Как найти площадь сечения обсадной колонны

  1. Расчет трубопроводов на механическую прочность

Расчет трубопроводов
на механическую прочность сводится к
определению толщины стенки, которая
была бы минимальной, но в тоже время не
допускала разрушения труб при эксплуатации.

Минимальная толщина
трубы рассчитывается по формуле:

, (3.1)

где
Pu
– давление, при котором производится
опрессовка труб;

Dвн.
– номинальный
внутренний диаметр трубы;



допускаемое напряжение, принимаемое
равным 0,9·(
нормативное напряжение растяжения
материала трубы, принимаемое минимальному
значению предела текучести);



коэффициент, учитывающий двухосное
напряженное состояние труб, принимается
0,75÷0,9 (также его можно определить по
формуле).

Толщину труб
следует принимать не менее 1/140 величины
наружного диаметра труб и не менее 4 мм.
Расчетная толщина стенки округляется
в большую сторону до ближайшей в
сортаменте труб.

  1. Расчет газосепаратора на прочность

Дегазация
нефти
осуществляется
с целью отделения газа от нефти.

Аппарат,
в котором это происходит называется
сепаратором,
а сам процесс разделения – сепарацией.

Сепараторы
бывают вертикальные,
горизонтальные
и гидроциклонные.

Вертикальный
сепаратор

представляет собой вертикально
установленный цилиндрический корпус
с полусферическими днищами, снабженный
патрубками для ввода газожидкостной
смеси и вывода жидкой и газовой фаз,
предохранительной и регулирующей
арматурой, а также специальными
устройствами, обеспечивающими разделение
жидкости и газа.

Достоинства
вертикальных сепараторов: относительная
простота регулирования уровня жидкости
и очистки от отложений парафина и
механических примесей; занимают
относительно небольшую площадь.

Недостатки:
меньшая производительность, по сравнению
с горизонтальными при одном и том же
диаметре аппарата; меньшая эффективность
сепарации.

Толщина
стенки газосепаратора определяется по
формуле:

, (3.2)

где
P
– давление в газосепараторе;

Dвн.
–внутренний
диаметр газосепаратора;

С – коэффициент
прочности сварных швов (принимается
равным 2-3мм)



допускаемое напряжение на разрыв, МПа

,
где

— нормативное допускаемое напряжение
(
сталь Д; можно принять-300МПа), а к –
коэффициент условий (для газосепараторов
принимается 10,9;


=
0,95 (для сварных корпусов).

Стальные
эллиптические днища изготовляют (ГОСТ
9617 76) диаметром от 159 до 4000 мм; отношение
высоты эллиптической части днища к
диаметру принято
.

Толщина стенки
эллиптических днищ определяется

, (3.3)

где
R
– радиус кривизны в вершине днища,
равный
.

Для
стандартных днищ при отношении высоты
днища к его диаметру, равном 0,25 мм, R=D.

Днища
стальные диаметром до 1600 мм, изготавливают
из цельного листа, для них

Толщина днища
принимается не меньше, чем у цилиндрической
оболочки.

  1. Расчет стальных резервуаров

Резервуар
– вместилище (наземное или подземное)
для хранения жидкостей и газов.

Резервуары служат:

— для учета нефти;

— для достижения
требуемого качества нефти (отстаивание
от воды и мехпримесей, смешение и др.)

— для компенсации
неравномерности приема-отпуска нефти
на границах участков транспортной цепи.

Применяют
вертикальные
и горизонтальные,
а также железобетонные
резервуары.

Резервуары
бывают подземные
и наземные.
Подземными называются резервуары, у
которых наивысший уровень взлива не
менее чем на 0,2 м ниже наинизшей
планировочной отметки прилегающей
площадки. Остальные резервуары относятся
к наземным.

Вертикальные
стальные цилиндрические резервуары

со стационарной крышей (типа РВС)
– наиболее распространенные. Они
представляют собой цилиндрический
корпус, сваренный из стальных листов
размером 1,5×6
м, толщиной 4…25 мм, со щитовой конической
или сферической кровлей. Длинная сторона
листов расположена горизонтально. Один
горизонтальный ряд сваренных между
собой листов называется поясом
резервуара. Пояса соединяются между
собой ступенчато,
телескопически
или встык.

Рисунок 3.1. Типы
соединений

Щитовая кровля
опирается на фермы и (у резервуаров
большой емкости) на центральную стойку.

Резервуары
типа РВС сооружаются объемом от 100 до
50 000 м3.
Они рассчитаны на избыточное давление
2000 Па и вакуум 200 Па.

Для сокращения
потерь нефти от испарения вертикальные
цилиндрические резервуары оснащают
понтонами и плавающими крышами.

Горизонтальные
стальные цилиндрические резервуары
(типа РГС)
изготавливают,
как правило, на заводе и поставляют в
готовом виде. Их объем составляет от 3
до 100 м3.
На нефтеперекачивающих станциях такие
резервуары используют как емкости для
сбора утечек.

Резервуары
средней и большей емкости в целях
экономии металла изготовляются с
переменной толщиной стенки по высоте.

Стенки
вертикальных цилиндрических резервуаров
при отсутствии избыточного давления
над поверхностью жидкости испытывают
давление, зависящее от высоты столба
уровня жидкости до рассматриваемого
пояса. Например, на глубине “h”
стенки испытывают внутреннее давление,
рассчитываемое по формуле

. (3.4)

Толщина
стенки S
определяется из уравнения

,
(3.5)

где
P
– внутреннее давление, которое испытывают
стенки резервуара на определенной
высоте;

Dвн.
–внутренний
диаметр резервуара, мм;

С
– коэффициент прочности сварных швов
(принимается равным 2-3мм);



допускаемое напряжение на растяжение,
МПа.

Толщину днища
резервуара принимают не более 5 мм. Крышу
резервуара изготавливают из стали
толщиной не более 2,5 мм.

Контрольные
вопросы
:

1.
Принцип расчета стальных вертикальных
резервуаров.

2.
Типы резервуаров и их назначение.

3.
Что представляет собой опрессовка труб?

4. Горизантальные
и вертикальные газосепараторы.

ЛАБОРАТОРНАЯ РАБОТА № 4. НАСОСЫ
И КОМПРЕССОРЫ В НЕФТЕДОБЫЧЕ

Цель:
изучение принципов работы, конструкций
и области применения насосов и компрессоров

Отчетность:
конспект, включающий:

  1. классификацию
    насосов по принципу действия и область
    их применения;

  2. эскиз
    объемного насоса (бурового) с описанием
    его конструкции и принципиальной схемы
    действия, а также его основных параметров;

  3. эскиз
    центробежного насоса типа ЦНС или НМ
    с описанием его конструкции, принципа
    действия и основных характеристик;

  4. схему
    и краткое описание компрессора,
    применяемого при производстве работ
    в нефтегазодобыче.

Порядок
работы
:

2.1. Преподаватель
дает представление студентам об основынх
типах насосов и компрессоров.
Рассматривается принципиальная
гидродинамическая характеристика
насоса и характеристика внешней сети.

2.2.
Демонстрируется оборудование и его
элементы:


компрессор поршневой воздушного
охлаждения;


вентиляторы осевой и центробежный;


насос центробежный УЭЦН в сборе 2 секции
и его фрагменты;


фрагменты консольного центробежного
насоса;


насос плунжерный (не комплект);


насос струйный;


насос шестеренный;


ротор насоса центробежного двустороннего
действия;


насос штанговый в действующем
электрофицированном макете УШСН.

2.3.
Изучение теоретического материала по
комплекту каталогов “Нефтегазопромысловое
оборудование”, 1999г. (каталоги № 2, 3, 6,
9), а также по учебному пособию “Насосы
в нефтедобыче” (Крец В.Г., Федина О.В.),
2004г.

2.4. Отчет по
лабораторной работе согласно требованиям
отчетности.

Контрольные
вопросы:

1. Принцип работы
центробежных насосов.

2.
Объемные насосы.

3.
Работа турбомашины на внешнюю сеть.

ЛАБОРАТОРНАЯ РАБОТА № 5. ЛИКВИДАЦИЯ
ПЕСЧАННОЙ ПРОБКИ В НЕФТЯНОЙ СКВАЖИНЕ

Цель:
изучение и выбор оборудования для
ликвидации песчаных пробок нефтяных
скважин промывкой

Отчетность:
отчет по лабораторной работе, включающий
титульный лист, оформленный в соответствии
с требованиями (приложение 16), цель
работы, обоснование и расчеты, эскизы
схем промывки и оборудования, перечень
выбранного оборудования и его технические
характеристики, вывод.

Порядок
работы
:

Вводная часть

Песок (частицы
породы) выносится из пласта в ствол
скважины в результате разрушения пород,
обычно рыхлых, слабосцементированных.
Песок, поступающий в скважину, осаждаясь
на забое, образует пробку, которая
существенно снижает текущий дебит
скважины.

Ликвидацию
песчаных пробок относят к операциям по
подземному (текущему) ремонту скважины
и проводят промывкой скважин водой,
различными жидкостями, газожидкостными
смесями, пенами, продув­кой воздухом
и т.д.

Для
выполнения лабораторной работы необходимо
знание следующих терминов:

  • пласт;

  • ствол
    скважины;

  • дебит
    скважины;

  • забой
    скважины;

  • текущий
    ремонт скважины;

  • наружный,
    внутренний, условный диаметры труб;

  • эксплуатационные
    трубы, насосно-компрессорные трубы.

В
работе приводятся следующие сокращения
и обозначения:

НКТ
– насосно-компрессорные трубы;

h
– гидравлические потери;

λ
коэффициент
гидравлических сопротивлений;

м.
вод. ст.

метры водяного столба;

!
— знак “обратить внимание”.

Для индивидуальной работы предложено
16 вариантов заданий (табл. 5.4.).

В
алгоритме расчета приведен полный
расчет промывки для первого варианта.

Теоретическая
часть

Выделяют
прямую
(рис. 5.1) и обратную
(рис. 5.2)
промывку скважин от песчаной пробки.

Прямая
промывка

процесс удаления из скважины песка
путем нагнетания промывочной жидкости
внутрь спущенных труб (НКТ) и выноса
размытой породы жидкостью через затрубное
(кольце­вое) пространство. Для повышения
эффективности рыхления пробок на конец
колонны НКТ иногда навинчивают различные
приспособления
– насадки.

Обратная
промывка скважин от песчаных пробок

— процесс
удаления песка из скважин с нагнетанием
промывочной жидкости в затрубное
(кольцевое) пространство и направлением
входящего потока жидкости через
промывочные трубы.

Расчет
промывки ствола скважины состоит в
определении гидравлических потерь
напора в процессе движения жидкости. К
потерям относятся потери
напора в трубах
,
потери
жидкости при движении в кольцевом
пространстве
,
потери напора
для уравновешивания разности плотностей
жидкости в промывочных трубах и в
кольцевом пространстве,

потери напора
в шланге и вертлюге
,
потери в
насадке.

Рис.5.2.
Схема обратной промывки

Алгоритм расчета

1)
Выбор варианта задания по таблице 5.4.

2)
Выбор насоса для промывки скважины
(приложение 3). Необходимая подача
(производительность) насоса – Q
может быть выбрана из следующих условий:

  • минимальной
    подачи насоса
    ,
    так как считается, что минимальная
    производительность насоса обеспечивает
    скорость V
    выноса частиц песка с забоя;

  • размыва
    песка струей из насадка

    скорость
    жидкости принимается не менее 50 м/c;
    это
    условие справедливо только для прямой
    промывки
    :

,
(5.1)

где
V
≥50
м/c,
S
– площадь насадка (таблица 5.4.);

  • скорости
    восходящего потока жидкости, которая
    должна превышать скорость падения
    частиц песка в жидкости, находящейся
    в покое.

Пример.
Выберем
необходимую подачу насоса из условия
минимальной подачи, необходимой для
размыва. Примем для промывки скважины
насос поршневой 9 ТМ из приложения 3 и
соответствующую ему минимальную подачу
=3,5
л/с.

3) Рассчитаем скорости восходящего
и нисходящего потоков

V
,
см/c
(5.2)

Площадь
поперечного сечения S
– зависит от способа промывки.

Пример.
В первом
варианте способ промывки – прямой. При
условном диаметре НКТ 48 мм внутренний
диаметр НКТ — 40, 3 мм, наружный диаметр
НКТ – 48,3 мм (приложение 2); при условном
диаметре эксплуатационной колонны 140
мм внутренний диаметр эксплуатационной
колонны – 124,3 мм (приложение 1; принимается
любой – зависит от толщины стенки
трубы). Тогда скорость нисходящего
потока

,
а скорость восходящего потока

.

4) Рассчитаем
скорость подъема песчинок

Vn
=
Vв
W,
м/с,
(5.3)

где
Vn
– скорость подъема песчинок;

Vв
– скорость
восходящего потока жидкости;

W
– средняя скорость свободного падения
песка в жидкости, определяемая
экспериментально в зависимости от
диаметра частиц песка.

Таблица
5.1

Диаметр частиц
песка, мм

0,3

0,25

0,2

0,1

0,01

W,
см/с

3,12

2,53

1,95

0,65

0,007

Пример.
При
диаметре песчинок 0,3 мм средняя скорость
свободного падения песка в жидкости
W=3,12
см/
c
или 0,0312 м/с. Сравнивая эту скорость со
скоростью восходящего потока делаем
вывод, что скорость восходящего потока
жидкости превышает скорость падения
частиц песка в жидкости. Скорость
подъема песчинок (размытой породы)
Vn
= 0,35 м/с –
0,0312
м/с = 0,32
м/с.

5)
Определение гидравлических потерь при
промывке

h1
потери
напора в промывочных трубах

,
м. вод.ст.,
(5.4)

где
Н
– длина промывочных труб (приближенно
принимаем равной глубине скважины), м;

d
– внутренний диаметр промывочных труб
(НКТ), м;

Vн
– скорость нисходящего потока жидкости
в трубах, м/с;

ρж
– плотность
жидкости, кг/м3;

λ
коэффициент
гидравлического сопротивления
(принимается по таблицам в зависимости
от условного диаметра труб) (таблица
5.2).

Таблица
5.2

Условный диаметр
труб, мм

48

60

73

89

114

Коэффициент
гидравлического сопротивления λ для
воды

0,040

0,037

0,035

0,034

0,032

Пример.
При диаметре
НКТ 48 мм коэффициент гидравлического
сопротивления
λ
= 0,040, тогда

h2
потери
напора при движении жидкости с песком
в кольцевом пространстве


,
м. вод.ст.
(5.5)

где
φ
– коэффициент, учитывающий увеличение
потерь вследствие содержания в жидкости
песка (φ
= 1,12
1,2);


внутренний диаметр эксплуатационной
колонны, м;

Пример.
Примем φ
=1,15,
тогда


наружный диаметр промывочных труб
(НКТ), м.

При
определении гидравлических сопротивлений
обратной промывки пользуются теми же
формулами, но только формула (
1)
используется
для восходящего потока, а формула
(2)
– для нисходящего

h3

дополнительные потери, связанные с
разностью плотности жидкости в трубах
и затрубном пространстве в связи с
наличием песка в восходящем потоке

,
м. вод. ст.,
(5.6)

где
m
– объем пустот между частицами песка,
занимаемый жидкостью (m=0,30,45);

F
– площадь
сечения обсадной колонки, м2;

l
высота пробки, промываемой за один прием
( 6 или 12 м – данная величина принимается
студентом самостоятельно);

f
– площадь сечения кольцевого пространства,
м2;


плотность
песка (для кварцевого песка
=
26502700
кг/м3),

Vв
– скорость
восходящего потока жидкости, м/с;

W
– средняя скорость свободного падения
песка в жидкости, определяемая в
зависимости от диаметра частиц песка,
м/с.

Пример.
Рассчитаем
площадь сечения обсадной колонны
(эксплуатационной колонны)
F;

Площадь
сечения кольцевого пространства
f
рассчитывается следующим образом

.

Примем
m=0,35,
l=6м,
=
2700 кг/м
3
, тогда

h4
и
h5
потери
напора, соответственно для вертлюга и
шланга зависят от подачи жидкости,
определяются по опытным данным и могут
быть приняты по табл. 5.3.

Таблица
5.3

Расход
Q,
л/с

3

4

5

6

8

10

15

20

h4+h5,
м

4

8

12

17

29

50

110

200

Пример.
Так как подача жидкости
=3,5
л/с, тогда принимаем потери напора для
вертлюга и шланга
h4+h5
= 6
м.вод.ст.

h6
– потери
напора в наконечнике (насадке)

h6
=

, м. вод. ст.

(5.7)

где

плотность жидкости, кг/м3;

Q
– подача жидкости, м3
/ с;

g
– 9,8 м / с2;


=
0,9 – коэффициент расхода насадок;


площадь сечения насадка, м2.

Пример.
Рассчитаем площадь сечения насадка.
При диаметре наконечника
=0,01м
,
тогда потери
напора
в наконечнике составят

h6
=

м. вод. ст
.


общие гидравлические потери при промывке

=
h1
+
h2
+
h3
+
h4
+ h5
+
h6,,
м.вод.ст.
(5.8)

Пример.
Рассчитаем суммарные гидравлические
потери

Расчет времени,
необходимого для подъема размытой
породы на поверхность

T
=
H
/
Vn,
(5.9)

где
Vn
– скорость подъема размытой породы.

Пример.
Рассчитаем время, необходимое для
подъема размытой породы

.

7)
По определенным

и Q
выбираем насос (приложение 3). Если насос
уже был выбран ранее (пункт 2 алгоритма),
необходимо проверить соответствие
расчетных характеристик рабочим
характеристикам выбранного насоса.

При
несоответствии может быть принято
следующее решение:

а) принять другой
насос,

б)
откорректировать характеристики
промывочной системы и сделать пересчет
гидравлической системы, подобрать
соответствующий насос.

Пример.
Полученные характеристики для выбранного
ранее насоса

=87,4атм.=8,7МПа,
Q
= 3,5 л/с.

Из
приложения 3 видим, что выбранный насос

поршневой 9
ТМ

удовлетворяет условиям промывки

Давление:

минимальное, МПа — 7,5;

максимальное,
МПа – 32.

8)
Выбор оборудования и инструмента для
промывки скважины от песка:

Оборудование
и инструмент выбирается по следующим
параметрам из приложений 3, 4, 5, 6, 7:

а)
подъемная установка – по грузоподъемности;

б)
насос – по давлению и подачи;

в)
ключи для свинчивания — развинчивания
НКТ (ручные и механические) — по
грузоподъемности и условному диаметру
НКТ;

г)
вертлюг — по грузоподъемности и условному
диаметру НКТ;

д)
элеватор — по грузоподъемности и условному
диаметру НКТ.

Грузоподъемность


определяется следующим образом:

, (5.10)

где


– глубина скважины;


масса 1 кг труб;



увеличение массы колонны труб на муфту;


прочностной коэффициент (равен 1,5).

Так как подвешиваемая
колонна НКТ в процессе промывки находится
в жидкости, то необходимо уточнить
грузоподъемность

, (5.11)

где

вес тела в жидкости;


вес тела в воздухе;


— удельный
вес материала тела (для стальных труб

);


удельный вес жидкости ().

Данные
по массе труб необходимо взять из
приложения 2.

Пример.
При условном диаметре НКТ 48 мм вес одного
килограмма труб 4,4 кг, учитывая увеличение
массы трубы на муфту – 0,4 кг (приложение
2) определим грузоподъемность колонны
труб в воздухе

.

Уточним полученную
грузоподъемность

Таким
образом, для рассчитанной системы
промывки можно принять следующее
оборудование:

Оборудование

Тип

Краткая
техническая характеристика

Насос

Насос поршневой
9 ТМ (в составе УНБ-160-32)

Давление:

минимальное, МПа — 7,5

максимальное,
МПа — 32

Подачи:

минимальная, л/с – 3,5

максимальная,
л/с –
15,6

Подъемная
установка

АПРС-32

Допускаемая нагрузка на крюке – 32
т

Ключи

АПР-2ВБ

Максимальная
грузоподъемность — 80 т

Условный
диаметр труб — 48 мм

Вертлюг

ВП50-160

Грузоподъемность
– 50 т

Диаметр ствола
– 73 мм

Давление
рабочее – 16 МПа

Элеватор

ЭХЛ-60-15

Грузоподъемность
– 15 т

Условный
диаметр труб — 60 мм

Примечание.
При невозможности подобрать вертлюг
точно на
условный
диаметр НКТ
,
подбирается оборудование на больший
диаметр и ставится переводник –
устройство для перехода от одного
диаметра к другому.

ЗАДАНИЕ

Необходимо обосновать и выбрать для
условий своего варианта (табл. 5.4)
оборудование для проведения промывки
скважины от песчаной пробки: промывочный
насос, подъемную установку, ключи для
свинчивания-развинчивания НКТ (ручные
и механические), элеваторы, вертлюги.

Таблица 5.4

Варианты задания к практической работе
по выбору оборудования для промыва
песчаной пробки

Показатели

Варианты

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

15

16

Глубина скважины,
м

2000

2100

2200

2300

2400

2500

2600

2700

2800

2900

3000

2000

2400

2500

2600

2700

Высота песчаной
пробки, м

400

350

300

250

200

400

350

300

250

200

400

350

400

350

300

250

Диаметр песчинок,
мм

0,3

0,25

0,2

0,3

0,25

0,2

0,3

0,25

0,2

0,3

0,25

0,2

0,3

0,25

0,2

0,3

Усл. диаметр
эксплуатац. колонны, мм

140

146

168

178

146

168

178

146

168

178

146

168

178

146

168

178

Усл. диаметр НКТ,
мм

48

60

60

73

48

60

60

60

73

89

60

60

73

60

60

73

Плотность
промывочной жидrости,
кг/м3

1000

1000

1000

900

900

900

1000

1000

1000

800

800

800

1000

1000

1000

1000

Способ промывки

прямой

обратный

выбрать один из
двух способов

Наконечник:

насадок Ø, мм

10

20

30

10

20

30

Контрольные
вопросы
:

1.
Сформулируйте достоинства и недостатки
прямой и обратной промывки.

2.
Подъемные установки для ремонта скважин.

3.
Оборудование и инструменты для
спуско-подъемных операций.

4.
Применение технологии с гибкими
непрерывными трубами для промывки
песчанной пробки в скважине.

ЛАБОРАТОРНАЯ РАБОТА № 6. ГИДРАВЛИЧЕСКИЙ
РАЗРЫВ ПЛАСТА В СКВАЖИНЕ

Цель:
изучение технологии гидравлического
разрыва пласта (ГРП) и выбор оборудования
для его проведения.

Отчетность:
отчет по лабораторной работе включающий
титульный лист, оформленный в соответствии
с требованиями (приложение 16), цель
работы, технологическую схему ГРП,
расчеты, перечень выбранного оборудования
и его технические характеристики,
выводы.

Порядок
работы
:

Теоретическая часть

Процесс ГРП заключается в формировании
новых и расширении существующих в пласте
трещин под действием давления нагнетаемой
в пласт жидкости. Для того, чтобы трещины
не смыкались после снятия давления, в
них вводят расклинивающий агент, в
качестве которого часто используется
пропант (керамические шарики),
отсортированный кварцевый песок фракции
0,5-0,8 мм, корунд, стеклянные шарики и др.

Технология ГРП включает: 1) промывку
скважины; 2) спуск в скважину высокопрочных
НКТ с пакером и якорем на нижнем конце;
3) обвязку и опрессовку на 1,5-кратное
рабочее давление устья и наземного
оборудования; 4) определение приемистости
скважин закачкой жидкости; 5) закачку в
пласт жидкости-разрыва, жидкости-песконосителя
и продавочной жидкости; 6) демонтаж
оборудования и пуск скважины в работу.

При выборе оборудования для проведения
ГРП необходимо: давление и расход
жидкостей; типы и количество жидких
сред и наполнителя, определить
технологическую схему.

Рис. 6.1. Технологическая схема
гидравлического разрыва пласта:

1 – трещина разрыва; 2 – продуктивный
пласт; 3 – пакер; 4 – якорь; 5 – обсадная
колонна; 6 – насосно-компрессорные
трубы; 7 – арматура устья; 8 – манометр;
9 – блок манифольдов; 10 – станция контроля
и управления процессом; 11 – насосные
агрегаты; 12 – пескосмесители;

13 – ёмкости с технологическими жидкостями;
14 – насосные агрегаты

Алгоритм расчета:

1) Определение минимального расхода
закачки жидкости

Технологические показатели ГРП
рассчитываются для условий образования
вертикальных и горизонтальных трещин
при закачке жидкости.

В качестве жидкостей разрыва и
песконосителей используются нефть,
вода, сульфит-спиртовая барда (ССБ),
растворы полимеров и ПАВ, нефтеводяные
и нефтекислотные гидрофильные и
гидрофобные эмульсии, пены и др.
Жидкость-песконоситель должна быть
достаточно вязкой, чтобы скорость
оседания расклинивающего материала не
была значительной, и обладать, по
возможности, минимальной фильтруемостью,
чтобы транспортировать этот материал
в глубь трещины. Однако, при выборе
жидкости необходимо учитывать, что с
увеличением вязкости возрастают потери
напора.

Минимальный расход закачки жидкости
разрыва может быть оценен при образовании
вертикальной и горизонтальной трещины
соответственно по эмпирическим формулам

,
л/с, (6. 1)

,
(6.2)

где
,

– минимальные расходы, л/с;

– толщина пласта, см;
,

– ширина вертикальной и горизонтальной
трещины, см;

– вязкость жидкости разрыва, мПа·с;

– радиус горизонтальной трещины, см.

Таблица 6.1

Вязкость жидкостей, используемых для
ГРП

Жидкость

Вязкость, мПа·с

Примечание

Вода

1

Водный раствор ССБ

1÷1500

Чаще применяются растворы ССБ

вязкостью 250÷800 мПа·с

Нефтемазутные смеси

От единиц до нескольких тыс. мПа·с

Тип жидкости разрыва и ее вязкость
принимается
самостоятельно.

2) Определение давления нагнетания
на устье скважины —

,
(6.3)

где

– забойное давление разрыва пласта,

– давление на трение в трубах,

пластовое давление.

2.1. Определение

устанавливают
по опыту или оценивают по формуле

,
(6.4)

где
,
(Па) — горное давление, где
— прочность породы пласта на разрыв в
условиях всестороннего сжатия (
МПа);

– глубина залегания пласта, м;

— средняя плотность вышележащих горных
пород, равная

кг/м3, в среднем 2300 кг/м3; g
– ускорение свободного падения.

Пример. Дано:
;
=2
МПа;
=2300
кг/м3.

Определить
.

При глубине скважин

м можно определить

(данные статистического анализа).

2.2. Определение

В приближенных расчётах можно принять

,
(6.5)

где

– гидростатическое давление столба
жидкости в скважине, МПа (например, при
глубине скважины 2400 м —
;

2.3. Определение

Давление на трение в трубах
определяется
по формуле Дарси-Вейсбаха (при необходимости
с учётом увеличения потерь давления за
счёт наличия в жидкости песка).

10-3,
(6.6)

где

— коэффициент гидравлических сопротивлений

,
(6.7)


– число Рейнольдса — безразмерная
величина, характеризующая соотношение
между силами вязкости и силами инерции
в потоке

,
(6. 8)

при Re > 400 принимают
,
увеличенное в 1,5 раза),

– темп закачки, м3/с;


— внутренний диаметр НКТ, м;

Вязкость жидкости-песконосителя

определяется на основе вязкости жидкости
,
используемой в качестве песконосителя

,
мПа·с, (6.9)

где

– объёмная концентрация песка в смеси,
кг/м3

,
(6. 10)

где

концентрация песка в 1 м3 жидкости,
кг/м3:

  • для вязкой жидкости

    кг/м3;

  • для воды

    кг/м3;


плотность песка, кг/м3; (=2500
кг/м3).

,
(6. 11)

где

– плотность жидкости-песконосителя,
кг/м3;


плотность жидкости, используемой в
качестве песконосителя, кг/м3.

Таблица 6.3

Плотности жидкостей, используемых в
качестве песконосителя

Жидкость

Плотность жидкости, (кг/м3)

Вода

1000

Мазут

890-1000

Нефть

780-1000

Керосин

800-850


— скорость потока жидкости в НКТ, м/с

,
(6.12)

где

– площадь сечения НКТ, м2.

Увеличение

()
может привести к значительному увеличению

и увеличению устьевого давления
,
которое не может быть обеспечено
существующими насосами. В этом случае
можно принять НКТ большего диаметра (в
этом случае уменьшится
),
либо уменьшить расход закачиваемой
жидкости (увеличив вязкость жидкости
разрыва).

Пример. Дано:

= 2270 м;

= 0,010 м3/с (
= 2.2 м/с);

= 945 кг/м3 (нефть);

= 0,285 Па·с;

= 0,0759 м;

= 275 кг/м3.

Определить:
.

Решение:

;


кг/м3;


Па·с;

;

;


МПа.

Т. к.
>400,
то

МПа.

Давление

составит (примем
=22,7
МПа):


= 52+16,72-22,7=46,02 МПа.

3) По принятым

и

выбираем насосный агрегат

4) Количество насосных агрегатов,
необходимых для проведения ГРП

,
(6.13)

где

– рабочее давление агрегата, МПа;

– давление нагнетания на устье, МПа;

– рассчитанный расход жидкости, м3/с;

– подача агрегата при данном
,
м3/с;

– коэффициент технического состояния
агрегата ().

5) Выбор пакера и якоря

Пакер и якорь выбираются из условий
диаметра пакера и внутреннего диаметра
обсадной колонны (зазор принимается
3-7 мм) и перепада давления (разность
давлений выше и ниже пакера, то есть

. (6.14)

Пример. Дано:
,
,
диаметр внутренний эксплуатационной
колонны равен 150,5 мм (при толщине стенки
8,9 мм).

Определить:
,
диаметр пакера и якоря, выбрать
соответствующие модели оборудования.

Решение:
;

Диаметр наружный пакер-якоря Øпакера,
якоря
= 150,5 мм – 5 мм = 145,5 мм (приняли
зазор между пакером и эксплуатационной
колонной равным 5 мм)

Рис. 6.2. Схема размещения пакера, якоря
в скважине

Таким образом, необходимо выбрать пакер
и якорь на рабочее давление 28 МПа и
диаметром 145,5 мм. Этим параметрам
соответствует модель пакера-якоря
1ПД-ЯГ-145-500 (наружный диаметр пакера
145 мм, рабочее давление 50 МПа).

6) Общая продолжительность процесса
ГРП

,
час, (6.15)

где

– количество жидкости разрыва, м3;


объём жидкости песконосителя
,

где

количество закачиваемого песка на один
гидроразрыв.


— объём продавочной жидкости;

— внутренний диаметр НКТ;

— глубина скважины.


примем приближенно равным
.

7) Другое оборудование выбирается
исходя из перечня необходимого
оборудования (см. рис. 1) для ГРП и
параметров (вместимость, давление и
др.)

Перечень наиболее распространенного
оборудования для ГРП:

  • Пакеры с опорой на забой: ПМ; ОПМ.

  • Пакеры (плашечные) без опоры на забой:
    ПШ; ПС; ПГ.

  • Насосные установки (агрегаты) УН1-630-700А
    (4АН-700).

  • Пескосмесительные установки: 4ПА; УСП-50
    (до 9 т песка).

  • Блок манифольда: 1БМ-700; 1БМ-700С.

  • Арматура устья: 2АУ-700, 2АУ-700 СУ.

  • Автоцистерны: АЦН-11-257;
    АЦН-7,5-5334; Цр-7АП;
    ЦР-20; АКЦП-21-5523А вместимостью 6-21 м3.

Задание

Необходимо обосновать и выбрать для
условий своего варианта (табл. 6.1) наземное
и подземное оборудование для проведения
ГРП: подъемную установку, НКТ, пакеры,
якори, арматуру устья, блок манифольда,
насосные установки, пескосмесительные
установки, автоцистерны.

Таблица 6.1

Варианты заданий по выбору оборудования
для ГРП

№ п/п

ПОКАЗАТЕЛИ

ВАРИАНТЫ

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

1

Мощность пласта,
h,
м

5

10

12

14

16

18

20

18

16

14

2

Количество
жидкости разрыва, Q,
м3

5

6

7

8

9

10

5

6

7

8

3

Количество песка,
т

5

6

7

8

9

10

5

6

7

8

4

Концентрация
песка в жидкости носителя,
С
n,
кг/м3

40

45

50

40

40

50

45

выбрать

5

Глубина скважины,
l,
м

2000

2100

2500

2700

3000

3200

2800

2600

2400

2300

6

Диаметр
эксплуатационной колонны (условный),

Dусл.
экспл.
,
мм

146

146

146

146

168

168

168

146

146

114

7

Условный диаметр
НКТ, Dусл.
НКТ.
, мм

73

73

73

60

89

89

73

73

73

60

Принимаемые величины:

см;

см;

м и более.

Вязкость

и плотность

жидкости, используемой в качестве
песконосителя, принимается самостоятельно
из табл. 6.2, 6.3.

Контрольные
вопросы
:

1.
Насосы, применяеые для ГРП.

2.
Скважинное оборудование для ГРП.

3.
Принцип выбора оборудования для ГРП.

Приложение 1

Page 1: Инструкция по расчету обсадных колонн

Инструкция по расчету обсадных колонн для нефтяных и газовых скважин

Москва, 1997г.

1

Page 2: Инструкция по расчету обсадных колонн

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

Page 3: Инструкция по расчету обсадных колонн

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

Page 4: Инструкция по расчету обсадных колонн

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

Page 5: Инструкция по расчету обсадных колонн

Определения Обозна-

чение ве-личины

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

-до пакера, устанавливаемого на дополнитель-ной колонне

-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

Page 6: Инструкция по расчету обсадных колонн

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

Page 7: Инструкция по расчету обсадных колонн

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:

Page 8: Инструкция по расчету обсадных колонн

8

Page 9: Инструкция по расчету обсадных колонн

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

Page 10: Инструкция по расчету обсадных колонн

10

Page 11: Инструкция по расчету обсадных колонн

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

Page 12: Инструкция по расчету обсадных колонн

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

Page 13: Инструкция по расчету обсадных колонн

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

Page 14: Инструкция по расчету обсадных колонн

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

Page 15: Инструкция по расчету обсадных колонн

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

Page 16: Инструкция по расчету обсадных колонн

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

Page 17: Инструкция по расчету обсадных колонн

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

Page 18: Инструкция по расчету обсадных колонн

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):

Page 19: Инструкция по расчету обсадных колонн

∑=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

Page 20: Инструкция по расчету обсадных колонн

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).

Page 21: Инструкция по расчету обсадных колонн

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

Page 22: Инструкция по расчету обсадных колонн

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

Page 23: Инструкция по расчету обсадных колонн

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

Page 24: Инструкция по расчету обсадных колонн

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

Page 25: Инструкция по расчету обсадных колонн

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

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

Page 26: Инструкция по расчету обсадных колонн

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.

Page 27: Инструкция по расчету обсадных колонн

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

Page 28: Инструкция по расчету обсадных колонн

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.

Page 29: Инструкция по расчету обсадных колонн

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.

Page 30: Инструкция по расчету обсадных колонн

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

Page 31: Инструкция по расчету обсадных колонн

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

Page 32: Инструкция по расчету обсадных колонн

32

Page 33: Инструкция по расчету обсадных колонн

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

Page 34: Инструкция по расчету обсадных колонн

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

Page 35: Инструкция по расчету обсадных колонн

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

Page 36: Инструкция по расчету обсадных колонн

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

Page 37: Инструкция по расчету обсадных колонн

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

;)(03415,0

СРmTZLS −

(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

Page 38: Инструкция по расчету обсадных колонн

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

Page 39: Инструкция по расчету обсадных колонн

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

Page 40: Инструкция по расчету обсадных колонн

-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

Page 41: Инструкция по расчету обсадных колонн

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

Page 42: Инструкция по расчету обсадных колонн

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

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

Page 43: Инструкция по расчету обсадных колонн

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

Page 44: Инструкция по расчету обсадных колонн

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

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

Page 45: Инструкция по расчету обсадных колонн

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

fvstarcev

Заметка

по вопросу «хвостовиков»

Page 46: Инструкция по расчету обсадных колонн

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

Page 47: Инструкция по расчету обсадных колонн

— 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

Page 48: Инструкция по расчету обсадных колонн

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

Page 49: Инструкция по расчету обсадных колонн

,)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

Page 50: Инструкция по расчету обсадных колонн

— 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

Page 51: Инструкция по расчету обсадных колонн

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

Page 52: Инструкция по расчету обсадных колонн

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

Page 53: Инструкция по расчету обсадных колонн

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

Page 54: Инструкция по расчету обсадных колонн

,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

Page 55: Инструкция по расчету обсадных колонн

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

Page 56: Инструкция по расчету обсадных колонн

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

Page 57: Инструкция по расчету обсадных колонн

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

Page 58: Инструкция по расчету обсадных колонн

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

Page 59: Инструкция по расчету обсадных колонн

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

Page 60: Инструкция по расчету обсадных колонн

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

Page 61: Инструкция по расчету обсадных колонн

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

Page 62: Инструкция по расчету обсадных колонн

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

Page 63: Инструкция по расчету обсадных колонн

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

Page 64: Инструкция по расчету обсадных колонн

64

Page 65: Инструкция по расчету обсадных колонн

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..

Page 66: Инструкция по расчету обсадных колонн

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

Page 67: Инструкция по расчету обсадных колонн

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

Page 68: Инструкция по расчету обсадных колонн

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

Page 69: Инструкция по расчету обсадных колонн

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.

Page 70: Инструкция по расчету обсадных колонн

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.

Page 71: Инструкция по расчету обсадных колонн

Таблица 15.4 Уплотнительные материалы для резьбовых соединений обсадных труб

Уплотнительный

материал (ТУ, ГОСТ)

Завод-изготовитель Допустимая темпе-ратура в скважине,

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

Page 72: Инструкция по расчету обсадных колонн

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.

Page 73: Инструкция по расчету обсадных колонн

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

Page 74: Инструкция по расчету обсадных колонн

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.

Page 75: Инструкция по расчету обсадных колонн

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;

Page 76: Инструкция по расчету обсадных колонн

76

Рис.10 Рис.11

Page 77: Инструкция по расчету обсадных колонн

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

Page 78: Инструкция по расчету обсадных колонн

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.

Page 79: Инструкция по расчету обсадных колонн

79

Рис.12

Page 80: Инструкция по расчету обсадных колонн

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:

Page 81: Инструкция по расчету обсадных колонн

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

Page 82: Инструкция по расчету обсадных колонн

82

Рис.13.

Page 83: Инструкция по расчету обсадных колонн

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

Page 84: Инструкция по расчету обсадных колонн

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

Page 85: Инструкция по расчету обсадных колонн

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

Page 86: Инструкция по расчету обсадных колонн

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

Page 87: Инструкция по расчету обсадных колонн

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).

Page 88: Инструкция по расчету обсадных колонн

88

Рис.15 Рис.16.

Page 89: Инструкция по расчету обсадных колонн

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.

Page 90: Инструкция по расчету обсадных колонн

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

Page 91: Инструкция по расчету обсадных колонн

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

Page 92: Инструкция по расчету обсадных колонн

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

Page 93: Инструкция по расчету обсадных колонн

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

Page 94: Инструкция по расчету обсадных колонн

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

Page 95: Инструкция по расчету обсадных колонн

-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

Page 96: Инструкция по расчету обсадных колонн

;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

Page 97: Инструкция по расчету обсадных колонн

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

Page 98: Инструкция по расчету обсадных колонн

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

Page 99: Инструкция по расчету обсадных колонн

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

Page 100: Инструкция по расчету обсадных колонн

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

Page 101: Инструкция по расчету обсадных колонн

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

Page 102: Инструкция по расчету обсадных колонн

;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

Page 103: Инструкция по расчету обсадных колонн

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

Page 104: Инструкция по расчету обсадных колонн

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

Page 105: Инструкция по расчету обсадных колонн

Рис.22 Рис.23.

105

Page 106: Инструкция по расчету обсадных колонн

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

Page 107: Инструкция по расчету обсадных колонн

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

Page 108: Инструкция по расчету обсадных колонн

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

Page 109: Инструкция по расчету обсадных колонн

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

Page 110: Инструкция по расчету обсадных колонн

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

Page 111: Инструкция по расчету обсадных колонн

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

Page 112: Инструкция по расчету обсадных колонн

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.

Page 113: Инструкция по расчету обсадных колонн

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

— —

— —

— —

— —

Page 114: Инструкция по расчету обсадных колонн

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

Page 115: Инструкция по расчету обсадных колонн

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

— — — —

— — — —

— — — —

Page 116: Инструкция по расчету обсадных колонн

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

Page 117: Инструкция по расчету обсадных колонн

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

Page 118: Инструкция по расчету обсадных колонн

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

— — —

— — —

— — —

— —

— — —

— — —

Page 119: Инструкция по расчету обсадных колонн

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

— — — — —

— — — — —

— — — — —

— — — — —

Page 120: Инструкция по расчету обсадных колонн

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 — — — — —

Page 121: Инструкция по расчету обсадных колонн

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 — — — —

Page 122: Инструкция по расчету обсадных колонн

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

Page 123: Инструкция по расчету обсадных колонн

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

Page 124: Инструкция по расчету обсадных колонн

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

Page 125: Инструкция по расчету обсадных колонн

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

— — — —

— — — —

— — — —

Page 126: Инструкция по расчету обсадных колонн

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.

Page 127: Инструкция по расчету обсадных колонн

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

Page 128: Инструкция по расчету обсадных колонн

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

Page 129: Инструкция по расчету обсадных колонн

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

Page 130: Инструкция по расчету обсадных колонн

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

Page 131: Инструкция по расчету обсадных колонн

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

— — — —

— — — —

— — — —

— — — —

Page 132: Инструкция по расчету обсадных колонн

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.

Page 133: Инструкция по расчету обсадных колонн

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

Page 134: Инструкция по расчету обсадных колонн

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

Page 135: Инструкция по расчету обсадных колонн

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

Page 136: Инструкция по расчету обсадных колонн

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

Page 137: Инструкция по расчету обсадных колонн

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

— — — —

— — — —

— — — —

— — — —

Page 138: Инструкция по расчету обсадных колонн

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

Page 139: Инструкция по расчету обсадных колонн

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

Page 140: Инструкция по расчету обсадных колонн

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.

Page 141: Инструкция по расчету обсадных колонн

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

863* 931*

1020* 1108* 1226* 1373*

— —

1118 1245 1412 1598

— —

1235 1373 1549 1755

— —

1402 1559 1755 1991

— — —

181420402314

— — —

200022552550

168 7,3 8,0 8,9

10,6 12,1

1118* 1226* 1353* 1588* 1804*

1226 1353 1530 1843 2108

— 1490 1677 2020 2324

— —

1912 2304 2638

— —

221626673059

— —

244229423373

178 6,9 8,1 9,2

10,4 11,5 12,7 13,7 15,0

1118* 1304* 1480* 1667* 1814* 2000*

— —

— 1461 1676 1912 2128 2285 2285

— 1608 1843 2098 2334 2510 2510 2510

— —

2098 2393 2657 2854 2854 2854

— —

243227753079331433143314

— —

268730593403365836583658

Page 142: Инструкция по расчету обсадных колонн

141

Продолжение приложения 6

Группа прочности Условный диаметр трубы, мм

Толщина стенки, мм

Д Е Л М Р Т

194 7,6 8,3 9,5

10,9 12,7 15,1

1343* 1471* 1677* 1892* 2187*

— 1637 1902 2206 2579

— 1804 2089 2422 2834 3383

— 2049 2373 2755 3216 3844

— 23832755319737364452

— 26283040352041194923

219 7,7 8,9

10,2 11,4 12,7 14,2

1549* 1785* 2030* 2255* 2500*

— 2000 2314 2520 2903 3256

— 2216 2569 2893 3236 3628

— 2520 2922 3295 3687 4128

— —

3393381542664786

— — —

421747175286

245 7,9 8,9

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

1755 2000* 2236* 2471* 2657* 3040*

— 2246 2540 2834 3079 3560

— 2491 2824 3158 3432 3962 4580

— 2824 3216 3589 3903 4511 5197

— —

37264168452152276041

— — —

4599499157666668

273 8,9 10,2 11,4 12,6 13,8 15,1 16,5

2206 2550 2844* 3128* 3403*

— —

2491 2673 3226 3579 3942 4325

2795 3236 3648 4050 4452 4884 5315

3177 3687 4148 4609 5070 5560 6080

— 427648155345588464537051

— — —

5904649271207786

299 8,5 9,5

11,1 12,4 14,8

2285 2569 3040 3383*

— —

3432 3854 4609

— —

3873 4354 5197

— —

4217 4736 5943

— — —

57766943

— — —

63747659

Page 143: Инструкция по расчету обсадных колонн

142

Окончание приложения 6

Группа прочности Условный диаметр трубы, мм

Толщина стенки, мм

Д Е Л М Р Т

324 9,5 11,0 12,4 14,0

2795 3265 3687* 4138*

3158 3697 4187 4746

3579 4177 4746 5364

— 4766 5413 6119

— —

62867139

— —

69437885

340 9,7 10,9 12,2 13,1 14,0 15,4

3001 3383 3805* 4079* 4344*

3393 3844 4325 4658 4991

3844 4344 5031 5276 5649 6208

— —

5580 6021 6453 7080

— — —

700275128287

— — —

772882879150

Допустимые нагрузки, при которых напряжения в теле труб

достигают 0,8 предела текучести (коэффициент запаса прочности равен 1,25).

Page 144: Инструкция по расчету обсадных колонн

143

Приложение 7

Допустимые растягивающие нагрузки для соединений обсадных труб ОТТМ и ОТТГ по ГОСТ 632-80

со специальными муфтами с уменьшенным наружным диаметром исполнения А (с учетом запаса прочности для резьбового

соединения 1,75 от разрушающей нагрузки), кН

Группа прочности Услов-ный

диаметр трубы, мм

Толщина стенки, мм

Наруж-ный диа-метр

муфты, мм

Д Е Л М Р Т

114 6,4 7,4

8,6; 10,2

123,8

657* 755* 823

696 823 873

765 931 961

873 1029 1088

— 11961255

— —

1432127 6,4

7,5 9,2; 10,7

136,5

735*853

922

784 941 971

863 10291069

980 1167 1216

— 13531412

— 15001559

140 6,2 7,0 7,7

9,2; 10,5

149,2

784* 882* 971* 1029

— 961

10691088

— 105911771196

— 1196 1333 1363

— —

15491579

— —

17061745

146 6,5 7,0 7,7

8,5, 9,5, 10,7

156,0

863* 931*

1020*1118

— —

11181177

— —

12351294

— —

1402 1471

— — —

1706

— — —

1883

168 7,3 8,0

8,0, 10,6, 12,1

177,8

1118*1216*1265

122613331333

— 14611461

— —

1667

— —

1932

— —

2128

178 6,9 8,1

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

187,3

1128*1314*1363

— 14321432

— 15791579

— —

1794

— —

2079

— —

2295

194 7,6 8,3 9,5

10,9; 12,7 15,1

206,4

1353*1471*1667*1892

— 163719021991

— 180420892196

-2049 2373 2491

— 238327552893

— 262830403187

Page 145: Инструкция по расчету обсадных колонн

144

Окончание приложения 7

Группа прочности Услов-ный

диаметр трубы, мм

Толщина стенки, мм

Наруж-ный диа-метр

муфты, мм

Д Е Л М Р Т

219 7,7 8,9

10,2 11,4;12,7;

14,2

231,8 1549*1785*2030*2187

— 200022952295

— 221625302530

— 2520 2873 2873

— —

33343334

— — —

3677

245 7,9 8,9

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

257,2 1755 2000*2236*2432

— 224625402559

— 248128142814

— 2824 3197 3197

— —

37073707

— — —

4099

273 8,9 10,2

11,4;12,6; 13,8;15,1;

16,5

285,8 2206 2550 2716

249128542854

279531383138

3177 3569 3569

— 41384138

— —

4570

Допустимые нагрузки . при которых напряжения в теле труб достигают 0,8 от предела текучести (коэффициент запаса прочности равен 1,25).

Page 146: Инструкция по расчету обсадных колонн

145

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).

Page 147: Инструкция по расчету обсадных колонн

146

Приложение 9

Допустимые растягивающие нагрузки для обсадных труб ОТТМ и

ОТТГ с нормальным диаметром муфт по ГОСТ 632-80 исполнения Б (с учетом запаса прочности для резьбового соединения 1,8 от

разрушающей нагрузки), кН Группа прочности Услов

ный диа-метр трубымм

Толщина

стенки, мм

Д К Е Л М Р Т

114 7,4 8,6

715* 823*

794 941

804 941

882 1039

1000 1179

1157 1363

— 1510

127 7,5 9,2

804* 980*

902 1127

912 1137

10001255

1137 1422

1323 1647

1461 1824

140 7,7 9,2

10,5

912* 1078* 1216*

1039 12551441

103912551451

113713821588

1294 1578 1814

1510 1824 2098

1667 2020 2314

146 7,7 8,5 9,5

10,7

961* 1049* 1167* 1304*

1088 1206 1363 1539

1088121613721549

1196100015101706

1363 1520 1706 1941

— 1765 1981 2245

— 1941 2186 2481

168 8,0 8,9

10,6 12,1

1157* 1274* 1500* 1706*

1314 1480 1784 2039

1324148017842049

— 162719712255

— 1853 2235 2569

— 2157 2589 2971

— 2373 2863 3285

178 8,1 9,2

10,4 11,5 12,7

1235* 1392* 1569* 1726* 1882*

1412 1627 1853 2059 2275

14221627186320692216

15591794204922752441

— 2039 2324 2579 2775

— 2363 2696 2991 3216

— 2608 2981 3304 3550

194 9,5 10,9 12,7

1578* 1794* 2059*

1843 2128 2490

185321372500

203023532745

2314 2677 3128

2677 3099 3628

2961 3422 4011

219 8,9 10,2 11,4 12,7 14,2

1686* 1922* 2128* 2363* 2618*

1892 2186 2392 2745 3089

19512245245128243857

21572500281431483530

2451 2844 3197 3579 4011

— 3295 3707 4148 4658

— 3638 4099 4579 5139

Page 148: Инструкция по расчету обсадных колонн

147

Окончание приложения 9 Группа прочности Услов

ный диа-метр трубымм

Толщина

стенки, мм

Д К Е Л М Р Т

245 8,9 10,0 11,1 12,0 13,8

1882* 2108* 2334* 2510? 2863*

2118 2402 2677 2902 3353

21862471275529913461

24222745306933343854

2745 3118 3491 3795 4383

— 3618 4050 4393 5080

— 4001 4471 4854 5609

273 8,9 10,2 11,4 12,6

2118* 2412* 2687* 2951*

2334 2696 3030 3373

2412279431383481

2716314835503932

3089 3579 4040 4481

— 4158 4677 5197

— 4589 5168 5737

299 9,5 11,1 12,4

2471 2873* 3197*

2726 3216 3618

283433343746

319737654236

3481 4099 4609

— —

5609

— —

6198

324 9,5 11,0 12,4

2677* 3099* 3471*

2961 3461 3932

307935894079

348140604609

3962 4638 5256

— —

6119

— —

6747

340 9,7 10,9 12,2

2873 3226* 3599*

3187 3608 4060

330437364207

373642264756

— —

5423

— — —

— — —

Примечания: 1.Допустимые нагрузки, при которых напряжения в теле труб достигают 0,77 от предела текучести (коэффициент запаса прочности равен 1,3) отмечены звездочкой (*).

2.Допустимые растягивающие нагрузки, приведенные в настоящем приложении, относятся к вертикальным скважинам и к скважинам с интенсивностью искривления ствола до 3,5° на 10 м.

Page 149: Инструкция по расчету обсадных колонн

148

Приложение 10

Допустимые растягивающие нагрузки для соединений

обсадных труб ОТТМ и ОТТГ со специальными муфтами с уменьшенным наружным диаметром по ГОСТ 632-80

исполнения Б (с учетом запаса прочности для резьбового соединения 1,8 от разрушающей нагрузки), кН

Группа прочности Услов-ный

диаметр трубы, мм

Толщина стенки, мм

Наруж-ный диа-метр

муфты, мм

Д Е Л М Р Т

114 7,4 8,6

123,8 725* 804

804 843

882 931

1000 1059

11571225

— 1353

127 7,5 9,2

136,5 823* 902

912 941

10001039

1137 1186

13231372

14611510

140 7,7 9,2;10,5

149,2 931* 1010

10391059

11371167

1294 1323

15101539

16671696

146 7,7 8,5;9,5

10,7

156,0 9800*1078

10881147

11961255

1363 1431

— 1657

— 1833

168 8,0;8,9 10,6 12,1

177,8 1196 1294 1422 1618 1882 2069

178 8,1 9,2;10,4

11,5;12,7

187,3 1255*1323

13921392

15291529

1745 1745

20202020

22262226

194 9,5 10,9;12,7

206,4 1608*1833

18531941

20302128

2314 2422

26772814

29613099

219 8,9 10,2

11,4;12,7 14,2

231,8 1716*1951*2128

195122352235

215724612461

2451 2794 2794

— 32363236

— — —

245 8,9 10,0

11,1;12,0 13,8

257,2 1922*2147*2363

218624712490

242227362736

2745 3118 3118

— 36083608

— —

3981

Page 150: Инструкция по расчету обсадных колонн

149

Окончание приложения 10

Группа прочности Услов-ный

диаметр трубы, мм

Толщина стенки, мм

Наруж-ный диа-метр

муфты, мм

Д Е Л М Р Т

273 8,9 10,2

11,4; 12,6

285,8 2147 2461*2638

241227752775

271630493049

3089 3471 3471

— 40204020

— —

4442

*Допустимые нагрузки, при которых напряжения в теле труб достигают 0,77 от предела текучести (коэффициент запаса прочности равен 1.3).

Page 151: Инструкция по расчету обсадных колонн

150

Приложение 11

Допустимые растягивающие нагрузки для обсадных труб ТБО по ГОСТ 632-80 исполнения Б (с учетом запаса прочности

для резьбового соединения 1,8 от разрушающей нагрузки), кН

Группа прочности Условный диа-метр трубымм

Толщина

стенки, мм

Д К Е Л М Р Т

127 9,2 10,7

833 902 902 1000 1127 1314 1451

140 9,2 10,5

961 1039 1039 1147 1304 1510 1667

146 9,5 10,7

1059 1137 1147 1255 1431 1657 1833

168 8,9 10,6 12,1

1216

1314

1314

1451

1647

1912

2108

178 9,2 10,4 11,5 12,7

1255

1353

1363

1490

1696

1971

2177

194 9,5

10,9 12,7 15,1

1578*

1745

1843

1882

1853

1892

2030

2079

2314

2363

2677

2736

2961

3020

*Допустимые нагрузки, при которых напряжения в теле труб достигают 0,77 от предела текучести (коэффициент запаса прочности

равен 1,3).

Page 152: Инструкция по расчету обсадных колонн

151

Приложение 12

Теоретический вес 1 м колонны, составленной из отечественных труб по ГОСТ 632-80, кН

Тип соединения

С треугольной резьбой

ОТТМ ОТТГ Наружный диа-метр трубы, мм

Толщина

стенки, мм короткой удлинен

ной нормаль

ная муфта

специ альная муфта

нормаль ная

муфта

специ- альная муфта

ТБО

114 5,2

5,7

6,4

7,4

8,6

10,2

0,141 (0,142) 0,153

(0,154) 0,169

(0,170) 0,194

(0,195) 0,222

(0,223) —

— —

0,169 (0,170) 0,194

(0,196) 0,222

(0,224) 0,266

(0,268)

— —

0,169 (0,170) 0,194

(0,196) 0,222

(0,224) 0,266

(0,268)

— —

0,168

0,193

0,221

0,265

— — — —

0,223 (0,225) 0,267

(0,269)

— — — —

0,222

0,266

— — — — — —

127 5,6

6,4

7,5

9,2

10,7

0,169 (0,170) 0,192

(0,193) 0,221

(0,222) 0,267

(0,268) —

0,193 (0,194) 0,222

(0,223) 0,268

(0,269) 0,307

(0,308)

0,192 (0,194) 0,221

(0,223) 0,267

(0,269) 0,306

(0,308)

0,190

0,220

0,265

0,304

— — —

0,268 (0,270) 0,307

(0,309)

0,266

0,305

— — —

0,262

0,300

140 6,2

7,0

7,7

9,2

10,5

0,205 (0,207) 0,229

(0,231) 0,251

(0,253) 0,294

(0,296) 0,334

(0,336)

0,230 (0,233) 0,252

(0,255) 0,295

(0,298) 0,335

(0,338)

0,205 (0,207) 0,229

(0,231) 0,251

(0,253) 0,294

(0,296) 0,334

(0,336)

0,204

0,228

0,25

0,293

0,333

— — —

0,296 (0,298) 0,336

(0,338)

— — —

0,294

0,334

— — —

0,289

0,328

146 6,5 7,0 7,7 8,5 9,5 10,7

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

— 0,245 0,267 0,292 0,323 0,360

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

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

— — —

0,292 0,322 0,360

— — —

0,287 0,319 0,355

— — —

0,282 0,214 0,349

168 7,3 8,9 10,6 12,1

0,293 0,353 0,413 0,465

0,295 0,320 0,355 0,415

0,294 0,354 0,414 0,465

0,289 0,349 0,409 0,461

— 0,355 0,415 0,466

— 0,350 0,410 0,462

— 0,344 0,404 0,455

178 5,9

6,9

8,1

0,252 (0,254) 0,293

(0,295) 0,338

(0,340)

— —

0,341 (0,342)

0,294 (0,296) 0,339

(0,341)

0,290

0,335

— — —

— — —

— — —

Page 153: Инструкция по расчету обсадных колонн

152

Продолжение приложения 12

Тип соединения

С треугольной резьбой

ОТТМ ОТТГ Наружный диа-метр трубы, мм

Толщина

стенки, мм короткой удлинен

ной нормаль

ная муфта

специ-альная муфта

нормаль ная

муфта

специ- альная муфта

ТБО

178 9,2

10,4

11,5

12,7

13,7

15,0

0,382 (0,384) 0,427

(0,429) 0,470

(0,472) 0,513

(0,515) — —

0,385 (0,386) 0,430

(0,431) 0,473

(0,474) 0,515

90,516) 0,555

(0,556) 0,607

(0,608)

0,383 (0,385) 0,428

(0,429) 0,471

(0,473) 0,514

(0,516) 0,553

(0,555) 0,605

(0,606)

0,379

0,424

0,467

0,510

0,549

0,601

0,385 (0,388) 0,430

(0,433) 0,473

(0,475) 0,515

(0,518) 0,555

(0,558) 0,607

(0,610)

0,381

0,426

0,469

0,512

0,551

0,603

0,373

0,418

0,461

0,503

0,541

0,593

194 7,6 8,3 9,5 10,9 12,7 15,1

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

— 0,389 0,440 0,498 0,571 0,667

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

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

— —

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

— —

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

— —

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

219 6,7 7,7 8,9 10,2 11,4 12,7 14,2

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

— —

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

— 0,412 0,471 0,530 0,591 0,651 0,718

— 0,404 0,464 0,522 0,581 0,643 0,711

— —

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

— —

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

— — — — — — —

245 7,9 8,9 10,0 11,1 12,0 13,8 15,9

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

— 0,533 0,593 0,648 0,698 0,796 0,902

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

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

— 0,532 0,592 0,647 0,697 0,795 0,901

— 0,521 0,581 0,636 0,686 0,784 0,890

— — — — — — —

273 7,1 8,9 10,2 11,4 12,6 13,8 15,1 16,5

0,476 0,588 0,666 0,743 0,812 0,888 0,962 1,045

— — — — — — — —

— 0,589 0,667 0,744 0,813 0,889 0,963 1,046

— 0,579 0,658 0,734 0,804 0,879 0,954 1,036

— 0,594 0,672 0,749 0,818 0,894 0,968 1,051

— 0,582 0,661 0,737 0,807 0,882 0,956 1,039

— — — — — — — —

299 8,5 9,5 11,1 12,4 14,8

0,615 0,688 0,790 0,881 1,037

— — — — —

— 0,689 0,791 0,882 1,038

— — — — —

— — — — —

— — — — —

— — — — —

324 8,5 9,5 10,0 12,4 14,0

0,670 0,744 0,854 0,956 1,070

— — — — —

0,672 0,746 0,856 0,957 1,072

— — — — —

— — — — —

— — — — —

— — — — —

Page 154: Инструкция по расчету обсадных колонн

153

Окончание приложения 12

Тип соединения С треугольной

резьбой ОТТМ ОТТГ

Наруж-ный диа-метр трубы, мм

Толщина

стенки, мм короткой удлинен

ной нормаль

ная муфта

специ-альная муфта

нормаль ная

муфта

специ- альная муфта

ТБО

340 8,4 9,7 10,9 12,2 13,1 14,0 15,4

0,697 0,796 0,894 0,991 1,054 1,122 1,233

— — — — — — —

— 0,797 0,895 0,992 1,057 1,126 1,237

— — — — — — —

— — — — — — —

— — — — — — —

— — — — — — —

351 9,0 10,0 11,0 12,0

0,772 0,853 0,932 1,011

— — —

— — — —

— — —

— — —

— — —

— — —

377 9,0 10,0 11,0 12,0

0,831 0,917 1,004 1,089

— — — —

— — — —

— — — —

— — — —

— — — —

— — — —

406 9,5 11,1 12,6 16,7

0,949 1,097 1,232 1,604

— — — —

— — — —

— — — —

— — — —

— — — —

— — — —

426 10,0 11,0 12,0

1,044 1,141 1,238

— — —

— — —

— — —

— — —

— — —

— — —

473 11,1 1,287 — — — — — — 508 11,1

12,7 16,1

1,380 1,564 1,961

— — —

— — —

— — —

— — —

— — —

— — —

Примечания:1.Теоретический вес колонны принят с учетом веса

соединения, длина трубы принята равной 10 м. 2.Значения теоретического веса 1 м колонны, взятые в скобках, относятся к трубам исполнения Б.

Page 155: Инструкция по расчету обсадных колонн

II.ПРОЧНОСТНЫЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ ИМПОРТНЫХ ОБСАДНЫХ ТРУБ (ПО СТАНДАРТАМ АНИ)

Приложение 13

Наименьшее сминающее давление, МПа

Марка стали Наружный диаметр трубы, мм (дюймов)

Толщина стенки, мм

Н-40 J-55,K-55 C-75 N-80 C-90* C-95 P-110 V-150*

114,3 (4 ½)

5,21 5,69 6,35 7,37 8,56

19,1 — — — —

22,8 27,6 34,2

— —

— —

42,2 56,3

— —

43,7 58,8

— —

46,8 64,0 84,1

— —

48,3 66,5

— —

52,1 73,5 98,7

— — — —

124,8 127,0

(5) 5,59 6,43 7,52 9,19

10,72 11,10 12,70

— — — — — — —

21,1 28,5 38,2

— — — —

— —

48,0 68,9

— — —

— —

50,0 72,2

— — —

— —

53,9 79,3 95,8 98,8

— —

55,8 82,7

— — —

— —

60,9 92,7

— — —

— —

70,7 116,2 157,5 164,8 186,1

139,7 (5 ½)

6,20 6,98 7,72 9,17

10,54

18,1 — — — —

21,5 27,8 33,8

— —

— —

41,9 58,1 72,1

— —

43,2 60,9 77,0

— —

46,3 66,3 85,2

— —

47,7 68,9 89,0

— —

51,4 76,4

100,1

— —

57,2 92,9

126,8

154

Page 156: Инструкция по расчету обсадных колонн

Продолжение приложения 13

Марка стали Наружный диаметр трубы, мм (дюймов)

Толщина стенки, мм

Н-40 J-55,K-55 C-75 N-80 C-90* C-95 P-110 V-150*

168,3 (6 5/8)

7,32 8,94

10,59 12,06

17,4 — — —

20,5 31,5

— —

— 38,4 53,9 67,7

— 39,7 56,3 71,2

— 42,2 63,4 81,4

— 43,3 63,4 81,4

— 46,3 69,9 91,0

— — — —

177,8 (7)

5,87 6,91 8,05 9,19

10,36 11,51 12,65 13,72

10,0 13,6

— — — — — —

— 15,7 22,5 29,8

— — — —

— —

26,0 36,2 46,6 56,8 67,0 73,6

— —

26,4 37,2 48,4 59,3 70,2 78,5

— —

28,6 40,5 53,9 67,1 80,2 92,4

— —

28,6 40,5 53,9 67,1 80,2 92,4

— — —

42,8 5,6

74,1 89,7

104,1

— — — —

68,4 89,7

111,9 132,6

193,7 (7 5/8)

7,62 8,33 9,52

10,92 12,7

15,11

14,0 — — — — —

— 19,9

— — — —

— 22,6 32,2 43,5 58,1

— 23,4 33,0 45,2 60,7

— 25,6 35,3 50,0 68,8

— 25,6 35,3 50,0 68,8

— —

36,8 54,1 76,3

— — —

61,1 92,7

135,7 219,1 (8 5/8)

6,71 7,72 8,94

— 11,3 15,2

9,4 —

17,4

— — —

— — —

— — —

— — —

— — —

— — —

155

Page 157: Инструкция по расчету обсадных колонн

Продолжение приложения 13

Марка стали Наружный диаметр трубы, мм (дюймов)

Толщина стенки, мм

Н-40 J-55,K-55 C-75 N-80 C-90* C-95 P-110 V-150*

219,1 (8 5/8)

10,16 11,43 12,7

14,15

— — — —

23,8 — — —

27,7 36,9 46,1 56,5

28,2 38,0 47,9 59,0

29,2 40,3 51,5 64,2

30,1 41,5 53,2 66,8

— 44,0 57,9 73,9

— —

66,5 89,2

244,5 (9 5/8)

7,92 8,94

10,03 11,05 11,99 13,84

15,11** 15,88** 19,05**

9,6 12,0

— — — — — — —

— 13,9 17,7

— — — — — —

— —

20,5 25,9 31,9 44,0

— — —

— —

21,3 26,3 32,7 45,6

— — —

— —

22,4 27,5 34,3 48,9 58,9 64,9

— —

22,9 28,4 35,0 50,5

— — —

— — —

30,5 36,6 54,7

— — —

— — — — —

61,9 79,7 90,5

135,4 273,0 (10 ¾)

7,09 8,89

10,16 11,43 12,57 13,84 15,11

16,51**

6,1 9,8 — — — — — —

— 10,9 14,4 18,6

— — — —

— — —

21,4 27,2

— — —

— — —

22,2 27,7

— — —

— — —

23,4 28,7 37,5 46,5 56,3

— — —

24,0 29,6

— — —

— — —

25,3 31,9 40,4 51,7 63,9

— — — — — —

57,4 75,1

156

Page 158: Инструкция по расчету обсадных колонн

Продолжение приложения 13 Марка стали Наружный

диаметр трубы, мм (дюймов)

Толщина стенки, мм

Н-40 J-55,K-55 C-75 N-80 C-90* C-95 P-110 V-150*

273,0 (10 ¾)

17,78** 19,05**

— —

— —

— —

— —

— —

— —

— —

— —

298,4 (11 ¾)

8,46 9,52

11,05 12,42

7,4 — — —

— 10,4 14,3 18,3

— — —

21,2

— — —

22,0

— — —

23,1

— — —

23,7

— — — —

— — — —

339,7 (13 3/8)

8,38 9,65

10,92 12,19 13,06

13,97** 15,44** 18,26**

5,3 — — — — — — —

— 7,7

10,6 13,4

— — — —

— — — —

17,8 20,6 26,3 39,4

— — — —

18,4 21,4 26,7 40,7

— — —

15,9 19,1

— — —

— — — —

19,4 — — —

— — — — — — — —

— — — —

19,8*** — — —

406,4 (16)

9,52 11,13 12,57

16,66** 18,16**

4,6 — — — —

— 7,1 9,7

17,6 —

— — —

20,5 —

— — —

21,3 —

— — — — —

— — — — —

— — — — —

— — — — —

473,1 (18 5/8)

11,05 4,3*** 4,3*** — —

— — — —

157

Page 159: Инструкция по расчету обсадных колонн

Окончание приложения 13

Марка стали Наружный диаметр трубы, мм (дюймов)

Толщина стенки, мм

Н-40 J-55,K-55 C-75 N-80 C-90* C-95 P-110 V-150*

508,0 (20)

11,13 12,7

16,13

3,6*** — —

3,6*** 5,3*** 10,3

— — —

— — —

— — —

— — —

— — —

— — —

• *Стали С-90, V-150 стандартом не предусмотрены. • ** Толщины стенок не по стандарту. • *** Смятие происходит вследствие превышения предела упругости.

158

Page 160: Инструкция по расчету обсадных колонн

Приложение 14

Внутренние давления, при которых напряжения в теле трубы достигают предела текучести, МПа

Марка стали Наружный диаметр трубы, мм (дюймов)

Толщина стенки, мм

Внутренний диаметр трубы, мм

Н-40 J-55,K-55

C-75 N-80 C-90* C-95 P-110 V-150*

114,3 (4 ½)

5,21 5,69 6,35 7,37 8,56

103,9 102,9 101,6 99,6 97,2

22,0 — — — —

30,2 33,0 36,9

— —

— —

50,2 58,3

— —

53,6 62,2

— —

60,2 69,9 81,2

— —

63,7 73,8

— —

73,7 85,5 99,4

— — — —

135,5 127,0

(5) 5,59 6,43 7,52 9,19

10,72 11,10 12,70

115,8 114,1 112,0 108,6 105,6 104,8 101,6

— — — — — — —

29,2 33,5 39,3

— — — —

— —

53,5 65,5

— — —

— —

57,2 69,9

— — —

— —

64,1 78,4 91,6 94,8

108,4

— —

67,8 82,9

— — —

— —

78,6 96,1

— — —

— —

107,1 131,0

— — —

139,7 (5 ½)

6,20 6,98 7,72 9,17

10,54

127,3 125,7 124,3 121,4 118,6

21,5 — — — —

29,4 33,1 36,7

— —

— —

50,0 59,3 68,2

— —

53,3 63,3 72,7

— —

59,9 71,2 81,8

— —

63,3 75,2 86,5

— —

73,3 87,2

100,1

— — —

118,7 136,6

168,3 (6 5/8)

7,32 8,94

153,7 150,4

21,0 —

28,8 35,2

— 48,0

— 51,3

— 57,6

— 60,9

— 70,5

— —

159

Page 161: Инструкция по расчету обсадных колонн

Продолжение приложения 14

Марка стали Наружный диаметр трубы, мм (дюймов)

Толщина стенки, мм

Внутренний диаметр трубы, мм

Н-40 J-55,K-55

C-75 N-80 C-90* C-95 P-110 V-150*

168,3 (6 5/8)

10,59 12,06

147,1 144,2

— —

— —

57,0 64,9

60,7 69,2

68,2 77,7

72,1 82,2

83,5 95,1

— —

177,8 (7)

5,87 6,91 8,05 9,19

10,36 11,51 12,65 13,72

166,1 164,0 161,7 159,4 157,1 154,8 152,5 150,4

15,9 18,7

— — — — — —

— 25,8 30,0 34,3

— — — —

— —

41,0 46,8 52,7 58,5 64,4 69,8

— —

43,7 49,9 56,3 62,4 68,6 74,4

— —

49,0 56,0 63,2 70,1 77,2 83,6

— —

51,9 59,3 66,8 74,1 81,6 88,3

— — —

68,6 77,4 85,9 94,4

102,4

— — — —

105,5 117,1 128,7 139,6

193,7 (7 5/8)

7,62 8,33 9,52

10,92 12,7

15,11

178,5 177,0 174,7 171,9 168,3 163,5

18,9 — — — — —

— 28,5

— — — —

— 38,9 44,4 51,0 59,3

— 41,5 47,4 54,4 63,2

— 46,6 53,3 61,1 71,1 81,3

— 49,3 56,4 64,6 75,1

— —

65,3 74,8 90,0

— — —

102,0 118,6 141,2

219,1 (8 5/8

6,71 7,72 8,94

10,16 11,43

205,7 203,7 201,2 198,8 196,2

— 17,1 19,7

— —

20,3 —

27,1 30,7

— — —

42,0 47,2

— — —

44,7 50,3

— — —

50,2 56,5

— — —

53,1 59,8

— — — —

69,2

— — — — —

160

Page 162: Инструкция по расчету обсадных колонн

Продолжение приложения 14

Марка стали Наружный диаметр трубы, мм (дюймов)

Толщина стенки, мм

Внутренний диаметр трубы, мм

Н-40 J-55,K-55

C-75 N-80 C-90* C-95 P-110 V-150*

219,1 (8 5/8)

12,7 14,15

193,7 190,8

— —

— —

52,4 58,4

56,0 62,4

62,8 69,9

66,5 74,0

76,9 85,7

104,9 116,9

244,5 (9 5/8)

7,92 8,94

10,03 11,05 11,99 13,84

15,11** 15,88** 19,05**

228,7 226,6 224,4 222,4 220,5 216,8 214,3 212,7 206,4

15,7 17,6

— — — — — — —

— 24,2 27,2

— — — — — —

— —

37,2 40,9 44,4 50,7

— — —

— —

39,6 43,6 47,4 54,6

— — —

— —

44,4 49,0 53,1 61,4 67,0 70,4

— —

47,1 51,8 56,2 64,9

— — —

— — —

60,0 65,1 75,1

— — —

— — — — —

102,4 111,9 117,4 124,5

273,0 (10 ¾)

7,09 8,89

10,16 11,43 12,57 13,84 15,11

16,51** 17,78** 19,05**

258,8 255,2 252,7 250,1 247,9 245,8 242,8 240,0 237,5 234,9

12,5 15,7

— — — — — — — —

— 21,6 24,7 27,7

— — — — — —

— — —

37,8 41,7

— — — — —

— — —

40,4 44,4

— — — — —

— — —

45,3 49,8 54,9 60,0 63,0

— —

— — —

47,9 52,7

— — — — —

— — —

55,6 61,1 67,2 73,4

— — —

— — — — — —

100,1 109,4 117,7 126,2

161

Page 163: Инструкция по расчету обсадных колонн

Продолжение приложения 14

Марка стали Наружный диаметр трубы, мм (дюймов)

Толщина стенки, мм

Внутренний диаметр трубы, мм

Н-40 J-55,K-55

C-75 N-80 C-90* C-95 P-110 V-150*

298,4 (11 ¾)

8,46 9,52

11,05 12,42

281,5 279,4 276,3 273,6

13,6 — — —

— 21,2 24,5 27,6

— — —

37,6

— — —

40,2

— — —

45,1

— — —

47,6

— — — —

— — — —

339,7 (13 3/8)

8,38 9,65

10,92 12,19 13,06

13,97** 15,44** 18,26**

322,9 320,4 317,9 315,3 313,6 311,8 308,8 303,2

12,0 — — — — — — —

— 18,8 21,3 23,7

— — — —

— — — —

34,7 37,2 41,2 43,2

— — — —

37,0 39,7 43,8 46,1

— — —

38,9 41,6

— — —

— — — —

44,0 — — —

— — — — — — — —

— — — —

69,5 — — —

406,4 (16)

9,52 11,13 12,57

16,66** 18,16**

387,4 384,1 381,3 373,1 370,1

11,3 — — — —

— 18,1 20,6 27,2

— — — — —

— — —

39,6 43,1

— — — — —

— — — — —

— — — — —

— — — — —

473,1 (18 5/8)

11,05 451,0 11,3 15,5 — — — — — —

162

Page 164: Инструкция по расчету обсадных колонн

Окончание приложения 14

Марка стали Наружный диаметр трубы, мм (дюймов)

Толщина стенки, мм

Внутренний диаметр трубы, мм

Н-40 J-55,K-55

C-75 N-80 C-90* C-95 P-110 V-150*

508,0 (20)

11,13 12,70 16,13

485,7 482,6 475,7

10,6 — —

14,5 16,6 21,1

— — —

— — —

— — —

— — —

— — —

— — —

• *Стали С-90, V-150 стандартом не предусмотрены. • **Толщина стенок не по стандарту.

163

Page 165: Инструкция по расчету обсадных колонн

Приложение 15 Растягивающие усилия, при которых напряжения в теле трубы достигают предела текучести, кН

Марка стали Наружный диаметр трубы, мм (дюймов)

Толщина стенки, мм

Вес 1 м гладкой трубы,

кН

Н-40 J-55,K-55

C-75 N-80 C-90* C-95 P-110 V-150*

114,3 (4 ½)

5,21 5,69 6,35 7,37 8,56

0,137 0,149 0,166 0,190 0,219

490 — — — —

676 735 814

— —

— —

1108 1285

— —

1187 1363

— —

1330 1520 1760

— —

1412 1618

— —

1638 1883 2158

— — — —

2942 127,0 (5)

5,59 6,43 7,52 9,19

10,72 11,10 12,70

0,164 0,187 0,217 0,262 0,301 0,311 0,351

— — — — — — —

814 922

1069 — — — —

— —

1461 1765

— — —

— —

1559 1873

— — —

— —

1740 2100 2420 2500 2820

— —

1853 2226

— — —

— —

2138 2579

— — —

— —

2913 3521

— —

4717 139,7 (5 ½)

6,20 6,98 7,72 9,17

10,54

0,200 0,224 0,246 0,289 0,329

716 — — — —

990 1108 1216

— —

— —

1657 1942 2216

— —

1765 2079 2363

— —

1970 2330 2650

— —

2099 2471 2805

— —

2432 2854 3246

— — —

3893 4423

168,3 (6 5/8)

7,32 8,94

10,59 12,06

0,285 0,344 0,404 0,456

1020 — — —

1402 1697

— —

— 2314 2716 3060

— 2471 2893 3266

— 2770 3250 3670

— 2932 3442 3884

— 3393 3982 4492

— — — —

164

Page 166: Инструкция по расчету обсадных колонн

Продолжение приложения 15

Марка стали Наружный диаметр трубы, мм (дюймов)

Толщина стенки, мм

Вес 1 м гладкой трубы, кН

Н-40 J-55,K-55

C-75 N-80 C-90* C-95 P-110 V-150*

177,8 (7)

5,87 6,91 8,05 9,19

10,36 11,51 12,65 13,72

0,244 0,285 0,331 0,375 0,419 0,463 0,505 0,544

873 1020

— — — — — —

— 1402 1628 1844

— — — —

— —

2216 2520 2824 3109 3393 3658

— —

2363 2687 3011 3315 3619 3903

— —

2650 3010 3380 3720 4060 4380

— —

2815 3197 3580 3942 4305 4639

— — —

-3697 4139 4560 4982 5364

— — — —

5639 6258 6796 7316

193,7 (7 5/8)

7,62 8,33 9,52

10,92 12,70 15,11

0,343 0,373 0,424 0,483 0,556 0,652

1226 — — — — —

— 1844

— — — —

— 2511 2854 3246 3736

— 2677 3040 3462 3982

— 3000 3420 3890 4470 5260

— 3177 3609 4109 4737

— —

4188 4756 5482

— — —

6512 7473 8777

219,1 (8 5/8)

6,71 7,72 8,94

10,16 11,43 12,70 14,15

0,344 0,395 0,454 0,513 0,574 0,634 0,701

— 1412 1628

— — — —

1697 —

2236 2530

— — —

— — —

3452 3854 4256 4717

— — —

3678 4119 4541 5021

— — —

4130 4620 5100 5650

— — —

4374 4884 5394 5972

— — — —

5659 6247 6914

— — — — —

8522 9424

165

Page 167: Инструкция по расчету обсадных колонн

Продолжение приложения 15 Марка стали Наружный

диаметр трубы, мм (дюймов)

Толщина стенки, мм

Вес 1 м гладкой трубы, кН

Н-40 J-55,K-55

C-75 N-80 C-90* C-95 P-110 V-150*

244,5 (9 5/8)

7,92 — —

4080 4472 4835 5541

— — —

— —

4580 5020 5520 6220

— — —

— —

4845 5315 5737 6580

— — —

— — —

6149 6649 7610

— — —

— — — — —

10376

8,94 10,03 11,05 11,99 13,84

15,11** 15,88** 19,05**

0,453 0,509 0,569 0,624 0,674 0,772 0,838 0,878 1,038

1628 1824

— — — — — — —

— 2511 2805

— — — — — —

— —

3825 4197 4531 5188

— — —

11258 11798 13965

273,0 (10 ¾)

7,09 8,89

10,16 11,43 12,57 13,84 15,11

16,51** 17,78** 19,05**

0,456 0,568 0,646 0,723 0,792 0,868 0,943 1,024 1,097 1,170

1637 2030

— — — — — — — —

— 2805 3187 3570

— — — — — —

— — —

4864 5325

— — — — —

— — —

5188 5678

— — — — —

— — —

6140 6730 7370

— — — —

— — —

6159 6747

— — — — —

— — —

7130 7806 8552 9297

— — —

— — — — — —

12680 13759 14750 15721

298,4 (11 3/4)

8,46 9,52

0,593 0,665

2128 —

— 3285

— —

— —

— —

— —

— —

— —

166

Page 168: Инструкция по расчету обсадных колонн

Продолжение приложения 15

Марка стали Наружный диаметр трубы, мм (дюймов)

Толщина стенки, мм

Вес 1 м гладкой трубы, кН

Н-40 J-55,K-55

C-75 N-80 C-90* C-95 P-110 V-150*

298,4 (11 ¾)

11,05 12,42

0,768 0,859

— —

3785 4237

— 5776

— 6159

— 6910

— 7316

— —

— —

339,7 (13 3/8)

8,38 9,65

10,92 12,19 13,06

13,97** 15,44** 18,26**

0,672 0,770 0,868 0,966 1,031 1,101 1,211 1,420

2412 — — — — — — —

— 3795 4286 4756

— — — —

— — — —

6934 7404 8140 9542

— — — —

7394 7885 8669

10180

— — —

7780 8310

— — —

— — — —

8787 — — —

— — — — — — — —

— — — —

14799 — — —

406,4 (16)

9,52 11,13 12,57

16,66** 18,16**

0,914 1,062 1,197 1,570 1,704

3276 — — — —

— 5247 5904 7738

— — —

10562 —

— — —

11268 12210

— — — — —

— — — — —

— — — — —

— — — — —

473,1 (18 5/8)

11,05 1,243 4423 6090 — — — — — —

167

Page 169: Инструкция по расчету обсадных колонн

Окончание приложения 15

Марка стали Наружный

диаметр трубы, мм (дюймов)

Толщина стенки, мм

Вес 1 м гладкой трубы, кН

Н-40 J-55,K-55

C-75 N-80 C-90* C-95 P-110 V-150*

508,0 (20)

11,13 12,70 16,13

1,337 1,521 1,918

4796 — —

6590 7502 9464

— — —

— — —

— — —

— — —

— — —

— — —

• *Стали С-90, V-150 стандартом не предусмотрены. • ** Толщины стенок не по стандарту. • *** Смятие происходит вследствие превышения предела упругости.

168

Page 170: Инструкция по расчету обсадных колонн

Приложение 16

Наименьшие разрушающие нагрузки для соединений муфтовых обсадных труб с короткой и длинной резьбой треугольного профиля (по стандартам АНИ), кН

Марка стали Наружный

диаметр трубы, мм (дюймов)

Толщина стенки, мм

Н-40 J-55 K-55 N-80 C-90* C-95 P-110 V-150* С-75

Короткая резьба 114,3 (4 ½)

5,21 5,69 6,35 7,37 8,56

343 — — — —

451 588 686

— —

500 647 755

— —

— — — — —

— — — — —

— — — — —

— — — — —

— — — — —

— — — — —

127,0 (5)

5,59 6,43 7,52 9,19

— — — —

588 755 922

657 824

1020 —

— — — —

— — — —

— — — —

— — — —

— — — —

— — — —

139,7 (5 ½)

6,20 6,98 7,72 9,17

10,54

579 — — — —

765 902

1020 — —

843 990

1118 — —

— — — — —

— — — — —

— — — — —

— — — — —

— — — — —

— — — — —

168,3 (6 5/8)

7,32 8,94

10,59

814 — —

1089 1393

1187 1520

— — —

— — —

— — —

— — —

— — —

— — —

169

Page 171: Инструкция по расчету обсадных колонн

Продолжение приложения 16

Марка стали Наружный диаметр трубы, мм (дюймов)

Толщина стенки, мм

Н-40 J-55 K-55 N-80 C-90* C-95 P-110 С-75

168,3 (6 5/8)

12,06 — — — — — — — —

177,8 (7)

5,87 6,91 8,05 9,19

10,36 11,51 12,65 13,72

539 785

— — — — — —

— 1040 1265 1491

— — — —

— 1128 1373 1618

— — — —

— — — — — — — —

— — — — — — — —

— — — — — — — —

— — — — — — — —

— — — — — — — —

193,7 (7 5/8)

7,62 8,33 9,52

10,92 12,70

941 — — — —

— 1402

— — —

— 1530

— — —

— — — — —

— — — — —

— — — — —

— — — — —

— — — — —

219,1 (8 5/8)

6,71 7,72 8,94

10,16 11,43 12,70 14,15

— 1040 1245

— — — —

1089 —

1657 1932

— — —

1167 —

1785 2079

— — —

— — — — — — —

— — — — — — —

— — — — — — —

— — — — — — —

— — — — — — —

170

Page 172: Инструкция по расчету обсадных колонн

Продолжение приложения 16

Марка стали Наружный диаметр трубы, мм (дюймов)

Толщина стенки, мм

Н-40 J-55 K-55 С-75 N-80 C-90* C-95

P-110

244,5 (9 5/8)

7,92 8,94

10,03 11,05 11,99 13,84

1128 1304

— — — —

— 1755 2010

— — —

— 1883 2167

— — —

— — — — — —

— — — — — —

— — — — — —

— — — — — —

— — — — — —

273,0 (10 ¾)

7,09 8,89

10,16 11,43 12,57 13,84 15,11

912 1393

— — — — —

— 1863 2197 2511

— — —

— 2001 2354 2697

— — —

— — —

3364 3746

— —

— — —

3580 3982

— —

— — —

3910 4355

— —

— — —

4129 4599

— —

— — —

4805 5355 5953 6551

298,4 (11 3/4)

8,46 9,52

11,05 12,42

1363 — — —

— 2118 2530 2883

— 2265 2697 3089

— — —

3864

— — —

4109

— — —

4497

— — —

4747

— — — —

339,7 (13 3/8)

8,38 9,65

10,92 12,19 13,06

1432 — — — —

— 2285 2648 3001

— 2432 2815 3197

— — — —

4354

— — — —

4629

— — —

4702 5080

— — — —

5364

— — — — —

171

Page 173: Инструкция по расчету обсадных колонн

Продолжение приложения 16

Марка стали Наружный диаметр трубы, мм (дюймов)

Толщина стенки, мм

Н-40 J-55 K-55 С-75 N-80 C-90* C-95

P-110

406,4 (16)

9,52 11,13 12,57

1952 — —

— 3158 3638

— 3344 3854

— — —

— — —

— — —

— — —

— — —

473,1 (18 5/8)

11,05 2491 3354 3531

— — —

508,0 (20)

11,13 12,70 16,13

2589 — —

3491 4070 5306

3666 4276 5580

— — —

— — —

— — —

— — —

— — —

Марка стали Наружный диаметр трубы, мм (дюймов)

Толщина стенки, мм

J-55 K-55 С-75 N-80 C-90* C-95

P-110

Длинная резьба 114,3 (4 ½)

5,21 5,69 6,35 7,37 8,56

— —

716 — —

— —

804 — —

— —

941 1147

— —

991 1206

— —

992 1206

— —

1040 1265

— —

1245 1500 1804

127,0 (5)

5,59 6,43

— 814

— 892

— —

— —

— —

— —

— —

172

Page 174: Инструкция по расчету обсадных колонн

173

Продолжение приложения 16 Марка стали Наружный

диаметр трубы, мм (дюймов)

Толщина стенки, мм

J-55 K-55 С-75 N-80 C-90* C-95 P-110

127,0 (5)

7,52 9,19

990 —

1098 —

1314 1677

1383 1765

1383 1765

1451 1854

1726 2207

139,7 (5 ½)

6,20 6,98 7,72 9,17

10,54

— 961

1098 — —

— 1069 1206

— —

— —

1451 1795 2108

— —

1549 1903 2236

— —

1584 1948 2286

— —

1667 2050 2403

— —

1981 2442 2864

168,3 (6 5/8)

7,32 8,94

10,59 12,06

1187 1510

— —

1294 1657

— —

— 2020 2462 2844

— 2138 2609 3011

— 2313 2816 3256

— 2432 2962 3423

— 2854 3472 4021

177,8 (7)

5,87 6,91 8,05 9,19

10,36 11,51 12,65 13,72

— —

1393 1628

— — — —

— —

1520 1785

— — — —

— —

1854 2177 2501 2815 3128 3413

— —

1971 2314 2658 2991 3324 3619

— —

2131 2504 2882 3243 3599 3928

— —

2246 2638 3040 3423 3795 4148

— — —

3089 3550 3991 4433 4835

193,7 (7 5/8)

7,62 8,33

— 1540

— 1677

— 2050

— 2177

— 2366

— 2491

— —

Page 175: Инструкция по расчету обсадных колонн

Марка стали Наружный диаметр трубы, мм (дюймов)

Толщина стенки, мм

J-55 K-55 С-75 N-80 C-90* C-95 P-110

193,7 (7 5/8)

9,52 10,92 12,70

— — —

— — —

2412 2824 3344

2560 3001 3550

2780 3261 3857

2932 3432 4070

3423 4011 4747

219,1 (8 5/8)

6,71 7,72 8,94

10,16 11,43 12,70 14,15

— —

1854 2158

— — —

— —

2010 2344

— — —

— — —

2883 3305 3707 4178

— — —

3060 3511 3942 4433

— — —

3332 3817 4293 4826

— — —

3511 4021 4531 5090

— — — —

4698 5276 5943

244,5 (9 5/8)

7,92 8,94

10,03 11,05 11,99 13,84

— 2010 2314

— — —

— 2177 2501

— — —

— —

3089 3452 3795 4442

— —

3276 3668 4031 4727

— —

3576 3999 4390 5147

— —

3776 4217 4629 5433

— — —

4923 5404 6326

* Сталь С – 90 стандартом не предусмотрена.

174

Page 176: Инструкция по расчету обсадных колонн

Приложение 17 Наименьшие разрушающие нагрузки для соединений «Батресс» муфтовых обсадных труб

с резьбой трапецеидального профиля (по стандартам АНИ), кН Марка стали Наружный

диаметр трубы, мм (дюймов)

Толщина стенки, мм

J-55 K-55 С-75 N-80 C-90* C-95

P-110

Муфты с нормальным наружным диаметром 114,3 (4 ½)

5,69 6,35 7,37 8,56

902 1000

— —

1108 1236

— —

— 1285 1471

— 1353 1549

— 1370 1570 1810

— 1451 1667

— 1716 1971 2265

127,0 (5)

6,43 7,52 9,19

1118 1304

1373 1598

— 1667 2010

— 1765 2128

— 1790 2160

— 1883 2275

— 2236 2697

139,7 (5 ½)

6,98 7,72 9,17

10,54

1334 1461

— —

1628 1795

— —

— 1883 2216 2452

— 1981 2334 2579

— 2020 2380 2579

— 2140 2511 2707

— 2530 2972 3226

168,3 (6 5/8)

7,32 8,94

10,59 12,06

1667 2020

— —

2020 2442

— —

— 2599 3040 3432

— 2736 3207 3629

— 2810 3290 3710

— 2962 3472 3923

— 3501 4109 4629

177,8 (7)

8,05 9,19

1922 2177

2324 2638

2481 2805

2618 2972

2680 3040

2834 3217

— 3795

175

Page 177: Инструкция по расчету обсадных колонн

Продолжение приложения 17 Марка стали Наружный

диаметр трубы, мм (дюймов)

Толщина стенки, мм

J-55 K-55 С-75 N-80 C-90* C-95

P-110

177,8 (7)

10,36 11,51 12,65 13,72

— — — —

— — — —

3148 3472 3707 3707

3324 3668 3903 3903

3410 3760 3903 3903

3599 3972 4099 4099

4256 4688 4884 4884

193,7 (7 5/8)

8,33 9,52

10,92 12,70

2148 — — —

2589 — — —

2775 3158 3589 4138

2932 3334 3795 4364

3020 3430 3910 4490

3187 3619 4119 4746

— 4276 4864 5600

219,1 (8 5/8)

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

2579 2913

— — —

3070 3472

— — —

— 3776 4217 4658 5149

— 3982 4452 4923 5443

— 4120 4610 5090 5630

— 4344 4864 5374 5943

— —

5737 6335 7012

244,5 (9 5/8)

8,94 10,03 11,05 11,99 13,84

2844 3177

— — —

3364 3756

— — —

— 4119 4521 4884 5600

— 4354 4786 5168 5914

— 4530 4970 5380 6160

— 4786 5247 5668 6492

— —

6178 6679 7649

273,0 (10 ¾)

8,89 10,16 11,43 12,57

3119 3540 3972

3648 4148 4648

— —

5168 5659

— —

5472 5992

— —

5720 6260

— —

6031 6600

— —

7100 7767

176

Page 178: Инструкция по расчету обсадных колонн

Продолжение приложения 17

Марка стали Наружный диаметр трубы, мм (дюймов)

Толщина стенки, мм

J-55 K-55 С-75 N-80 C-90* C-95 P-110

273,0 (10 ¾)

13,84 15,11

— —

— —

— —

— —

6860 7450

— —

8463 9248

298,4 (11 3/4)

9,52 11,05 12,42

3589 4148 4639

4158 4805 5374

— —

6061

— —

6414

— —

6740

— —

7110

— — —

339,7 (13 3/8)

9,65 10,92 12,19 13,06

4050 4560 5080

4619 5208 5786

— — —

7110

— — —

7542

— —

7480 7980

— — —

8424

— — — —

406,4 (16)

11,13 12,57

5345 6012

5923 6678

— —

— —

— —

— —

— —

473,1 (18 5/8)

11,05 5914 6355 — — — — —

508,0 (20)

11,13 12,70 16,13

6247 7110 8954

6580 7492 9454

— — —

— — —

— — —

— — —

— — —

Муфты с уменьшенным наружным диаметром 114,3 (4 ½)

5,69 6,35 7,37

902 1000

1108 1236

— 1285 1422

— 1353 1500

— 1370 1500

— 1451 1569

— 1716 1873

177

Page 179: Инструкция по расчету обсадных колонн

Продолжение приложения 17

Марка стали Наружный диаметр трубы, мм (дюймов)

Толщина стенки, мм

J-55 K-55 С-75 N-80 C-90* C-95

P-110

114,3 (4 ½)

8,56 — — — — 1500 — 1873

127,0 (5)

6,43 7,52 9,19

1118 1275

1373 1598

— 1618 1618

— 1706 1706

— 1706 1706

— 1795 1795

— 2128 2128

139,7 (5 ½)

6,98 7,72 9,17

10,54

1334 1412

— —

1628 1795

— —

— 1795 1795 1795

— 1883 1883 1883

— 1883 1883 1883

— 1981 1981 1981

— 2363 2363 2363

168,3 (6 5/8)

7,32 8,94

10,59 12,06

1667 1736

— —

2020 2197

— —

— 2197 2197 2197

— 2314 2314 2314

— 2314 2314 2314

— 2432 2432 2432

— 2893 2893 2893

177,8 (7)

8,05 9,19

10,36 11,51 12,65 13,72

1873 1873

— — — —

2324 2373

— — — —

2373 2373 2373 2373 2373 2373

2501 2501 2501 2501 2501 2501

2501 2501 2501 2501 2501 2501

2618 2618 2618 2618 2618 2618

— 3128 3128 3128 3128 3128

193,7 (7 5/8)

8,33 9,52

2148 —

2589 —

2775 3158

2933 3334

3020 3430

3187 3619

— 4276

178

Page 180: Инструкция по расчету обсадных колонн

Окончание приложения 17

Марка стали Наружный диаметр трубы, мм (дюймов)

Толщина стенки, мм

J-55 K-55 С-75 N-80 C-90* C-95

P-110

193,7 (7 5/8)

10,92 12,70

— —

— —

3276 3276

3442 3442

3442 3442

3619 3619

4305 4305

219,1 (8 5/8)

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

2579 2913

— — —

3070 3472

— — —

— 3736 3736 3736 3736

— 3933 3933 3933 3933

— 3933 3933 3933 3933

— 4129 4129 4129 4129

— —

4913 4913 4913

244,5 (9 5/8)

8,94 10,03 11,05 11,99 13,84

2844 3177

— — —

3364 3756

— — —

— 4119 4158 4158 4158

— 4354 4374 4374 4374

— 4370 4374 4374 4374

— 4599 4599 4599 4599

— —

5472 5472 5472

273,0 (10 ¾)

8,89 10,16 11,43 12,57 13,84 15,11

3119 3540 3658

— — —

3648 4148 4639

— — —

— —

4639 4639

— —

— —

4884 4884

— —

— —

4884 4884

— —

— —

5129 5129

— —

— —

6100 6100 6100 6100

* Сталь С – 90 стандартом не предусмотрена.

179

Page 181: Инструкция по расчету обсадных колонн

180

Приложение 18

Наименьшие разрушающие нагрузки для соединений «Экстрем лайн» безмуфтовых обсадных труб с резьбой трапецеидального профиля (по стандартам АНИ), кН

Марка стали Наружный диаметр трубы, мм (дюймов)

Толщина стенки, мм

J-55 K-55 С-75 N-80 C-90* C-95

P-110

Соединение с нормальным наружным диаметром 127,0

(5) 7,52 9,19

1461 —

1854 —

1854 1981

1942 2089

1942 2089

2040 2197

2448 2609

139,7 (5 ½)

6,98 7,72 9,17

10,54

1510 1657

— —

1912 2099

— —

— 2099 2206 2442

— 2206 2324 2569

— 2206 2324 2569

— 2324 2442 2697

— 2756 2913 3217

168,3 (6 5/8)

8,94 10,59 12,06

2118 — —

2697 — —

2687 2883 3187

2834 3030 3354

2834 3030 3354

2972 3187 3531

3540 3785 4197

177,8 (7)

8,05 9,19

10,36 11,51 12,65 13,72

2216 2256

— — — —

2815 2854

— — — —

2815 2854 3050 3383 3786 4080

2962 3001 3207 3560 3982 4295

2962 3001 3207 3560 3982 4295

3109 3158 3374 3746 4188 4511

— 3756 4011 4452 4972 5374

193,7 (7 5/8)

8,33 9,52

10,92

2462 — —

3119 — —

3119 3119 3403

3276 3276 3589

3276 3276 3589

3442 3442 3766

— 4099 4482

Page 182: Инструкция по расчету обсадных колонн

Продолжение приложения 18

Марка стали Наружный диаметр трубы, мм (дюймов)

Толщина стенки, мм

J-55 K-55 С-75 N-80 C-90* C-95

P-110

193,7 (7 5/8)

12,70 — — 3785 3982 3982 4188 4982

219,1 (8 5/8)

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

3050 3060

— — —

3874 3874

— — —

— 3874 4188 4482 4482

— 4080 4413 4717 4717

— 4080 4413 4717 4717

— 4286 4639 4952 4952

— —

5521 5903 5903

244,5 (9 5/8)

10,03 11,05 11,99 13,84

3423 — — —

4344 — — —

4344 4344 4590 5217

4570 4570 4835 5492

4570 4570 4835 5492

4796 4796 5080 5776

— 5708 6041 6874

273,0 (10 ¾)

10,16 11,43 12,57 13,84

4335 4854

— —

5502 6159

— —

— 6159 6737

— 6482 7100

— 6482 7100

— 6806 7453

— 8101 8866 8904

Соединение с уменьшенным наружным диаметром 127,0

(5) 7,52 9,19

— —

— —

— —

— —

— —

— —

— —

139,7 (5 ½)

6,98 7,72

1510 1657

1912 2099

— 2099

— 2206

— —

— 2324

— 2756

181

Page 183: Инструкция по расчету обсадных колонн

Продолжение приложения 18

Марка стали Наружный диаметр трубы, мм (дюймов)

Толщина стенки, мм

J-55 K-55 С-75 N-80 C-90* C-95

P-110

139,7 (5 ½)

9,17 10,54

— —

— —

2128 2128

2246 2246

— —

2363 2363

2805 2805

168,3 (6 5/8)

8,94 10,59 12,06

2118 — —

2696 — —

2696 2864 2864

2834 3021 3021

— — —

2972 3168 3168

3540 3776 3776

177,8 (7)

8,05 9,19

10,36 11,51 12,65 13,72

2216 2256

— — — —

2815 2854

— — — —

28152854 3001

30001 3383 3383

2962 3001 3158 3158 3560 3560

— — — — — —

3109 3158 3315 3315 3746 3746

— 3756 3942 3942 4452 4452

193,7 (7 5/8)

8,33 9,52

10,92 12,70

2462 — — —

3119 — — —

3119 3119 3305 3305

3276 3276 3491 3491

— — — —

3442 3442 3668 3668

— 4099 4354 4354

219,1 (8 5/8)

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

3050 3060

— — —

3874 3874

— — —

— 3874 3942 3942 3942

— 4080 4148 4148 4148

— — — — —

— 4286 4354 4354 4354

— —

5178 5178 5178

182

Page 184: Инструкция по расчету обсадных колонн

Окончание приложения 18

Марка стали Наружный диаметр трубы, мм (дюймов)

Толщина стенки, мм

J-55 K-55 С-75 N-80 C-90* C-95

P-110

244,5 (9 5/8)

10,03 11,05 11,99 13,84

3423 — — —

4344 — — —

4344 4344 4590 4688

4570 4570 4835 4933

— — — —

4796 4796 5080 5178

— 5708 6041 6169

* Сталь С – 90 стандартом не предусмотрена.

183

Page 185: Инструкция по расчету обсадных колонн

Приложение 19

Теоретический вес 1 м колонны*, составленной из труб, изготовляемых по стандарту АНИ, кН

Муфтовые трубы С резьбой закругленного

профиля «Батресс»

Безмуфтовые трубы «Экстрем лайн»

Условный наружный диаметр трубы, мм (дюймов)

Толщина стенки, мм

короткой длинной с нормальным наружным

диаметром муфт

с уменьшенным наружным

диаметром муфт

с нормальным диаметром соединения

с уменьшенным диаметром соединения

114,3 (4 ½)

5,21 5,69 6,35 7,37 8,56

0,140 0,150 0,170

— —

— —

0,170 0,192 0,220

— 0,152 0,170 0,192 0,221

— 0,151 0,167 0,191 0,220

— — — — —

— — — — —

127,0 (5)

5,59 6,43 7,52 9,19

11,10 12,7

0,167 0,189 0,219

— — —

— 0,190 0,220 0,264

— —

— 0,190 0,220 0,264

— —

0,188 0,218 0,262

— —

— 0,220 0,263

— —

— — — — —

— — —

140,0 (5 ½) 6,98

7,72 9,17

10,54

0,226 0,248

— —

0,226 0,249 0,291 0,330

— 0,228 0,249 0,291 0,330

— 0,226 0,247 0,289 0,328

— 0,226 0,249 0,290 0,330

— 0,226 0,248 0,289 0,328

6,20 0,203 —

184

Page 186: Инструкция по расчету обсадных колонн

Продолжение приложения 19

Муфтовые трубы С резьбой закругленного

профиля «Батресс»

Безмуфтовые трубы «Экстрем лайн»

Условный наружный диаметр трубы, мм (дюймов)

Толщина стенки, мм

короткой длинной с нормальным наружным

диаметром муфт

с уменьшенным наружным

диаметром муфт

с нормальным диаметром соединения

с уменьшенным диаметром соединения

168,0 (6 5/8)

7,32 8,94

10,59 12,06

0,289 0,349

— —

0,290 0,350 0,408 0,460

0,291 0,350 0,409 0,460

0,285 0,345 0,403 0,454

— 0,346 0,404 0,455

— 0,345 0,403 0,454

178,0 (7)

5,87 6,91 8,05 9,19

10,36 11,51 12,65 13,72

0,248 0,289 0,334 0,378

— — — —

— —

0,335 0,378 0,423 0,466 0,508 0,546

— —

0,335 0,380 0,424 0,466 0,508 0,546

— —

0,331 0,375 0,419 0,462 0,503 0,542

— —

0,333 0,376 0,420 0,463 0,506 0,544

— —

0,332 0,376 0,419 0,462 0,504 0,543

194,0 (7 5/8)

7,62 8,33 9,52

10,92 12,70 15,11

0,350 0,381

— — — —

— 0,382 0,432 0,489 0,562

— 0,382 0,432 0,490 0,562

— 0,376 0,427 0,484 0,556

— 0,376 0,426 0,482 0,546

— 0,375 0,425 0,482 0,554

185

Page 187: Инструкция по расчету обсадных колонн

Продолжение приложения 19 Муфтовые трубы

С резьбой закругленного профиля

«Батресс» Безмуфтовые трубы «Экстрем

лайн» Условный наружный диаметр трубы, мм (дюймов)

Толщина стенки, мм

короткой длинной с нормальным наружным

диаметром муфт

с уменьшенным наружным

диаметром муфт

с нормальным диаметром соединения

с уменьшенным диаметром соединения

219,0 (8 5/8)

6,71 7,72 8,94

10,16 11,43 12,70 14,15

0,355 0,404 0,464 0,522

— — —

— —

0,467 0,525 0,584 0,643 0,710

— —

0,467 0,525 0,584 0,643 0,710

— —

0,457 0,515 0,575 0,634 0,700

— —

0,460 0,517 0,576 0,635 0,701

— —

0,459 0,515 0,575 0,634 0,699

245,0 (9 5/8)

7,92 8,94

10,03 11,05 11,99 13,84

15,11** 15,88** 19,05**

0,464 0,519 0,579

— — — — — —

— 0,524 0,582 0,636 0,686 0,782

— — —

— 0,523 0,582 0,635 0,686 0,782

— — —

— 0,512 0,571 0,625 0,675 0,771

— — —

— —

0,574 0,626 0,675 0,772

— — —

— —

0,572 0,674 0,674 0,770

— — —

273,0 (10 ¾)

7,09 8,89

0,469 0,580

— —

— 0,584

— 0,571

— —

— —

186

Page 188: Инструкция по расчету обсадных колонн

Продолжение приложения 19

Муфтовые трубы С резьбой закругленного

профиля «Батресс»

Безмуфтовые трубы «Экстрем лайн»

Условный наружный диаметр трубы, мм (дюймов)

Толщина стенки, мм

короткой длинной с нормальным наружным

диаметром муфт

с уменьшенным наружным

диаметром муфт

с нормальным диаметром соединения

с уменьшенным диаметром соединения

273,0 (10 ¾)

10,16 11,43 12,57 13,84 15,11 16,51 17,78 19,05

0,657 0,734 0,801 0,876 0,947

— — —

— — — — — — —

0,660 0,736 0,804 0,879 0,952

— — —

0,648 0,724 0,791

— — — — —

0,655 0,732 0,799 0,874

— — — —

— — — — — — — —

299,0 (11 ¾)

8,46 9,52

11,05 12,42

0,606 0,678 0,779 0,869

— — — —

— 0,682 0,782 0,872

— — — —

— — — —

— — — —

340,0 (13 3/8)

8,38 9,65

10,92 12,19 13,06 13,97 15,44 18,26

0,686 0,784 0,881 0,977 1,042

— — —

— — — — — — — —

— 0,788 0,884 0,981 1,045

— — —

— — — — — — — —

— — — — — — — —

— — — — — — — —

187

Page 189: Инструкция по расчету обсадных колонн

188

Окончание приложения 19

Муфтовые трубы

С резьбой закругленного профиля

«Батресс» Безмуфтовые трубы «Экстрем

лайн» Условный наружный диаметр трубы, мм (дюймов)

Толщина стенки, мм

короткой длинной с нормальным наружным

диаметром муфт

с уменьшенным наружным

диаметром муфт

с нормальным диаметром соединения

с уменьшенным диаметром соединения

407,0 (16)

9,52 11,13 12,57 16,66 18,16

0,933 1,079 1,212

— —

— — — — —

— 1,083 1,215

— —

— — — — —

— — — — —

— — — — —

473,0 (18 5/8)

11,05 1,257 — 1,273 — — —

508,0 (20)

11,13 12,70 16,13

1,357 1,540 1,932

1,364 1,546 1,937

1,361 1,543 1,934

— — —

— — —

— — —

Page 190: Инструкция по расчету обсадных колонн

189

Приложение 20

Коэффициент снижения прочности резьбовых соединений отечественных труб с треугольной резьбой по ГОСТ 632-80

Группа прочности Диаметр трубы, мм

Д К Е Л М Р

114,3 127,0 139,7 146,1 168,3 177,8 193,7 219,1 244,5 273,1 298,5 323,9 339,7 351,0 377,0 406,4 426,0 473,1 508,0

0,030 0,034 0,038 0,040 0,046 0,050 0,054 0,066 0,074 0,084 0,095 0,106 0,113 0,122 0,135 0,137 0,160 0,168 0,183

0,023 0,026 0,029 0,030 0,035 0,038 0,042 0,050 0,054 0,064 0,072 0,080 0,086 0,092 0,102 0,104 0,122 0,128

0,020 0,023 0,025 0,027 0,031 0,033 0,037 0,044 0,050 0,057 0,064 0,072 0,076 0,082 0,090 0,093 0,108

— —

0,017 0,020 0,022 0,023 0,027 0,029 0,032 0,037 0,042 0,048 0,054 0,060 0,064 0,069 0,077

— — — —

0,014 0,017 0,019 0,020

0,0223 0,025 0,027 0,032 0,036 0,041 0,046 0,052 0,055 0,060

— — — — —

0,012 0,014 0,015 0,016 0,019 0,020 0,022 0,027 0,030 0,034 0,038 0,043 0,045

— — — — — —

Page 191: Инструкция по расчету обсадных колонн

190

Приложение 21

Коэффициент снижения прочности гладкого тела трубы

Группа прочности Диаметр трубы, мм

Д К Е Л М Р

114,3 127,0 139,7 146,1 168,3 177,8 193,7 219,1 244,5 273,1 298,5 323,9 339,7 351,0 377,0 406,4 426,0 473,1 508,0

0,028 0,031 0,034 0,035 0,041 0,043 0,047 0,053 0,059 0,066 0,072 0,078 0,082 0,085 0,091 0,098 0,103 0,114 0,122

0,021 0,023 0,026 0,027 0,031 0,033 0,036 0,040 0,045 0,050 0,055 0,059 0,062 0,064 0,069 0,074 0,078 0,087 0,093

0,019 0,021 0,023 0,024 0,028 0,030 0,032 0,036 0,041 0,046 0,050 0,054 0,057 0,059 0,063 0,068 0,071 0,079 0,085

0,016 0,018 0,020 0,021 0,024 0,025 0,027 0,031 0,034 0,038 0,042 0,046 0,048 0,050 0,053 0,057 0,060 0,067 0,072

0,014 0,016 0,017 0,018 0,021 0,022 0,024 0,027 0,030 0,033 0,036 0,040 0,042 0,043 0,046 0,050 0,052 0,058 0,062

0,011 0,012 0,013 0,014 0,016 0,017 0,019 0,021 0,024 0,026 0,029 0,031 0,033 0,034 0,036 0,039 0,041 0,046 0,049

Page 192: Инструкция по расчету обсадных колонн

Приложение 22

Перевод единиц СИ в единицы МКГСС

Единицы СИ Метрические

Величина

наименование обозначение

наименование обозначе-ние

Соотношение

Масса килограмм кг — кгс⋅с2 / м 1кг=0,102 кгс⋅с2 / м 1 кгс⋅с2 / м=9,80665 кг

Сила, вес, натяжение

ньютон Н килограмм кгс 1Н=кг⋅м/с2=1/9,80665 кгс=0,102 кгс 1 кгс=9,80665 Н

Плотность килограмм на кубический

метр

кг/м3 — кгс⋅с2 / м4

1кг/м3=0,102 кгс⋅с2 / м4

1 кгс⋅с2 / м4=9,80665 кг/м3

Вес единицы длины трубы

ньютон на метр Н/м килограмм на метр

кгс/м 1 Н/м=0,102 кгс/м 1 кгс/м=9,80665 Н/м

Удельный вес

ньютон на кубический

метр

Н/м3 килограмм на кубический метр

кгс/м3 1 Н/м3=0,102 кгс/м3

1 кгс/м3=9,80665 Н/м3

191

Page 193: Инструкция по расчету обсадных колонн

192

Окончание приложения 22

Единицы СИ Метрические

Величина

наименование обозначение

наименование обозначение

Соотношение

Давление, напряжение

паскаль Па килограмм на квадратный

метр

кгс/м2 1 Па=1 Н/м2=1,02⋅10-5 кгс/см2=1,02⋅10-1 гс/см2

1МПа=106 Па=1,02⋅10 кгс/см2=1,02⋅105 кгс/м2

1 кгс/см2=9,80665⋅10-2 МПа 1 кгс/м2=9,80665 Па=9,80665⋅10-6 МПа

Момент силы

ньютон-метр Н⋅м килограммо-метр

кг⋅см 1 Н⋅м=0,102 кгс⋅м 1 кгс⋅м=9,81 Н⋅м

Page 194: Инструкция по расчету обсадных колонн

193

Содержание 1. Общие положения…………………………………………..……… 3 2. Расчет эксплуатационных обсадных колонн

для нефтяных скважин………………………………………..….. Внутреннее давление…………………………………..…………. Наружное давление………………………………………………..Избыточное наружное давление…………………………..……. Избыточное внутреннее давление……………………………… Осевая нагрузка от собственного веса……………………..…..Прочность труб. Коэффициенты запаса прочности…………..Порядок выбора конструкций эксплуатационных обсадных колонн.………………………………………………………….…….

7 7 9

13 15 18 19

26

3. Расчет промежуточных обсадных колонн для нефтяных скважин………………………………..………….. Внутреннее давление……………………………………..………. Наружное давление………………………………………..……… Избыточное наружное давление………………………..…..….. Избыточное внутреннее давление…………………….……..… Осевая нагрузка от собственного веса………………..……..…Прочность труб. Коэффициенты запаса прочности………….

30 30 33 34 34 35 35

4. Расчет промежуточных обсадных колонн для газовых скважин……………………………………………….Внутреннее давление………………………………………..……. Наружное давление…………………………………………..…… Избыточное наружное давление…………………………….…..Избыточное внутреннее давление………………………………

36 36 39 39 40

5. Расчет промежуточных обсадных колонн для газовых скважин……………………………………….…..…. Внутреннее давление…………………………………..…………. Наружное давление……………………………………………….. Избыточное наружное давление………………………..……… Избыточное внутреннее давление……………………….……..

41 41 42 42 43

6. Расчет потайных колонн и колонн, спускаемых частями………………………………………………………………. Промежуточные потайные колонны………………………..……Промежуточные колонны, спускаемые частями……………… Эксплуатационные потайные колонны…………………………

43 43 45 46

7. Рекомендации по расчету импортных обсадных труб………. 46 8. Расчет обсадных колонн для наклонно направленных

скважин…………………………………………………………..….. Наружное и внутреннее давления……………….….………..…Нагрузки от собственного веса и изгиба……………..……..….Порядок расчета и выбора конструкций обсадных колонн для наклонно направленных скважин………………………..…

47 47 48

50

9. Расчет натяжения обсадных колонн…………………………… 52 10 Допустимое внутреннее давление в обсадной

колонне………………………………………………………………

56

Page 195: Инструкция по расчету обсадных колонн

194

11. Особенности расчета обсадных колонн для горизонтальных скважин…………………………………..………

57

12. Особенности расчета обсадных колонн при наличии сероводорода и углекислого газа……………………………….

58

13. Особенности расчета обсадных колонн при бурении с плавучих средств……………………………………….……….…

61

14. Определение удельного веса горных пород………..…….….. 63 15. Выбор типов резьбовых соединений и групп прочности

(марок) обсадных труб………………………………………..….. Методика выбора обсадных труб и резьбовых соединений………………………………………………..……..….

65

65

16. Примеры расчета обсадных колонн……………………………. Эксплуатационная колонна для нефтяной скважины (фонтанирующая) диаметром 146 мм……………………….….Построение эпюр внутренних давлений…………………..……Построение эпюр наружных давлений………………….………Построение эпюр избыточных наружных давлений……..….. Построение эпюр избыточных внутренних давлений при испытании на герметичность в один прием без пакера…….. Расчет эксплуатационной колонны…………………………….. Эксплуатационная колонна для газовой скважины диаметром 168 мм………………………………………………….Построение эпюр внутренних давлений…………………….….Построение эпюр наружных давлений…………………….…….Построение эпюр избыточных наружных давлений…….…… Построение эпюр избыточных внутренних давлений……..…Расчет эксплуатационной колонны на прочность……………. Промежуточная обсадная колонна диаметром 244,5 мм для газовой скважины…………………………………………….. Построение эпюр внутренних давлений………………………..Построение эпюр наружных давлений…………………….…… Построение эпюр избыточных наружных давлений……..….. Построение эпюр избыточных внутренних давлений………..Выбор труб и расчет колонны ……………………………….…..Расчет натяжения обсадной колонны………………..………… Промежуточная потайная колонна диметром 219 мм………. ПРИЛОЖЕНИЯ:

75

75 75 77 78

81 81

85 85 87 87 89 90

91 93 93 95 97 98

101103

1. Исходные данные для расчета…………………………..…..…. 109II ПРОЧНОСТНЫЕ И ВЕСОВЫЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ ТРУБ

ОТЕЧЕСТВЕННОГО ПРОИЗВОДСТВА………………………..

1122. Критические давления для обсадных труб по ГОСТ632-80.. 1123. Растягивающие нагрузки, при которых напряжения в теле

труб по ГОСТ 632-80 достигают предела текучести….……

1204. Внутренние давления, при которых напряжения в теле труб

по ГОСТ 632-80 достигают предела текучести….…………….

1265. Страгивающие нагрузки для соединений обсадных труб по

ГОСТ 632-80, рассчитанные по формуле Яковлева-

Page 196: Инструкция по расчету обсадных колонн

195

Шумилова…………………………………………………….…….. 1326. Допустимые растягивающие нагрузки для обсадных труб

ОТТМ и ОТТГ по ГОСТ 632-80 с нормальным диаметром муфт исполнения А………………………………………………..

1407. Допустимые растягивающие нагрузки для соединений

обсадных труб ОТТМ и ОТТГ по ГОСТ 632-80 со специальными муфтами с уменьшенным наружным диаметром исполнения А…………………………………….…..

1438. Допустимые растягивающие нагрузки для обсадных труб

ТБО по ГОСТ 632-80 исполнения А……………………..……..

1459. Допустимые растягивающие нагрузки для обсадных труб

ОТТМ и ОТТГ по ГОСТ 632-80 с нормальным диаметром муфт исполнения Б………………………………………………..

14610. Допустимые растягивающие нагрузки для соединений

обсадных труб ОТТМ и ОТТГ по ГОСТ 632-80 со специальными муфтами с уменьшенным наружным диаметром исполнения Б…………………….…………………..

14811. Допустимые растягивающие нагрузки для обсадных труб

ТБО по ГОСТ 632-80 исполнения Б………………………….…

15012. Теоретический вес 1 м колонны, составленной из

отечественных труб по ГОСТ 632-80…………………………..

151II ПРОЧНОСТНЫЕ И ВЕСОВЫЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ

ИМПОРТНЫХ ОБСАДНЫХ ТРУБ (ПО СТАНДАРТАМ АНИ)

15413. Наименьшие сминающие давления…………………………… 15414. Внутренние давления, при которых напряжения в теле

трубы достигают предела текучести………………..…………

15915. Растягивающие усилия, при которых напряжения в теле

трубы достигают предела текучести…………………….………

16416. Наименьшие разрушающие нагрузки соединений

муфтовых обсадных труб с короткой и длинной резьбой треугольного профиля (по стандартам АНИ)…………………

16917. Наименьшие разрушающие нагрузки для соединений

«Батресс» муфтовых обсадных труб с резьбой трапецеидального профиля (по стандартам АНИ)…….……

17518. Наименьшие разрушающие нагрузки для соединений

«Экстрем лайн» безмуфтовых обсадных труб с резьбой трапецеидального профиля (по стандартам АНИ)…….……

18019. Теоретический вес 1 м колонны, составленной из труб.

изготовленных по стандартам АНИ…………………………….

18420. Коэффициент снижения прочности резьбовых соединений

отечественных труб с треугольной резьбой по ГОСТ 632-80

18921. Коэффициент снижения прочности гладкого тела трубы…. 19022. Перевод единиц системы СИ в единицы МКГС……………… 191

Page 197: Инструкция по расчету обсадных колонн

Рис.10. Эпюра внутренних дав-лений.

А 16,5

С 1500

В 42

10 20 30 40 Расчетные давления, МПа

Глубина,

м

3000

200

0

1

000

0

Рис.11. Эпюра наружных дав-лений.

0 А

2550

F 47,6 Е 42

В 24,5 С 25

1750 1800

10 20 30 40 Расчетные давления, МПа

Га,

м

лубин

3000

200

0

1

000

0

Page 198: Инструкция по расчету обсадных колонн

1500 1750 1800

2550

2900

A

C 22 D 22

B 21 C’ 22,1 D’ 22,2

2550 2550

G 27,3 F 27

G’ 18,6 F’ 18,8

10 20 30 Расчетные давления, МПа

Глубина,

м

3000

200

0

1

000

0

Рис.12. Эпюра наружных избыточных давлений.

Page 199: Инструкция по расчету обсадных колонн

1750 1800

D 8,2 2550

В 11,2 С 11,2

Е 6,2 10 20 Расчетные давления, МПа

Глубина,

м

3000

2000

100

0

0

Рис.13. Эпюра внутренних избыточных давлений.

Page 200: Инструкция по расчету обсадных колонн

Рис.14. Эпюры внутренних дав-лений РВZ: АВ – при окончании цементиро-вания; CD – в период ввода скважины в эксплуатацию; EFG – при солянокислотной об-работке; HJ – при окончании эксплуата-ции.

B 45,0 G 35,6

F 34

D 1,0

J 10 20 30 40 50 Расчетные давления, МПс

Н 8,75 А Е 9,4 С 25,0

Глубина,

м

2500

2350

200

0

1

000

0

Page 201: Инструкция по расчету обсадных колонн

Рис.16. Эпюры наружных давлений при окончании экс-плуатации скважины.

Г, м

лубина

2500

2000

1

000

0

-1,0

В 26,5

10 20 30 Расчетные давления, МПа

Рис.15. Эпюры наружных давлений РНZ : АВ — при окончании цементирования; АС – при окончании эксплуатации.

В 45,0 С 27,5

А

10 20 30 40 50 Расчетные давления, МПа

Г, м

лубина

2500

2000

1

000

0

Page 202: Инструкция по расчету обсадных колонн

Рис.17. Эпюра избыточных внутренних давлений при испытании колонны на

герметичность.

В 25,0

10 20 30 Расчетные давления, МПа

Глубина,

м

2500

2

000

100

0

0

А 27,5

Page 203: Инструкция по расчету обсадных колонн

Рис.18. Эпюры внутрен-них давлений РВZ: АВ – минимального;

CD – максимального при закрытом после фонта-

нирования устье; EF – при окончании це-

ментирования.

D 44,3 F 43,2 В 22,0

10 20 30 40 50 Расчетные давления, МПа

Глубина,

м

2400

200

0

1000

0

А Е 4,8 С 38,3

Page 204: Инструкция по расчету обсадных колонн

10 20 30 40 50 Расчетные давления, МПа

Рис.19. эпюры наружных давлений РНZ: АВ – в зацементированном интервале при γГС = 1,1⋅104 Н/м3; ABCDEFB – при углублении скважины после ОЗЦ; AG – при окончании цементирования.

F 48,3

G 43,2

D 45,15

В 26,4

F 25,3

С 23,65

Глубина,

м

2400

230

0 2

150

2

000

100

0

0

Page 205: Инструкция по расчету обсадных колонн

Рис.20. Эпюры избыточных наружных давлений: АВ – при окончании цементирования; CDEFGH – при выбросе в процессе дальнейшего углубления скважины.

D 3,95 E 25,45

F 27,1 G 4,2

В Н 4,4 10 20 30 Расчетные давления, МПа

2000 2150 2300 2400

А -4,8 0 С

1000

Глубина,

м

Page 206: Инструкция по расчету обсадных колонн

C 42,13 A 38,3

D 44,53 В 17,9

10 20 30 40 50 Расчетные давления, МПа

Глубина,

м

2400

20

00

1

000

0

Рис.21. Эпюры избыточных внутренних давлений: АВ – при закрытом устье при наличии в скважине газа;

CD – при испытании на герметичность в один прием без пакера.

Page 207: Инструкция по расчету обсадных колонн

10 20 Расчетные давления, МПа

Рис.23. Эпюра внутренних избыточных давлений.

E 11,6

D 23,62

С 10,87 В 23,22

А 20,02

10 20 Расчетные давления, МПа

Глубина,

м

4100

400

0 3

950

390

0

3

100

3000

Рис.22. Эпюра наружных избыточных давлений.

10 20 Расчетные давления, МПа

В 20,5

С 20,62

В 20,5 С 20,62

А 6,2

Га,

м

лубин

4100

39

50

310

0

30

00


Подборка по базе: Практическая работа 3 Решение кейсовой задачи по теме Качество о, Решение педагогической задачи.docx, курсовая работа Экономический расчет зарплаты работников и рента, «УЧЕБНО-ПОЗНАВАТЕЛЬНЫЕ И УЧЕБНО-ПРАКТИЧЕСКИЕ ЗАДАЧИ ДЛЯ ФОРМИРОВ, Копия Расчет подъемного механизма (методика).doc, Экономический расчет Сидоленко электромашин.docx, курсач расчетная часть 2.docx, разд 4 Задачи домашнее задание.docx, 2.1. Гидравлический расчет.docx, Пример расчета эвольвентного зац.pdf


1. Расчет бурильной колонны

Расчет бурильной колонны включает:

1.1. Диаметр долота определяется из выражения:

,

где Dок – диаметр обсадной колонны;

δ – толщина стенки обсадной колонны;

k1 – зазор между обсадной колонной и долотом, k1 = 2…4 мм в зависимости от диаметра долота.

Выбираем долото двушарошечное 132М-ГВ и его данные:

; ; ;

1.2. Диаметр забойного двигателя:

,

где k2 – зазор между обсадной колонной и забойным двигателем, k2 = 5…20 мм.

Из приложения выбираем забойный двигатель Д1-127 и его данные:

; ; ;

1.3. Диаметр УБТ определяется из условия:

Выбираем

1.4. Длина УБТ:

,

где Gд – нагрузка на долото для лопастных − 0,5·[ Gд ]);

[ Gд ] – допускаемая нагрузка на долото равная 65кН;

Мд – масса долота;

Мзд – масса забойного двигателя;

g – ускорение свободного падения;

kз − коэффициент, учитывающий облегчение элементов бурильной

колонны в промывочной жидкости и определяется:

,

где ρпж – плотность промывочной жидкости;

ρм – плотность материала элементов компоновки

для стали;

qУБТ – масса единицы длины УБТ равная 52,1 кг на 1м.

1.5. Количество УБТ:

,

где lУБТ – длина одной УБТ равная 9150 мм.

Количество УБТ округляем до целого:

1.6.Уточненная длина УБТ:

1.7. Вес УБТ:

1.8. Диаметр бурильных труб

Выбираем бурильные трубы стальные с диаметром 103 мм.

1.9. Длина бурильных труб:

,

где Lзд – длина забойного двигателя.

1.10. Количество бурильных труб

,

lБТ – длина одной БТ равная 9 м.

Округляем до целого

1.11. Уточнѐнная длина бурильных труб:

1.12. Вес бурильных труб:

,

где qБТ – масса единицы длины БТ равная 9,2 кг.

1.13. Растягивающие напряжения на устье:

,

где k4 – коэффициент, учитывающий инерционные силы и силы трения,

k4 =1,15…1,35 в зависимости от глубины скважины;

F0 – площадь проходного сечения по телу (по невысаженной части)

бурильной трубы;

F – площадь сечения тела трубы;

ΔPд – перепад давления на долоте:

,

где Q – расход промывочной жидкости, определяется исходя из трех условий:

1) условие очистки забоя:

,

где q – удельный расход, q=0,6…0,8;

Fз – площадь забоя:

2) условие выноса шлама:

,

где ʋкп – скорость движения промывочной жидкости в кольцевом пространстве против бурильных труб, ʋкп = 0,6…1,0 м/с;

Fкп – площадь кольцевого пространства:

fд – площадь промывочных отверстий долота:

,

где n – количество промывочных отверстий, для шарошечных с боковой промывкой – по количеству шарошек;

dд – диаметр промывочного отверстия;

д – коэффициент расхода, для гидромониторных долот д = 0,8…0,9;

ΔPзд – перепад давления в забойном двигателе:

где Pc, ρc, Qc – значения перепада давления, плотности, расхода для

стандартной жидкости (воды) находим по приложению.

1.2. Основное расчетное уравнение

.

где σm – предел текучести материала бурильных труб равная 380 МПа;

n – коэффициент запаса, в зависимости от глубины скважины n=1,15…1,35.

4. Расчет цементирования

В качестве тампонажного принимаем цементный раствор с относительным водосодержанием m = 0,5.

4.1. Расчет объемов технологических жидкостей, количества цемента.

4.1.1. Объем буферной жидкости:

где Dд – диаметр долота, примененного для бурения скважины:

где Δ– зазор между обсадной колонной и стенками скважины ,

в зависимости от диаметра скважины Δ = 20…40 мм;

k5 – коэффициент кавернозности;

Fкп — площадь сечения кольцевого пространства между обсадной колонной и стенками скважины;

Hб.ж. — высота столба буферной жидкости за обсадной колонной, Hб.ж.=200м.

4.1.2. Объем цементного раствора:

,

где hст – высота цементного «стакана», hст =20м.

4.1.3. Количество цемента и воды

Масса цемента в единице объема цементного раствора:

,

где ρц.р. – плотность цементного раствора:

,

где ρц – плотность цемента, ρц = 3150 кг/м3;

m – водоцементное отношение, m = 0,5;

Масса цемента:

Масса воды:

4.1.4. Объем продавочной жидкости:

4.2. Количество цементировочных агрегатов и смесительных машин.

4.2.1. Количество ЦА:

где Qобщ – общий расход цементного раствора:

QЦА – подача одного ЦА, выбираем в соответствии с максимальным давлением, возникающем при цементировании:

,

где Δрc – разность гидростатических давлений в трубах и кольцевом

пространстве:

Δрт , Δркп – гидродинамические потери в трубах и в КП:

при

При

4.2.2. Количество СМ:

1) по объему:

,

где Vц – объем цемента:

,

где ρц.н. – насыпная плотность цемента, ρц.н = 1210 кг/м3;

VБ.СМ – объем бункера СМ, VБ.СМ = 14,5 м3.

2) по расходу:

где QСМ – производительность одной смесительной машины, QСМ = 15 л/с.

4.3. Время цементирования:

,

где – минимальная производительность цементировочного агрегата;

tп – время на технологические перерывы, tп = 10 мин.

Расчетное время цементирования должно соответствовать условию:

где Tн.схв – время начала схватывания тампонажного раствора.

Понравилась статья? Поделить с друзьями:
  • Как найти человека кто может написать
  • Как найти фьолу на туманной заставе
  • Инстаграм обрезает фото в карусели как исправить
  • Как найти гормон роста
  • Как найти канал индия тв