АвтоАвтоматизацияАрхитектураАстрономияАудитБиологияБухгалтерияВоенное делоГенетикаГеографияГеологияГосударствоДомДругоеЖурналистика и СМИИзобретательствоИностранные языкиИнформатикаИскусствоИсторияКомпьютерыКулинарияКультураЛексикологияЛитератураЛогикаМаркетингМатематикаМашиностроениеМедицинаМенеджментМеталлы и СваркаМеханикаМузыкаНаселениеОбразованиеОхрана безопасности жизниОхрана ТрудаПедагогикаПолитикаПравоПриборостроениеПрограммированиеПроизводствоПромышленностьПсихологияРадиоРегилияСвязьСоциологияСпортСтандартизацияСтроительствоТехнологииТорговляТуризмФизикаФизиологияФилософияФинансыХимияХозяйствоЦеннообразованиеЧерчениеЭкологияЭконометрикаЭкономикаЭлектроникаЮриспунденкция

Розмежування пластів

Читайте также:
  1. Газові методи збільшення нафтовіддачі пластів
  2. Ефективність застосування методів підвищення нафтовіддачі пластів
  3. Обладнання свердловин при одночасній роздільній експлуатації газових пластів
  4. Призначення, напрямки розвитку і класифікація методів підвищення нафтовіддачі пластів
  5. РОЗМЕЖУВАННЯ ВИДАТКІВ МІЖ БЮДЖЕТАМИ
  6. Розмежування злочинної самовпевненості і злочинної недбалості.
  7. РУХ ПОЇЗДІВ З РОЗМЕЖУВАННЯМ ЧАСОМ
  8. Стаття 176. Розмежування відповідальності за зобов'язаннями держави, Автономної Республіки Крим, територіальних громад та створених ними юридичних осіб
  9. Створення потокоскеровуючих бар'єрів закачуванням дисперсних систем для підвищення нафтовіддачі пластів
  10. Теплові методи збільшення нафтовіддачі пластів
  11. Фізико-гідродинамічні методи підвищення нафтовіддачі пластів

 

Проектування конструкції свердловин. Проектування конструкції свердловини здійснюється на основі суміщеного графіку тисків і передбачає визначення кількості обсад-них колон для несумісних зон буріння, глибини спуску колон і їх розмірів та висоти підйому тампонажного розчину в заколонному просторі.

Суміщений графік тисків (рис.4.10) будується на основі розрахованих еквівалентів градієнта пластового (перового) тиску ( ) і тиску гідророзриву (поглинання) С ) для кожного літологічного підрозділу за формулами

 

 

 

 

Рис.4.10. Суміщений графік тисків:

1-19; 20-38 - Ліни градієнтів пластового тиску і тиску гідророзриву; заштриховані області відповідають зонам зі сумісними умовами буріння

 

 

де і — пластовий тиск і тиск гідророзриву, Па; — густина прісної води, кг/м3;

— прискорення вільного падіння, м/с2; Н — глибина, на якій визначається тиск, м. При відсутності промислових даних тиск гідророзриву визначається за формулами:

= 0.0083Я + (0,665 + 1,0) ; = 0,87

 

де — тиск порід на глибині Н, МПа; — середньозважена густина порід, кг/м3; — коефіцієнт Пуассона. Для розрахунку приймається значення менше із визначених за цими формулами.

Тиск поглинання приймається на основі промислових даних, а при їх відсутності визначається зі співвідношення

= (0,75...0,95)

На побудованому суміщеному графіку межі зміни еквівалентів тисків бурового розчину є глибинами спуску обсадних колон (рис. 4.10).

Розміри обсадних колон і доліт вибираються знизу вверх, починаючи з експлуа­таційної колони, діаметр якої визначається замовником. Мінімально необхідний радіальний зазор між муфтою обсадної колони і стінкою свердловини вибирають із вра­хуванням жорсткості колони, глибини її спуску, викривлення стовбура і стійкості стінок свердловини та інших факторів. Для вертикальних свердловин приймаються такі радіальні зазори:

 

Зовнішній діаметр обсадноі колони, Радіальний зазор, мм

мм

114; 127; 140; 146 10-15

168; 178; 194 15-20

219;245 20-25

273;299 25-35

324:340:351 35-45

377:406:426 45-50

 

Висота підйому тампонажного розчину в затрубному просторі визначається на основі діючих методик та інструкцій.



З'єднання обсадних труб. Обсадні труби для кріплення нафтових і газових свердловин з'єднуються між собою за допомогою нарізних (ГОСТ 632-80) і зварних (ТУ 14-3-1599-88, ТУ 14-3-1068-88) з'єднань (табл. 4.26, 4.27). В нарізних з'єднаннях використовуєься різьба трикутного і трапецеподібного профілю.

Розрахунок обсадних колон проводиться, виходячи з максимальних значень надлиш­кових зовнішніх і внутрішніх тисків, а також з осьових навантажень, що діють на обсадну колону на різних стадіях (під час буріння, випробування, експлуатації, ремонту свердло­вин).

Розрахунок експлуатаційних обсадних колон для нафтових свердловин. Внутрішній тиск в свердловині у період введення її в експлуатацію при закритому усті (рис. 4.11 ,а, тиск на гирлі > 0) визначається за формулою

при 0 , (45)

де - пластовий тиск на глибині мПа; - густина рідини в колоні, кг/м3; z, -відстань від гирла свердловини до розрахункового перерізу і башмака колони, м.

 

 

 

Розрахунок колон нафтових свердловин при виклику припливу, випробуванні на гер­метичність зниженням рівня рідини і при закінченні експлуатації (рис.4.11, б, в) прово­диться за формулами

 

= 0 при = КГ6 при (4.6)

 

де Н - відстань від гирла до рівня рідини в колоні, м.

 

 

 

Рис.4.11. Схеми положення рівнів в нафтових (а - в), газових (г) і газорідинних (д) свердловинах

 

Внутрішній тиск в колоні на глибині z при виконанні робіт, які пов'язані з нагнітанням рідини в свердловину (інтенсифікація, гідророзрив, ремонтні роботи і інші), знаходиться за формулою

 

при (4.7)

 

де - відстань від гирла до перерізу, в якому рідина, що нагнітається, виходить із коло­ни, м; - пластовий тиск на глибині , МПа; - додатковий тиск для забезпечення

 

 

‡агрузка...
Зовнішній діаметр обсадної труби з різьбою три­кутного профілю, мм Товщина стінки, мм Маса 1 м, кг Зрушуюче навантаження, кН, для труби зі сталі групи міцності
Д Е Л М
114,3 6,4 16,9
  7,4 •19,4
  8,6 22,3
  10,2 26,7 - -
127,0 6,4 19,1
  7,5 22,1
  9,2 26,7
  10,2 30,7
139,7 7,0 22,9
  7,7 21,1
  9,2 29,5

 

 

виходу рідини з колони при закачуванні, МПа; - втрати тиску на тертя при русі рідини в колоні, МПа.

Тиск визначають на довжині - при 0 ;

= 0 (4.8)

Тиск на гирлі при = 0

 

= + (4.9)

де тиск визначають на довжині

У незацементованій зоні зовнішній тиск на колону на відрізку від гирла до рівня цементу шукають за формулою

= 10ID"6 при 0

де - густина бурового розчину за колоною, кг/м3; h - відстань від гирла до рівня цемен­тного розчину, м.

У зацементованій зоні в інтервалі, який закріплений попередньою колоною, зовнішній тиск визначається за тиском стовпа бурового розчину і гідростатичним тиском стовпа води з густиною = 1,1 • 103 кг/м3 :

 

= 10-6 при (4.10)

 

де - відстань від гирла до башмака попередньої колони, м. У зацементованій зоні відкритого стовбура зовнішній тиск на колону визначається з врахуванням пластового і гірського тисків, а при відсутності їх впливу - за формулою (4.10). В інтервалі пластів з відомим тиском зовнішній тиск

 

(4.11)

 

а в інтервалі порід, схильних до текучості, він розраховується за гірським тиском

(4.12)

 

де - середня густина верхніх порід, кг/м.3

Таблиця. 4.26

 

Зминальнийтиск. МПа, для труби із сталі групи міцності Внутрішній тиск, МПа, при якому виникає межа текучості матеріалу, для труби зі сталі групи міцності
Д Е Л м Д Е Л М
27,0 35,2 38,9 41,7 37,1 54,0 64,2 74,2
34,2 46,2 52,2 57,3 42,9 62,4 74,2 85,8
42,4 59,0 68,0 76,1 50,0 72,5 86,2 99,8
- - 88,1 100,2 - - 102,2 118,3
22,3 28,1 30,6 32,4 33,4 48,6 57,7 66,8
29,5 39,0 43,5 47,1 39,2 56,9 67,6 78,3
40,3 55,7 63,9 71,1 48,1 69,8 83,0 96,0
49,3 69,7 81,1 91,7 56,0 81,2 96,5 111,7
22,1 27,8 30,2 31,9 33,2 48,3 57,4 66,4
26,3 34,1 37,5 40,3 36,6 53,1 63,1 73,1
35,1 47,5 53,9 59,3 43,7 63,5 75,5 87,3

 

 

 

Зовнішній діаметр об-садної труби з різьбою трикутного профілю, ми Товщина стінки, мм Маса 1 м, кг Зрушуюче навантаження, кН, для труби зі сталі групи міцності
Д Е Л М
  10,5 33,6
146,0 7,0 24,0
  7,7 26,2
  8,5 28,8
  9,5 32,0
  10,7 35,7
168,3 7,3 29,0 - -
  8,9 33,1
  10,6 41,2
  12,1 46,5
177,8 8,1 33,7 -
  9,2 38,2
  10,4 42,8
  11,5 47,2
  12,7 51,5
  13,7 55,5 _
  15,0 60,8 - -
193,7 8,3 38,1 •
  9,5 43,3
  10,9 49,2
  12,7 56,7
  15,1 66,5 - -
219,1 8,9 46,3
  10,2 52,3
  11,4 58,5
  12,7 64,6
  14,2 71,5 -
245,5 8,9 51,9
  10,0 58,0
  11,1 63,6
  12,0 68,7
  13,8 78,7
  15,9 89,5 - -
273,1 7,1 46,5 .- - -
  8,9 57,9
  10,2 65,9
  11,4 73,7
  12,6 80,8
  13,8 88,5
  15,1 96,1 _
  16,5 104,5   -

 

 

Продовження табл. 4.26

Зминальний тиск, МП а для труби із сталі групи міцності Внутрішній тиск, МПа, при якому виникає межа текучості матеріалу, для труби зі сталі групи міцності
Д Е Л М Д Е Л М
42,4 58,9 67,9 75,9 49,9 72,4 86,1 99,7
20,3 25,2 27,1 28,6 31,8 46,2 54,8 63,5
24,3 31,1 34,0 36,3 35,0 50,8 60,4 69,9
28,8 37,9 42,1 45,6 38,6 56,1 66,6 77,1
34,4 46,6 52,6 57,8 43,1 62,7 74,5 86,2
40,9 56,6 65,1 72,6 48,6 70,6 83,9 97,1
16,6 19,9 _ - 28,8 41,8 - -
24,4 31,3 34,2 36,6 35,1 51,0 60,6 70,1
32,7 44,0 49,5 54,2 41,8 60,7 72,1 83,5
39,9 55,0 63,0 70,2 47,8 69,3 82,3 95,4
18,3 22,3 24,1 _ 30,3 43,9 52,2 -
23,5 29,9 32,5 34,6 34,3 49,9 59,3 68,6
29,1 38,3 42,6 46,2 38,8 56,3 67,0 77,5
34,1 46,1 52,1 57,2 42,9 62,3 74,1 85,7
39,5 54,4 62,3 69,4 47,4 68,9 81,8 94,7
- 61,2 70,7 79,3 - 74,3 88,3 102,1
- - 81,2 91,9 - - 96,6 111,8
16,2 19,3 20,5 21,4 28,4 41,3 49,1 56,8
21,3 26,6 28,7 30,4 32,5 47,2 56,2 65,0
27,2 35,5 39,3 42,2 37,3 54,2 64,5 74,6
34,5 47,2 53,5 58,8 43,5 63,2 75,1 86,9
- - 72,0 80,8 - - 89,3 103,4
14,4 17,0 17,8 18,5 27,0 39,2 46,5 53,8
19,2 23,5 25,3 26,5 30,9 44,9 53,3 61,7
23,7 30,2 33,0 35,1 34,5 50,2 59,6 69,0
28,6 37,6 41,8 45,2 38,5 55,9 66,4 76,8
- 46,3 52,3 57,4 - 62,4 74,3 85,9
10,0 11,7 12,3 12,8 24,2 35,1 41,7 48,2
12,9 15,6 16,7 17,5 27,1 39,4 46,8 54,2
16,2 20,0 21,7 22,8 30,1 43,7 32,0 60,2
18,8 23,8 26,0 27,7 32,5 47,3 56,3 63,1
24,4 31,9 35,5 38,5 37,4 54,4 64,7 74,9
- - 47,5 52,0 - - 74,5 86,2
4,3 _ _ _ 17,2 _ - -
7,6 8,8 9,2 9,5 21,7 31,5 37,3 43,2
10,6 12,4 13,1 13,8 24,8 36,0 42,8 49,5
13,9 16,4 17,5 18,4 27,7 40,3 47,8 55,4
16,7 20,7 22,4 23,8 30,6 44,5 52,8 61,2
19,9 25,4 27,8 29,8 33,5 48,7 57,9 67,0
_ 30,6 34,0 36,7 _ 53,3 63,3 73,3
- • - 40,9 44,7 - - 69,2 80,1

 

 

Розрахунок за формулами (4.11), (4.12) проводиться для інтервалу, який дорівнює по­тужності пласта плюс 100 м (50 м вище покрівлі та 50 м нижче підошви пласта).

Зовнішній тиск на всій довжині колони знаходиться з врахуванням тиску стовпа буро­вого і тампонажного розчинів у момент закінчення продавлювання останнього:

= 10-6 при 0

= 10-6 при

де : - густина цементного розчину за колоною, кг/м3.

В усіх випадках зовнішній тиск не може бути нижчим від гідростатичного тиску стовпа води з густиною = 1100 кг/м3.

Надлишковий зовнішній тиск в загальному випадку визначається як різниця між зовнішнім і внутрішнім тисками

 

 

При цьому тиски і знаходяться для одного і того ж моменту часу: при закінченні цементування, при випробуванні колони на герметичність зниженням рівня і при закінченні експлуатації.

У момент закінчення цементування тиск

 

= 10~6 при 0

і

при

 

Під час випробування колон на герметичність зниженням рівня рідини в незацементо-ваній зоні при h < Н (рис. 4.2,6) тиск

 

при 0 (4.13)

а при h > Н (рис. 4.2,в) .

 

при О Н (4.14)

і

при Н ; (4-15)

 

у зацементованій зоні при Л < Н (рис.4.2,6,) тиск

 

при (4.16)

і

при (4.17)

 

а при Л > Н (рис. 4.2в) -

при (4.18)

 

де тиск визначається за формулами (4.6-4.8).

Під час випробування нафтових свердловин тиск ~ в незацементованій зоні шука­ють за допомогою формул (4.9-4.11), в зацементованій (4.16) - (4.18), де тиск обчис-

 

люється за формулами (4.10-4.12) для початкового моменту експлуатації. У момент закінчення експлуатації свердловин тиск в незацементованій зоні знаходять за фор­мулами (4.13) - (4.15), а в зацементованій - (4.16) - (4.18).

Якщо зовнішній тиск на колону визначають за тиском стовпа бурового розчину, то над­лишковий зовнішній тиск - за формулами

при 0

при

 

В інтервалі залягання порід, схильних до текучості, тисІсР3 нг знаходять за формулою

= 10~6

 

де значення тиску приймають мінімальним "Із визначених за формулами (4.1-4.5).

При розрахунках колон приймають максимальне значення тиску Для труб він не повинен перевищувати допустимий тиск:

 

де - критичний тиск, який визначається за відомою формулою Саркісова; - ко­ефіцієнт запасу міцності. Для труб, які розміщені в межах експлуатаційного об'єкта п1 = 1,0,..., 1,3 (залежно від стійкості колекторів); для інших секцій- = 1,0.

Надлишковий внутрішній тиск в загальному випадку визначається як різниця між внутрішнім і зовнішнім тисками, розрахованими для одного і того ж моменту часу:

(4.19)

 

де - внутрішній тиск під час випробування колони на герметичність, МПа.

(4.20)

де - густина рідини для випробування колони на герметичність, кг/м3.

В незацементованій зоні (0 ) тиск розраховується за формулами

= 1,1 - 10~6 при 1,1 > , (4.21)

при 1,1 < , (4.22)

 

де — мінімальний допустимий тиск при випробуванні колони на герметичність, МПа. Нижче наведені значення тиску залежно від діаметру колони при випробуванні її на герметичність:

 

Зовнішній діаметр колони, мм Роп, МПа

114-127 15.0

140-146 12,5

168 11,5

178-194 9,5

219-245 9,0

273-351 7.5

377-508 6.5

 

У зацементованій зоні тиск

 

 

 

 

Зовнішній діаметр об-садної труби з різзю трикутного профілю, мм Товщини стінки, мы Маса 1 м. кг Змивальний тиск, МП а, для труби зі сталі
С-75 N-80 С-95 Р-110 Y-150
114,3 6,35 17,2 42,3 43,7 48,4 52,1 -
  7,37 20,1 56,3 58,9 66,5 73,6 -
  8,56 22,5 - - - 98,8 124,9
127,0 7,52 22,3 48,1 50,0 55,8 60,9 70,7
  9,19 26,8 68,0 72,3 82,8 92,7 116,2
  10,72 31,2 _ - - - 157,6
  12,70 34,5 - - - - 186,2
139,7 7,72 25,3 41,9 43,3 47,8 51,4 -
  9,17 29,8 58,2 60,9 69,0 76,4 93,0
  10,54 34,2 72,1 76,9 89,1 100,1 126,8
168,3 8,94 35,7 38,4 39,7 43,4 46,3 -
  10,59 41,7 53,9 56,3 63,5 69,9 -
  12,06 47,6 67,8 71,1 81,4 91,0 -
177,8 8,05 34,2 . 26,0 26,4 28,6 _ -
  9,19 38,7 36,2 37,3 40,5 42,8 -
  10,36 43,2 46,6 48,4 54,0 58,7 67,6
  11,50 47,6 56,8 59,3 67,1 74,2 89,8
  12,65 52,1 67,0 70,2 80,2 89,8 111,9
  13,72 56,5 73,7 78,6 92,5 104,2 132,7
193,7 8,33 39,3 22,7 23,4 25,6 - -
  9,52 44,2 32,2 33,1 35,3 36,8 -
  10,92 50,1 43,6 45,2 50,0 54,2 61,1
  12,70 58,0 58,2 60,7 68,8 76,2 92,7
  15,11 67,4 - - - - 135,7
219,1 10,16 53,6 27,7 28,2 30,0 - -
  11,43 59,5 36,9 38,1 41,4 43,9 -
  12,70 65,5 46,0 47,9 53,3 57,9 66,5
  14,15 72,9 56,5 59,1 66,8 74,0 89,3
244,5 10,03 59,5 20,5 21,3 23,0 - -
  11,05 64,7 25,8 26,3 28,4 30,5 -
  11,9 69,9 31,9 32,8 35,0 36,6 -
  13,84 79,6 43,9 45,6 50,5 54,6 61,8
  15,11 86,9 _ - - - 79,8
  15,87 90.9 _ - - - 90,5
  19,05 106,4 - - - - 135,5
273,0 11,43 75,9 21,4 22,7 24,0 25,3 -
  12,57 82,6 27,7 27,7 29,6 31,9 -
  13,84 90,3 _ - - 40,4 -
  15,11 97,8 _ - - 51,6 57,4
  16.51 103.7 - - - 64,0 75.0

 

 

Таблиця 4.27

 

Внутрішний тиск. М Па для труби зі сталі Розтягуюче навантаження, кН, при якому виникає межа текучості матеріалу, для труби зі сталі
С-75 N-80 С-95 Р-110 У- 150 С-75 N-80 С-95 Р-110 У-150
50,2 53,7 63,7 73,7 _ -
58,4 62,2 73,9 85,5 _ Н38 -
      99,5 135,6 - - -
53,6 57,2 67,9 78,6 107,1
65,5 69,9 83,0 96,1 131,1
_ _ _ _ 139,9 _ - - -
- - - - 139,9 - - - -
50,0 53,4 63,4 73,4 _ -
59,3 63,4 75,2 87,2 118,8
63,9 68,2 80,9 93,7 127,7
48,1 51,3 60,9 70,5 _ -
57,0 60,7 72,1 83,6 _ -
64,8 69,3 82,2 95,2 - -
40,9 43,8 51,9 _ _ - -
46,8 49,9 59,3 68,7 , -
52,8 56,3 66,8 77,4 105,6
58,6 62,5 74,2 85,9 117,1
59,7 63,8 75,6 87,6 119,5
59,7 63,8 75,6 87,6 119,5
38,9 41,5 49,3 - - -
44,4 47,5 56,4 65,3 , -
51,0 54,4 64,6 74,8 102,0
54,9 63,3 75,1 87,0 118,7
- - - - 135,7 - - - -
42,0 44,7 53,2 _ - - -
47,2 50,3 59,7 69,3 - -
52,5 56,0 66,5 76,9 105,0
58,5 62,3 74,1 85,7 116,9
37,2 39,6 47,0 _ - - -
40,9 43,7 51,8 59,9 - -
44,4 47,4 56,2 65,1 _ -
51,2 54,6 64,8 75,1 102,5
_ _ _ _ 110,9 _ . - -
_ _ _ _ 117,5 _ _ - -
- - - - 124,6 - - - -
37,9 40,4 48,0 55,5 _ -
41,6 44,4 52,8 61,1 - -
_ _ _ 67,3 _ -. - - -
_ _ _ 73,5 100,2 - - -
- - - 77.5 105.8 - - -

 

 

 

 

Зовнішній діаметр об-садноі труби з різзю три­кутного профілю, MM Товщини стінки, MM Маса 1 м, кг Змивальний тиск, МПа, для труби зі сталі
С-75 N-80 С-95 Р-110 Y-150
298,5 12,42 89,3 21,2 21,9 23,7 - -
339,7 13,05 107,1 17,9 18,4 19,4 19,8 -
  13,97 111,6 20,6 21,4 -   19,8
  15,44 123,5 26,3 26,7 -   -
  18,26 144,3 39,4 40,7 - - -
406,4 16,66 159,2 20,5 21,2 - - -

 

(4.3) при

і

(4.24)

при ,

де і = 2,3,... - номери пластів від башмака проміжної колони; - відстань від гирла до середини найближчого (першого) до башмака проміжної колони пласта з тиском , м ; - віддаль від гирла до середини наступних від башмака проміжної колони пластів

з тиском (І-1), м.

Якщо 1,1 . < то у формулу (4.23) або (4.24) замість величини 1,1

підставляють значення тиску . Під час випробування колони з пакером тиск. в фор­мулі (4.15) визначають як

де - максимальне значення тиску, яке визначається за формулами (4.5 - 4.9). При цьому мінімально необхідний тиск на гирлі обсадної колони під час випробування на гер­метичність будь-якої П секції з верхньою межею на глибині z визначається з виразу

Тиск розраховують як різницю тисків і за формулами (4.20-4.24). Надлишковий внутрішній тиск не повинен перевищувати допустимий:

де - надлишковий внутрішній тиск, при якому напруження в тілі труби досягають межі текучості, знаходять за формулою Барлоу (з коефіцієнтом 0,875, який враховує відхилення товщини стінки труби по ГОСТ 632-80); - коефіцієнт запасу міцності при діаметрі труби типів А, Б 114-219 мм, він становить 1,15, а при діаметрі більше 219 мм для труби типу А - 1,15, для труби типу Б - 1,45.

 

Продовження табл. 4.27

Внутрішний тиск, М П а для труби зі сталі Розтягуюче навантаження, кН, при якому виникає межа текучості матеріалу, для труби зі етапі
С-75 N-80 С-95 Р-110 У-150 С-75 N-80 С-95 Р-110 У-150
37,7 40,2 47,7 _ - - -
34,1 37,1 44,0 51,0 69,6
37,2 39,7 _ - - - - -
41,2 43,9 - - - - - -
43,3 37,1 46,0 39,5 " " - 6259 6671 6661 7093 - - -

Осьове навантаження на колону від власної ваги визначається з врахуванням теоре­тичної ваги колони:

де п - кількість секцій в обсадній колоні; - довжина gі-ї секції, м; - зведена маса їм і-ї секції в повітрі, кН/м.

Маса колони не повинна перевищувати допустиму:

де [Р] = , - коефіцієнт запасу міцності; - зрушувальна осьова розтягуючи сила, при якій в найбільш небезпечному перерізі нарізного з'єднання напруження досяга­ють межі текучості. Сила для труб з нарізкою трикутного профілю визначається за формулою Яковлева-Шумілова і міститься в довідниках.

Нижче наведеш значення коефіцієнта, для вертикальної сверд-ловини:

Діаметр труби, ми Довжина колони, м n3

114-168 До 3000 1,15

Більше 3000 1.30

178-245 До 1500 1.30

Більше 1500 1.45

273 - 324 До 1500 1,45

Більше 1500 1,60

Більше 324 До 1500 1.60

Більше 1500 1,75

 

Розрахунок на розтяг колони з нарізкою трапецеподібного профілю (ГОСТ 632-80) проводять за значенням руйнуючого навантаження, мінімального зі обчислених, виходячи з умов руйнування по тілу труби, виходу різьби і з спряження і руйнування по муфтовій частині з'єднання.

Руйнуюче навантаження по тілу труби в небезпечному перерізі

= 0,785 [(. - 0,022)2 - (4.25)

при виході різьби зі спряження -

 

(4.26)

по муфтовій частині з'єднання в небезпечному перерізі -

= 0,785 (4.27)

Для колон, які зібрані з труб ОГ з товщиною стінки до 10 мм включно, руйнуюче наванта­ження визначається, виходячи з міцності ніпельної частини:

= 0,785 [( - 0,09)2 - (- - 2<$)г] (4.28)

Для труб ОГ з товщиною стінки 11 мм і більше руйнуюче навантаження визначається, виходячи з міцності муфтової частини:

(4.29)

У формулах (4.20)—(4.29) прийняті такі умовні позначення: - зовнішній діаметр труби, мм; - товщина стінки, мм; - мінімальна межа міцності при розтягу, МПа; -висота профілю різі, - 1,6 мм; - мінімальна межа текучості при розтягу МПа; -середній діаметр тіла труби, мм.

- діаметральний натяг згвинчуваного з'єднання, мм; - модуль зміцнення, який дорівнює 4900 МПа для сталі групи міцності Д, 3430 МПа для сталей групи міцності К і Е і 2450 МПа-для сталей груп міцності Л і М; - коефіцієнт Пуассона, - 0,5; - робоча висота профілю різьби, Л = 1,2 мм; l - довжина різьби, яка перебуває в спряженні, - 14 мм; φ- кут тертя, = 11°; - кут нахилу сторони профілю, = 3°; - загальна довжина різі, мм; - зовнішній діаметр муфти, мм; - зовнішній діаметр різьби муфти в небез­печному перерізі, мм; - 0,0125 - /16, - довжина зовнішньої різьби з повним профілем, мм.

Допустиме розтягуюче навантаження [Р] визначається за формулою

де - руйнуюче навантаження, яке визначається за наведеними формулами, =1,75...1,8,

Особливості розрахунку проміжної обсадної колони для нафтових свердловин. Максимальний внутрішній тиск при закритому гирлі ( > 0) під час ліквідації відкритого фонтанування за формулою

при при = 0,

де - відстань від гирла до покрівлі пласта, в якому можливе нафтогазоводопроявлення, м; - середня густина пластових фаз, кг/м3.

Під час буріння під наступну за розрахунковою колоною з застосуванням обважненого розчину ( відсутні поглинання, проявлення, тиск = 0) максимальний внутрішній гідростатичний тиск дістають за формулою

при

 

 


1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 | 11 | 12 | 13 | 14 | 15 | 16 | 17 | 18 | 19 | 20 | 21 | 22 | 23 | 24 | 25 | 26 | 27 | 28 | 29 | 30 | 31 | 32 | 33 | 34 | 35 | 36 | 37 | 38 | 39 | 40 | 41 | 42 | 43 | 44 | 45 | 46 | 47 | 48 | 49 | 50 | 51 | 52 | 53 | 54 | 55 | 56 | 57 | 58 | 59 | 60 | 61 | 62 | 63 | 64 | 65 | 66 | 67 | 68 | 69 | 70 | 71 | 72 | 73 | 74 | 75 | 76 | 77 | 78 | 79 | 80 | 81 | 82 | 83 | 84 | 85 | 86 | 87 | 88 | 89 | 90 | 91 | 92 | 93 | 94 | 95 | 96 | 97 | 98 | 99 | 100 | 101 | 102 | 103 | 104 | 105 | 106 | 107 | 108 | 109 | 110 | 111 | 112 | 113 | 114 | 115 | 116 | 117 | 118 | 119 | 120 | 121 | 122 | 123 | 124 | 125 | 126 |


Все материалы представленные на сайте исключительно с целью ознакомления читателями и не преследуют коммерческих целей или нарушение авторских прав. Студалл.Орг (0.073 сек.)