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
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
‡агрузка...
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"6при 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
Все материалы представленные на сайте исключительно с целью ознакомления читателями и не преследуют коммерческих целей или нарушение авторских прав. Студалл.Орг(0.076 сек.)