еревіряють на міцність. Внутрішнє надлишковий тиск р т (Па), при якому найбільшу напругу в трубах досягає межі текучості, визначають за формулою Барлоу:
Внутрішнє надлишковий тиск не повинно перевищувати допустимого значення (14):
де k 2 - нормативний КЗП.
Зовнішнє надлишковий тиск р кр (Па), при якому найбільші напруга в трубі досягають межі плинності, визначають за формулою Г.М. Саркісова.
Рис. 5. Конструкції дворядних ліфтових колон (підйомників) з пакером (а) і без Бакера (б), а також кільцева (в) і центральна (г) системи: 1, 2 - номери рядів.
Значення р т і р кр, розраховані за формулами, наведені в довіднику. Надлишкове зовнішнє тиск не повинен перевищувати допустимого значення (15):
де k 3=1,15 - КЗП.
При спільній дії растягивающей осьового навантаження і зовнішнього тиску на вільно підвішену колону умова міцності труби описується виразом (16):
де Р р - розтягуються навантаження, Н; р І.Н z - зовнішнє надлишковий тиск, Па; D - зовнішній діаметр труби, мм; S - площа поперечного перерізу труби, м 2; k 1=1,3.
Рис. 6. Конструкція однорядних ліфтових колон без пакера (а), з пакером (б), а також кільцева (в) і центральна (г) системи.
У процесі установки пакера (механічного або гідромеханічного) нижня частина колони НКТ знаходиться в зігнутому стані. Умова міцності цієї ділянки записується в наступному вигляді:
де Р сж - осьова стискаюча навантаження (розвантаження на пакер), Н; S 0 - площа небезпечного перетину труб (для гладких труб по основній площині), м 2; f - зазор між обсадної колоною і колоною НКТ, м; W 0 - осьовий момент опору небезпечного перетину труб, м 3.
Значення S 0 і W 0, як і інші геометричні характеристики НКТ, наведені в довіднику.
Критична стискаюче навантаження (Н), при якій колона НКТ піддається подовжньому вигину, визначається за формулою (18):
де EI - жорсткість труби, Н. м 2; q - маса 1 м труб в повітрі, кг/м.
Нижня частина колони НКТ над пакером може прийняти вигнуту форму не тільки при установці пакера, але і в процесі експлуатації свердловини під дією осьових стискаючих навантажень, пов'язаних з впливом тисків і температури. Умова міцності при цьому записується в наступному вигляді:
де Р 0 - визначають за формулою (11), Н; значення S 0, W 0, S в, S н беруть довідника. Для кожної секції колони НКТ треба визначати КЗП за наступними формулами: для гладких труб і труб типу НКМ (20):
для труб з висадженими назовні кінцями і типу НКБ (21):
де Р р (n) - визначають за формулою (10).
КЗП можна обчислити також за формулою (22):
Довжину першої секції (м) вільно підвішеною колони (рис. 6, а, в, г) розраховують за формулою (23):
де Р стр - страгиваться навантаження для труб з гладкими кінцями або розтягуються навантаження Р т для труб з висадженими назовні кінцями і труб типів НКМ і НКБ, Н; k 1 - КЗП на розтяг; q 1 - теоретична маса 1 м колони НКТ, кг/м.
Граничні глибини спуску одноступінчастої колони, складеної з труб по ГОСТ 633- 80 однієї групи міцності при k 1=1,3 наведені в довіднику. Довжини другої і наступних секцій знаходять за формулою (24):
де Р стр (n) - страгиваться навантаження для труб n-ї секції, Н; li і qi - довжина (м) і маса (кг/м) труб i-ї секції.
Можна також скористатися виразом (25):
Довжину першої секції колони, установлюваної з гідравлічним (гідромеханічним) пакером, або колони, подвергаемой випробуванню на герметичність, визначають з виразу (26):
Довжина другої і наступних секцій (n? 2) складе (27):
де Р доп - додаткове навантаження, що діє на колону від надмірної гирлового тиску або від напруги колони при звільненні пакера, Н.
У розрахунках приймається більше з значень Р доп, отриманих за формулами (28):
де S в - площа прохідного каналу труб, м 2; р пак - робочий тиск пакера, Па; ? Р - зусилля натягу колони при звільненні пакера, Н.
Устаткування гирла свердловин. Устаткування гирла свердловин всіх типів призначене для герметизації затрубного простору, відводу продукції свердловини, а також для проведення технологічних операцій, рем...
