р Т

168 8,9 10,6 12,1

26,9 35,4 42,6

34,4 47,9 59,3

37,6 54,2 68,3

40,0 59,3 76,3

42,8 65,9 87,4

44,0 68,7 92,9

178 5,9 6,9 8,1 9,2

10,4 11,5 12,7 13,7 15,0

9,8 14,4 20,3 25,9 31,7 36,9 42,3

— —

— —

24,6 32,8 42,1 50,2 58,7 65,6

—

— —

26,3 35,8 46,9 57,0 67,6 76,2 86,9

— — —

37,9 50,6 62,6 75,4 85,8 98,5

— — —

40,4 55,2 69,9 86,4 99,8

116,6

— — —

41,5 57,3 73,2 91,7

107,0126,3

194 7,6 8,3 9,5

10,9 12,7 15,1

14,7 17,9 23,4 29,8 37,5

—

— 21,3 29,2 39,0 51,4

—

— 22,4 31,6 43,1 58,3 77,4

— 23,2 33,1 46,4 64,3 87,4

— 24,2 35,1 50,2 72,1

101,9

— 24,6 35,9 51,8 75,7

109,4

1219 6,7 7,7 8,9

10,2 11,4 12,7 14,2

7,9 11,4 16,0 21,2 26,1 31,2

—

— —

18,5 26,0 33,2 41,3 50,4

— —

19,5 27,7 36,3 46,0 57,2

— —

20,1 29,0 38,4 49,6 62,8

— — —

30,5 41,0 54,0 70,3

— — — —

42,1 55,9 73,6

245 7,9 8,9

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

9,2 12,4 16,2 20,2 23,4 29,9

—

— 13,9 18,9 24,4 29,3 39,2

—

— 14,5 19,8 26,1 31,6 43,4 57,5

— 14,8 20,5 27,2 33,2 46,7 63,2

— —

21,3 28,4 35,1 50,6 70,8

— — —

28,9 36,0 52,3 74,2

114

Продолжение приложения 2

Группа прочности Условный диаметр трубы, мм

Толщина стенки, мм

Д Е Л М Р Т

273 7,1 8,9

10,2 11,4 12,6 13,8 15,1 16,5

5,1 9,4

13,1 17,0 20,9 24,8

— —

— 10,3 14,9 19,9 25,4 31,3 37,6

—

— 10,6 15,5 21,0 27,2 33,8 41,6 50,0

— 10,9 16,0 21,7 283 35,8 44,5 54,3

— —

16,5 22,5 29,7 37,9 48,0 59,7

— — — —

30,338,949,562,1

299 8,5 9,5

11,1 12,4 14,8

6,6 8,8

13,0 16,8

—

— —

14,7 19,6 30,0

— —

15,4 20,7 32,4

— —

15,8 21,4 34,1

— — —

22,3 36,1

— — —

22,537,0

324 8,5 9,5

11,0 12,4 14,0

5,3 7,2

10,4 13,9 18,2

— 7,6

11,6 15,9 21,7

— 7,8

12,0 16,6 22,9

— —

12,3 17,1 23,8

— — —

17,6 24,8

— — —

17,825,2

340 8,4 9,7

10,9 12,2 13,1 14,0 15,4

4,5 6,7 9,0

12,0 14,1 16,5 20,1

— 7,2 9,9

13,4 16,3 19,2 24,3

— 7,3

10,2 13,9 17,0 20,3 26,0

— — —

14,3 17,4 21,0

—

— — — —

18,0 21,8

—

— — — —

18,222,1

— 351 9,0

10,0 11,0 12,0

4,9 6,6 8,4

10,6

— 7,1 9,2

11,8

— 7,3 9,5

12,2

— —

9,7 12,4

— — — —

— — — —

377 9,0 10,0 11,0 12,0

4,0 5,4 7,1 8,8

— 5,8 7,5 9,7

— —

7,7 9,9

— — — —

— — — —

— — — —

115

Продолжение приложения 2

Группа прочности Условный диаметр трубы, мм

Толщина стенки, мм

Д Е Л М Р Т

406 9,5 11,1 12,6 16,7

3,8 5,9 8,2

16,4

— 6,3 9,0

19,1

— — — —

— — — —

— — — —

— — — —

426 10,0 11,0 12,0

3,9 5,0 6,4

— 5,4 6,9-

— — —

— — —

— — —

— — —

473 11,1 3,7 — —

— — —

508 11,1 12,7 16,1

3,1 4,6 8,7

— — —

— — —

— — —

— — —

— — —

Трубы исполнения Б

Группа прочности Условный

диаметр трубы, мм

Толщина стенки, мм

Д К Е Л М Р Т

Овальность 0,01 114 6,4

7,4 8,6

26,733,641,8

32,642,353,4

35,2 46,2 59,0

— 52,368,0

— —

76,2

— —

87,8

— —

93,7

127 6,4 7,5 9,2

22,129,139,6

26,436,050,5

28,1 39,0 55,7

— 43,563,9

— —

71,2

— —

81,5

— —

86,6

140 6,2 7,0 7,7 9,2

10,5

17,321,925,934,541,8

20,026,131,743,453,3

21,1 27,8 34,1 47,5 58,9

— —

37,553,967,9

— —

40,3 59,3 76,0

— —

43,6 66,6 87,6

— —

45,1 70,0 93,5

116

Продолжение приложения 2

Группа прочности Условный диаметр трубы, мм

Толщина стенки, мм

Д К Е Л М Р Т

146 6,5 7,0 7,7 8,5 9,5

10,7

17,420,124,028,433,840,2

20,123,726,935,042,551,3

21,2 25,2 31,1 37,9 46,6 56,7

— 27,234,042,252,665,1

— — —

45,6 57,8 72,6

— — —

50,0 64,7 83,2

— — —

51,9 67,9 88,6

168 7,3 8,0 8,9

10,6 12,1

16,419,724,132,339,2

18,923,229,140,349,9

19,9 24,7 31,3 44,0 55,0

21,226,634,249,563,0

— —

36,6 54,2 70,2

— —

39,3 60,2 80,2

— —

40,5 63,0 85,2

178 6,9 8,1 9,2

10,4 11,5 12,7

12,818,123,228,633,638,8

14,521,227,935,442,249,4

15,1 22,4 29,9 38,3 46,1 54,4

— 24,032,542,652,262,4

— —

34,6 46,2 57,3 69,4

— —

37,2 50,6 63,9 79,2

— —

38,2 52,5 67,1 84,0

194 7,6 8,3 9,5

10,9 12,7

13,216,021,026,934,3

14,918,424,932,943,1

15,5 19,3 26,6 35,5 47,3

— 20,528,739,353,5

— —

30,4 42,3 58,8

— —

32,3 46,0 66,0

— —

33,1 47,6 69,3

219 7,7 8,9

10,2 11,4 12,7 14,2

10,214,219,023,428,233,7

11,316,222,328,234,842,3

11,7 17,0 23,5 30,2 37,6 46,3

— 17,825,333,041,952,4

— 18,5 26,6 35,1 45,2 57,4

— —

28,1 37,6 49,4 64,2

— —

28,7 38,8 51,4 67,4

245 7,9 8,9

10,0 11,1 12,0

8,2 11,114,518,021,1

9,0 12,416,521,125,0

9,3 12,7 17,3 22,3 26,6

— 13,318,223,728,7

— 13,7 18,9 24,9 30,4

— —

19,7 26,3 32,4

— —

20,1 26,9 33,2

117

Продолжение приложения 2

Группа прочности Условный диаметр трубы, мм

Толщина стенки, мм

Д К Е Л М Р Т

273 7,1 8,9

10,2 11,4 12,6 13,8

4,7 8,4

11,815,118,622,2

5,0 9,2

13,117,221,926,6

5,1 9,5

13,6 18,1 23,0 28,3

— —

14,319,224,730,8

— —

14,8 20,0 26,0 32,7

— —

15,3 20,9 27,4 34,9

— —

15,621,328,035,9

299 8,5 9,5

11,1 12,4 14,8

6,0 7,9

11,715,021,5

6,4 8,6

12,917,125,5

6,6 8,9

13,5 17,9 27,2

— 9,2

14,118,929,5

— 9,4

14,6 19,7 31,2

— 9,7

15,1 20,6 33,2

— 9,8

15,421,034,1

324 9,5 11,0 12,4 14,0

6,5 9,4

12,416,3

7,0 10,314,018,8

7,2 10,6 14,5 19,7

— 11,115,321,0

— 11,4 15,8 21,9

— 11,7 16,4 22,9

— 11,916,723,4

340 9,7 10,9 12,2 13,1 14,0

6,1 8,1

10,712,614,7

6,5 8,8

11,914,216,8

6,6 9,1

12,4 14,8 17,5

— — — — —

— — — — —

— — — — —

— — — — —

351 9,0 10,0 11,0 12,0

4,5 6,0 7,6 9,5

4,8 6,5 8,3

10,5

— — — —

— — — —

— — — —

— — — —

— — — —

377 9,0 10,0 11,0 12,0

3,7 5,0 6,4 7,9

3,9 5,3 6,9 8,6

— — — —

— — — —

— — — —

— — — —

— — — —

406 9,5 11,1 12,6

3,5 5,4 7,4

— — —

— — —

— — —

— —

— — —

— — —

118

Продолжение приложения 2

Группа прочности Условный диаметр трубы, мм

Толщина стенки, мм

Д К Е Л М Р Т

426 10,0 11,0 12,0

3,5 4,6 5,8

3,7 4,9 6,3

— — —

— — —

— — —

— — —

— — —

473 11,1 3,5 3,7 — — — — — 508 11,1 2,9 3,0 — — — — —

Овальность 0,015 245 7,9

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

7,4 9,9

12,816,018,624,0

8,2 11,214,818,822,329,5,

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

— 12,416,721,726,035,5

— 12,8 17,5 22,8 27,7 38,5

— 13,4

— 24,5 29,9 42,4

— 13,7

— 25,231,044,2

273 7,1 8,9

10,2 11,4 12,6 13,8

4,3 7,6

10,513,416,519,6

4,6 8,4

11,915,519,523,6

4,8 8,8

12,4 16,4 20,7 25,4

— —

13,117,522,427,8

— —

13,8 18,4 23,8 29,8

— —

14,5 19,6 25,5 32,3

— —

14,820,126,333,4

299 8,5 9,5

11,1 12,4 14,8

5,4 7,2

10,413,219,0

6,0 7,9

11,815,422,7

6,1 8,2

12,4 16,2 24,3

— 8,6

13,017,426,7

— 8,9

13,6 18,2 28,4

— 9,3

14,3 19,3 30,8

— 9,4

14,619,831,8

324 9,5 11,0 12,4 14,0

5,9 8,4

11,114,4

6,5 9,4

12,616,9

6,7 9,8

13,2 17,8

— 10,314,119,2

— 10,7 14,7 20,2

— 11,7 15,5 21,5

— 11,415,822,1

340 9,7 10,9 12,2 13,1 14,0

5,5 7,4 9,6

11,313,0

6,0 8,1

10,812,815,1

6,2 8,4

11,3 13,5 15,9

— — — — —

— — — — —

— — — — —

— — — — —

119

Окончание приложения 2

Группа прочности Условный диаметр трубы, мм

Толщина стенки, мм

Д К Е Л М Р Т

351 9,0 10,0 11,0 12,0

4,1 5,5 7,0 8,5

4,5 6,0 7,6 9,5

— — — —

— — — —

— — — —

— — — —

— — — —

377 9,0 10,0 11,0 12,0

3,4 4,5 5,8 7,2

3,7 4,9 6,4 7,9

— — — —

— — — —

— — — —

— — — —

— — — —

406 9,5 11,1 12,6

3,2 4,9 6,8

3,4 5,3 7,4

— — —

— — —

— — —

— — —

— — —

426 10,0 11,0 12,0

3,3 4,2 5,3

3,5 4,6 5,8

— — —

— — —

— — —

— — —

— — —

473 11,1 3,2 3,5 — — — — — 508 11,1 2,7 2,8 — — — — —

120

Приложение 3

Растягивающие нагрузки, при которых напряжения

в теле труб по ГОСТ 632-80 достигают предела текучести, кН

Группа прочности Условный диаметр трубы, мм

Толщина стенки, мм

Д К Е Л М Р Т

114 5,2 5,7 6,4

7,4

8,6

10,2

666 744 824

(804) 940

(920) 1078

(1058) —

— —

(1058)

(1216)

(1392) —

— —

1196

1372

1568

— —

1412

1628

1862

2176

— —

1646

1882

2156

2530

— — —

2314

2646

3098

— — — —

2942

3452 127 5,6

6,4

7,5

9,2

10,7

804 920

(902) 1058

(1038) 1294

(1274) 1490

—

(1176)

(13720

(1666)

— 1332

1548

1882

2156

— 1588

1842

2236

2548

— 1842

2138

2568

2960

— —

2608

3156

3628

— —

2902

3510

4040 140 6,2

7,0

7,7

9,2

10,5

980 (9600 1098

(107801216

(1196) 1430

(1412) 1608

(1588)

(1274)

(1430)

(1568)

(1842)

(2078)

1430

1608

1764

2078

2352

—

1902

2078

2470

2784

—

2216

2412

2862

3236

— —

2960

3510

3962

— —

3294

3902

4412

146 6,5 1078 (1058)

(1392)

1568 — — — —

121

Продолжение приложения 3

Группа прочности Условный

диаметр трубы, мм

Толщи на

стенки, мм

Д К Е Л М Р Т

146 7,0

7,7

8,5

9,5

10,7

1156 (1136) 1274

(1254) 1392

(137201548

(1510) 1726

(1686)

(1490)

(1646)

(1804)

(2000)

(2234)

1686

1842

2020

2234

2510

2000

2196

2412

2666

2980

2314

2530

2784

3078

3452

— —

3412

3784

4236

— —

3804

4216

4706

168 7,3

8,0

8,9

10,6

12,1

1392 (1372) 1510

(1490) 1686

(1666) 1980

(1960) 2254

(2216)

(1804)

(1962)

(2176)

(2568)

(2902)

2040

2216

2450

2882

3274

2412

2628

2922

3432

НЕТнет

— —

3372

3980

4490

— —

4138

4884

5510

— —

4608

5432

6138

178 5,9 6,9

8,1

9,2

10,4

11,5

12,7

13,7 15,0

1216 1412

(1372) 1626

(1608) 1842

(1824) 2078

(2038) 2274

(2234) 2490

(2450) — —

—

(1804)

(2118)

(2392)

(2686)

(2942)

(3216) — —

— 2038

2372

2686

3020

3314

3628

3882

—

— —

2824

3196

3568

3922

4314

46284980

— — —

3686

4138

4550

4980

5354 5766

— — —

4530

5080

5588

6118

65707100

— — —

5040

5648

6216

6806

72967884

122

Продолжение приложения 3

Группа прочности Условный диа метр трубы мм

Толщи- на

стенки, мм

Д К Е Л М Р Т

194 7,6

8,3

9,5

10,9

12,7

15,1

1686 (1646) 1824

(1804) 2078

(2038) 2372

(2334) 2744

(2686) —

(2176)

(2372)

(2686)

(3058)

3530)

—

2450

2666

3020

3452

3980 —

—

3156

3588

4098

4726

5550

—

3666

4158

4746

5472

6412

—

4490

5118

5824

6706

7884

—

5000

5688

6472

7472

8766 219 6,7

7,7

8,9

10,2

11,4

12,7

14,2

1686 1940

(1902) 2234

(2196) 2530

(2490) 2824

(2764) 3118

(3058) 3470

(3392)

—

(2510)

(2196)

(3274)

(3648)

(4040)

(4470)

— 2824

2882

3686

4098

4530

5040

— —

3236

4372

4864

5392

5982

— —

4452

5060

5628

6236

6922

— — —

6216

6922

7648

8492

— — —

6922

7688

8512

9452

245 7,9

8,9

10,0

11,1

12,0

13,8

15,9

2216 (2176) 2490

(2450) 2784

(2744) 3078

(3020) 3314

(3254) 3784

(3726) —

(2882)

(3236)

(3608)

(3980)

(4294)

(4902)

—

3236

3628

4060

4470

4824

5510 —

—

4314

4824

5334

5746

6550

7472

—

4980

5570

6158

6628

7570

8648

— —

6844

7570

8158

9296

10610

— —

7610

8414

9060

10336

11806

123

Продолжение приложения 3

Группа прочности Услов

ный диа-метр трубымм

Толщи на стенки, мм

Д К Е Л М Р Т

273 7,1

8,9

10,2

11,4

12,6

13,8

15,1 16,5

2254 (2216) 2804

(2744) 3196

(3138) 3550

(3490) 3902

(3844) 4256

(4176) — —

(2902)

(3608)

(4118)

(4588)

(5060)

(5510)

— —

3274

4060

4648

5158

5688

6198

6746-

—

4844

5510

6138

6746

7354

80028708

—

5584

6374

7100

7806

8512

9276 10080

— —

7924

8708

9590

10454

11376 12376

— —

8708

9688

10670

11630

12650 13748

299 8,5

9,5

11,1

12,4

14,8

2942 (2882)

324 (3216) 3804

(3726) 4216

(4158) 5000

(4902)

(3784)

(4216)

(4926)

(5452)

(6472)

4256

4746

5510

6138

7256

—

5648

6550

7296

8630

—

6530

7590

8434

9982

—

8022

9316

10356

12258

—

8924

10356

11532

13630

324 8,5 9,5

11,0

12,4

14,0

3196 3550

(3490) 4098

(4020) 4608

(4510) 5178

(5080)

—

(4588)

(5294)

(5942)

(6668)

— 5158

5962

6688

7512

— —

7080

7942

8924

— —

8198

9198

10316

— —

10060

11278

12670

— —

11178

12552

14102

124

Продолжение приложения 3

Группа прочности Усл. диа-метр трубмм

Толщи на стенки, мм

Д К Е Л М Р Т

340 8,4 9,7

10,9

12,2

13,1

14,0

15,4

3314 3804

(3746) 4274

(4196) 4766

(4668) 5098

(5000) 5432

(5334) —

—

(4922)

(5510)

(6158)

(6590)

(7020) —

— 5530

6198

6904

7394

7884

—

— 6590

7374

8218

8806

9374

10276

— — —

9512

10178

10846

11886

— — — —

12494

13316

14592

— — — —

13906

14808

16220 351 9,0

10,0

11,0

12,0

3666 (3608) 4060

(2980) 4452

(4372) 4844

(4766)

(4746) (5256)

(5746)

(6256)

—

5902—

6472

7040

—

7020

7688

8374

— —

8904

9688

— — — —

— — — —

377 9,0

10,0

11,0

12,0

3962 (3862) 4372

(4294) 4804

(4706) 5216

(5118)

(5098)

(5648)

(6198)

(6746)

—

6354

6962

7570

— —

8276

9002

— — — —

— — — —

— — — —

125

Окончание приложения 3

Группа прочности Услов

ный диа-метр трубымм

Толщи На стенки, мм

Д К Е Л М Р Т

406 9,5

11,1

12,6

16,7

4490 (4412) 5236

(5138) 5902

(5804) 7746

(5804)

(6746)

(7623)

—

—

7590

8590

11258

— — — —

— — — —

— — — —

— — — —

426 10,0

11,0

12,0

4962 (4864) 5432

(5334) 5922

(5804)

(6394)

(7020)

(7648)

—

7904

8590

— — —

— — —

— — —

— — —

473 11,1 6098 (6000)

(7884)

— — — — —

508 11,1

12,7 16,1

6570 (6452) 7492 9434

(8492)

— — —

— — —

— — —

— — —

— — —

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

126

Приложение 4

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

Группа прочности Услов

ный диа-метр трубымм

Толщина

стенки, мм

Д К Е Л М Р Т

114 30,2 33,1 37,2

(36,5)42,9

(42,3)50,0

(49,0)-

— —

(48,0)

(55,5)

(64,5) —

— —

54,0

62,4

72,5 —

— — 64,2 74,2 86,3 102,3

— —

74,2

85,9

99,8

118,3

— — —

105,4

122,5

145,3

— — — —

136,2

161,6127 29,3

33,4 (32,8)39,2 (38,) 48,1

(47,3)56,0

—

(43,2)

(50,7)

(62,2) —

— 48,6

57,0

69,8

81,3

— 57,7

67,6

83,0

96,6

— 66,9

78,3

96,1

111,8

— —

96,2

117,9

137,2

— —

106,9

131,1

152,5140 29,5

(28,9)33,2

(32,6)36,6

(36,0)43,7

(42,9)49,9

(49,0)

(38,0)

(42,9)

(47,3)

(56,5)

(64,5)

42,7

48,3

53,1

63,5

72,4

—

57,4

63,1

75,5

86,2

—

66,5

73,1

87,4

99,7

— —

89,7

107,3

122,4

— —

99,8

119,2

136,1

127

Продолжение приложения 4

Группа прочности Услов

ный диа-метр трубымм

Тол щина стен ки, мм

Д К Е Л М Р Т

146 6,5

7,0

7,7

8,5

9,5

10,7

29,5 (29,0) 31,8

(31,3) 35,0

(34,3) 38,6

(37,9) 43,1

(42,4) 48,6

(47,7)

(38,1)

(41,1)

(45,2)

(49,9)

(55,8)

(62,8)

42,9

46,2

50,8

56,1

62,7

70,6

—

63,5

60,4

66,7

74,5

83,9

—

54,9

69,9

77,2

86,3

97,2

— — —

94,7

105,9

119,2

— — —

105,3

117,7

132,5

168 7,3

8,0

8,9

10,6

12,1

28,8 (28,2) 31,6

(31,0) 35,1

(34,5) 41,9

(41,1) 47,7

(46,9)

(37,3)

(40,8)

(45,4)

(54,0)

(61,7)

41,9

45,8

51,0

60,7

69,3

49,7

54,4

60,6

72,2

82,4

— —

70,1

83,5

95,4

— —

86,1

102,5

117,1

— —

95,7

114,0

130,1

178 5,9 6,9

8,1

9,2

10,4

11,5

12,7

13,7 15,0

22,1 25,8

(25,3) 30,3

(29,7) 34,3

(33,4) 38,8

(38,10 42,9

(42,2) 47,4

(46,6) — —

(33,3)

(39,1)

(44,4)

(50,2)

(55,5)

(61,3) — —

— 37,4

43,9

49,9

56,4

62,4

68,9

74,3

—

— —

52,3

59,3

67,1

74,1

81,9

88,3 96,7

— — —

68,6

77,5

85,8

94,7

102,2 111,9

— — —

84,2

95,2

105,3

116,3

125,5137,4

— — —

93,6

105,9

117,1

129,3

139,5152,7

128

Продолжение приложения 4

Группа прочности Условный диа-метр трубымм

Тол щина стен ки, мм

Д К Е Л М Р Т

194 7,6

8,3

9,5

10,9

12,7

15,1

26,1 (25,6) 28,4

(27,9) 32,5

(32,0) 37,4

(36,7) 43,5

(42,7) —

(38,6)

(36,8)

(42,1)

(48,2)

(56,3)

—

37,8

41,3

47,3

54,2

63,2 —

—

49,1

56,2

64,5

75,1

89,3

—

56,9

65,0

74,6

87,0

103,4

—

69,8

79,9

91,7

106,8

127,0

—

77,5

88,7

101,9

118,6

141,1219 6,7

7,7

8,9

10,2

11,4

12,7

14,2

20,3 23,3

(22,9) 27,0

(26,5) 30,9

(30,4) 34,5

(33,9) 38,5

(37,7) 43,1

(42,3)

(30,2)

(34,8)

(39,9)

(44,6)

(49,7)

(55,6)

— 33,9

39,2

44,9

50,2

55,9

62,4

— —

46,6

53,3

59,6

66,5

74,3

— —

53,8

61,8

69,0

76,9

86,0

— — —

75,8

84,7

94,4

105,5

— — —

84,3

94,2

104,9

177,4

245 7,9

8,9

10,0

11,1

12,0

13,8

15,9

21,5 (21,1) 24,2

(23,7) 27,2

(26,7) 30,1

(29,6) 32,5

(32,0) 37,4

(36,8) —

(27,7)

(31,3)

(35,1)

(38,9)

(42,1)

(48,4)

—

31,2

35,1

39,4

43,7

47,4

54,4 —

—

41,8

46,9

52,1

56,3

64,7

74,5

—

48,2

54,2

60,2

65,1

74,9

86,3

— —

66,6

73,9

79,9

91,9

105,9

— —

74,0

82,2

88,8

102,2

117,7

129

Продолжение приложения 4

Группа прочности Условный диа-метр трубымм

Толщина стенки, мм

Д К Е Л М Р Т

273 7,1

8,9

10,2

11,4

12,6

13,8

15,1 16,5

17,3 (17,0) 21,7

(21,3) 24,8

(24,3) 27,7

(27,3) 30,6

(30,1) 33,5

(32,9) — —

(22,3)

(27,9)

(32,1)

(35,8)

(39,6)

(43,3)

— —

25,1

31,5

36,0

40,3

44,5

48,7

53,3-

—

37,4

42,8

47,8

52,8

57,9

63,3 69,2

—

43,2

49,5

55,4

61,2

67,1

73,3 80,1

— —

60,8

67,9

75,1

82,3

90,0 98,3

— —

67,6

75,6

83,5

91,5

100,1109,3

299 8,5

9,5

11,1

12,4

14,8

18,9 (18,5) 21,2

(20,8) 24,7

(24,2) 27,5

(27,1) 32,9

(32,4)

(24,4)

(27,3)

(31,9)

(35,6)

(42,5)

27,4

30,7

35,9

40,1

47,8

—

36,5

42,6

47,6

56,9

—

42,3

49,3

55,1

65,8

—

51,9

60,6

67,6

80,7

—

57,6

67,4

75,2

89,7

324 8,5 9,5

11,0

12,4

14,0

17,4 19,5

(19,1) 22,5

(22,2) 25,4

(25,0) 28,7

(28,1)

(25,2)

(29,1)

(32,8)

(37,1)

— 28,2

32,7

37,0

41,7

— —

38,9

43,9

49,5

— —

45,0

50,8

57,4

— —

55,3

62,4

70,4

— —

61,5

69,3

78,2

130

Продолжение приложения 4

Группа прочности Условный диа-метр трубымм

Тол щина стен ки, мм

Д К Е Л М Р Т

340 8,4 9,7

10,9

12,2

13,1

14,0

15,4

1,64 18,9

(18,6) 21,3

920,9) 23,8

(23,3) 25,6

(25,1) 27,4

(26,9) —

— —

(24,5)

(27,5)

(30,8)

(33,0)

(35,4) —

— —

(24,5)

(27,5)

(30,8)

(33,0)

(35,4)-

— 32,7

36,8

41,2

44,2

47,3

52,0

— — —

47,6

51,2

54,7

60,1

— — — —

62,7

67,1

73,8

— — — —

69,8

74,6

82,1 351 9,0

10,0

11,0

12,0

17,1 (16,8) 18,9

(18,5) 20,8

(20,4) 22,7

(22,3)

(22,0)

(24,4)

(26,9)

(29,3)

—

27,4

30,2

32,9

—

32,6

35,9

39,2

— —

41,6

45,3

— — — —

— — — —

377 9,0

10,0

11,0

12,0

15,9 (15,6) 17,6

(17,3) 19,4 (19,0 21,2

(20,8)

(20,5)

(22,7)

(25,0)

(27,3)

—

2,6

28,1

30,7

— —

33,4

36,5

— — — —

— — — —

— — — —

406 9,5

11,1

12,6

16,7

15,5 (15,2) 18,1

(17,8) 20,6

(20,2) 27,3

(20,0)

(23,4)

(26,6)

—

—

26,4

29,9

39,6

— — — —

— — — —

— — — —

— — — —

131

Окончание приложения 4

Группа прочности Условный диа-метр трубымм

Толщина

стенки, мм

Д К Е Л М Р Т

426 10,0

11,0

12,0

15,6 (15,2)17,2

(16,9)18,7

(18,3)

(20,1)

(22,2)

(24,1)

—

24,9

27,2

— — —

— — —

— — —

— — —

473 11,1 15,6 (15,3)

(20,1)

— — — — —

508 11,1

12,7 16,1

14,5 (14,2)16,6 21,1

— (18,7)

— —

— — —

— — —

— — —

— — —

— — —

Примечание. Значения прочностных показателей, взятые в скобки.

Относятся только к трубам исполнения Б, значения прочностных показателей без скобок относятся к трубам исполнения А и Б.

132

Приложение 5 Страгивающие нагрузки для соединений обсадных труб по ГОСТ 632-

80, рассчитанные по формуле Яковлева-Шумилова, кН

Трубы с короткой треугольной резьбой

Группа прочности Условный диа-метр трубымм

Толщина

стенки, мм

Д К Е Л М Р Т

114 5,2 5,7 6,4

7,4

8,6

343 421 490

(480) —

(578)

(696)

— —

(627)

(755)

(912)

— —

706

853

1019

— — — —

1216

— — — —

1412

— — — —

1726

— — — —

1922

127 5,6 6,4

7,5

9,2

441 539

(529) 666

(657)

(833)

(706)

(863)

(1098)

— 784

970

1235

— —

1147

1461

— — —

1696

— — —

2079

— — —

2314

140 6,2

7,0

7,7

9,2

10,5

568 (558) 666

(657) 755

(745)

(912)

(1068)

(735)

(863)

(970)

(1206)

(1402)

833

970

1098

1353

1578

— —

1304

1608

1873

— —

1510

1863

2167

— —

1853

2294

2667

— —

2059

2549

2961

133

Продолжение приложения 5

Группа прочности Условный диа-метр трубымм

Толщина

стенки, мм

Д К Е Л М Р Т

146 7,7

8,5

9,5

10,7

794 (774)

(872)

— (1000)

(1147)

(1019)

(1157)

(1314)

(1510)

1147

1294

1480

1696

—

1539

1755

2010

—

1784

2030

2324

—

2196

2500

2863

—

2441

2775

3177

168 7,3

8,0

8,9

10,6

12,1

843 (833) 931

(951) 1078

(1059)

(1294) —

(1500)

(1098)

(1226)

(1392)

(1706)

(19810

1235

1373

1569

1922

2226

1461

1638

1863

2285

2638

— —

2157

2638

3059

— —

2647

3246

3756

— —

2942

3599

4177

178 5,9 6,9

8,1

9,2

10,4

11,5

12,7

617 823

(813) 1010 (990) 1176

(1157)

(1333)

(1490)

(1667)

— —

(1068)

(1304)

(1520)

(1755)

(1961)

(2186)

— 1206

1471

1706

1971

2206

2461

— —

1745

2030

2343

2618

2922

— — —

2353

2706

3030

3383

— — —

2883

3324

3726

4158

— — —

3206

3697

4138

4619

134

Продолжение приложения 5 Группа прочности Услов

ный диа-метр трубымм

Толщина

стенки, мм

Д К Е Л М Р Т

194 8,3

9,5

10,9

12,7

1127 (1108)

(1314)

(1539)

(1804)

91461)

(1716)

(2010)

(2373)

1637

1922

2255

2677

—

2294

2677

3177

—

2647

3099

3677

—

3255

3814

4511

—

3618

4236

5021

219 6,7 7,7

8,9

10,2

11,4

12,7

14,2

931 1117

(1098) 1333

(1304) 1559

(1529)

(1735)

(1961)

(2216)

(1441)

(1716)

(2020)

(2285)

(2579)

(2916)

— 1618

1931

2265

2569

2902

3275

— —

2294

2696

3059

3442

3893

— —

2657

3118

3540

3991

4501

— — —

3824

4344

4893

5521

— — —

4256

4825

5442

6139

245 7,9

8,9

10,0

11,1

12,0

13,8

1294 (1274) 1500

(1471) 1726

(1686)

(1902)

(2079)

(2422)

(1676)

(1941)

(2226)

(2510)

(2736)

(3187)

1882

2177

2500

2814

3079

3589

—

2569

2971

3353

3658

4266

—

3000

3442

3873

4226

4932

— —

4226

4756

5197

6060

— —

4697

5285

5776

6737

135

Продолжение приложения 5

Группа прочности Условный диа-метр трубымм

Толщина

стенки, мм

Д К Е Л М Р Т

273 7,1

8,9

10,2

11,4

12,6

13,8

15,1 16,5

1157 (1137) 1657

(1627) 1941

(1912) 2206

(2167) 2471

(2422) 2726

(2677) — —

(1490)

(2137)

(2510)

(2853)

(3197)

(3530)

— —

1676

2402

28243206

3589

3962

4373

—

—

2863

3353

3814

4266

4717

51975707

—

3314

3883

4413

4932

5452

6011 6609

— —

4776

5423

6060

6698

7384 8120

— —

5305

6021

6737

7443

8208 9022

299 8,5

9,5

11,1

12,4

14,8

1676 (1647) 1912

(1882) 2294

(2255) 2599

(2549)

(3099)

(2167)

(2481)

(2961)

(3363)

(4079)

2441

2785

3334

3775

4589

—

3304

3962

4491

5452

—

3834

4589

5197

6305

—

4707

5629

6374

7737

—

5227

6256

7090

8610

324 8,5 9,5

11,0

12,4

14,0

1789 2039

(2000) 2412

(2373) 2765

(2716) 3157

(3099)

— —

(2628)

(3118)

(3569)

(4079)

— 2961

3510

4011

4589

— 3520

4167

4776

5452

— —

4825

5521

6315

— —

5923

6776

7757

— —

6580

7541

8620

136

Продолжение приложения 5

Группа прочности Условный диа-метр трубымм

Толщина

стенки, мм

Д К Е Л М Р Т

340 8,4 9,7

10,9

12,2

13,1

14,0

15,4

1824 2157

(2118) 2471

(2432) 2814

(2755) 3040

(2991) 3275

(3216) —

—

(2794)

(3197)

93628)

(3932)

(4226) —

— 3138

3589

4079

4422

4756

—

— 3736

4275

4854

5256

5648

6266

— — —

5619

6080

6541

7257

— — — —

7463

8031

8904

— — — —

8296

8924

9905 351 9,0

10,0

11,0

12,0

1706 (1667) 1951

(1922) 2206

(2167) 2461

(2412)

(2196)

(2530)

(2853)

(3177)

—

2844

3206

3569

—

3373

3814

4246

— —

4413

4913

— — — —

— — — —

377 9,0

10,0

11,0

12,0

1784 (1755) 2059

(2020) 2324

(2275) 2579

(2540)

(2314)

(2657)

(3001)

(3334)

—

2981

3373

3756

— —

4001

4462

— — — —

— — — —

— — — —

406 9,5

11,1

12,6

16,7

2520 (2471) 3020

(2961) 3481

(3422) 4736

(3255)

(3893)

(4501)

—

—

4383

5060

6884

— — — —

— — — —

— — — —

— — — —

137

Продолжение приложения 5

Группа прочности Условный диа-метр трубымм

Толщина

стенки, мм

Д К Е Л М Р Т

426 10,0

11,0

12,0

2226 (2186) 2510

(2471) 2804

(2745)

— (2883)

(3246)

(3618)

—

3648

4069

— — —

— — —

— — —

— — —

473 11,1 3353 (3295)

(4334)

— — — — —

508 11,1

12,7 16,1

3520 (3452) 4089 5305

(4540)

— —

— — —

— — —

— — —

— — —

— — —

Трубы с удлиненной треугольной резьбой 114 6,4

7,4

8,6

10,2

500 598

(588) 725

(706) —

—

(744)

(931) —

725 872

1049

—

863 1039

1245

1520

1000 1206

1441

1755

— 1480

1775

2157

— —

1971

2392 127 6,4

7,5

9,2

10,7

558 686

(676) 882

(863) 1049

— —

(892)

(1137) —

823 1000

1284

1520

970 1196

1520

1804

1127 1382

1765

2088

— 1696

2167

2569

— 1882

2402

2853

140 7,0

7,7

9,2

10,5

696 (686) 784

(774) 970

(951) 1127

(1108)

(902)

(1010)

(1255)

(1461)

1010

1137

1412

1637

1206

1353

1676

1951

1392

1569

1941

2255

—

1922

2383

2775

—

2137

2647

3079

138

Продолжение приложения 5 Группа прочности Услов

ный диа-метр трубымм

Толщина

стенки, мм

Д К Е Л М Р Т

146 7,0

7,7

8,5

9,5

10,7

735 (725) 823

(813) 931

(912) 1059

(1039) 1216

(1196)

(951)

(1068)

(1206)

(1372)

(1569)

1068

1196

1353

1539

1765

1265

1431

1608

1833

2098

1461

1657

1863

2128

2432

— —

2285

2608

2981

— —

2540

2902

3314

168 7,3 8,9

10,6

12,1

882 1127

(1108) 1382

(1353) 1598

(1569)

—

(1461)

(1784)

(2069)

12841637

2010

2324

— 1951

2383

2765

— 2255

2765

3197

— 2765

3393

3932

— 3079

3765

4364

178 8,1

9,2

10,4

11,5

12,7

13,7 15,0

1068 (1049) 1235

(1216) 1431

(1402) 1598

(1569) 1784

(1755) — —

(1372)

(1598)

(1843)

(2069)

(2304)

— —

1549

1804

2079

2324

2589

2814-

1833

2137

2471

2765

3079

33443677

—

2481

2853

3197

3569

3873 4256

—

3040

3510

3922

4383

4756 5227

—

3383

3903

4364

4864

5285 5815

139

Окончание приложения 5

Группа прочности Условный диа-метр трубымм

Толщина

стенки, мм

Д К Е Л М Р Т

194 8,3

9,5

10,9

12,7

15,1

1186 (1167)1402

(1372) 1637

(1608) 1941

(1912) —

(1539)

(1804)

(2118)

(2510)

—

1726

2030

2383

2824 —

2059

2412

2834

3353

4040

2383

2794

3275

3883

4677

2922

3432

4020

4766

5737

3246

3814

4471

5295

6374 219 8,9

10,2

11,4

12,7

14,2

1471 (1441) 1726

(1696) 1961

(1922) 2206

(2167) 2490

(2441)

(1892)

(2226)

(2530)

(2853)

(3216)

2128

2500

2844

3206

3618

2540

2971

3383

3805

4305

2932

3442

3912

4413

4981

—

4226

4795

5413

6109

—

4697

5335

6021

6796

245 8,9

10,0

11,1

12,0

13,8

15,9

1627 (1598) 1873

(1843) 2108

(2069) 2304

(2265) 2687

(2638) —

(2108)

(2422)

(2726)

(2981)

(3471)

—

2373

2716

3069

3353

3903 —

2814

3236

3648

3981

4648

5403

3255

3746

4217

4609

5374

6256

—

4586

5178

5658

6600

7678

—

5109

5756

6286

7335

8541 Примечание. Значения прочностных показателей, взятые в скобки,

относятся только к трубам исполнения Б, значения прочностных показателей без скобок относятся к трубам исполнения А и Б.

140

Приложение 6

Допустимые растягивающие нагрузки для обсадных труб ОТТМ и ОТТГ по ГОСТ632-80 с нормальным диаметром муфт исполнения А (с учетом запаса прочности для резьбового

соединения 1,75 от разрушающей нагрузки), кН

Группа прочности Условный диаметр трубы, мм

Толщина стенки, мм

Д Е Л М Р Т

114 6,4 7,4 8,6

10,2

657* 755* 863*

1010*

696 823 971

1118

765 902

1069 1235

873 1029 1216 1402

— 119614021628

— —

15491785

127 6,4 7,5 9,2

10,7

735* 853*

1029* 1186*

784 941

1167 1363

863 1029 1284 1500

980 1167 1461 1706

— 135316961981

— 150018732187

140 6,2 7,0 7,7 9,2

10,5

784* 882* 971*

1137* 1294*

— 961

1069 1294 1490

— 1059 1177 1422 1637

— 1196 1333 1618 1863

— —

154918832157

— —

170620792383

146 6,5 7,0 7,7 8,5 9,5

10,7