br />
; (111)
P КР gt; n 1 HІL . (112)
де P кр - критичний тиск для обсадних труб з урахуванням двовісного навантаження, МПa;
n 1 - коефіцієнт запасу міцності на зовнішнє надлишковий тиск для першої знизу колони в зоні експлуатаційного об'єкта;
P HІL - зовнішнє надлишковий тиск на глибині L, МПа.
Критичний тиск для обсадних труб, з урахуванням двовісного навантаження розраховується за формулою
. (113)
де P кр - критичний тиск для обсадних труб; - осьова розтягуються навантаження на трубу, кН; Т - розтягуються навантаження, при якій напруга в тілі труби досягає межі текучості , кН.
Вибираємо запас міцності на надлишкове зовнішній тиск для труб на 50 метрів вище покрівлі нафтового пласта рівним n1=1,45.
Малюнок 5 - Графік зовнішніх надлишкових тисків для експлуатаційної колони на момент закінчення цементування
Малюнок - 6 Графік зовнішніх надлишкових тисків для експлуатаційної колони випробуванням на герметичність зниженням рівня
Малюнок - 7 Графік зовнішніх надлишкових тисків для експлуатаційної колони при освоєнні
Малюнок - 8 Графік зовнішніх надлишкових тисків для експлуатаційної колони на момент закінчення експлуатації
Малюнок - 9 Графік внутрішніх надлишкових тисків для експлуатаційної колони
Малюнок - 10 Узагальнений графік зовнішніх і внутрішніх надлишкових тисків для експлуатаційної колони
Визначимо запас міцності n1 на зовнішнє надлишковий тиск для 1-й знизу секції колони n1=1,2, обчислимо твір (n1? Рніl), воно дорівнює:=1,2? 23,16=27,79 МПа.
Підбирають труби з РКР gt; (n1? Рніl), починаючи з труб найменшою групи міцності Е raquo ;, виконання А і товщиною стінки труби?=8,94 мм, з РКР=34,4 МПа.
Приймаються довжину першої секції на 50 м вище покрівлі експлуатаційного пласта l1=100 м.
Для обраних труб визначаємо запас міцності на внутрішнє надлишковий тиск n2, якщо Рт=51 МПа, а Рви=5,62 МПа.
gt; n2=1,15
За епюрі визначаємо зовнішнє надлишковий тиск на верхньому кінці 1-ї секції (на глибині L1), рні L1=22,75 МПа.
Підбираємо труби з РКР gt; n1? РніL1 (n1=1), з яких складаємо 2-ю секцію. Підбираємо труби групи міцності Е, виконання А і товщиною стінки?=8 мм. , З РКР=27,3 МПа.
Визначаємо значення Р1кр для труб 2-ї секції з умови двовісного навантаження, з урахуванням впливу розтягуючих навантажень від ваги 1-ї секції довжиною l1 за формулою:
1КР=Pкр (1 - 0,3Q1/Qт). (4.5) 1КР=27,3 (1 - 0,3? 35,3/2350)=27,18 МПа;
Q1=100? 0,353=35,3 МПа, 1=0,353 кН/м - вага одного метра труб з короткою трикутної різьбленням.
Для отриманого значення Р1кр по епюрі визначаємо уточнену глибину спуску 2-ї секції L11 (L11 lt; L1), L11=2730 м. і уточнену довжину 1-ї секції l11=L - L11, l11=100 м.
Для визначення довжини 2-ї секції вибираємо труби третього секції з меншою в порівнянні з 2-й секцією міцністю. Так як труб меншою групи міцності і меншої товщини стінки немає, то вибираємо ті ж труби з яких складається другий секція. Підбираємо труби групи міцності Е, виконання Б і товщиною стінки?=8 мм, з РКР=27,3 МПа.
Для обраних труб визначаємо запас міцності на внутрішнє надлишковий тиск n2, якщо Рт=45,8 МПа, а Рви=8,4 МПа.
gt; n2=1,15
Визначимо загальна вага всіх вже підібраних секцій і перевіримо умова
lt; [P]. Для труб ОТТМ: [P]=Pст/n3, n3=1,15
[P]=тисячі триста п'ятьдесят три/1,15=1176,5 кН,=2 730? 0,290 + 100? 0,353=791,7 + 35,3=827 кН
Приймаємо колону 2-х секційної.
Параметри обсадних колон наведені в таблиці 42.
Таблиця 42 - Параметри обсадних колон.
Інтервал спуску, мДліна секції, мТіп різьбленням. соедіненіяДіаметр, ммМарка сталіТолщіна стінки, ммВес, кНСтрагівающая навантаження, КН1 м трубынарастающий0-759759ОТТМА245Д8,940,537365,649620-100101ОТТМА178Е10,040,43531,62987100-29292828ОТТМА178Е8,10,342791,728802894-3707813ОТТМА114Д8,60,19884,71956
2.20 Устаткування гирла (способи підвіски колон, установка противикидного обладнання, фонтанної арматури, розрахунок зусилля натягу колони)
Конструкція гирла свердловини, колонних головок і герметизуючих пристроїв повинна забезпечувати:
- підвіску з розрахункової натяжкою технічних і експлуатаційних колон з урахуванням компенсації температурних деформацій на всіх стадіях роботи свердловини (колони), а також підвіску колони бурильних труб на противикидного обладнання;
- контроль за можливими флюідопроявленіямі в обсадних колонах;
- можли...
