Литература(Книги)

Всё про нефть и газ \Главная \Начало \Литература \Подразделы \Книги
\Практическое руководство по технологии бурения скважин на жидкие и газообразные полезные ископаемые: Справочное пособие

	9. РАСЧЕТ ОБСАДНЫХ КОЛОНН
	Обсадные колонны рассчитываются по правилам и нормам, изложен­ным в Инструкции [12], с учетом требований "Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности" [27]. Расчет колонны на проч­ность выполняется исходя из условия, что при любом самом неблаго­приятном сочетании действующих нагрузок напряжение в опасном сечении трубы не превысит предела текучести ее материала и не вызо­вет необратимой деформации, которая в конечном счете может при­вести к разрушению обсадной колонны. Как известно из теоретического курса, обсадная колонна подверга­ется в скважине воздействию различных по величине и характеру на­грузок. Так как при проектировании обсадной колонны невозможно учесть все их многообразие, выделяются наиболее значительные из них и наиболее опасные, которые принимаются за расчетные. В каче­стве расчетных приняты нагрузки трех видов: наружное избыточное давление смятия; осевая нагрузка растяжения от собственного веса спущенной в скважину обсадной колонны; внутреннее избыточное давление в колонне. С учетом регламентированных коэффициентов запаса прочности и справочных данных о показателях прочности обсадных труб при расчете обсадной колонны по расчетным нагрузкам подбираются трубы соответствующей группы прочности стали и толщины стенки для комплектования секций обсадной колонны. Таким образом, расчет обсадной колонны сводится к определению расчетных нагрузок и их распределения по длине колонны, выявлению наиболее опасной из расчетных нагрузок в рассматриваемом сечении колонны и к подбору труб, соответствующих заданным значениям ко­эффициента запаса прочности, для комплектования секций обсадной колонны. Условия нагружения обсадной колонны зависят от глубины ее спуска, сложности строения геологического разреза, назначения сква­жины и назначения колонны.
	271

	9.1. РЕКОМЕНДАЦИИ ПО ВЫБОРУ ТИПА ОБСАДНЫХ ТРУБ В СООТВЕТСТВИИ С УСЛОВИЯМИ В СКВАЖИНЕ Рекомендации приведены на основании Инструкции по расчету обсад­ных колонн для нефтяных и газовых скважин, 1997 г. [12]. В интервалах, где обсадная колонна формируется по расчету на смятие, при выборе предпочтение отдается трубам из сталей низкой группы прочности с максимальной толщиной стенки. Трубы с резьбой треугольного профиля по ГОСТ 632—80 могут использоваться при внешнем избыточном давлении до 15 МПа в газовых средах и до 20 МПа в жидких средах при условии уплотнения резьб лентой ФУМ. Трубы с оцинкованной резьбой рекомендуется использовать только в жидких средах на глубине до 1500 м и при давлении до 10 МПа. В интервалах, представленных высокопластичными породами (ка­менная соль), предпочтение отдается трубам с максимальной толщи­ной стенки либо импортным трубам с повышенным сопротивлением смятию. Для интервалов, где трубы выбираются по условию прочности на растяжение, а также в интервалах с интенсивностью искривления бо­лее 1,5° на 10 м рекомендуется применять трубы с трапецеидальной резьбой. Обсадные трубы резьбового соединения диаметром 351; 377 и 426 мм и электросварные трубы диаметром 473 мм допускаются к исполь­зованию в качестве направлений и кондукторов. Для промежуточных колонн, кондукторов и направлений без установки противовыбросо-вого оборудования (ПО) рекомендуют- ся трубы с треугольной резь­бой или трубы ОТТМ на смазке Р-2 или Р-402, допускается примене­ние графитовой смазки по ГОСТ 3333—80. Для всех секций эксплуата­ционной и промежуточных колонн и кондукторов, на которых уста­навливается ПО (в интервале от устья до отметки на 150 м ниже уров­ня цемента за колонной, но не менее 500 м от устья), трубы выбирают­ся по табл. 9.1. Для остальной части обсадной колонны допускается использование труб с треугольной резьбой и труб ОТТМ со смазкой Р-2 или Р-402 (табл. 9.2) В интервалах с повышенной интенсивностью протирания обсадных колонн следует применять трубы с максимальной толщиной стенки. В подобных условиях могут также применяться сменные обсадные ко­лонны или колонны из труб сталей групп прочности М и выше отече­ственного производства или из импортных труб группы прочности N80 и выше. При выборе обсадных труб с треугольной резьбой надо учитывать, что они могут иметь удлиненную и короткую резьбы;
	272

	Таблица 9.1 Рекомендуемые сочетания типов резьбовых соединений и герметизирующих средств (в скобках) для скважин, не содержащих сероводорода
	Избыточное внутреннее давление, МПа	Интенсив­ность ис­кривления, градус/10 м	Эксплуатационные колонны диаметром до 219,1 мм вклю­чительно	Промежуточные колонны, на которых устанавливается противовыбросовое обору­дование
	Жидкая среда <10 <1,5 Треугольная (Р-2 МВП, Р-402) Треугольная (Р-2 МВП, Р- 402) ОТТМ (Р-2 МВП, Р-402) ОТТМ (Р-2 МВП, Р-402) 10-20 Треугольная (ФУМ, Р-2 МВП, Треугольная (ФУМ, Р-2 Р-402) МВП, Р-402) ОТТМ (Р-2 МВП, Р-402) ОТТМ (Р-2 МВП, Р-402) 20-30 ОТТМ (Р-2 МВП, Р-402) Треугольная (ФУМ) ОТТМ Треугольная (УС-1, ФУМ) (Р-2 МВП, Р-402) >30 ОТТГ, ТБО (Р-2 МВП, Р-402) Треугольная (УС-1) ОТТМ (УС-1) <10 >1,5 Треугольная (ФУМ, Р-2 МВП, Треугольная (ФУМ, Р-2 Р-402) МВП, Р-402) ОТТМ (Р-2 МВП, Р-402) ОТТМ (Р-2 МВП, Р-402) 10-20 Треугольная (ФУМ) Треугольная (ФУМ) ОТТМ (Р-2 МВП, Р-402) ОТТМ (Р-2 МВП, Р-402) 20-30 Треугольная (УС-1) Треугольная (ФУМ) ОТТМ (Р-2 МВП, Р-402) ОТТМ (Р-2 МВП, Р-402) >30 ОТТГ (Р-2 МВП, Р-402) ОТТГ (Р-2 МВП, Р-402) ТБО (Р-2 МВП, Р-402) ОТТМ (УС-1)
	Газовая среда <10 <1,5 Треугольная (ФУМ, УС-1) Треугольная (ФУМ, Р-2 МВП, Р-402) ОТТМ (Р-2 МВП, Р-402) ОТТМ (УС-1) 10-20 Треугольная (ФУМ, УС-1) Треугольная (ФУМ, Р-2 ОТТМ (УС-1), ОТТГ, ТБО (Р-2 МВП, Р-402) МВП, Р-402) ОТТМ (Р-2 МВП, Р-402) 20-30 ОТТМ (УС-1) Треугольная (УС-1), ОТТГ, ТБО (Р-2 МВП, Р402) ОТТМ (Р-2 МВП, Р-402) >30 ОТТГ, ТБО (Р-2 МВП, Р402) ОТТМ (УС-1), ОТТГ (Р-2 МВП, Р-402) <10 >1,5 Треугольная (ФУМ, УС-1) Треугольная (ФУМ) ОТТМ (УС-1) ОТТМ (Р-2 МВП, Р-402) 10-20 ОТТГ, ТБО (Р-2 МВП, Р402) Треугольная (УС-1) ОТТМ (УС-1) ОТТМ (УС-1, Р-2 МВП, Р- 402) 20-30 ОТТГ, ТБО (Р-2 МВП, Р402) ОТТМ (УС-1) ОТТМ (УС-1) ОТТГ (Р-2 МВП, Р-402) >30 ОТТГ, ТБО (Р-2 МВП, Р402) ОТТМ (УС-1) ОТТГ (Р-2 МВП, Р-402)
	Примечания. 1. При наличии в колонне двух сред (газа и жидкости) длина интервала с газовой средой увеличивается на 100—150 м. 2. Области возможного применения уп-лотнительных средств в зависимости от температуры среды приводятся в табл. 9.2.
	273

	Таблица 9.2 Уплотнительные материалы для резьбовых соединений обсадных труб
	Уплотнитель- ный материал (ТУ, ГОСТ)	Завод-изготовитель	Допустимая температура в скважине, °С	Особенности применения
	Несамоотверждающиеся смазки
	Р-2МВП (ТУ 38-101-332-76)	б.          Ленинградский опытный нефтемасло-завод им. Шаумяна (г. Санкт-Петербург, ул. Салова, д. 51) Тоже	<+100	При температуре ниже -5 °С смазку и резьбовые концы труб подогреть
	Р-402(ТУ38-101-708-78) СКа2/6-вЗ (графитовая) УСсА (ГОСТ 3333-80) Полимеризу-ющийся уплот-нительный состав УС-1 (ТУ 38-101-440-79)		<+200	При температуре ниже -30 °С смазку и резьбовые концы труб подогреть При температуре ниже —5 °С смазку и резьбовые концы труб подогреть
		<+100
		Самоотверждающийся состав
		Опытный завод синте­тических нефтесмазок (г. Казань, ул. Приго­родная, 4)	<+160 При температуре ниже +10 °С рекомендуется подогрев смазки до +20+25 °С, а при отрица­тельных температурах — также
		подогрев резьбовых концов трубы до 5+10 °С. Крутящий момент при креплении соедине­ний на 20+30 % выше, чем при использовании несамоотвер-ждающихся смазок Уплотнительные материалы
	Лента ФУМ (фторопласто­вый уплотни-тельный мате­риал) (ТУ 6-05-1388-76)	Химический завод (613020, г. Кирово-Чепецк Кировской области) Завод им. "Комсомоль­ской правды" (194175, г. Санкт-Петербург, ул. Коммуны, 2, ОКПО "Пластполимер")	<+200	Может использоваться при тем­пературе до —60 °С. Крутящий момент при креплении соеди­нений на 18—20 % ниже, чем при использовании несамоот-верждающихся смазок
	Металлизация резьбы цинком		Слой цинка наносится на резьбу муфт обсадных труб             на трубном заводе согласно ТУ 14-3-570—77. Перед свинчиванием соединений на резьбу муфты наносится одна из не-самоотверждающихся смазок
	274

	кроме того, ГОСТ 632—80 предусматривает два исполнения труб — А и Б, различающихся требованиями по качеству изготовления (для ис­полнения А требования по точности соблюдения размеров более жест­кие). 9.2. РАСЧЕТ ЭКСПЛУАТАЦИОННОЙ КОЛОННЫ Выделяются три расчетные нагрузки: наружное избыточное давление смятия; осевая нагрузка растяжения от собственного веса колонны; внутреннее избыточное давление.
	в а 1 £ -С е б .с
	/л		/j 1 -с , 1 1 ■ 1 I J
	Z-б'
	ш
	V,
	Рис. 9.1. Расчетные схемы при проектиро­вании обсадной колонны для скважин добывающей нефтяной (/), разведочной (//) и добывающей газовой (///): А, Б — в исходном состоянии и на завершаю­щем этапе соответственно; 1 — буровой рас­твор за колонной; 2 — цементный раствор-камень; 3 — жидкость в колонне; 4 — газ в колонне			ш'л
		V ЩЩ4
	275

	Поскольку условия нагружения обсадной колонны в скважине весьма разнообразны, инструкцией [12] регламентированы правила определения расчетных нагрузок. При расчетах обсадных колонн, спущенных в нефтяную добываю­щую скважину, наиболее часто применяется схема / (рис. 9.1), для раз­ведочных нефтяных скважин обсадные колонны рассчитывают с ис­пользованием схемы //, а для газовых скважин — схемы III. Значение внутренних давлений максимально в период ввода сква­жины в эксплуатацию или при опрессовке колонны (позиции А рас­четных схем). Наружные избыточные давления, главным образом, проявляются на стадии окончания эксплуатации скважины (позиции Б расчетных схем). За счет этих давлений может произойти разрыв ко­лонны или ее смятие. Кроме того, на рис. 9.1 точки а, б, в, г — это характерные точки, в которых определяют избыточные наружные давления на стадии окон­чания эксплуатации, а точки а, б', в — характерные точки, в которых находят внутренние избыточные давления при испытании колонны на герметичность или при вводе в эксплуатацию. НАРУЖНОЕ ИЗБЫТОЧНОЕ ДАВЛЕНИЕ НА КОЛОННУ Наружное избыточное давление определяется как разность между на­ружным ри и внутренним рв давлениями Ри.П=Рц-Рв,                                                          (9.1) при их наиболее неблагоприятном сочетании, т.е. в тех условиях, ко­гда одновременно наружное давление достигает максимальной вели­чины, а внутреннее — минимальной. Прежде чем приступить к расчету наружного давления и построе­нию эпюры его распределения по колонне, необходимо проанализиро­вать положение колонны и особенности геологического разреза в от­крытом стволе, перекрываемом данной колонной и выделить харак­терные интервалы и отметки глубины. Таковыми являются отметки высоты подъема цемента за колонной и глубины спуска предыдущей обсадной колонны, интервалы пластов с АВПД, интервалы залегания высокопластичных пород (например, соленосная толща). Затем при­ступают к расчету наружного давления. В соответствии с требованиями инструкции, оно рассчитывается по следующим правилам: в незацементированном интервале (в интервале, перекрытом пре­дыдущей обсадной колонной, или в открытом стволе при отсутствии зон АВПД и высокопластичных пород) по плотности жидкости рж за колонной
	276

	р» = pxgz                                                               (9.2) (z — координата глубины по вертикали, м; g — ускорение силы тяжести, м/с2); при цементировании на момент окончания продавливания цемент­ного раствора наружное давление рассчитывают по высоте столба жидкостей за колонной с учетом их плотностей P»=P*gh + pn.pg(z-h)                                           (9.3) (h - глубина до цемента за колонной; рц р - плотность цементного рас­твора), но при этом значение наружного давления в любом случае не может быть ниже давления столба минерализованной воды с плотно­стью 1100кг/м3; в зацементированной части колонны после ОЗЦ по плотности ми­нерализованной воды рж = 1100 кг/м3; в интервале, перекрытом предыдущей колонной, в зацементиро­ванной зоне наружное давление после ОЗЦ определяется по гидроста­тическому давлению составного столба жидкости (до цемента по плотности жидкости за колонной и ниже по плотности минерализо­ванной воды или по фактической плотности жидкости затворения це­ментного раствора) p» = pxgh+U00.g(z-h);                                       (9.4) при наличии за колонной интервалов с АВПД наружное давление при­нимается равным пластовому р„ = рпл, причем пластовое давление в пластах толщиной до 200 м принимают постоянным:
	(Pi® и Рт>п — пластовое давление соответственно в кровле и подошве пласта), а в пластах толщиной свыше 200 м распределение давления между кровлей и подошвой принимают по линейному закону. Интер­вал действия пластового давления распространяют за пределы подош­вы и кровли пласта на 50 м; в интервале залегания склонных к пластическим деформациям гор­ных пород наружное давление рассчитывают по средней плотности горных пород в массиве ргл: Р» = Pr.agz,                                                             (9.6) и это давление распространяют на 50 м по обе стороны за пределы интервала. По давлению в характерных точках и интервалах строится эпюра наружного давления. В промежутках между пластами с АВПД и зона- 277

	ми высокопластичных пород изменение наружного давления принима­ется по линейному закону. При определении наружного избыточного давления внутреннее давление в колонне рассчитывают по давлению столба жидкости в скважине при самом низком положении ее уровня: Az =Рш~ Рж&(г - hx),                                               (9.7) где Аж — уровень жидкости в скважине. В газовой скважине за внутреннее давление принимают наимень­шее устьевое и забойное давления в момент завершения эксплуатации, причем его распределение по колонне между забоем и устьем считают линейным. В благоприятных геологических условиях (коэффициент аномаль­ности пластового давления кл < 1,1, отсутствие в разрезе высокопла­стичных пород) при расчете эксплуатационных колонн в зацементиро­ванной зоне должно учитываться разгружающее действие цементного кольца. Наружное избыточное давление в таком случае определяется по формуле /W = [Рц.р(г - К) + Рб.рА - рж(2 - hx)]g(l - к),                  (9.8) где h - глубина до уровня цемента в скважине за колонной; рж, рбр -плотность соответственно в колонне и бурового раствора за колонной; к — коэффициент разгрузки. Значения коэффициента разгрузки к приведены ниже. Диаметр обсадной колонны, мм                                             114,3-177,8 193,7-244,5 273,0-323,7 >340
	Значения коэффициента к 0,25                   0,30                     0,35                   0,40 Коэффициент запаса прочности при расчете на наружное избыточ­ное давление: для интервала продуктивного пласта к3= 1-е-1,3; для остальной части к3 = 1. При выборе труб критическое давление смятия должно быть скор­ректировано для всех секций, начиная со второй снизу, по формуле
		(9.9)
	где Р — растягивающая нагрузка от веса расположенных ниже труб (без учета архимедовых сил); Рт — осевая нагрузка растяжения, при 278

	которой напряжения в теле трубы достигают предела текучести. НАГРУЗКА РАСТЯЖЕНИЯ ОТ СОБСТВЕННОГО ВЕСА ОБСАДНОЙ КОЛОННЫ Осевая нагрузка растяжения рассчитывается по весу расположенных ниже секций без учета архимедовых сил:
	Pi = mlgh + niTgh +...+ m^gl^,                                   (9.10) где Pi — нагрузка растяжения на нижнем конце г-й секции, Н; mi,..., /И;_1 — масса 1 м трубы соответствующей секции, кг; /i,..., /;_i — длина соответствующей секции, м. Допустимая нагрузка растяжения принимается следующей: для труб с треугольной резьбой по страгивающей нагрузке с учетом коэффициента запаса (табл. 9.3)
	для труб с трапецеидальной резьбой исполнения А коэффициент запаса к3 = 1,75 от нагрузки, при которой напряжения в теле трубы достигают предела текучести <тт, для труб с трапецеидальной резьбой исполнения Б к3 = 1,8. Таблица 9.3 Коэффициент запаса прочности при расчете на растяжение эксплуатационных колонн с треугольной резьбой
	Диаметр колонны, мм Длина колонны, м Запас прочности в верти­кальной скважине 114,3-168,3 177,8-219,1 <3000 >3000 <1500 >1500 1,15 1,3 1,3 1,45
	ВНУТРЕННЕЕ ИЗБЫТОЧНОЕ ДАВЛЕНИЕ Внутреннее избыточное давление определяется по разности между внутренним и наружным давлениями для одного и того же момента времени А.и=А-Рн-                                                        (9.12) Порядок расчета наружного давления был рассмотрен выше. За расчетное внутреннее давление принимается его максимальное значение, которое может возникнуть при вскрытии продуктивного пласта с АВПД, при опрессовке обсадной колонны или при проведе-
	279

	нии мероприятий по повышению нефтегазоотдачи пластов (гидрораз­рыв, кислотная обработка и пр.). Внутреннее давление рассчитывают следующим образом: 1)  в нефтяной скважине при закрытом устье в момент вскрытия продуктивного пласта Pbz = Аш - Рж£(#пл -г)                                            (9.13) (Нщ, — глубина кровли пласта с давлением р^, рж — плотность нефти или плотность пластового флюида в пластовых условиях, если давле­ние насыщения нефти газом ниже давления на устье); 2)  если предусмотрена обработка продуктивного пласта с создани­ем репрессии на пласт Ар (ее значение задается геологической служ­бой), то при расчете внутреннего давления величина Ар прибавляется к пластовому давлению; 3) при испытании обсадной колонны на герметичность в один при­ем без пакера внутреннее давление рассчитывается, если рву > > роп, по формуле
	Pbz=	(9.14)
	(рву — внутреннее давление на устье) и, еслирву <роп, по формуле pBZ=pon+pxgz                                                       (9.15) (Роа — рекомендуемое минимальное давление опрессовки обсадной ко­лонны (табл. 9.4); 4) в хорошо освоенных районах внутреннее давление рассчитыва­ется по фактическому давлению на устье скважины. Внутреннее давление особенно опасно в газовых скважинах. При за­крытом превенторе повышение внутреннего давления может привести к разрыву обсадной колонны в ее приустьевой части. Распределение давления по стволу газовой скважины при закрытом устье рассчитывается по формуле (9.16)
	Таблица 9.4 Рекомендуемые значения минимального давления опрессовки при испытании обсадных колонн на герметичность
	Диаметр обсадной колонны, мм Давление опрес­совки, МПа Диаметр обсадной колонны, мм Давление опрес­совки, МПа 114,3-127,0 139,7-146,1 168,3 177,8-193,7 15,0 12,5 11,5 9,5 219,1-244,5 273,1-351,0 377,0-508 9,0 7,5 6,5
	280

	- пластовое давление в газовом пласте;
	о 0,03415 p(H-z) S = —----------—----------;                                               (9.17)
	где р - относительная плотность природного газа по воздуху, для пер­вых скважин можно принять р = 0,6; Н — глубина залегания газового пласта, м; т — коэффициент сверхсжимаемости газа, тср — средняя абсолютная температура по скважине, К. В газонефтяных и газовых скважинах, где при закрытом устье под газом в скважине образуется столб нефти, в интервале, заполненном нефтью, внутреннее давление определяют по пластовому с учетом его снижения за счет давления столба нефти, а в части, заполненной газом, — по давлению на границе с нефтью с учетом его снижения к устью по законурв =pil/es, где/»;, — давление у границы с нефтью. При глубине Н < 1000 м и пластовом давлении в газовой залежи не свыше 10 МПа, а также при пластовом давлении не свыше 4 МПа и любой глубине скважины допускается принимать внутреннее давление по всей скважине равным пластовому. Внутреннее избыточное давление определяется как разность внут­реннего и наружного давлений Ри.в=Рв-Рн-                                                         (9.18) Допустимое значение внутреннего давления определяется по фор­муле Ы =Л.чАз,                                                        (9.19) где рв кр — внутреннее критическое давление по табл. 9.8; к3 — коэффи­циент запаса прочности. Коэффициент запаса прочности при расчете на избыточное внутреннее давление Диаметр труб, мм................. 114,3-219,1 >219,1 Исполнение А........................ 1,15                 1,15 Исполнение Б........................ 1,15                 1,45 Устьевую часть обсадной колонны приходится также проверять по давлению, которое создастся при ее опрессовке. При опрессовке дав­ление должно превышать ожидаемое давление на устье в 1,1 раза или, по крайней мере, быть не ниже рекомендуемого давления опрессовки (см. табл. 9.4).
	281

	ПОРЯДОК РАСЧЕТА ЭКСПЛУАТАЦИОННОЙ КОЛОННЫ НА ПРОЧНОСТЬ По расчетным данным о наружных и внутренних давлениях по харак­терным точкам строятся эпюры избыточных давлений наружного и внутреннего. В качестве характерных точек для построения эпюры принимают уровни жидкости в колонне и цементного раствора за ко­лонной, положение башмака предыдущей обсадной колонны, отметки кровли и подошвы зон АВПД и интервалов высокопластичных пород, перекрываемых эксплуатационной колонной. Изменение избыточных давлений между указанными точками, как правило, принимается ли­нейным. Исключение составляют пласты с АВПД толщиной до 200 м, для которых давление принимается постоянным по толщине пласта, и внутреннее давление в скважине, заполненной газом, рассчитываемое по формуле pz =pnjes. При расчете обсадной колонны наружное и внутреннее избыточные давления в любом ее сечении определяются по соответствующим эпю­рам. Характеристики труб, использованные в расчетах, приведены в табл. 9.5-9.14. Таблица 9.5 Критические давления смятия для обсадных труб исполнения А по ГОСТ 632-80, МПа
	Условный Толщина стенки, мм Группа прочности диаметр трубы, мм д Е Л М Р Т 114 5,2 20,3 _ _ _ _ _ 5,7 24,2 - - - - - 6,4 29,5 38,6 42,7 45,9 - - 7,4 36,9 50,3 57,1 62,7 70,1 - 8,6 45,3 63,4 73,4 82,4 95,5 102,1 10,2 - 93,7 106,9 127,4 138,6 127 5,6 19,0 - - - - - 6,4 24,6 31,1 33,6 35,5 - - 7,5 32,2 42,7 47,7 51,7 56,6 58,6 9,2 43,0 60,0 69,2 77,4 88,8 94,4 10,7 52,3 74,1 86,7 98,3 116,4 126,0 140 6,2 19,3 - - - - - 7,0 24,4 30,7 33,2 35,0 - - 7,7 28,8 37,4 41,3 44,2 47,6 49,1 9,2 37,7 51,7 58,8 64,9 72,8 76,5 10,5 45,2 63,3 73,3 82,4 95,3 101,9 146 6,5 19,4 - - - - - 7,0 22,4 27,7 29,8 31,3 - - 7,7 26,7 34,2 37,4 39,7 - -
	282

	Продолжение табл.
	Условный стенки, мм Группа прочности диаметр трубы, мм Д Е Л М Р Т 146 8,5 31,4 41,6 46,3 50,0 54,5 56,5 9,5 37,1 50,7 57,5 63,2 70,8 74,2 10,7 43,7 61,0 70,4 78,8 90,7 96,6 168 7,3 18,3 21,9 _ _ _ _ 8,0 22,1 27,3 — — — — 8,9 26,9 34,4 37,6 40,0 42,8 44,0 10,6 35,4 47,9 54,2 59,3 65,9 68,7 12,1 42,6 59,3 68,3 76,3 87,4 92,9 178 5,9 9,8 - - - - - 6,9 14,4 - - - - - 8,1 20,3 24,6 26,3 - - - 9,2 25,9 32,8 35,8 37,9 40,4 41,5 10,4 31,7 42,1 46,9 50,6 55,2 57,3 11,5 36,9 50,2 57,0 62,6 69,9 73,2 12,7 42,3 58,7 67,6 75,4 86,4 91,7 13,7 - 65,6 76,2 85,8 99,8 107,0 15,0 - - 86,9 98,5 116,6 126,3 194 7,6 14,7 - - - - - 8,3 17,9 21,3 22,4 23,2 24,2 24,6 9,5 23,4 29,2 31,6 33,1 35,1 35,9 10,9 29,8 39,0 43,1 46,4 50,2 51,8 12,7 37,5 51,4 58,3 64,3 72,1 75,7 15,1 77,4 87,4 101,9 109,4 219 6,7 7,9 - - - - - 7,7 11,4 - - - - - 8,9 16,0 18,5 19,5 20,1 - - 10,2 21,2 26,0 27,7 29,0 30,5 - 11,4 26,1 33,2 36,3 38,4 41,0 42,1 12,7 31,2 41,3 46,0 49,6 54,0 55,9 14,2 50,4 57,2 62,8 70,3 73,6 245 7,9 9,2 — — — — — 8,9 12,4 13,9 14,5 14,8 - - 10,0 16,2 18,9 19,8 20,5 21,3 - 11,1 20,2 24,4 26,1 27,2 28,4 28,9 12,0 23,4 29,3 31,6 33,2 35,1 36,0 13,8 29,9 39,2 43,4 46,7 50,6 52,3 15,9 - - 57,5 63,2 70,8 74,2 273 7,1 5,1 _ _ _ _ _ 8,9 9,4 10,3 10,6 10,9 - - 10,2 13,1 14,9 15,5 16,0 16,5 - 11,4 17,0 19,9 21,0 21,7 22,5 - 12,6 20,9 25,4 27,2 28,3 29,7 30,3 13,8 24,8 31,3 33,8 35,8 37,9 38,9 15,1 - 37,6 41,6 44,5 48,0 49,5 16,5 - - 50,0 54,3 59,7 62,1
	283

	Продолжение табл.
	Условный Толщина стенки, мм Группа прочности диаметр трубы, мм Д Е Л М Р Т 299 8,5 6,6 — — — — — 9,5 8,8 - - - - - 11,1 13,0 14,7 15,4 15,8 — — 12,4 16,8 19,6 20,7 21,4 22,3 22,5 14,8 - 30,0 32,4 34,1 36,1 37,0 324 8,5 5,3 — — — — — 9,5 7,2 7,6 7,8 - - - 11,0 10,4 11,6 12,0 12,3 - - 12,4 13,9 15,9 16,6 17,1 17,6 17,8 14,0 18,2 21,7 22,9 23,8 24,8 25,2 340 8,4 4,5 - - - - - 9,7 6,7 7,2 7,3 - - - 10,9 9,0 9,9 10,2 - - - 12,2 12,0 13,4 13,9 14,3 — — 13,1 14,1 16,3 17,0 17,4 18,0 18,2 14,0 16,5 19,2 20,3 21,0 21,8 22,1 15,4 20,1 24,3 26,0 - - - 351 9,0 4,9 — — — — — 10,0 6,6 7,1 7,3 - - - 11,0 8,4 9,2 9,5 9,7 - - 12,0 10,6 11,8 12,2 12,4 - - 377 9,0 4,0 — — — — — 10,0 5,4 5,8 - - - - 11,0 7,1 7,5 7,7 — — — 12,0 8,8 9,7 9,9 - - - 406 9,5 3,8 - - - - - 11,1 5,9 6,3 — — — — 12,6 8,2 9,0 - - - - 16,7 16,4 19,1 - - - - 426 10,0 3,9 — — — — — 11,0 5,0 5,4 - - - - 12,0 6,4 6,9 - - - - 473 11,1 3,7 - - - - - 508 11,1 3,1 — — — — — 12,7 4,6 - - - - - 16,1 8,7 - - - - -
	Таблица 9.6 Критические давления для обсадных труб исполнения Б по ГОСТ 632-80, МПа
	Условный Толщина стенки, мм Группа прочности диаметр трубы, мм Д К Е Л М Р т 114 6,4 О 26,7 вальност 32,6 ъ0,01 35,2 _ _ _ _
	284

	Продолжение табл.
	Условный стенки, мм Группа прочности диаметр трубы, мм Д К Е Л М Р Т 114 7,4 33,6 42,3 46,2 52,3 _ _ _ 8,6 41,8 53,4 59,0 68,0 76,2 87,8 93,7 127 6,4 22,1 26,4 28,1 - - - - 7,5 29,1 36,0 39,0 43,5 - - - 9,2 39,6 50,5 55,7 63,9 71,2 81,5 86,6 140 6,2 17,3 20,0 21,1 — — — — 7,0 21,9 26,1 27,8 - - - - 7,7 25,9 31,7 34,1 37,5 40,3 43,6 45,1 9,2 34,5 43,4 47,5 53,9 59,3 66,6 70,0 10,5 41,8 53,3 58,9 67,9 76,0 87,6 93,5 146 6,5 17,4 20,1 21,2 — — — 7,0 20,1 23,7 25,2 27,2 - - - 7,7 24,0 28,9 31,1 34,0 - - - 8,5 28,4 35,0 37,9 42,2 45,6 50,0 51,9 9,5 33,8 42,5 46,6 52,6 57,8 64,7 67,9 10,7 40,2 51,3 56,7 65,1 72,6 83,2 88,6 168 7,3 16,4 18,9 19,9 21,2 — — — 8,0 19,7 23,2 24,7 26,6 - - - 8,9 24,1 29,1 31,3 34,2 36,6 39,3 40,5 10,6 32,3 40,3 44,0 49,5 54,2 60,2 63,0 12,1 39,2 49,9 55,0 63,0 70,2 80,2 85,2 178 6,9 12,8 14,5 15,1 — — — — 8,1 18,1 21,2 22,4 24,0 - - - 9,2 23,2 27,9 29,9 32,5 34,6 37,2 38,2 10,4 28,6 35,4 38,3 42,6 46,2 50,6 52,5 11,5 33,6 42,2 46,1 52,2 57,3 63,9 67,1 12,7 38,8 49,4 54,4 62,4 69,4 79,2 84,0 194 7,6 13,2 14,9 15,5 — — — — 8,3 16,0 18,4 19,3 20,5 - - - 9,5 21,0 24,9 26,6 28,7 30,4 32,3 33,1 10,9 26,9 32,9 35,5 39,3 42,3 46,0 47,6 12,7 34,3 43,1 47,3 53,5 58,8 66,0 69,3 219 7,7 10,2 11,3 11,7 — — — — 8,9 14,2 16,2 17,0 17,8 18,5 - - 10,2 19,0 22,3 23,5 25,3 26,6 28,1 28,7 11,4 23,4 28,2 30,2 33,0 35,1 37,6 38,8 12,7 28,2 34,8 37,6 41,9 45,2 49,4 51,4 14,2 33,7 42,3 46,3 52,4 57,4 64,2 67,4 245 7,9 8,2 9,0 9,3 — — — — 8,9 11,1 12,4 12,7 13,3 13,7 - - 10,0 14,5 16,5 17,3 18,2 18,9 19,7 20,1 11,0 18,0 21,1 22,3 23,7 24,9 26,3 26,9 12,0 21,1 25,0 26,6 28,7 30,4 32,4 33,2 13,8 27,1 33,1 35,8 39,6 42,5 46,3 47,9
	285

	Продолжение табл.
	Условный Толщина Группа прочности диаметр трубы, мм стенки, мм Д К Е Л М Р Т 273 7,1 4,7 5,0 5,1 _ _ _ _ 8,9 8,4 9,2 9,5 - - - - 10,2 11,8 13,1 13,6 14,3 14,8 15,3 15,6 11,4 15,1 17,2 18,1 19,2 20,0 20,9 21,3 12,6 18,6 21,9 23,0 24,7 26,0 27,4 28,0 13,8 22,2 26,6 28,3 30,8 32,7 34,9 35,9 299 8,5 6,0 6,4 6,6 - - - - 9,5 7,9 8,6 8,9 9,2 9,4 9,7 9,8 11,1 11,7 12,9 13,5 14,1 14,6 15,1 15,4 12,4 15,0 17,1 17,9 18,9 19,7 20,6 21,0 14,8 21,5 25,5 27,2 29,5 31,2 33,2 34,1 324 9,5 6,5 7,0 7,2 - - - - 11,0 9,4 10,3 10,6 11,1 11,4 11,7 11,9 12,4 12,4 14,0 14,5 15,3 15,8 16,4 16,7 14,0 16,3 18,8 19,7 21,0 21,9 22,9 23,4 340 9,7 6,1 6,5 6,6 — — — — 10,9 8,1 8,8 9,1 - - - - 12,2 10,7 11,9 12,4 - - - - 13,1 12,6 14,2 14,8 - - - - 14,0 14,7 16,8 17,5 - - - - 351 9,0 4,5 4,8 — — — — — 10,0 6,0 6,5 - - - - - 11,0 7,6 8,3 — — — — — 12,0 9,5 10,5 - - - - - 377 9,0 3,7 3,9 — — — — — 10,0 5,0 5,3 - - - - - 11,0 6,4 6,9 - - - - - 12,0 7,9 8,6 - - - - - 406 9,5 3,5 3,7 - - - - - 11,1 5,4 5,7 - - - - - 12,6 7,4 8,0 - - - - - 426 10,0 3,5 3,7 — — — — — 11,0 4,6 4,9 - - - - - 12,0 5,8 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 12,8 16,0 18,6 24,0	8,2 11,2 14,8 18,8 22,3 29,5	8,6 11,7 15,6 20,0 23,8 32,0	12,4 16,7 21,7 26,0 35,5	12,8 17,5 22,8 27,7 38,5	13,4 24,5 29,9 42,4	13,7 25,2 31,0 44,2
	286

	Продолжение табл.
	Условный Толщина стенки, мм Группа прочности диаметр трубы, мм Д К Е Л М Р Т 273 7,1 4,3 4,6 4,8 _ _ _ _ 8,9 7,6 8,4 8,8 - - - - 10,2 10,5 11,9 12,4 13,1 13,8 14,5 14,8 11,4 13,4 15,5 16,4 17,5 18,4 19,6 20,1 12,6 16,5 19,5 20,7 22,4 23,8 25,5 26,3 13,8 19,6 23,6 25,4 27,8 29,8 32,3 33,4 299 8,5 5,4 6,0 6,1 - - - - 9,5 7,2 7,9 8,2 8,6 8,9 9,3 9,4 11,1 10,4 11,8 12,4 13,0 13,6 14,3 14,6 12,4 13,2 15,4 16,2 17,4 18,2 19,3 19,8 14,8 19,0 22,7 24,3 26,7 28,4 30,8 31,8 324 9,5 5,9 6,5 6,7 - - - - 11,0 8,4 9,4 9,8 10,3 10,7 11,7 11,4 12,4 11,1 12,6 13,2 14,1 14,7 15,5 15,8 14,0 14,4 16,9 17,8 19,2 20,2 21,5 22,1 340 9,7 5,5 6,0 6,2 - - - - 10,9 7,4 8,1 8,4 - - - - 12,2 9,6 10,8 11,3 — — — — 13,1 11,3 12,8 13,5 - - - - 14,0 13,0 15,1 15,9 - - - - 351 9,0 4,1 4,5 — — — — — 10,0 5,5 6,0 - - - - - 11,0 7,0 7,6 — — — — — 12,0 8,5 9,5 - - - - - 377 9,0 3,4 3,7 - - - - - 10,0 4,5 4,9 - - - - - 11,0 5,8 6,4 — — — — — 12,0 7,2 7,9 - - - - - 406 9,5 3,2 3,4 - - - - - 11,1 4,9 5,3 — — — — — 12,6 6,8 7,4 - - - - - 426 10,0 3,3 3,5 — — — — — 11,0 4,2 4,6 — — — — — 12,0 5,3 5,8 - - - - - 473 11,1 3,2 3,5 - - - - - 508 11,1 2,7 2,8 - - - - -
	Таблица 9.7 Растягивающие нагрузки, при которых напряжения в теле труб по ГОСТ 632-80 достигают предела текучести, кН
	Условный Толщина стенки, мм Группа прочности диаметр трубы, мм д К Е Л м р т 114 5,2 5,7 666 744 - - - - - -
	287

	Продолжение табл.
	Условный стенки, мм Группа прочности диаметр трубы, мм Д К Е Л М Р Т 114 6,4 824 1196 1412 1646 _ _ (804) (1058) 7,4 940 1372 1628 1882 2314 — (920) (1216) 8,6 1078 1568 1862 2156 2646 2942 (1058) (1392) 10,2 - - - 2176 2530 3098 3452 127 5,6 804 — — — — — — 6,4 920 1332 1588 1842 — — (902) (1176) 7,5 1058 1548 1842 2138 2608 2902 (1038) (1372) 9,2 1294 1882 2236 2568 3156 3510 (1274) (1666) 10,7 1490 2156 2548 2960 3628 4040 140 6,2 980 1430 _ _ _ _ (960) (1274) 7,0 1098 1608 1902 2216 — — (1078) (1430) 7,7 1216 1764 2078 2412 2960 3294 (1196) (1568) 9,2 1430 2078 2470 2862 3510 3902 (1412) (1842) 10,5 1608 2352 2784 3236 3962 4412 (1588) (2078) 146 6,5 1078 1568 — — — — (1058) (1392) 7,0 1156 1686 2000 2314 — — (1136) (1490) 7,7 1274 1842 2196 2530 — — (1254) (1646) 8,5 1392 2020 2412 2784 3412 3804 (1372) (1804) 9,5 1548 2234 2666 3078 3784 4216 (1510) (2000) 10,7 1726 2510 2980 3452 4236 4706 (1686) (2234) 168 7,3 1392 2040 2412 _ _ _ (1372) (1804) 8,0 1510 2216 2628 — — — (1490) (1962) 8,9 1686 2450 2922 3372 4138 4608 (1666) (2176) 10,6 1980 2882 3432 3980 4884 5432 (1960) (2568) 12,1 2254 3274 3899 4490 5510 6138 (2216) (2902)
	288

	Продолжение табл . 9.7 Условный стенки, мм Группа прочности диаметр трубы, мм Д К Е Л М Р Т 178 5,9 1216 _ _ _ _ _ _ 6,9 1412 2038 (1372) (1804) 8,1 1626 2372 2824 — — — (1608) (2118) 9,2 1842 2686 3196 3686 4530 5040 (1824) (2392) 10,4 2078 3020 3568 4138 5080 5648 (2038) (2686) 11,5 2274 3314 3922 4550 5588 6216 (2234) (2942) 12,7 2490 3628 4314 4980 6118 6806 (2450) (3216) 13,7 — — 3882 4628 5354 6570 7296 15,0 - - - 4980 5766 7100 7884 194 7,6 1686 2450 — — — — (1646) (2176) 8,3 1824 2666 3156 3666 4490 5000 (1804) (2372) 9,5 2078 3020 3588 4158 5118 5688 (2038) (2686) 10,9 2372 3452 4098 4746 5824 6472 (2334) (3058) 12,7 2744 3980 4726 5472 6706 7472 (2686) (3530) 15,1 - - - 5550 6412 7884 8766 219 6,7 1686 _ _ _ _ _ _ 7,7 1940 2824 - - - - (1902) (2510) 8,9 2234 2882 3236 4452 — — (2196) (2196) 10,2 2530 3686 4372 5060 6216 6922 (2490) (3274) 11,4 2824 4098 4864 5628 6922 7688 (2764) (3648) 12,7 3118 4530 5392 6236 7648 8512 (3058) (4040) 14,2 3470 5040 5982 6922 8492 9452 (3392) (4470) 245 7,9 2216 3236 _ _ _ _ (2176) (2882) 8,9 2490 3628 4314 4980 _ _ (2450) (3236) 10,0 2784 4060 4824 5570 6844 7610 (2744) (3608) 11,1 3078 4470 5334 6158 7570 8414 (3020) (3980)
	289

	Продолжение табл . 9.7 Условный Толщина стенки, мм Группа прочности диаметр трубы, мм д К Е Л М Р Т 245 12,0 3314 4824 5746 6628 8158 9060 (3254) (4294) 13,8 3784 5510 6550 7570 9296 10336 (3726) (4902) 15,9 - - - 7472 8648 10610 11806 273 7,1 2254 3274 _ _ _ _ (2216) (2902) 8,9 2804 4060 4844 5584 _ _ (2744) (3608) 10,2 3196 4648 5510 6374 7924 8708 (3138) (4118) 11,4 3550 5158 6138 7100 8708 9688 (3490) (4588) 12,6 3902 5688 6746 7806 9590 10670 (3844) (5060) 13,8 4256 6198 7354 8512 10454 11630 (4176) (5510) 15,1 - - 6746 8002 9276 11376 12650 16,5 - - - 8708 10080 12376 13748 299 8,5 2942 4256 _ _ _ _ (2882) (3784) 9,5 3274 4746 5648 6530 8022 8924 (3216) (4216) 11,1 3804 5510 6550 7590 9316 10356 (3726) (4926) 12,4 4216 6138 7296 8434 10356 11532 (4158) (5452) 14,8 5000 7256 8630 9982 12258 13630 (4902) (6472) 324 8,5 3196 _ _ _ _ _ _ 9,5 3550 5158 - - - - (3490) (4588) 11,0 4098 5962 7080 8198 10060 11178 (4020) (5294) 12,4 4608 6688 7942 9198 11278 12552 (4510) (5942) 14,0 5178 7512 8924 10316 12670 14102 (5080) (6668) 340 8,4 3314 — — — — — — 9,7 3804 5530 6590 - - - (3746) (4922) 10,9 4274 6198 7374 - - - (4196) (5510) 12,2 4766 6904 8218 9512 - - (4668) (6158)
	290

	Продолжение табл . 9.7 Условный Толщина стенки, мм Группа прочности диаметр трубы, мм Д К Е Л М Р Т 13,1 5098 7394 8806 10178 12494 13906 (5000) (6590) 14,0 5432 7884 9374 10846 13316 14808 (5334) (7020) 15,4 - - - 10276 11886 14592 16220 351 9,0 3666 — — — — — (3608) (4746) 10,0 4060 5902 7020 - - - (3980) (5256) 11,0 4452 6472 7688 8904 - - (4372) (5746) 12,0 4844 7040 8374 9688 - - (4766) (6256) 377 9,0 3962 _ _ _ _ _ (3862) (5098) 10,0 4372 6354 - - - - (4294) (5648) 11,0 4804 6962 8276 - - - (4706) (6198) 12,0 5216 7570 9002 - - - (5118) (6746) 406 9,5 4490 — — — — — (4412) (5804) 11,1 5236 7590 - - - - (5138) (6746) 12,6 5902 8590 - - - - (5804) (7628) 16,7 7746 - 11258 - - - - 426 10,0 4962 — — — — — (4864) (6394) 11,0 5432 7904 - - - - (5334) (7020) 12,0 5922 8590 - - - - (5804) (7648) 473 11,1 6098 — — — — — (6000) (7884) 508 11,1 6570 — — — — — (6452) (8492) 12,7 7492 - - - - - 16,1 9434 - - - - -
	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.
	291

	Таблица 9.8 Внутренние давления, при которых напряжения в теле труб ГОСТ 632-80 достигают предела текучести, МПа
	Условный стенки, мм Группа прочности диаметр трубы, мм д К Е Л М Р Т 114 5,2 30,2 - - - - - - 5,7 33,1 - - - - - - 6,4 37,2 54,0 64,2 74,2 - - (36,5) (48,0) 7,4 42,9 62,4 74,2 85,9 105,4 - (42,3) (55,5) 8,6 50,0 72,5 86,3 99,8 122,5 136,2 (49,0) (64,5) 10,2 - - - 102,3 118,3 145,3 161,6 127 5,6 29,3 - - - - - - 6,4 33,4 48,6 57,7 66,9 - - (32,8) (43,2) 7,5 39,2 57,0 67,6 78,3 96,2 106,9 (38,5) (50,7) 9,2 48,1 69,8 83,0 96,1 117,9 131,1 (47,3) (62,2) 10,7 56,0 - 81,3 96,6 111,8 137,2 152,5 140 6,2 29,5 42,7 - - - - (28,9) (38,0) 7,0 33,2 48,3 57,4 66,5 - - (32,6) (42,9) 7,7 36,6 53,1 63,1 73,1 89,7 99,8 (36,0) (47,3) 9,2 43,7 63,5 75,5 87,4 107,3 119,2 (42,9) (56,5) 10,5 49,9 72,4 86,2 99,7 122,4 136,1 (49,0) (64,5) 146 6,5 29,5 42,9 - - - - (29,0) (38,1) 7,0 31,8 46,2 63,5 54,9 - - (31,3) (41,1) 7,7 35,0 50,8 60,4 69,9 - - (34,3) (45,2) 8,5 38,6 56,1 66,7 77,2 94,7 105,3 (37,9) (49,9) 9,5 43,1 62,7 74,5 86,3 105,9 117,7 (42,4) (55,8) 10,7 48,6 70,6 83,9 97,2 119,2 132,5 (47,7) (62,8) 168 7,3 28,8 41,9 49,7 - - - (28,2) (37,3) 8,0 31,6 45,8 54,4 - - - (31,0) (40,8)
	292

	Продолжение табл 9.8 Условный Толщина стенки, мм Группа прочности диаметр трубы, мм Д К Е Л М Р Т 168 8,9 35,1 51,0 60,6 70,1 86,1 95,7 (34,5) (45,4) 10,6 41,9 60,7 72,2 83,5 102,5 114,0 (41,1) (54,0) 12,1 47,7 69,3 82,4 95,4 117,1 130,1 (46,9) (61,7) 178 5,9 22,1 - - - - 6,9 25,8 37,4 - - - - (25,3) (33,3) 8,1 30,3 43,9 52,3 - - - (29,7) (39,1) 9,2 34,3 49,9 59,3 68,6 84,2 93,6 (33,4) (44,4) 10,4 38,8 56,4 67,1 77,5 95,2 105,9 (38,1) (50,2) 11,5 42,9 62,4 74,1 85,8 105,3 117,1 (42,2) (55,5) 12,7 47,4 68,9 81,9 94,7 116,3 129,3 (46,6) (61,3) 13,7 - - 74,3 88,3 102,5 125,5 139,5 15,0 - - - 96,7 111,9 137,4 152,7 194 7,6 26,1 37,8 — — — — (25,6) (38,6) 8,3 28,4 41,3 49,1 56,9 69,8 77,5 (27,9) (36,8) 9,5 32,5 47,3 56,2 65,0 79,9 88,7 (32,0) (42,1) 10,9 37,4 54,2 64,5 74,6 91,7 101,9 (36,7) (48,2) 12,7 43,5 63,2 75,1 87,0 106,8 118,6 (42,7) (56,3) 15,1 - - - 89,3 103,4 127,0 141,1 219 6,7 20,3 - - - - - 7,7 23,3 33,9 — — — — (22,9) (30,2) 8,9 27,0 39,2 46,6 53,8 - - (26,5) (34,8) 10,2 30,9 44,9 53,3 61,8 75,8 84,3 (30,4) (39,9) 11,4 34,5 50,2 59,6 69,0 84,7 94,2 (33,9) (44,6) 12,7 38,5 55,9 66,5 76,9 94,4 104,9 (37,7) (49,7) 14,2 43,1 62,4 74,3 86,0 105,5 177,4 (42,3) (55,6) 245 7,9 21,5 31,2 — — — — (21,1) (27,7)
	293

	Продолжение табл 9.8 Условный Толщина стенки, мм Группа прочности диаметр трубы, мм Д К Е Л М Р Т 245 8,9 24,2 35,1 41,8 48,2 - - (23,7) (31,3) 10,0 27,2 39,4 46,9 54,2 66,6 74,0 (26,7) (35,1) 11,1 30,1 43,7 52,1 60,2 73,9 82,2 (29,6) (38,9) 12,0 32,5 47,4 56,3 65,1 79,9 88,8 (32,0) (42,1) 13,8 37,4 54,4 64,7 74,9 91,9 102,2 (36,8) (48,4) 15,9 - - - 74,5 86,3 105,9 117,7 273 7,1 17,3 25,1 — — — — (17,0) (22,3) 8,9 21,7 31,5 37,4 43,2 - - (21,3) (27,9) 10,2 24,8 36,0 42,8 49,5 60,8 67,6 (24,3) (32,1) 11,4 27,7 40,3 47,8 55,4 67,9 75,6 (27,3) (35,8) 12,6 30,6 44,5 52,8 61,2 75,1 83,5 (30,1) (39,6) 13,8 33,5 48,7 57,9 67,1 82,3 91,5 (32,9) (43,3) 15,1 — — 53,3 63,3 73,3 90,0 100,1 16,5 - - - 69,2 80,1 98,3 109,3 299 8,5 18,9 27,4 — — — — (18,5) (24,4) 9,5 21,2 30,7 36,5 42,3 51,9 57,6 (20,8) (27,3) 11,1 24,7 35,9 42,6 49,3 60,6 67,4 (24,2) (31,9) 12,4 27,5 40,1 47,6 55,1 67,6 75,2 (27,1) (35,6) 14,8 32,9 47,8 56,9 65,8 80,7 89,7 (32,4) (42,5) 324 8,5 17,4 - - - - - 9,5 19,5 28,2 - - - - (19,1) (25,2) 11,0 22,5 32,7 38,9 45,0 55,3 61,5 (22,2) (29,1) 12,4 25,4 37,0 43,9 50,8 62,4 69,3 (25,0) (32,8) 14,0 28,7 41,7 49,5 57,4 70,4 78,2 (28,1) (37,1) 340 8,4 16,4 - - - - - - 9,7 18,9 - 27,5 32,7 - - - (18,6) (24,5)
	294

	Продолжение табл 9.8 Условный Толщина стенки, мм Группа прочности диаметр трубы, мм Д К Е Л М Р Т 340 10,9 21,3 31,0 36,8 _ _ _ (20,9) (27,5) 12,2 23,8 34,6 41,2 47,6 — — (23,3) (30,8) 13,1 25,6 37,2 44,2 51,2 62,7 69,8 (25,1) (33,0) 14,0 27,4 39,7 47,3 54,7 67,1 74,6 (26,9) (35,4) 15,4 - 52,0 60,1 73,8 82,1 351 9,0 17,1 - - - - - (16,8) (22,0) 10,0 18,9 27,4 32,6 - - - (18,5) (24,4) 11,0 20,8 30,2 35,9 41,6 — — (20,4) (26,9) 12,0 22,7 32,9 39,2 45,3 — — (22,3) (29,3) 377 9,0 15,9 - - - - - (15,6) (20,5) 10,0 17,6 25,6 - - - - (17,3) (22,7) 11,0 19,4 28,1 33,4 — — — (19,0) (25,0) 12,0 21,2 30,7 36,5 — — — (20,8) (27,3) 406 9,5 15,5 - - - - - (15,2) (20,0) 11,1 18,1 26,4 - - - - (17,8) (23,4) 12,6 20,6 29,9 — — — — (20,2) (26,6) 16,7 27,3 39,6 - - - - 426 10,0 15,6 - - - - - (15,3) (20,1) 11,0 17,2 24,9 — — — — (16,9) (22,2) 12,0 18,7 27,2 - - - - (18,3) (24,1) 473 11,1 15,6 - - - - - (15,3) (20,1) 508 11,1 14,5 — — — — — — (14,2) (18,7) 12,7 16,6 - - - - - - 16,1 21,1 - - - - - -
	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.
	295

	Таблица 9.9 Страгивающие нагрузки для соединений обсадных труб по ГОСТ 632-80, рассчитанные по формуле Яковлева - Шумилова, кН
	Условный Толщина стенки, мм Группа прочности диаметр трубы, мм д К Е Л М Р Т Трубы с короткой треугольной резьбой 114 5,2 343 _ _ _ _ _ _ 5,7 421 _ _ _ _ _ _ 6,4 490 706 — — — — (480) (627) 7,4 853 — — — — (578) (755) 8,6 1019 1216 1412 1726 1922 (696) (912) 127 5,6 441 _ _ _ _ _ 6,4 539 784 - - - - (529) (706) 7,5 666 970 1147 — — — (657) (863) 9,2 1235 1461 1696 2079 2314 (833) (1098) 140 6,2 568 833 — — — — (558) (735) 7,0 666 970 — — — — (657) (863) 7,7 755 1098 1304 1510 1853 2059 (745) (970) 9,2 1353 1608 1863 2294 2549 (912) (1206) 10,5 1578 1873 2167 2667 2961 (1068) (1402) 146 6,5 637 931 _ _ _ _ (627) (823) 7,0 706 1019 — — — — (696) (912) 7,7 794 1147 — — — — (774) (1019) 8,5 1294 1539 1784 2196 2441 (872) (1157) 9,5 1480 1755 2030 2500 2775 (1000) (1314) 10,7 1696 2010 2324 2863 3177 (1147) (1510) 168 7,3 843 1235 1461 — — — (833) (1098) 8,0 931 1373 1638 — — — (951) (1226) 8,9 1078 1569 1863 2157 2647 2942 (1059) (1392) 10,6 1922 2285 2638 3246 3599 (1294) (1706)
	296

	Продолжение табл . 9.9 Условный стенки, мм Группа прочности диаметр трубы, мм Д К Е Л М Р Т 168 12,1 — 2226 2638 3059 3756 4177 (1500) (1981) 178 5,9 617 _ _ _ _ _ _ 6,9 823 — 1206 — — — — (813) (1068) 8,1 1010 1471 1745 — — — (990) (1304) 9,2 1176 1706 2030 2353 2883 3206 (1157) (1520) 10,4 1971 2343 2706 3324 3697 (1333) (1755) 11,5 2206 2618 3030 3726 4138 (1490) (1961) 12,7 2461 2922 3383 4158 4619 (1667) (2186) 194 7,6 1010 1471 — — — — (990) (1314) 8,3 1127 1637 — — — — (1108) (1461) 9,5 1922 2294 2647 3255 3618 (1314) (1716) 10,9 2255 геи 3099 3814 4236 (1539) (2010) 12,7 геи г\п ген 4511 5021 (1804) (2373) 219 6,7 931 — — — — — 7,7 1117 1618 — — _ _ (1098) (1441) 8,9 1333 1931 2294 2657 — — (1304) (1716) 10,2 1559 2265 2696 3118 3824 4256 (1529) (2020) 11,4 2569 3059 3540 4344 4825 (1735) (2285) 12,7 2902 3442 3991 4893 5442 (1961) (2579) 14,2 3275 3893 4501 5521 6139 (2216) (2916) 245 7,9 1294 1882 — — — — (1274) (1676) 8,9 1500 2177 2569 3000 — — (1471) (1941) 10,0 1726 2500 2971 3442 4226 4697 (1686) (2226) 11,1 2814 3353 3873 4756 5285 (1902) (2510) 12,0 3079 3658 4226 5197 5776 (2079) (2736) 13,8 3589 4266 4932 6060 6737 (2422) (3187)
	297

	Продолжение табл . 9.9 Условный Толщина Группа прочности диаметр трубы, мм стенки, мм Д К Е Л М Р Т 273 7,1 1157 1676 _ _ _ _ (1137) (1490) 8,9 1657 2402 2863 3314 _ _ (1627) (2137) 10,2 1941 2824 3353 3883 4776 5305 (1912) (2510) 11,4 2206 3206 3814 4413 5423 6021 (2167) (2853) 12,6 2471 3589 4266 4932 6060 6737 (2422) (3197) 13,8 2726 3962 4717 5452 6698 7443 (2677) (3530) 15,1 - - 4373 5197 6011 7384 8208 16,5 - - - 5707 6609 8120 9022 299 8,5 1676 2441 _ _ _ _ (1647) (2167) 9,5 1912 2785 3304 3834 4707 5227 (1882) (2481) 11,1 2294 3334 3962 4589 5629 6256 (2255) (2961) 12,4 2599 3775 4491 5197 6374 7090 (2549) (3363) 14,8 4589 5452 6305 7737 8610 (3099) (4079) 324 8,5 1784 _ _ _ _ _ _ 9,5 2039 - 2961 3520 - - - (2000) (2628) 11,0 2412 3510 4167 4825 5923 6580 (2373) (3118) 12,4 2765 4011 4776 5521 вив 7541 (2716) (3569) 14,0 3157 4589 5452 6315 7757 8620 (3099) (4079) 340 8,4 1824 _ _ _ _ _ _ 9,7 2157 3138 3736 - - - (2118) (2794) 10,9 2471 3589 4275 - - - (2432) (3179) 12,2 2814 4079 4854 5619 - - (2755) (3628) 13,1 3040 4422 5256 6080 7463 8296 (2991) (3932) 14,0 3275 4756 5648 6541 8031 8924 (3216) (4226) 15,4 - - - 6266 7257 8904 9905
	298

	Продолжение табл . 9.9 Условный стенки, мм Группа прочности диаметр трубы, мм Д К Е Л М Р Т 351 9,0 1706 _ _ _ _ _ (1667) (2196) 10,0 1951 2844 3373 - - - (1922) (2530) 11,0 2206 3206 3814 4413 - - (2167) (2853) 12,0 2461 3569 4246 4913 _ _ (2412) (3177) 377 9,0 1784 — — — — — (1755) (2314) 10,0 2059 2981 — — — — (2020) (2657) 11,0 2324 3373 4001 - - - (2275) (3001) 12,0 2579 3756 4462 — — — (2540) (3334) 406 9,5 2520 _ _ _ _ _ (2471) (3255) 11,1 3020 4383 - - - - (2961) (3893) 12,6 3481 5060 - - - - (3422) (4501) 16,7 4736 - 6884 - - - - 426 10,0 2226 — — — — — — (2186) (2883) 11,0 2510 3648 — — — — (2471) (3246) 12,0 2804 4069 — — — — (2745) (3618) 473 11,1 3353 _ _ _ _ _ (3295) (4334) 508 11,1 3520 _ _ _ _ _ (3452) (4540) 12,7 4089 - - - - - - 16,1 5305 - - - - - -
	Трубы с удлиненной треугольной резьбой
	114 6,4 500 - 725 863 1000 - - 7,4 598 872 1039 1206 1480 _ (588) (774) 8,6 725 1049 1245 1441 1775 1971 (706) (931) 10,2 - - - 1520 1755 2157 2392 127 6,4 558 _ 823 970 1127 _ _ 7,5 686 — 1000 1196 1382 1696 1882 (676) (892)
	299

	Продолжение табл . 9.9 Условный стенки, мм Группа прочности диаметр трубы, мм Д К Е Л М Р Т 127 9,2 882 1284 1520 1765 2167 2402 (863) (1137) 10,7 1049 - 1520 1804 2088 2569 2853 140 7,0 696 1010 1206 1392 — — (686) (902) 7,7 784 1137 1353 1569 1922 2137 (774) (1010) 9,2 970 1412 1676 1941 2383 2647 (951) (1255) 10,5 1127 1637 1951 2255 2775 3079 (1108) (1461) 146 7,0 735 1068 1265 1461 _ _ (725) (951) 7,7 823 1196 1431 1657 — — (813) (1068) 8,5 931 1353 1608 1863 2285 2540 (912) (1206) 9,5 1059 1539 1833 2128 2608 2902 (1039) (1372) 10,7 1216 1765 2098 2432 2981 3314 (1196) (1569) 168 7,3 882 _ 1284 _ _ _ _ 8,9 1127 1637 1951 2255 2765 3079 (1108) (1461) 10,6 1382 2010 2383 2765 3393 3765 (1353) (1784) 12,1 1598 2324 2765 3197 3932 4364 (1569) (2069) 178 8,1 1068 1549 1833 _ _ _ (1049) (1372) 9,2 1235 1804 2137 2481 3040 3383 (1216) (1598) 10,4 1431 2079 2471 2853 3510 3903 (1402) (1843) 11,5 1598 2324 2765 3197 3922 4364 (1569) (2069) 12,7 1784 2589 3079 3569 4383 4864 (1755) (2304) 13,7 — — 2814 3344 3873 4756 5285 15,0 - - - 3677 4256 5227 5815 194 8,3 1186 1726 2059 2383 2922 3246 (1167) (1539) 9,5 1402 2030 2412 2794 3432 3814 (1372) (1804) 10,9 1637 2383 2834 3275 4020 4471 (1608) (2118)
	300

	Продолжение табл . 9.9 Условный стенки, мм Группа прочности диаметр трубы, мм Д К Е Л М Р Т 194 12,7 1941 2824 3353 3883 4766 5295 (1912) (2510) 15,1 - - - 4040 4677 5737 6374 219 8,9 1471 _ 2128 2540 2932 _ _ (1441) (1892) 10,2 1726 2500 2971 3442 4226 4697 (1696) (2226) 11,4 1961 2844 3383 3912 4795 5335 (1922) (2530) 12,7 2206 3206 3805 4413 5413 6021 (2167) (2853) 14,2 2490 3618 4305 4981 6109 6796 (2441) (3216) 245 8,9 1627 2373 2814 3255 — — (1598) (2108) 10,0 1873 2716 3236 3746 4586 5109 (1843) (2422) 11,1 2108 3069 3648 4217 5178 5756 (2069) (2726) 12,0 2304 3353 3981 4609 5658 6286 (2265) (2981) 13,8 2687 3903 4648 5374 6600 7335 (2638) (3471) 15,9 - - - 5403 6256 7678 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.
	Таблица 9.10 Допустимые растягивающие нагрузки для обсадных труб ОТТМ и ОТТТ по ГОСТ 632—80 с нормальным диаметром муфт исполнения А (с учетом запаса прочности для резьбового соединения 1,75 от разрушающей нагрузки), кН
	Условный Толщина стенки, мм Группа прочности диаметр трубы, 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 1196 1402 1628 1549 1785 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 1353 1696 1981 1500 1873 2187 140 6,2 784 - - - - -
	301

	Продолжение табл.
	Условный стенки, мм Группа прочности диаметр трубы, мм Д Е Л М Р Т 140 7,0 882 961 1059 1196 _ _ 7,7 971 1069 1177 1333 1549 1706 9,2 1137 1294 1422 1618 1883 2079 10,5 1294 1490 1637 1863 2157 2383 146 6,5 863 _ _ _ _ _ 7,0 931 - - - - - 7,7 1020 1118 1235 1402 - - 8,5 1108 1245 1373 1559 1814 2000 9,5 1226 1412 1549 1755 2040 2255 10,7 1373 1598 1755 1991 2314 2550 168 7,3 1118 1226 _ _ _ _ 8,0 1226 1353 1490 - - - 8,9 1353 1530 1677 1912 2216 2442 10,6 1588 1843 2020 2304 2667 2942 12,1 1804 2108 2324 2638 3059 3373 178 6,9 1118 — — — — — 8,1 1304 1461 1608 - - - 9,2 1480 1676 1843 2098 2432 2687 10,4 1667 1912 2098 2393 2775 3059 11,5 1814 2128 2334 2657 3079 3403 12,7 2000 2285 2510 2854 3314 3658 13,7 - 2285 2510 2854 3314 3658 15,0 - - 2510 2854 3314 3658 194 7,6 1343 — — — — — 8,3 1471 1637 1804 2049 2383 2628 9,5 1677 1902 2089 2373 2755 3040 10,9 1892 2206 2422 2755 3197 3520 12,7 2187 2579 2834 3216 3736 4119 15,1 - - 3383 3844 4452 4923 219 7,7 1549 _ _ _ _ _ 8,9 1785 2000 2216 2520 — — 10,2 2030 2314 2569 2922 3393 — 11,4 2255 2520 2893 3295 3815 4217 12,7 2500 2903 3236 3687 4266 4717 14,2 - 3256 3628 4128 4786 5286 245 7,9 1755* _ _ _ _ _ 8,9 2000 2246 2491 2824 — — 10,0 2236 2540 2824 3216 3726 - 11,1 2471 2834 3158 3589 4168 4599 12,0 2657 3079 3432 3903 4521 4991 13,8 3040 3560 3962 4511 5227 5766 15,9 - - 4580 5197 6041 6668 273 8,9 2206* 2491 2795 3177 _ _ 10,2 2550* 2873 3236 3687 4276 _ 11,4 2844 3226 3648 4148 4815 -
	302

	Продолжение табл.
	Условный стенки, мм Группа прочности диаметр трубы, мм Д Е Л М Р Т 273 12,6 3128 3579 4050 4609 5345 5904 13,8 3403 3942 4452 5070 5884 6492 15,1 _ 4325 4884 5560 6453 7120 16,5 - - 5315 6080 7051 7786 299 8,5 2285* — — — — — 9,5 2569* - - - - - 11,1 3040* 3432 3873 4217 - - 12,4 3383* 3854 4354 4736 5776 6374 14,8 - 4609 5197 5943 6943 7659 324 9,5 2795* 3158 3579 — — — 11,0 3265* 3697 4177 4766 — — 12,4 3687 4187 4746 5413 6286 6943 14,0 4138 4746 5364 6119 7139 7885 340 9,7 3001* 3393 3844 _ _ _ 10,9 3383* 3844 4344 _ _ _ 12,2 3805 4325 5031 5580 - - 13,1 4079 4658 5276 6021 7002 7728 14,0 4344 4991 5649 6453 7512 8287 15,4 - - 6208 7080 8287 9150
	Примечание. Звездочкой обозначены допустимые нагрузки, определенные по проч­ности резьбового соединения, в остальных случаях — допустимые нагрузки, при которых напряжения в теле труб достигают 0,8 предела текучести (коэффициент запаса прочно­сти 1,25).
	Таблица 9.11 Допустимые растягивающие нагрузки для обсадных труб ОТТМ и ОТТТ с нормальным диаметром муфт по ГОСТ 632-80 исполнения Б (с учетом запаса прочности для резьбового соединения 1,8 от разрушающей нагрузки), кН
	Условный Толщина стенки, мм Группа прочности диаметр трубы, 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 1000 1255 1137 1422 1323 1647 1461 1824 140 7,7 9,2 10,5 912 1078 1216 1039 1255 1441 1039 1255 1451 1137 1382 1588 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 1088 1216 1372 1549 1196 1333 1510 1706 1363 1520 1706 1941 1765 1981 2245 1941 2186 2481
	303

	Продолжение табл . 9.11 Условный Толщина стенки, мм Группа прочности диаметр трубы, мм Д К Е Л М Р Т 168 8,0 1157 1314 1324 _ _ _ _ 8,9 1274 1480 1480 1627 1853 2157 2373 10,6 1500 1784 1784 1971 2235 2589 2863 12,1 1706 2039 2049 2255 2569 2971 3285 178 8,1 1235 1412 1422 1559 _ _ _ 9,2 1392 1627 1627 1794 2039 2363 2608 10,4 1569 1853 1863 2049 2324 2696 2981 11,5 1726 2059 2069 2275 2579 2991 3304 12,7 1882 2275 2276 2441 2775 3216 3550 194 9,5 1578 1843 1853 2030 2314 2677 2961 10,9 1794 2128 2137 2353 2677 3099 3422 12,7 2059 2490 2500 2745 3128 3628 4011 219 8,9 1686 1892 1951 2157 2451 _ _ 10,2 1922 2186 2245 2500 2844 3295 3638 11,4 2128 2392 2451 2814 3197 3707 4099 12,7 2363 2745 2824 3148 3579 4148 4579 14,2 2618 3089 3857 3530 4011 4658 5139 245 8,9 1882 2118 2186 2422 2745 _ _ 10,0 2108 2402 2471 2745 3118 3618 4001 11,1 2334 2677 2755 3069 3491 4050 4471 12,0 2510 2902 2991 3334 3795 4393 4854 13,8 2863 3353 3461 3854 4383 5080 5609 273 8,9 2118 2334 2412 2716 3089 — — 10,2 2412 2696 2794 3148 3579 4158 4589 11,4 2687 3030 3138 3550 4040 4677 5168 12,6 2951 3373 3481 3932 4481 5197 5737 299 9,5 2471* 2726 2834 3197 3481 - - 11,1 2873 3216 3334 3765 4099 - - 12,4 3197 3618 3746 4236 4609 5609 6198 324 9,5 2677* 2961 3079 3481 3962 — — 11,0 3099 3461 3589 4060 4638 - - 12,4 3471 3932 4079 4609 5256 6119 6747 340 9,7 2873* 3187 3304 3736 _ _ _ 10,9 3226 3608 3736 4226 - - - 12,2 3599 4060 4207 4756 5423 - -
	Примечания. 1. Допустимые растягивающие нагрузки относятся к вертикальным скважинам и к скважинам с интенсивностью искривления ствола до 3,5° на 10 м. 2. До­пустимые нагрузки, которые определяются по прочности резьбового соединения, обо­значены звездочкой, в остальных случаях — допустимые нагрузки, при которых напря­жения в теле трубы достигают 0,77 предела текучести (коэффициент запаса прочности 1,3).
	304

	Таблица 9.12 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
	Условный Группа прочности наружный Толщина диаметр стенки, мм Д Е Л М Р Т трубы, мм 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; 1333 1402 1539 1745 2030 2236 12,7; 13,7; 15,0 194 9,5; 10,9; 12,7; 1667* 1902 2089 2373 2755 3040 15,1 1843 1941 2138 2432 2814 3109
	* Допустимые нагрузки, при которых напряжение в теле трубы достигает 0,8 преде­ла текучести (коэффициент запаса прочности 1,25).
	Таблица 9.13 Допустимые растягивающие нагрузки для обсадных труб ТБО по ГОСТ 632—80 исполнения Б (с учетом запаса прочности для резьбового соединения 1,8 разрушающей нагрузки), кН
	Условный Толщина стенки, мм Группа прочности наружный диаметр трубы, мм д К Е Л М Р Т 127 140 146 168 178 194 9,2; 10,7 9,2; 10,5 9,5; 10,7 8,9; 10,6; 12,1 9,2; 10,4; 11,5; 12,7 9,5 12,7; 15,1 10,9 833 961 1059 1216 1255 1578* 1745 902 1039 1137 1314 1353 1843 1882 902 1039 1147 1314 1363 1853 1892 1000 1147 1255 1451 1490 2030 2079 1127 1304 1431 1647 1696 2314 2363 1314 1510 1657 1912 1971 2677 2736 1451 1667 1833 2108 2177 2961 3020
	* Допустимые нагрузки, при которых напряжение в теле трубы достигает 0,77 пре­дела текучести (коэффициент запаса прочности 1,3).
	305

	Таблица 9.14 Теоретический вес 1 м колонны, составленной из отечественных труб по ГОСТ 632-80, кН
	Наружный диаметр тру­бы, мм Толщина стенки, мм Тип соединения С треугольной резьбой ОТТМ ОТТГ ТБО корот­кой удли­ненной нор­мальная муфта специ­альная муфта нор­мальная муфта специ­альная муфта 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) (0,268) 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 0,168 0,193 0,221 0,265 (0Д69) 0,223 (0,225) 0,267 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 0,250 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 0,293 0,353 0,295 0,320 0,294 0,354 0,289 0,349 0,355 0,350 0,344
	306

	Продолжение табл 9.14 Наружный диаметр тру­бы, мм Толщина стенки, мм Тип соединения С треугольной резьбой ОТТМ ОТТГ ТБО корот­кой удли­ненной нор­мальная муфта специ­альная муфта нор­мальная муфта специ­альная муфта 168 10,6 12,1 0,413 0,465 0,355 0,415 0,414 0,465 0,409 0,461 0,415 0,466 0,410 0,462 0,404 0,455 178 5,9 6,9 8,1 9,2 10,4 11,5 12,7 13,7 15,0 0,252 (0,254) 0,293 (0,295) 0,338 (0,340) 0,382 (0,384) 0,427 (0,429) 0,470 (0,472) 0,513 (0,515) 0,341 (0,342) 0,385 (0,386) 0,430 (0,431) 0,473 (0,474) 0,515 (0,516) 0,555 (0,556) 0,607 (0,608) 0,294 (0,296) 0,339 (0,341) 0,383 (0,385) 0,428 (0,429) 0,471 (0,473) 0,514 (0,516) 0,553 (0,555) 0,605 (0,606) 0,290 0,335 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 0,476 0,588 - 0,589 0,579 0,594 0,582 -
	307

	Продолжение табл 9.14 Тип соединения Наружный диаметр тру­бы, мм Толщина стенки, мм С треугольной резьбой оттм оттг корот- удли- нормал ьная специ­альная нормал ьная специ­альная ТБО кой ненной муфта муфта муфта муфта 273 10,2 0,666 _ 0,667 0,658 0,672 0,661 _ 11,4 0,743 — 0,744 0,734 0,749 0,737 — 12,6 0,812 — 0,813 0,804 0,818 0,807 — 13,8 0,888 — 0,889 0,879 0,894 0,882 — 15,1 0,962 — 0,963 0,954 0,968 0,956 — 16,5 1,045 - 1,046 1,036 1,051 1,039 - 299 8,5 0,615 - - - - - - 9,5 0,688 — 0,689 — — — — 11,1 0,790 — 0,791 — — — — 12,4 0,881 — 0,882 — — — — 14,8 1,037 - 1,038 - - - - 324 8,5 0,670 - 0,672 - - - - 9,5 0,744 — 0,746 — — — — 10,0 0,854 — 0,856 — — — — 12,4 0,956 — 0,957 — — — — 14,0 1,070 - 1,072 - - - - 340 8,4 0,697 — — — — — — 9,7 0,796 — 0,797 — — — — 10,9 0,894 — 0,895 — — — — 12,2 0,991 — 0,992 — — — — 13,1 1,054 — 1,057 — — — — 14,0 1,122 — 1,126 — — — — 15,4 1,233 - 1,237 - - - - 351 9,0 0,772 — — — — — — 10,0 0,853 — — — — — — 11,0 0,932 — — — — — — 12,0 1,011 - - - - - - 377 9,0 0,831 — — — — — — 10,0 0,917 — — — — — — 11,0 1,004 — — — — — — 12,0 1,089 - - - - - - 406 9,5 0,949 - - - - - - 11,1 1,097 — — — — — — 12,6 1,232 - - - - - - 16,7 1,604 - - - - - - 426 10,0 1,044 - - - - - - 11,0 1,141 — — — — — — 12,0 1,238 - - - - - - 473 11,1 1,287 - - - - - - 508 11,1 1,380 - - - - - - 12,7 1,564 — — — — — — 16,1 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.
	308

	Действующей инструкцией [12] определен следующий порядок расчета обсадной колонны: расчет начинают с самой нижней секции, по наружному избыточ­ному давлению, для нее подбираются трубы с рщ > к3р^м\, где ряп\ ~ наружное избыточное давление на нижней отметке обсадной колонны (см. табл. 9.5, 9.6); затем нижнюю секцию проверяют на внутреннее избыточное дав­ление, и если коэффициент запаса прочности на внутреннее давление окажется ниже регламентированного, трубы подбираются по внутрен­нему избыточному давлению, но следует заметить, что, как правило, в нижней части колонны внутреннее давление оказывается в значитель­ной степени уравновешено наружным; для комплектования 2-й секции по табл. 9.5, 9.6 выбирают трубы с показателем наружного критического давления р2кр ниже, чем для пер­вой секции, и с учетом коэффициента запаса прочности рп ^ < р2щ/к-$ определяют возможную глубину h% спуска 2-й секции; вычисляют длину 1-й секции 1\ = Н — А 2 и определяют ее вес Р\ = m\gl\, где т\ - масса 1 м трубы по табл. 9.14; с учетом веса 1-й секции критическое давление смятия труб 2-й (        р \ секции пересчитывается по формуле р'2 = р2 1 - 0,3 —— I где Р2т I         Р2т J — растягивающая нагрузка по табл. 9.7, и по величине /> 2кр уточняется допустимая глубина спуска 2-й секции h\ и соответственно корректи­руется длина 1-й секции 1\=Н-Ъ'г, проводят проверку труб 2-й секции на внутреннее избыточное дав­ление (см. табл. 9.8); подобным образом производят расчет последующих секций обсад­ной колонны и одновременно подсчитывают суммарный вес секций; когда он превысит допустимую нагрузку растяжения для последую­щей секции, длину предыдущей секции следует пересчитать по допус- m тимой нагрузке растяжения, т.е. при \,4i ^[-^m+il' имеем m-\
	lm =-----------'------, где [Pm] и [Pm+i] - допустимые нагрузки растяже- ния соответственно для труб /и-й и (/я+1) секций (см. табл. 9.7); одновременно производится проверка секций на внутреннее давле­ние; 309

	длины вышерасположенных секций определяют по расчету на рас­тяжение. Поскольку вес колонны возрастает, для верхних секций под­бирают все более прочные трубы. Расчет продолжают до тех пор, пока суммарная длина всех секций не превысит глубины спуска колонны; в этом случае длина самой л-1 верхней секции корректируется по глубине скважины 1п= Н — /,/,- ■ <=1 Примеры расчета эксплуатационных колонн приведены ниже. Пример 9.1. Расчет эксплуатационной колонны для нефтяной скважины. Исходные данные. Скважина вертикальная добывающая, диаметр обсадной колонны d = 146,1 мм, диаметр ствола скважины D = 190,5 мм, глубина спуска колонны h = 3400 м, плотность бурового раствора рб.р = 1420 кг/м3. Сведения о цементировании колонны: глубина до уровня цемента за колонной /г„ = 2300 м; плотность цементного раствора р„ = 1850 кг/м^; глубина спуска промежуточной колонны кщ = 2500 м; интервал продуктивного пласта 3300-3380 м; коэффициент аномаль­ности пластового давления в продуктивном пласте &> = 1,35; плотность пластового флюи­да (в период ввода в эксплуатацию) р„л = 860 кг/м3; плотность жидкости, поступающей в скважину в конце эксплуатации, рфд = 950 кг/м3; снижение уровня в колонне в конце экс­плуатации hK = 2400 м. Сведения о проницаемом пласте: интервал положения пласта 2900—3100 м; коэффи­циент аномальности проницаемого пласта £а = 1,17; индекс давления поглощения про­ницаемого пласта k,= 1,6; плотность жидкости в колонне при ее испытании на герме­тичность ро„.ж= 1420 кг/м3. Решение. 1. Расчет наружного давления. На глубине 2300 м около цемента: Ргш = p6.pgAu = 1420-9,8-2300-Ю^1 = 32,0 МПа; на глубине 2500 м />25оо =/>2зоо + 1100g(2500 - 2300)10^ = 32,0 + 2,2 = 34,2 МПа; на глубине 2900 м в кровле проницаемого пласта />29оо =/>25оо + 1100-9,8(2900 -2500)-Ю^1 = 34,2 + 4,3 = 38,5 МПа. В интервале проницаемого пласта с ка = 1,17: давление у кровли рщ = fcapBg/гкр = 1,17-1000-9,8-2900-КГ6 = 33,3 МПа; давление у подошвы />„од = fcapBgA,™ = 1,17-1000-9,8-3100-КГ6 = 35,5 МПа. Так как толщина проницаемого пласта не превышает 200 м, в интервале 2900—3100 м наружное давление принимается постоянным и равным среднеарифметическому рпр = (33,3 + 35,5)/2 = 34,4 МПа. На глубине 3100 м под проницаемым пластом Рзюо =/>29оо + 1100-9,8(3100 - 2900)10^ = 38,5 + 2,2 = 40,7 МПа.
	310

	Так как давление против проницаемого пласта оказывается ниже давления в це­ментном камне против подошвы и кровли, при построении эпюры наружного избыточ­ного давления влияние проницаемого пласта можно не учитывать. На глубине 3300 м над продуктивным пластом Ргж =ргюо + 11009,8(3300 - 3100)10^ = 40,7 + 2,2 = 42,9 МПа. На глубине 3300 м в продуктивном пласте Ргш = fep.gVro = 1,35-1000-9,8-3300-КГ6 = 43,7 МПа. На глубине 3380 м в продуктивном пласте Ргш = kap.ghmn^ = 1,35-1000-9,8-3380-КГ6 = 44,7 МПа. Так как толщина продуктивного пласта менее 200 м, давление в нем принимается постоянным и равным среднеарифметическому РщюП = (43,7 + 44,7)/ 2 = = 44,2 МПа. Это давление распространяется на 50 м выше кровли продуктивного пласта, т.е. до глубины 3250 м. Давление на отметке 3250 м в цементном камне Р3250 =/>29оо + 1100-9,8(3250 -2900)10^ = 38,5 + 3,8 = 42,3 МПа. По рассчитанным величинам строится эпюра наружного давления на эксплуатаци­онную колонну (рис. 9.2). 2. Расчет внутреннего давления в колонне. Давление на устье:
	40 р, МПа
	юоо
	Рис. 9.2. Эпюра нагружения эксплуатационной колонны к примеру 9.1: 1,2,3 — наружное, внутренне и избыточное наружное давле­ние соответственно; 4 — избы­точное внутреннее давление (при опрессовке колонны)	2000
		3000

	в период ввода в эксплуатацию ру=рпрзш - pmg/!Kpnp = 43,7 - 860-9,8-3300-10-* = 43,7 - 27,8 = 15,9 МПа; при опрессовке колонны рт = 1,115,9 = 17,5 МПа — это давление принимается в ка­честве расчетного, так как оно превышает минимальное рекомендуемое давление опрес­совки/>„„ = 12,5 МПа для обсадных колонн диаметром 146,1 мм (см. табл. 9.4). Минимальное давление у башмака колонны в период ввода в эксплуатацию Ргт = рпл^й = 860-9,8-3400-Ю^1 = 28,7 МПа. Давление у башмака колонны в период опрессовки Ргт =Рт+ P6.Pgh. = 17,5 + 1420-9,8-3400-10-* = 17,5 + 47,3 = 64,8 МПа; в конце эксплуатации /з4оо= рфлё(/г - Ак) = 950-9,8(3400 - 2400)10"* = 9,3 МПа. По рассчитанным величинам строятся эпюры внутреннего давления во время опрес­совки колонны и в конце эксплуатации. 3. Построение эпюры наружного избыточного давления. Эпюра наружного избыточного давления строится для самых неблагоприятных ус­ловий нагружения, т.е. на заключительном этапе эксплуатации, когда вследствие сниже­ния уровня жидкости в колонне внутреннее противодавление становится минимальным. Так как при снижении уровня жидкости в колонне она опорожняется до глубины 2400 м, то в интервале от устья до глубины 2400 м эпюра наружного избыточного давления аналогична эпюре наружного давления: на глубине 2300 м />„.„ = 32,0 МПа; на глубине 2400 м />„.„ = 32,0 + 1100-9,8(2400 -2300)10^ = 32,0 + 1,1 = 33,1 МПа; на глубине 3250 м />„.„ = 32,0 + 1100-9,8(3250-2300)10^-950-9,8(3250-2400)10^ = 32,0+ 10,2 — 7,9 = 34,3 МПа; на глубине 3400 м />„.„ = 32,0 +1100-9,8(3400 -2300)- 950-10^(3400 -2400)10"*= 32,0 +11,9 -9,3 = = 34,6 МПа. По разностям наружного и внутреннего давлений в характерных точках строится эпюра наружного избыточного давления (см. рис. 9.2), которая затем используется при расчете эксплуатационной колонны. 4. Построение эпюры внутреннего избыточного давления. Для построения эпюры внутреннего избыточного давления исходной является эпю­ра наружного давления, и для сопоставления подбираются условия нагружения колон­ны, при которых внутреннее давление будет максимальным. Как видим, в рассматри­ваемом примере максимальное давление в колонне возникает во время ее опрессовки. Принимается, что внутреннее давление в колонне равномерно увеличивается от 17,5 МПа на устье до 64,8 МПа у башмака.
	312

	Приведем некоторые расчетные значения внутреннего избыточного давления в ха­рактерных точках: на устье/)в.„ = 17,5 МПа; на глубине 2300 м р.„=ру+ 1420-9,8-2300-КГ6- 32,0= 17,5 + 32,0-32,0= 17,5 МПа; на глубине 3250 м р.„ =ру + 1420-9,8-3250-КГ6- 32,0 - 1100-9,8(3250 - 2300)10"* = 17,5 + 45,2 - - 32,0 -10,2 = 20,5 МПа; на глубине 3250 м (под влиянием продуктивного пласта) р.„ = 17,5 + 45,2 - 44,2 = 18,5 МПа; на глубине 3400 м р.* =ру+ 1420-9,8-3400-Ю^1- 44,2 = 17,5 + 47,3 -44,2 = 20,6 МПа. Эпюра внутреннего избыточного давления представлена на рис. 9.2. 5.  Выбор типа обсадных труб для комплектования обсадной колонны и герметизи­рующего материала. Поскольку некоторые показатели прочности обсадных труб (например, при расчете на растяжение) зависят от типа резьбового соединения труб, прежде чем приступить к расчету производится выбор обсадных труб. В соответствии с табл. 9.1 для эксплуатаци­онных колонн диаметром до 219,1 мм, работающих в жидкой среде при избыточном внутреннем давлении в пределах 10—30 МПа, рекомендуются обсадные трубы с тре­угольной резьбой и уплотнением ФУМ или трубы с трапецеидальной резьбой типа ОТТМ. Выбираем обсадные трубы с треугольной резьбой. Треугольная резьба может быть короткой и удлиненной. Учитывая, что эксплуатационная колонна проектируется для глубокой скважины, принимаем удлиненную резьбу. 6. Проектирование эксплуатационной колонны. Расчет обсадной колонны ведется от ее нижнего конца. В нижней части наибольшее нагружение колонны возникает от избыточного наружного давления, поэтому оно и принимается прежде всего во внимание. Коэффициент запаса прочности на смятие в интервале продуктивного пласта при­нимается в пределах к, = 1,0—1,3 в зависимости от устойчивости коллектора. Примем к, = 1,2. Тогда критическое давление обсадных труб, пригодных для комплектования нижней секции в интервале 3250-3400 м, должно быть/;,,, >          > 1,2-34,6 = 41,5 МПа. Этому давлению соответствуют трубы из стали группы прочности Д с толщиной стенки 10,7 мм,рщ = 43,7 МПа (см. табл. 9.5), внутреннее избыточное давление />„.„ = 48,6 МПа (см. табл. 9.8). Оно значительно превышает фактическое внутреннее избыточное давление />„.„ = 20,6 МПа. Длина 1-й секции /, = 3400 - 3250 = 150 м. Вес 1-й секции Р, = 0,360150 = 54 кН (см. табл. 9.14). На отметке 3250 м выше 1-й секции />„.„ = 34,3 МПа. При коэффициенте запаса к3 = 1 для второй секции выбираем трубы с рщ, > > 34,3 МПа. Этому давлению соответствуют трубы из стали группы прочности Д с толщиной стенки 9,5 мм,рщ, = 37,1 МПа (см. табл. 9.5),р, = 43,1 МПа (см. табл. 9.8). Скорректированное критическое давление для труб 2-й секции Л ( 54 ^ Л, = Л, 0 - 0.3 —) = 37,1 1-0,3------ = 36,7 МПа, Л,          I         1548 ) где Ръ = 1548 кН по табл. 9.7. 313

	Так как 36,7 МПа > 34,4 МПа, трубы из стали группы прочности Д с толщиной стен­ки 9,5 мм подходят для 2-й секции. Для 3-й секции принимаем трубы из стали группы прочности Д с толщиной стенки 8,5 мм,рщ = 31,4 МПа (см. табл. 9.5),р, = 38,6 МПа (см. табл. 9.8). Эти трубы в соответ­ствии с эпюрой наружного избыточного давления можно применять выше отметки 2250 м. Длина 2-й секции h = 3250 - 2250 = 1000 м. Вес 2-й секции Р2 = 0,3231000 = 323 кН (см. табл. 9.14). Суммарный вес двух секций Р\-2 = 54 + 323 = 377 кН. Скорректированное критическое давление смятия для труб 3-й секции
	( >А ( О Лф =рЛ 1-0,3— =31,4 1-0,3------ =28,8МПа, ^         Г*)         У         1392) где Р3т= 1392 кН по табл. 9.7. Скорректированная глубина спуска 3-й секции по эпюре Аз = 2070 м. Скорректированная длина 2-й секции l\ =3250-2070 = 1180м. Вес 2-й секции Рг = 0,3231180 = 381,1 кН. Суммарный вес двух секций Р\-г = 54 + 381,1 = 435,1 кН. Для 4-й секции принимаем трубы из стали группы прочности Д с толщиной стенки 7,7 мш,рщ = 26,1 МПа (табл. 9.5),рш = 35,0 (см. табл. 9.8), Р^, = 794 кН (см. табл. 9.9). Секцию 4 можно использовать выше отметки /и = 1900 м. Длина 3-й секции /3 = 2070 - 1900 = 170 м. Вес 3-й секции Р3 = 0,292170 = 49,6 кН (см. табл. 9.14). Суммарный вес трех секций Л-з = 435,1 + 49,6 = 484,7 кН. Скорректированное критическое давление смятия для труб 4-й секции ( Л з 1 ( 484'7 ^ Лф =Лф 1-0,3-^ =26,7 1-0,3-------- =23,6МПа, I       Р^)       У       1274J где iV = 1274 кН по табл. 9.7. Скорректированная глубина спуска 4-й секции h\= 1700 м. Скорректированная длина 3-й секции 1'} =2070-1700 = 370м. Вес 3-й секции Рг = 0,292-370 = 108,0 кН (см. табл. 9.14). Суммарный вес трех секций Риз = 435,1 + 108,0 = 543,1 кН. Страгивающая нагрузка для труб 4-й секции Р^ = 823 кН, допустимая нагрузка рас­тяжения [Р] = P^Jk, = V 823/1,3 = 633,"0кН. Трубы из стали группы прочности Д с толщиной стенки 7,7 мм пригодны для ком­плектования 4-й секции. 314

	Для 5-й секции примем трубы из стали Д с толщиной стенки 7 мм, р^ = 22,4 МПа (см. табл. 9.5),/>„„ = 31,8 МПа (см. табл. 9.8). В соответствии с эпюрой наружного избыточного давления 5-я секция может быть спущена на глубину Й5 = 1600 м. Длина 4-й секции U = 1700 - 1600 = 100 м. Вес 4-й секции Р4 = 0,245100 = 24,5 кН (см. табл. 9.15). Суммарный вес четырех секций P\-t = 543,1 + 24,5 = 567,6 кН. Скорректированное критическое давление смятия для труб 5-й секции {           Л 4 1          (           567>6 ^ Лф =рЛ 1-0,3— =22,4 1-0,3-------- = 19,1МПа, где Р5т= 1156 кН по табл. 9.7. Скорректированная глубина спуска 5-й секции h'i = 1370 м. Скорректированная длина 4-й секции 1\ =1700-1370 = 330м. Скорректированный вес 4-й секции Р'А = 0,245-330 = 80,9 кН. Суммарный вес четырех секций Рм = 543,1 + 80,9 = 624,0 кН. Для труб 4-й секции из стали группы прочности Д с толщиной стенки 7,7 мм допус­каемая нагрузка растяжения [Р^\ = 823/1,3 = 633,0, для труб 5-й секции из стали группы прочности Д с толщиной стенки 7,0 мм допускаемая нагрузка растяжения [Р5] = 735/1,3 = 565,4 кН. На основании сопоставления допустимой нагрузки с весом четырех секций Pi_4 = 624,0 кН можно установить, что трубы 5-й секции не пригодны для использования, кро­ме того, начиная с 4-й секции расчет колонны надо вести по нагрузке растяжения. Скорректированная длина 4-й секции [Л1-^= 633.0-543,1 ^зз7м ?4                  О'267 Вес 4-й секции Р4 = 0,267-337 = 90 кН. Суммарный вес четырех секций Рм = 543,1 + 90 = 633,1 кН. Для 5-й секции трубы из стали Д с 8,5-мм толщиной стенки Р^щ = 931 кН (см. табл. 9.9), [Р5] = 931/1,3 = 716,1 кН. Длина 5-й секции /5 = (716,1 - 633,1)/0,292 = 284 м. Вес 5-й секции Р5 = 0,292-284 = 82,9 кН. Суммарный вес пяти секций Л_5 = 633,1 + 82,9 = 716,0 кН. Для 6-й секции трубы из стали Д с 9,5-мм толщиной стенки Р^ф = 1059 кН (см. табл. 9.9), [Р6] = 1059/1,3 = 814,6 кН. Длина 6-й секции k = (814,6 - 716,0)/0,323 = 305 м. Суммарная длина шести секций 315

	/i_6= 150+ 1180 + 370 +337 + 284 + 305 = 2626 м. Вес 6-й секции Р6 = 0,323-305 = 98,5 кН. Суммарный вес шести секций Р\-$ = 716,0 + 98,5 = 814,5 кН. Для 7-й секции трубы из стали Д с 10,7-мм толщиной стенки Р^ = 1216 кН (см. табл. 9.9), [Р7] = 1216/1,3 = 935,3 кН. Длина 7-й секции /7 = (935,3 - 814,5)/0,360 = 330 м. Вес 7-й секции Рч = 0,360-330 = 118,8 кН. Суммарный вес семи секций Л_7 = 814,5 + 118,8 = 933,3 кН. Суммарная длина семи секций /]_7 = 2626 + 330 = 2956 м. Для 8-й секции трубы из стали К исполнения Б с толщиной стенки 10,7 мм Р^% = 1569 кН (см. табл. 9.9), [Рь] = 1569/1,3 = 1206,9 кН. Длина 8-й секции /8 = (1206,9 - 933,3)/0,360 = 760 м. Скорректированная длина 8-й секции И = 3400 -2956 = 444 м. Вес 8-й секции Р8 = 0,360-444 = 159,8 кН. Суммарный вес восьми секций Л-8 = 933,3 + 159,8 = 1093,1 кН. Конструкция колонны приведена в табл. 9.15. Пример 9.2. Расчет эксплуатационной колонны для газовой скважины. Исходные данные. Скважина вертикальная добывающая; диаметр обсадной колонны d = 177,8 мм; диаметр ствола скважины D = 215,9 мм; глубина спуска обсадной колонны h = 2700 м; плотность бурового раствора при вскрытии продуктивного пласта рбр = 1700 кг/м3. Сведения о цементировании колонны: высота подъема цемента — до устья; плот­ность цементного раствора р„.р =1930 кг/м3; глубина спуска промежуточной колонны /г„р = 2100 м; интервал продуктивного пласта 2500—2700 м. Давление в продуктивном пласте при вводе в эксплуатацию рт = 43 МПа; давление в колонне в конце эксплуатации ркт =1,0 МПа. Относительная плотность природного газа по воздуху р = 0,65; коэффициент сверх­сжимаемости газа т = 0,8. Температура у забоя 100 °С, у устья при эксплуатации 55 °С. Испытание колонны на герметичность с водой в один прием без пакера. Интервал залегания высокопластичных глин 2200—2350 м; средняя плотность гор­ных пород 2500 кг/м3. Решение. 1. Построение эпюры наружного давления. Расчет наружного давления в характерных точках эпюры.
	Таблица 9.15 Конструкция эксплуатационной колонны диаметром 146,1 мм из труб по ГОСТ 632-80 с удлиненной треугольной резьбой по данным расчета
	Номер секции (снизу вверх) Интервал уста­новки, м Длина секции, м Толщина стенки, мм Группа прочно­сти стали Ипол-нение Вес секции, кН Нарас­тающий вес колон­ны, кН 1 3400-3250 150 10,7 д А 54,0 54,0 2 3250-2070 1180 9,5 д А 381,1 435,1 3 2070-1700 370 8,5 д А 108,0 543,1 4 1700-1363 337 7,7 д А 90,0 633,1 5 1363-1079 284 8,5 д А 82,9 716,0 6 1079-774 305 9,5 д А 98,5 814,5 7 774-^44 330 10,7 д А 118,8 933,3 8 444-0 444 10,7 к Б 159,8 1093,1
	316

	В зацементированном интервале у устья рлу = О, у кровли пластичных глин на глубине 2200 м />„22оо = 1100-9,8-2200-КГ6 = 23,7 МПа, в интервале залегания пластичных глин в кровле на глубине 2200 м /».22оо = prng/гкр = 2500-9,8-2200-Ю^1 = 53,9 МПа, в подошве на глубине 2350 м /».235о = 2500-9,8-2350-Ю^1 = 57,6 МПа. Так как толщина пласта 150 м < 200 м, принимается />ор= (53,9 + 57,6)/2 = 55,8 МПа. В зацементированном интервале: у подошвы глин на глубине 2350 м />„2350 = 1100-9,8-2350-КГ6 = 25,3 МПа; у кровли газового пласта на глубине 2500 м />„25оо = 1100-9,8-2500-КГ6 = 27,0 МПа; В продуктивном пластеин = 43,0 МПа. 2. Построение эпюры внутреннего давления. Расчет внутреннего давления в колонне в характерных точках эпюры. При завершении цементирования: на устье скважины р..у = (рц.Р - p6.P)gA = (1930 -1700)9,8-270010"* = 6,1 МПа (буровой раствор использован в качестве продавочной жидкости); у забоя на глубине 2700 м р.тто =р..у+ p6.PgA = 6,1 + 1700-9,8-2700-Ю^1 = 6,1 + 45,0 = 51,1 МПа. Перед началом эксплуатации: против интервала продуктивного пласта р, =рш = 43 МПа; на устье pty=pmJes, 0,03415рА где S = --------------; Т— средняя абсолютная температура по стволу, тТ 100 + 55 Т= 273 +-----------= 350,5 К,
	0,03415 ■ 0,65 ■ 2700 S= --------------------------= 0,214; 0,8 • 350,5 р,.у= 43,0/е0'214 = 34,7 МПа. При опрессовке обсадной колонны с водой: у устья
	317

	Рт.у= М/>ву= 1,1-34,7 = 38,2 МПа; у забоя />о„.з =Рш.у+ p.gh = 38,2 + ЮОО-9,8-270010"* = 38,2 + 26,5 = 64,7 МПа. При окончании добычи газа внутреннее давление р, = 1,0 МПа принимается посто­янным по всей колонне. 3. Построение эпюры наружного избыточного давления. Расчет наружного избыточного давления в характерных точках эпюры для самых неблагоприятных условий нагружения обсадной колонны, когда в конце эксплуатации внутреннее противодавление снизится до 10 МПа: у устья Рижу=Ри.у-р..у = 0 - 1,0 = -1,0 МПа; давление в интервале пластичных глин постоянно (pBJI = 55,8 —1,0 = 54,8 МПа) и распро­страняется на 50 м выше и ниже интервала глин, т.е. в интервале 2150—2400 м; в зацементированном интервале на отметке 2150 м />„.„ = 1 ЮО-9,8-215010^ -1,0 = 23,2 -1,0 = 22,2 МПа; в зацементированном интервале на глубине 2400 м />„.„ = 1 ЮО-9,8-240010-* -1,0 = 25,8 -1,0 = 24,8 МПа; в зацементированной части против продуктивного пласта и на 50 м выше его кров­ли, т.е. в интервале 2450-2700 м, />„.„ = 43,0 -1,0 = 42,0 МПа. 4. Построение эпюры внутреннего избыточного давления. Расчет внутреннего избыточного давления в характерных точках эпюры при опрес-совке колонны, когда внутреннее давление максимально: у устья р.„.у=Рол., -/>„ = 3 8,2 - 0 = 3 8,2 МПа; на глубине 2200 м против кровли глин />в.и22оо =/>оп.у + pBg220010"* -/>„22оо = 38,2 + ЮОО-9,8-220010"* - 23,7 = 38,2 + + 21,6 -23,7 = 36,1 МПа; на глубине 2200 м против пластичных глин /„.„2200 = 38,2 + 21,6 - 53,9 = 5,9 МПа; на глубине 2350 м против пластичных глин />в.и2350 = 38,2 + ЮОО-9,8-235010"* - 57,6 = 38,2 + 23,0 - 57,6 = 3,6 МПа; на глубине 2350 м у подошвы пластичных глин Р».и2350 = 38,2 + ЮОО-9,8-235010^1 - 25,3 = 38,2 + 23,0 - 25,3 = 35,9 МПа; на глубине 2500 м у кровли продуктивного пласта А.И2500 = 38,2 + ЮОО-9,8-250010^1 - 27,0 = 38,2 + 24,5 - 27,0 = 35,7 МПа; на глубине 2500 м в продуктивном пласте 318

	/..rfsoo = 38,2 + 24,5 - 43,0 = 19,7 МПа; на глубине 2700 м в продуктивном пласте Р».и27оо = 38,2 + 1000-9,8-2700-10-* - 43,0 = 38,2 + 26,5 - 43,0 = 21,7 МПа. 5. Выбор типа обсадных труб для комплектования эксплуатационной колонны. Тип резьбовых соединений обсадных труб и уплотнительные материалы подбирают­ся по табл. 9.1 по внутреннему избыточному давлению, превышающему 30 МПа. Принимаем трубы с трапецеидальной резьбой типа ОТТТ и уплотнительный материал Р-2МВП, так как температура в скважине не превышает 100 °С. 6. Расчет эксплуатационной колонны на прочность. Расчет начинается с самой нижней секции. Для нижней секции по табл. 9.5 подби­раются трубы по наибольшему наружному избыточному давлению с учетом коэффици­ента запаса прочности. Для интервала продуктивного пласта принимаем коэффициент запаса к, = 1,3. Выбираем трубы ОТТТ из стали группы прочности Е с толщиной стенки 12,7 мм, рщ = 58,7 МПа > 42,0-1,3 = 54,6 МПа (см. табл. 9.5), р. = 68,9 МПа (табл. 9.8), [Рр«] = 2285 кН (см. табл. 9.10). Длина 1-й секции /, = (2700 - 2500) + 50 = 250 м. Вес 1-й секции Р, = 0,515-250 = 128,75 кН (см. табл. 9.14). Секция 2 располагается в интервале 2400—2450 м. На глубине 2450 м наружное из­быточное давление по эпюре 35,8 МПа. Коэффициент запаса прочности к\ = 1,0. По табл. 9.5 выбираем трубы из стали группы прочности Д с толщиной стенки 11,5 мм — рщ = 36,9 МПа (см. табл. 9.15), р, = 42,9 (см. табл. 9.8), [Р^\ = = 1814 кН (см. табл. 9.10). Скорректированное критическое давление для труб секции 2 с учетом веса нижней секции I Л 1 ( 128>75 I рт=рт\ 1-0,3—L |=36,9| 1-0,3-------- |=36,2МПа. 2274 Так как 36,2 МПа > 35,8 МПа, секцию 2 в интервале 2400-2450 м можно комплекто­вать трубами из стали Д с толщиной стенки 11,5 мм. Длина 2-й секции h = 50 м, вес Р2 = 0,473-50 = 23,65 кН (см. табл. 9.14). Суммарный вес двух секций Р]_2 = 128,75 + 23,65 = 152,4 кН. В интервале 2150-2400 м наружное избыточное давление />„.„ = 54,9 МПа. По табл. 9.5 для этого интервала годятся трубы из стали группы прочности Л с толщиной стенки 11,5 мм -рщ = 57,0 МПа > 54,9 МПа. Скорректированное значение критического давления для труб секции 3 (           152,4 ^ р , = 57,0 1 - 0,3------- = 56,3 МПа, ""            ^          3922 J где Рт3 = 3922 кН (см. табл. 9.7). Для комплектования секции 3 принимаем трубы из стали группы прочности Л с толщиной стенки 11,5 мм. Длина секции 3 по протяженности интервала h = 2400 — 2150 = 250 м, вес Р$ = 0,473-250= 118,25 кН. Суммарный вес трех секций Риг = 152,4 + 118,25 = 270,65 кН. На глубине 2150 м избыточное наружное давление 22,2 МПа. Для секции 4 выбираем трубы из стали группы прочности Д с толщиной стенки 9,2 мм -рщ = 25,9 МПа > 22,2 МПа (см. табл. 9.5). 319

	Таблица 9.16 Конструкция эксплуатационной колонны диаметром 177,8 мм из труб ОТТГ
	Номер секции (снизу вверх) Интервал уста­новки, м Длина секции, м Толщина стенки, мм Группа прочно­сти стали Испол­нение Вес секции, кН Нарас­тающий вес колон­ны, кН 1 2 3 4 2700-2450 2450-2400 2400-2150 2150-0 250 50 250 2150 12,7 11,5 11,5 9,2 Е д Л Е А А А А 128,75 23,65 118,25 827,75 128,75 152,40 270,65 1098,4
	Скорректированное критическое давление для труб секции 4 (           270,65 ^ р =25,9 1-0,3--------- =24,7 МПа (см. табл. 9.7). I         1842 ) Из табл. 9.14 следует, что трубы ОТТТ-178 с толщиной стенки менее 9,2 мм не вы­пускаются, следовательно, до поверхности пока следует оставить трубы из стали группы прочности Д с толщиной стенки 9,2 мм. Проверка нижнего конца секции 4 на растяжение. Допустимая нагрузка растяжения для труб секции 4 [Ppaj = 1480 кН (табл. 9.10). Весовая нагрузка от трех секций значи­тельно ниже допустимой. Проверка верхнего конца секции 4: вес Рц = qdi = 0,385-2150 = 827,75 кН; суммар­ный вес четырех секций P\-t = 270,65 + 827,75 = 1098,4 кН; суммарный вес менее допус­тимой нагрузки растяжения. Проверка труб секции на внутреннее избыточное давление: коэффициент запаса прочности на внутреннее давление &> = 1,15 (см. стр. 281); внутреннее избыточное давление у нижнего конца секции 4 />в.и2150 =р<т.у + 1000-9,8-2150-10"* -ри = 38,2 + 21,1 - 23,2 = 36,1 МПа. Предельное внутреннее давление для труб ОТТТ-178 из стали группы прочности Д с толщиной стенки 9,2 ммрп = 34,3 МПа (см. табл. 9.8). С учетом коэффициента запаса прочности для труб исполнения А необходимы тру­бы ср,> 1,15-36,1 =41,5 МПа. По табл. 9.8 для комплектования секции 4 по внутреннему давлению выбираем тру­бы из стали группы прочности Е с толщиной стенки 9,2 мм — р, = 49,9 МПа и [Р,] = 49,9/1,15 = 43,4 МПа. Оно превышает давление на устье 38,2 МПа, создаваемое при опрессовке. Следовательно, для секции 4 подходят трубы из стали группы прочности Е с толщиной стенки 9,2 мм в интервале 0—2150 м. Проверка труб секции 4 на растяжение: вес Рц = 0,385-2150 = 827,75 кН; суммарный вес четырех секций Рм = 270,65 + 827,75 = 1098,4 кН; суммарная нагрузка растяжения для труб секции 4 [PpJ = 1676 кН (см. табл. 9.10), вес обсадной колонны 1098,4 кН зна­чительно меньше допустимой нагрузки. Рассчитанная конструкция из четырех секций принимается следующей (табл. 9.16).
	320

	9.3. ПРОВЕРКА ОБСАДНЫХ ТРУБ ПО НАГРУЗКЕ В КЛИНОВОМ ЗАХВАТЕ ПРИ СПУСКЕ ОБСАДНОЙ КОЛОННЫ Предельное значение растягивающей нагрузки в клиновом захвате, при котором напряжение в теле трубы достигает предела текучести <тт,
	1+
	где F — площадь сечения трубы, м2; <тт — предел текучести, Па; d^ — сред­ний диаметр трубы, мм; / — длина плашки клина, мм; а = =9° 27'15"; ф — угол трения; % — коэффициент; % = ую/2л; у — угол охвата, у > 60°; т — число клиньев. Допустимая нагрузка растяжения для трубы, находящейся в клине, определяется как [Рдоп] = Pwejjk3, где к, = 1,3. 9.4. ПОРЯДОК РАСЧЕТА ПРОМЕЖУТОЧНОЙ КОЛОННЫ Промежуточная обсадная колонна, как и эксплуатационная, рассчиты­вается на три вида нагружения (см. разд. 9.2). Отличие состоит в том, что через промежуточную колонну осуще­ствляется бурение нижележащих интервалов и от условий в разрезе, вскрываемом скважиной, давление внутри колонны может изменяться в широких пределах, причем за минимальное внутреннее давление принимается такое, которое может возникнуть при поглощении про­мывочной жидкости или при открытом выбросе. Для первых двух-трех разведочных скважин опорожнение промежуточной колонны вследст­вие поглощения может быть принято не более чем на 30—40 %. В газовой скважине полное замещение бурового раствора природ­ным газом принимается при объемном содержании в нем H2S более 6 % и в скважинах большой глубины при отсутствии в разрезе водонос­ных горизонтов ниже башмака колонны. Максимальное внутреннее давление в промежуточной колонне для нефтяной скважины, оборудованной ПО, рассчитывается по пластово­му давлению с учетом разгрузки от давления столба жидкости в ко­лонне после полного замещения бурового раствора пластовым флюи­дом. За расчетное внутреннее давление может быть принято гидроста­тическое давление столба утяжеленного бурового раствора, применяе­мого при вскрытии нижележащих интервалов, или давление цементно­го раствора при цементировании последующей колонны.
	321

	Для нефтяных скважин максимальное давление на устье при закры­том превенторе рекомендуется увеличивать на Ар, т.е. на дополни­тельное давление, необходимое для ликвидации проявления. Такой же порядок определения максимального внутреннего давле­ния устанавливается и для газовых скважин, только распределение давления принимается по закону рв = pwles с учетом полного замеще­ния в скважине бурового раствора пластовым флюидом. Если в скважину поступает смесь флюидов, то принимается сред­няя плотность жидкости в скважине. Наружное давление на промежуточную колонну рассчитывается по тем же правилам, что и для эксплуатационной колонны. Рекомендуемые значения коэффициента запаса прочности при рас­чете промежуточной колонны: 1) на наружное избыточное давление — к3 = 1,0; 2) на внутреннее избыточное давление значения к3 те же, что и для эксплуатационной колонны (см. выше); 3) на растяжение - коэффициенты запаса приведены в табл. 9.17. С учетом возможного повышенного износа промежуточной колон­ны при последующем бурении нижележащих интервалов рекоменду­ется у устья устанавливать трубы с максимальной толщиной стенки общей длиной 20 м. Если бурение из-под колонны будет вестись про­должительное время, на участках наибольшего возможного износа обсадной колонны положено увеличивать толщину стенки обсадных труб на основании опытных данных или расчета по региональным ме­тодикам. Следует отметить, что приведенный выше порядок расчета нагру­зок применим и для колонн, комплектуемых импортными трубами, однако при этом коэффициенты запаса прочности будут иными: 1) на избыточное наружное давление в зоне эксплуатационного объекта к3 = 1,125^-1,25;
	Таблица 9.17 Значения коэффициента запаса прочности при расчете промежуточной колонны на растяжение (для вертикальных скважин)
	Диаметр трубы, мм Длина колонны, м Величина коэффициента запаса прочности 114,3-168,3 <3000 1,15 >3000 1,30 177,8-244,5 <1500 1,30 >1500 1,45 273,1-323,9 <1500 1,45 >1500 1,60 >323,9 <1500 1,60 >1500 1,75
	322

	2)  на избыточное наружное давление в остальной части к3 = = 1,125; 3) на внутреннее избыточное давление к3 = 1,1; 4) на нагрузку растяжения — по страгивающей нагрузке к3 = =1,75, по нагрузке в теле трубы к3= 1,25. 9.5. РЕКОМЕНДАЦИИ ПО РАСЧЕТУ ПОТАЙНОЙ КОЛОННЫ (ХВОСТОВИКА) Длина участка потайной колонны внутри предыдущей обсадной ко­лонны должна быть не менее 70 м. На всем протяжении этого интерва­ла потайная колонна должна состоять из труб, аналогичных тем, что находятся у башмака предыдущей колонны. Расчет потайной колонны ведется по наружному и внутреннему из­быточному давлению, причем учитываются их наибольшие величины, возникающие при самых неблагоприятных сочетаниях давлений сна­ружи и внутри колонны. Наружное избыточное давление рассчитывается для следующих условий: в момент окончания продавливания цементного раствора по всей длине потайной колонны Рим* = (Рц.р - Рпр.жк(2 - К)                                         (9.21) (рц,р и рпр ж - плотность соответственно цементного раствора и прода-вочной жидкости; hT — глубина до головы потайной колонны); после цементирования потайной колонны
	(pHz - наибольшее наружное давление, определенное по плотности жидкости затворения рж = 1100 кг/м3 либо по пластовому давлению в зоне АВПД, либо по геостатическому давлению при наличии высоко­пластичной породы за колонной; рт — плотность жидкости внутри по­тайной колонны); при возможном поглощении бурового раствора во время бурения ниже потайной колонны P».»z=P»z- Рв»Ф - Щ                                             (9.22) (Н — снижение уровня бурового раствора в скважине вследствие по­глощения); при открытом фонтанировании газовых и газонефтяных скважин для определении наружного избыточного давления внутреннее давление рассчитывается по инструкции [12], вместе с тем при недостатке ис-
	323

	ходных данных допускается расчет наружного избыточного давления по упрощенной формуле ря,,=ря,-^^г                               (9.23)
	(z - глубина до кровли пласта с р^). Внутреннее избыточное давление в потайной колонне может дос­тигать наибольших значений при испытании на герметичность (без установки пакера выше головы потайной колонны) Рв.иг = 1 ЛРу + pBgz -рИ2,                                            (9.24) тдеру - ожидаемое давление на устье. Если испытание на герметичность не проводится, то в процессе бу­рения ниже потайной колонны с использованием утяжеленного рас­твора А.иг = P6.pgz -pBz.                                                    (9.25) Расчет потайной колонны на прочность производится в том же по­рядке, как и эксплуатационной колонны.
	9.6. ОСОБЕННОСТИ РАСЧЕТА ОБСАДНЫХ КОЛОНН ДЛЯ НАКЛОННО НАПРАВЛЕННЫХ СКВАЖИН 9.6.1. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ Расчет обсадных колонн в этом случае выполняется с учетом проект­ного профиля скважины, а при существенном отклонении фактическо­го профиля от проектного рассчитанная конструкция обсадной колон­ны должна быть скорректирована с учетом фактической траектории. При общем удлинении обсадной колонны по профилю скважины не более чем на 50 м по сравнению с вертикальной расчет давлений до­пускается производить так же, как и для вертикальной скважины, т.е. по длине колонны. В остальных случаях давление рассчитывается по проекции на вертикаль. Если выполняется расчет с учетом внешнего пластового или горного давления, протяженность соответствующего интервала определяется по глубинам за вычетом его удлинения из-за наклона скважины. При расчете обсадных колонн на прочность влияние искривления профиля скважины учитывается увеличением запаса прочности в зави­симости от интенсивности искривления, размера и прочности соеди­нения труб.
	324

	Интенсивность искривления принято оценивать в градусах на 10 м; если известен радиус R интервала искривления, то интенсивность рас­считывается по формуле ос = 573/R.                                                          (9.26) В случае пространственного искривления скважины расчет интен­сивности искривления выполняют по формуле
	573 i----------------------------------------------- аи =-----^2(1 - sin щ sin а2 cos Д/3 - cos щ cos а2), (9.27) где (Xi и осг — зенитные углы в пунктах траектории на расстоянии /; А[3 = Рг — (31 — изменение азимутального угла в тех же пунктах. Коэффициент запаса прочности на растяжение для обсадных труб с треугольной резьбой для участка с интенсивностью искривления а„ пересчитывают по формуле К =-------------------»                                    (9-28) 3 1-М(аи-0,5) где к3 — коэффициент запаса для вертикальной скважины; Х\ — коэффи­циент, учитывающий влияние размера соединения и его прочност­ных характеристик (табл. 9.18).
	325

	Минимальные значения коэффициента запаса для обсадных труб по ГОСТ 632—80 приведены ниже. Наружный диаметр обсадных труб......................... 114,3-168,3 177,8-244,4 273,1-323,9 >323,9 Коэффициент запаса К....... 1,3                      1,45                    1,6                     1,75 При расчете обсадных колонн из труб с трапецеидальной резьбой и нормальным диаметром муфт (ОТТМ, ОТТГ, ТБО и импортные) учи­тываются следующие условия: 1)  расчет на прочность соединения при растяжении для труб диа­метром до 168,3 мм при интенсивности искривления до 5° на 10 м и для труб диаметром выше 168,3 мм при интенсивности до 3° на 10 м ведется, как для вертикальной скважины; 2) при интенсивности искривления от 3 до 5° на 10 м для труб диа­метром свыше 168,3 мм допустимая нагрузка на растяжение уменьша­ется на 10%. С учетом изгиба допустимую нагрузку на растяжение для гладкого тела трубы определяют по формуле
	где F - площадь поперечного сечения тела трубы, м2; <тт - предел те­кучести материала трубы, Па; к'3%т — коэффициент запаса.
	Таблица 9.18 Значения коэффициента X,
	Диаметр Группа прочности стали трубы, мм Д К Е Л М Р 114,3 0,030 0,023 0,020 0,017 0,014 0,012 127,0 0,034 0,026 0,023 0,020 0,017 0,014 139,7 0,038 0,029 0,025 0,022 0,019 0,015 146,1 0,040 0,030 0,027 0,023 0,020 0,016 168,3 0,046 0,035 0,031 0,027 0,023 0,019 177,8 0,050 0,038 0,033 0,029 0,025 0,020 193,7 0,054 0,042 0,037 0,032 0,027 0,022 219,1 0,066 0,050 0,044 0,037 0,032 0,027 244,5 0,074 0,054 0,050 0,042 0,036 0,030 273,1 0,084 0,064 0,057 0,048 0,041 0,034 298,5 0,095 0,072 0,064 0,054 0,046 0,038 323,9 0,106 0,080 0,072 0,060 0,052 0,043 339,7 0,113 0,086 0,076 0,064 0,055 0,045 351,0 0,122 0,092 0,082 0,069 0,060 - 377,0 0,135 0,102 0,090 0,077 - - 406,4 0,137 0,104 0,093 - - - 426,0 0,160 0,122 0,108 - - - 473,1 0,168 0,128 - - - - 508,0 0,183
	326

	Значение коэффициента запаса для изогнутого участка рассчитыва­ется по формуле
	IV           ----	(9.29)
	где #з.гл — коэффициент запаса для вертикальной скважины, кзтл = = 1,25; Хг — коэффициент, учитывающий влияние диаметра трубы и ее прочностных характеристик (табл. 9.19). Интервалы, где происходит набор зенитного угла, увеличивают на 25 м в сторону устья скважины. В траектории скважины выделяют интервал с максимальной интен­сивностью искривления a,,,^. Если этот интервал расположен первым от устья, то расчет обсадной колонны на всем нижележащем участке от начала искривления ведут с коэффициентом запаса к'3, полученным исходя из (Хипих, не принимая во внимание интенсивности последую­щих участков а„2 и а„з. Если интенсивность искривления максимальна на втором участке, то верхний участок рассчитывают с учетом его ин­тенсивности (Хиь а после-дующие — с учетом а^ и т.д. Допустимые длины секций по расчету на растяжение определяются без учета архимедовых сил
	Таблица 9.19 Значения коэффициента Хг
	Диаметр Группа прочности стали трубы, мм Д К Е Л М Р 114,3 0,028 0,021 0,019 0,016 0,014 0,011 127,0 0,031 0,023 0,021 0,018 0,016 0,012 139,7 0,034 0,026 0,023 0,020 0,017 0,013 146,1 0,035 0,027 0,024 0,021 0,018 0,014 168,3 0,041 0,031 0,028 0,024 0,021 0,016 177,8 0,043 0,033 0,030 0,025 0,022 0,017 193,7 0,047 0,036 0,032 0,027 0,024 0,019 219,1 0,053 0,040 0,036 0,031 0,027 0,021 244,5 0,059 0,045 0,041 0,034 0,030 0,024 273,1 0,066 0,050 0,046 0,038 0,033 0,026 298,5 0,072 0,055 0,050 0,042 0,036 0,029 323,9 0,078 0,059 0,054 0,046 0,040 0,031 339,7 0,082 0,062 0,057 0,048 0,042 0,033
	327

	351,0 0,085 0,064 0,059 0,050 0,043 0,034 377,0 0,091 0,069 0,063 0,053 0,046 0,036 406,4 0,098 0,074 0,068 0,057 0,050 0,039 426,0 0,103 0,078 0,071 0,060 0,052 0,041 473,1 0,114 0,087 0,079 0,067 0,058 0,046 508,0 0,122 0,093 0,085 0,072 0,062 0,049
	где Р — общий вес нижележащих секций; qt — вес 1 м трубы г-й секции. При длине вертикального участка не более 100 м запас прочности на растяжение может быть принят по нижележащему интервалу набо­ра зенитного угла. Пример 9.3. Расчет эксплуатационной колонны для направляющего участка гори­зонтальной скважины. Характеристика профиля. Направляющий участок имеет следующий 4-интер-вальный профиль: вертикальный интервал h\ = 150 м; радиус 1-го интервала набора зенитного угла R = 250 м, интенсивность i = = 573/250 = 2,3710 м; зенитный угол в конце интервала oil = 9,5°; протяженность интервала: набора зенитного угла h = 41,5 м, стабилизации зенитно­го угла h = 2140 м; радиус 2-го интервала набора зенитного угла г = 60 м, интенсивность i = = 573/60 = 9,6 710 м; длина 2-го интервала набора зенитного угла U = 84,5 м; зенитный угол в конце интервала набора а,г = 90°; длина эксплуатационной колонны L = 2416 м; глубина скважины (по вертикали) h = 2350 м; отход от забоя А = 415 м. Исходные данные для расчета. Диаметр эксплуатационной колонны d= 193,7 мм; глубина до кровли нефтяного пласта /г„ = 2300 м. Характеристики нефтяного пласта: давление в пласте рт = 30,5 МПа (ка = = 1,35); индекс давления поглощения кп = 1,85, плотность нефти р„ = 860 кг/м3, плотность обвод­ненной нефти, отбираемой в конце эксплуатации, р'ш = 940 кг/м3. Снижение уровня в скважине в конце эксплуатации hyp = 1700 м; плотность бурово­го раствора рб.р =1450 кг/м3. Сведения о цементировании. Цементирование эксплуатационной колонны до устья; плотность цементного раствора р„ = 1700 кг/м3; предыдущая колонна спущена на глуби­ну h = 500 м, в интервале 590—710 м проницаемый пласт с минерализованной водой с к, = 1,3. 1. Построение эпюры наружного давления. Расчет наружного давления в характерных точках профиля скважины. На глубине 150 мрит = 1 ЮО-9,815010^1 = 1,6 МПа; на глубине 190 мрит = = 1 ЮО-9,819010"* = 2,0 МПа. На глубине 590 м в кровле водоносного пласта/>„59о =1100-9,8-590-10"6 = 6,36 МПа. В водоносном пласте: на глубине 590 м Prtw = 1,31000-9,8-590 10"6 = 7,52 МПа;
	на глубине 710 м р'тю = 1,31000-9,8-710-КГ* = 9,04 МПа. В подошве водоносного пласта на глубине 710 м 328

	/>„7,о = 1100-9,8-710-10^ = 7,65 МПа. В кровле продуктивного пласта на глубине 2300 м р«2ж = 1100-9,8-2300-КГ6 = 24,80 МПа. В продуктивном пласте рш = 30,5 МПа. По рассчитанным значениям строится эпюра наружного давления (рис. 9.3). 2. Построение эпюры внутренних давлений. Расчет внутреннего давления в эксплуатационной колонне для построения эпюры. Ожидаемое давление на устье в начале эксплуатации р.у=Рш - p,gh« = 30,5 - 860-9,8-2300-10"* = 30,5 -19,4 = 11,1 МПа. Давление опрессовки на устье рт = 1,111,1 = 12,2 МПа. Оно превышает минималь­ное рекомендуемое давление опрессовки для 193,7-мм колонны р'т = 9,5 МПа (см. табл. 9.4), поэтому принимаетсярш = 12,2 МПа. Давление при опрессовке колонны: на глубине 150 мр,т = 12,2 + 1450-9,8-150-Ю^1 = 14,3 МПа; на глубине 190 мр,т = 12,2 + 1450-9,8-190-Ю^1 = 14,9 МПа; на глубине 590 мр,590 = 12,2 + 1450-9,8-590-Ю"6 = 20,6 МПа; на глубине 710 мр,т = 12,2 + 1450-9,8-710-10"* = 22,3 МПа; на глубине 2300 мрв2зоо = 12,2 + 1450-9,8-2300-10"* = 44,9 МПа; на глубине 2350 мр„2з5о = 12,2 + 1450-9,8-2350-10"* = 45,6 МПа. Давление в конце эксплуатации: в интервале 0-1700 мрп = 0; на глубине 2300 мр, = 940-9,8(2300 -1700) = 5,5 МПа; на глубине 2350 мр. = 940-9,8(2350 -1700) = 6,0 МПа. Давление на устье в конце цементирования
	1722,5 К (1700) 2000 2331,5 (2300) 2SO0	р,МПд	Рис. 9.3. Эпюра нагружения эксплуатационной колонны направляющего участка горизонтальной скважины к примеру 9.3. Условные обозначения см. рис. 9.2; в скобках указаны отметки по глубине
	329

	p.., = (рц.Р - pnp.«)gA = (1700 -1450)-9,8-235010^ = 5,75 МПа. По данным выполненного расчета строится эпюра внутреннего давления (см. рис. 9.3). 3. Построение эпюры наружного избыточного давления. Эпюра наружного избыточного давления строится для наиболее неблагоприятных условий нагружения колонны, когда в конце эксплуатации внутреннее давление снижа­ется до минимума. Расчет избыточного наружного давления в характерных точках эпюры. На глубине 150 мр„.и15о =/>„150 =1,6 МПа; на глубине 190 мр„.и19о =р«\9о = 2,0 МПа. На глубине 590 м в кровле водоносного пласта/>ВИ590 =р«590 = 6,36 МПа. В водоносном пласте: на глубине 590 м р'в.и59о = р'в59о = 7,52 МПа; на глубине 710 м р'в.и7ю = р'в7ю = 9,04 МПа. Так как толщина водоносного пласта менее 200 м, в интервале 590—710 м давление принимается постояннымрл„ = (7,52 + 9,04)/2 = 8,28 МПа. В подошве водоносного пласта на глубине 710 м />в.в7ю =/>в71о = 7,65 МПа. В кровле продуктивного пласта на глубине 2300 м />».«2зоо = 24,8 - 5,5 = 19,3 МПа. В продуктивном пласте: на глубине 2300 м /».и2зоо = 30,5 - 5,5 = 25,0 МПа; на глубине 2350 м Рв.и2350 = 30,5 - 6,0 = 24,5 МПа. 4. Построение эпюры внутреннего избыточного давления. Как показывает расчет, внутреннее давление в нефтяной скважине достигает наи­больших значений при опрессовке обсадной колонны. Расчет внутреннего избыточного давления в характерных точках эпюры. На устье скважины при опрессовке />„.„ = 12,2 МПа. На глубине 150 и 190 мр,мх = 14,3 - 1,6 = 12,7 МПа ир,„т = 14,9 - 2,0 = = 12,9 МПа соответственно. В кровле водоносного пласта на глубине 590 м Р».и590 = 20,6 - 6,36 = 14,24 МПа. В водоносном пласте на глубине 590 и 710 мр^до = 20,6 - 7,52 = 13,08 МПа ир'пМЮ = 22,3 - 9,04 = 13,26 МПа соответственно. На глубине 710 м в подошве водоносного пласта />в.„71о = 22,3 - 7,65 = 14,65 МПа. На глубине 2300 м в кровле продуктивного пласта р. .и2зоо = 44,9 - 24,8 = 20,1 МПа.
	330

	В продуктивном пласте на глубине 2300 и 2350 мрв..и2зоо = 44,9 - 30,5 = 14,4 МПа и/>в.и2350 = 45,6 - 30,5 = 15,1 МПа соответственно. 5. Выбор типа обсадных труб для комплектования эксплуатационной колонны. По табл. 9.2 для жидкой среды выбираем трубы ОТТТ со смазкой Р-2. Эти трубы ре­комендуются к использованию при внутреннем избыточном давлении до 25 МПа и ин­тенсивности искривления до 10°/10 м. Выше кровли продуктивного пласта, где интен­сивность искривления не превышает 5°/10 м, возможно использование труб ОТТМ. 6. Расчет эксплуатационной колонны для направляющего участка. Для нижней секции в интервале продуктивного пласта с учетом коэффициента запа­са прочности к, = 1,2 нужны трубы с критическим давлением смятиярщ > > 1,2-25,0 = 30 МПа. По табл. 9.5 выбираем трубы ОТТТ из стали группы прочности Д с толщиной стенки 10,9 мм сркр = 29,8 МПа, коэффициент запаса к, = 29,8/25,0 = 1,19. Длина 1-й секции /, = 2416-2331,5 + 50 = 134,5 ~ 135 м. Вес 1-й секции Р, = 0,498135 = 67,23 кН (см. табл. 9.14). Нагрузка на верхнем конце секции с учетом искривления ствола с интенсивностью i = 9,6710 м Р..К = 67,23 + 1820 = 1887,23 кН (см. табл. 9.23). Так как в табл. 9.23 отсутствуют данные для труб диаметром 193,7 мм, дополни­тельная нагрузка Рп<т = 1820 кН принята для труб диаметром 168,3 мм с максимальной толщиной стенки 12,1 мм. Скорректированное критическое давление с учетом нагрузки растяжения ( Л 1 { 61'23] р =р 1-0,3—L =29,8 1-0,3-------- = 29,8(1 - 0,028) = 29,0 МПа. К" \        Г«)        {         2372 ) Поскольку р^р < 30,0 МПа, для 1-й секции принимаем трубы из стали группы проч­ности Д с толщиной стенки 12,7 мм пр^, = 37,5 МПа (см. табл. 9.5). Вес 1-й секции Л = 0,571135 = 77,1 кН. Нагрузка на верхнем конце секции с учетом искривления ствола Рв* = 77,1 + 1820 = = 1897,1 кН. Допустимая нагрузка растяжения [Р{\ = 2187 кН (см. табл. 9.10). Для секции 2 выбираем трубы из стали группы прочности Д с толщиной стенки 9,5 мм,/>кр = 23,4 МПа > 19,3 МПа. Как следует из табл. 9.14, трубы ОТТГ — 193,8 с толщиной стенки менее 9,5 мм не вы­пускаются, поэтому трубами 2-й секции обсадную колонну можно комплектовать до поверхности. В соответствии с правилами при интенсивности искривления до 3710 м расчет об­садных труб диаметром свыше 168,3 мм ведется, как для вертикальной скважины. Определим суммарный вес двух секций: Риг = 77,1 + 0,440(2416 - 135) = 77,1 + 1003,6 = 1080,7 кН. Допускаемая нагрузка растяжения для 193,7-мм труб типа ОТТТ из стали группы прочности Д с толщиной стенки 9,5 мм [Рг] = 1677 кН (см. табл. 9.10). Вес двух секций значительно ниже допустимой нагрузки растяжения, поэтому при­нимаем колонну из двух секций (табл. 9.20). Избыточное давление рви = 32,5 МПа (см. табл. 9.8) при давлении опрессовки 12,2 МПа. Трубы секции имеют большой запас прочности.
	331

	Таблица 9.20 Конструкция эксплуатационной колонны диаметром 193,7 мм для направляющего участка
	Номер секции (снизу вверх) Интервал установки Длина секции, м Толщина стенки, мм Группа прочно­сти стали Ис­пол­нение Вес секции, кН Нараста­ющий вес колонны, кН 1 2 2416-2281 2281-0 135,0 2281,0 12,7 9,5 д д А А 77,1 1003,6 77,1 1080,7
	9.7. РАСЧЕТ ОБСАДНОЙ КОЛОННЫ ДЛЯ ГОРИЗОНТАЛЬНОЙ СКВАЖИНЫ Так как горизонтальная скважина представляет собой разновидность наклонно направленной и различие состоит только в том, что ее ко­нечный интервал проходится в горизонтальном направлении или под небольшим углом к нему, поэтому особенности расчета обсадной ко­лонны и выбора обсадных труб в основном относятся к этому конеч­ному интервалу. Наружное избыточное давление определяется по разности Pnwz = Phz —Pbz> где Puz и pBZ — соответственно наружное и внутреннее давления, рас­считанные по глубине. Если при расчете обсадной колонны руководствуются ее длиной в наклонном стволе, то приведение глубины по стволу к вертикальной производится расчетным путем по зенитному углу или графическим методом по построенному в масштабе профилю. Наружное давление на колонну определяется по тем же правилам, что и для вертикальной скважины, а избыточное наружное давление в зацементированной части колонны рассчитывается по разности на­ружного гидростатического давления бурового и цементного раство­ров (по интервалам за колонной) и внутреннего давления с учетом ко­эффициента разгрузки колонны: p».Hz = (p»z-PBz)(i -к),                                              (9.30) где к - коэффициент разгрузки. Значение коэффициента к принимается в зависимости от диаметра обсадной колонны. Диаметр обсадной колонны, мм........ 114-178 194-245          273-324 340-508
	332

	Коэффициент^.......................................0,25             0,30                0,35             0,40 При расчете эксплуатационной колонны на участке ниже башмака предыдущей включая горизонтальный участок наружное избыточное давление определяется по пластовому давлению, причем перфорация обсадных труб не учитывается и перфорированные трубы рассматри­ваются как целые. Внутреннее избыточное давление рассчитывается по максимально­му внутреннему давлению, которое может возникнуть в колонне. По инструкции [14] рекомендуется за исходное внутреннее давление при­нимать давление, возникающее в колонне при ее опрессовке, т.е. рв = 1,1ру + pmgz, а наружное давление рассчитывается по гидростатиче­скому давлению столба цементного и бурового растворов за колонной (по интервалам): Р, = [рц.Р(Я-Аж) + pbpftjg,                                         (9.31) где Аж — уровень жидкости за колонной. Внутреннее избыточное давление также определяется с учетом раз­грузки: А« = (А*-ЛиХ1-*)                                             (932> (значения коэффициента к аналогичны приведенным выше для расчета наружного избыточного давления). Распределение внутреннего избыточного давления по обсадной ко­лонне в ее зацементированной части принимается линейным от уровня подъема цемента за колонной до башмака колонны. По полученным значениям давления в характерных точках строят­ся эпюры наружного и внутреннего избыточных давлений. Они ис­пользуются при подборе подходящих труб по марке стали и толщине стенки и определении длин секций. Трубы подбираются на основе сопоставления расчетных нагрузок с предельно допускаемыми. Допускаемое наружное избыточное давление определяется по кри­тическому давлению смятия: [рн] = Рщ1к3\, где к3\ - коэффициент запаса прочности. Значение коэффициента запаса прочности в пределах гори­зонтального участка £3i = 1,3-Н,5. В зависимости от интенсивности искривления значения коэффициента запаса прочности. Интенсивность искривления, градус на 10 м............... <3                3—5              5—10 hi.....................................................................................................          1,0             1,05 1,10 В интервале искривления допустимое наружное давление распро­страняется на 25 м за пределы интервала. Допускаемое внутреннее давление [рв] = рт/кз2, где рт - внутреннее давление в трубе, при котором напряжение в опасной точке сечения 333

	трубы достигает предела текучести; кз1 - коэффициент запаса прочно­сти; его величина зависит от диаметра трубы и качества изготовления (табл. 9.21). Расчетная нагрузка растяжения определяется по суммарному весу секций, расположенных ниже рассматриваемого сечения, без учета архимедовых сил по формуле (9.10). В горизонтальных скважинах в соответствии с инструкцией [14] при длине горизонтального участка не свыше 600 м допускается опре­делять растягивающую нагрузку по весу колонны в воздухе. Допускаемая нагрузка растяжения для труб с треугольной резьбой устанавливается по страгивающей нагрузке, которая пересчитывается с учетом искривления скважины: />ст.„ = />ст(1-СОо),                                                  (9.33) где Рст - страгивающая нагрузка (см. табл. 9.9); С - коэффициент сни­жения прочности резьбового соединения (табл. 9.22); (Хо — угол ис­кривления на 10 м. Угол искривления (градус/10 м): для плоского профиля Оо = 573/Д;                                                          (9.34) для пространственного профиля Оо = [Да2 + (Acpsinacp)2]0'5,                                         (9.35) где Аа = |c*i - o^l - изменение зенитного угла, приведенное к длине интервала Юм; a^ = (ai + а2)/2; Аф = |(pi - ф2| - изменение азимуталь­ного угла, приведенное к 10 м; ось ф1 и а2, фг — углы в конце и начале интервала соответственно.
	Таблица 9.21 Значения коэффициента запаса прочности на внутреннее давление
	Диаметр колонны, мм Коэффициент запаса прочности Исполнение А Исполнение Б 114-219 >219 1,15 1,15 1,15 1,45
	334

	Таблица 9.22 Коэффициент С снижения прочности резьбового соединения
	Номинальный Группа прочности стали диаметр, мм Д Е Л М Р 114,3 0,060 0,040 0,035 0,030 0,025 127,0 0,070 0,050 0,040 0,035 0,025 139,7 0,080 0,055 0,045 0,040 0,030 146,1 0,080 0,055 0,045 0,040 0,030 168,3 0,090 0,060 0,050 0,045 0,035 219,1 0,130 0,090 0,075 0,065 0,050 244,5 0,150 0,105 0,090 0,075 0,060 273,1 0,170 0,115 0,100 0,085 0,070 298,5 0,190 0,130 0,110 0,095 0,075 323,9 0,210 0,145 0,125 0,105 0,085 339,7 0,225 0,150 0,130 0,110 0,090 351,0 0,230 0,160 0,135 0,115 0,090 377,0 0,255 0,170 0,145 0,125 0,100 406,4 0,275 0,185 0,160 0,135 0,110 426,0 0,300 0,205 0,175 0,150 0,120 508,0 0,370 0,255 0,215 0,185 0,150
	Допускаемая нагрузка [Р]=Рсг,/к3, где к, — коэффициент запаса, для 114—168-мм труб к3 = 1,15, для труб диаметром свыше 168 мм £3 = 1,30. При расчете допускаемой нагрузки непосредственно по Рст коэф­фициент запаса может быть рассчитан по формуле Ь- — Ь- К\ С*п \                                                                         (Q 'Х^Л п-3 — ^зйп V ^-'^-^0/*                                                                    \y,^\jt Во всех случаях, в том числе для вертикального участка наклонно направленной скважины, его значения не могут быть ниже приведен­ных.
	Диаметр труб, мм............................. 114-168 £3„............................................................	178-245 1,30	273-324 1,45	>324 1,60
	1,75 Прочность труб с трапецеидальной резьбой и импортных на растя­жение с учетом изгиба
	Р — Р — Р 1 р.и L т> L и?	(9.37)
	где Рр — разрушающая нагрузка для резьбового соединения, кН; Р„ — дополнительная нагрузка растяжения вследствие изгиба колонны, кН, Ри = 2,32Z)qao; q - вес 1 м обсадной трубы, кН.
	335

	Значения Р„ для некоторых ходовых размеров труб приведены в табл. 9.23. Таблица 9.23 Дополнительные изгибающие нагрузки для обсадных труб, кН
	Наруж- Интенсивность искривления, градус на 10 м ный диа- Толщина стенки, мм метр, мм 1,0 2,0 3,0 4,0 5,0 6,0 8,0 10,0 (дюйм) 114 По стандартам 5,21 37 74 111 148 185 222 296 370 (4 V2) АНИ 5,69 40 80 120 160 200 240 320 400 6,35 45 90 135 180 225 270 360 450 7,37 51 102 153 204 255 306 408 510 8,56 58 116 174 232 290 348 464 580 По ГОСТ 5,2 37 74 111 148 185 222 296 370 632-80 5,7 41 82 123 164 205 246 328 410 6,4 45 90 135 180 225 270 360 450 7,4 51 102 153 204 255 306 408 510 8,6 58 116 174 232 290 348 464 580 10,2 71 142 213 284 355 426 568 710 127 (5) По стандартам 5,59 49 98 147 196 245 294 392 490 АНИ 6,43 56 112 168 224 280 336 448 560 7,52 65 130 195 260 325 390 520 650 9,19 78 156 234 312 390 468 624 780 По ГОСТ 5,6 50 100 150 200 250 300 400 500 632-80 6,4 57 114 171 228 285 342 456 570 7,5 65 130 195 260 325 390 520 650 9,2 79 158 237 316 395 474 632 790 10,7 90 180 270 360 450 540 720 810 140 По стандартам 6,20 66 132 198 264 330 396 528 660 (5 V2) АНИ 6,98 73 146 219 292 365 438 584 730 7,72 80 160 240 320 400 480 640 800 9,17 94 188 282 376 470 564 742 940 10,54 107 214 321 428 535 642 856 1070 По ГОСТ 6,2 66 132 198 264 330 396 538 660 632-80 7,0 74 148 222 296 370 444 592 740 7,7 81 162 243 324 405 486 648 810 9,2 95 190 285 380 475 570 760 950 10,5 108 216 324 432 540 648 864 1080 146 По ГОСТ 6,5 77 154 231 308 385 462 616 770 632-80 7,0 82 164 246 328 410 492 656 820 7,7 90 180 270 360 450 540 720 900 8,5 98 196 294 392 490 588 784 980 9,5 109 218 327 436 545 654 872 1090 10,7 121 242 363 484 605 726 968 1210
	336

	Продолжение табл 9.23 Наруж- Интенсивность искривления, градус на 10 м ный диа- Толщина стенки, мм метр, мм 1,0 2,0 3,0 4,0 5,0 6,0 8,0 10,0 (дюйм) 168 По стандартам 7,32 113 226 339 452 565 678 904 ИЗО (6 5/8) АНИ 8,94 137 274 411 548 685 822 1096 1370 10,59 160 320 480 640 800 960 1280 1600 12,06 180 360 540 720 900 1080 1440 1800 По ГОСТ 7,3 114 228 342 456 570 684 912 1140 632-80 8,9 138 276 414 552 690 828 1104 1380 10,6 162 324 486 648 810 972 1296 1620 12,1 182 364 546 728 910 1092 1456 1820 219 По стандартам 6,71 180 360 540 720 900 1080 1440 1800 (8 5/8) АНИ 7,72 205 410 615 820 1025 1230 1640 2050 8,94 236 472 708 944 1180 1416 1888 2360 10,16 265 530 795 1060 1325 1590 2120 2650 11,43 297 594 891 1188 1485 1782 2376 2970 12,70 327 654 981 1308 1635 1962 2616 3270 14,15 361 722 1083 1444 1805 2166 2888 3610 По ГОСТ 6,7 182 364 546 728 910 1092 1456 1820 632-80 7,7 208 416 624 832 1040 1248 1664 2080 8,9 238 476 714 952 1190 1428 1904 2380 10,2 268 536 804 1072 1340 1608 2144 2680 11,4 299 598 897 1196 1495 1794 2392 2990 12,7 329 658 987 1316 1645 1974 2632 3290 14,2 364 728 1092 1456 1820 2184 2912 3640 245 По стандартам 7,92 263 526 789 1052 1315 1578 2104 2630 (9 5/8) АНИ 8,94 294 588 882 1176 1470 1764 2352 2940 10,03 328 656 984 1312 1640 1968 2624 3280 11,05 360 720 1080 1440 1800 2160 2880 3600 11,99 389 778 1167 1556 1945 2334 3112 3890 13,84 444 888 1332 1776 2220 2664 3552 4440 По ГОСТ 7,9 266 532 798 1064 1330 1596 2123 2660 632-80 8,9 298 596 894 1192 1490 1788 2384 2980 10,0 332 667 996 1328 1660 1992 2656 3320 11,1 365 730 1095 1460 1825 2130 2920 3650 12,0 392 784 1176 1568 1260 2352 3136 3920 13,8 447 894 1341 1788 2235 2682 3576 4470 15,9 509 1018 1527 2036 2545 3054 4072 5090 324 По ГОСТ 8,5 503 1006 1509 2012 2515 3018 4024 5030 632-80 9,5 559 1118 1677 2236 2795 3354 4472 5590 10,0 642 1284 1926 2568 3210 3852 5136 6420 12,4 718 1436 2154 2872 3590 4308 5744 7180 14,0 804 1608 2412 3216 4020 4824 6432 8040
	С использованием величины Рр и допускаемая нагрузка растяжения рассчитывается по формуле [Р] = PvJk3, где значение коэффициента запаса принимается по рекомендуемому для вертикальных скважин. ПОРЯДОК РАСЧЕТА ОБСАДНОЙ КОЛОННЫ 337

	ДЛЯ ГОРИЗОНТАЛЬНОЙ СКВАЖИНЫ Расчет обсадной колонны для горизонтальной скважины проводится аналогично описанному выше для наклонно направленной скважины. Следует только учитывать, что в случае расчета колонны по пластово­му или горному давлению, протяженность интервала в наклонном стволе должна быть скорректирована с учетом удлинения, т.е. необхо­дим уточненный расчет расположения данного интервала. ВЫБОР ОБСАДНЫХ ТРУБ ДЛЯ КОМПЛЕКТОВАНИЯ КОЛОННЫ Для правильного обоснованного выбора обсадных труб по типу резьбы и уплотнительным материалам, применяемым в резьбовом соедине­нии, в описании конструкции скважины должны быть приведены ус­ловия, в которых будет находиться колонна: положение интервалов набора зенитного угла и их протяженность, интенсивность искривле­ния, протяженность горизонтального участка, интервалы цементиро­вания, сведения о пластовых флюидах, пластовых давлениях и темпе­ратуре. В горизонтальном стволе рекомендуются использовать обсадные трубы с трапецеидальной резьбой, причем длина секций этих труб должна устанавливаться с таким расчетом, чтобы верхняя труба на­ходилась в обсаженном стволе (с захождением внутрь на 50 м) и по возможности в прямолинейном интервале. В нижней части колонны рекомендуется применять трубы одной толщины стенки и с увели­ченной фаской по концам труб в муфте. Для горизонтального участка рекомендуются трубы наиболее низкой группы прочности и с повы­шенной толщиной стенки. Тип резьбового соединения и герметизирующие средства должны соответствовать: виду флюида, находящегося в колонне (если в колонне две среды, то длина интервала с газовой средой увеличивается на 100—150 м от расчетной границы сред); максимальному внутреннему избыточному давлению (трубы с тре­угольной резьбой и уплотнением соединений лентой ФУМ могут при­меняться в газовой среде при давлении до 15 МПа и в жидкой — при давлении до 25 МПа при интенсивности искривления не более 2° на 10 м); максимальной температуре, под воздействием которой колонна на­ходится в процессе строительства и эксплуатации скважины (при тем­пературе свыше 200 °С рекомендуются резьбовые соединения с уплот­нением металл — металл). Типы резьбовых соединений и уплотняющие материалы выбирают по табл. 9.24, 9.25. 338

	Таблица 9.24 Рекомендуемые сочетания типов резьбовых соединений и герметизирующих средств для горизонтальных скважин, не содержащих сероводород и углекислый газ
	Интенсивность Избыточное Сочетание резьбовых соединений искривления, внутреннее дав- и герметизирующих средств градус/10 м ление, МПа рекомендуемое допускаемое Жидкая среда <2,0 <25,0 ОТТМ (Р-2, Р-402) Треугольная (Р-2, Р-402) <25,0 ОТТМ (Р-2, Р-402) Треугольная с тефлоно- вым кольцом <5,0 <25,0 ОТТМ (Р-2, Р-402) Треугольная с тефлоно- вым кольцом >25,0 ОТТМ с тефлоновым ОТТМ(Р-2, Р-402) кольцом <10,0 <25,0 ОТТГ (Р-2, Р-402) ОТТМ с тефлоновым кольцом >25,0 ТБО (Р-2, Р-402) ОТТГ (Р-2, Р-402) >10,0 <25,0 ТБО (Р-2, Р-402) ОТТГ (Р-2, Р-402) >25,0 VAM и другие аналоги ТБО (Р-2, Р-402) Газовая среда <2,0 <25,0 ОТТМ с тефлоновым Треугольная с тефлоно- кольцом вым кольцом >25,0 ОТТГ (Р-2, Р-402) ОТТМ с тефлоновым кольцом <5,0 <25,0 ОТТГ (Р-2, Р-402) Тоже >25,0 ТБО (Р-2, Р-402) ОТТГ (Р-2, Р-402) <10,0 <25,0 ТБО (Р-2, Р-402) ОТТГ (Р-2, Р-402) >25,0 VAM и другие аналоги ТБО (Р-2, Р-402) >10,0 <25,0 Тоже ТБО (Р-2, Р-402) >25,0 VAM и другие аналоги
	Примечания. 1. При наличии в колонне двух сред длина интервала с газовой средой увеличивается на 100—150 м от расчетной границы. 2. Если уплотнительные элементы соединений ОТТГ и ТБО подвергались ремонту (исправление повреждений), то необхо­димо применять состав РОГ. 3. Допускается замена смазки Р-402 на Р-416.
	339

	Таблица 9.25 Уплотнительные материалы для резьбовых соединений обсадных труб
	Угшотнительный материал (ТУ, ГОСТ)	Завод-изготовитель	Допускаемая температура в скважине, °С	Особенности применения
	Несамоотверждающиеся смазки
	Р-2МВП (ТУ 38-101-332-76)	б. Ленинградский опытный нефте-масловый завод им. Шаумяна             (г. Санкт-Петербург, ул. Садовая, 51) Тоже	<+100	При температуре ниже -5 °С смазку и резьбовые концы тру­бы подогреть
	Р-416 (ТУ 38-101-708-76) Р-402 (ТУ 38-101-708-76) Р-113 (ТУ 38-101-708-76) Ска 2/6-вб или графитовая УСсА (ГОСТ 3333-80) Резьбовой отвер-ждаемый герметик РОГ (ТУ 51-00158623-39-97)		<+100	Тоже При температуре ниже -30 °С смазку и резьбовые кон­цы трубы подогреть Тоже
		<+200
		<+200
		<+100		При температуре ниже -5 °С
		смазку и резьбовые концы тру­бы подогреть Самоотверждающийся состав
		Опытно-экспери­ментальная база ВНИИГАЗа (Московская об­ласть, Ленинский район, пос. Развил-	<+300	При отрицательной темпера­туре рекомендуется подогрев состава на водяной бане до +20+25 °С, а также подогрев резьбовых концов трубы до +5+10 °С (паром ЦПУ)
	Уплотнительные материалы
	Лента ФУМ (фторопластовый уплотнительный материал) ТУ 6-05-1388-76	Завод им. "Ком­сомольской прав­ды" (194174, г. Санкт-Петербург, ул. Коммуны, 2, СНПО "Пластпо-лимер")	<+200	Может использоваться при температуре до -60 °С. Крутя­щий момент при креплении соединений на 18+20 % ниже, чем при использовании неса-моотверждающихся смазок Слой цинка наносится на резь­бу муфт обсадных труб на трубном заводе согласно ТУ 14-3-350-77. Перед свинчива­нием соединений на резьбу муфты наносится одна из неса-моотверждающихся смазок
	Металлизация резьбы цинком
	340

	9.8. РАСЧЕТ УСИЛИЯ НАТЯЖЕНИЯ ОБСАДНОЙ КОЛОННЫ На разных стадиях использования скважины в системе разработки ме­сторождения условия работы обсадной колонны в скважине изменя­ются, а следовательно, изменяются и условия ее нагружения. Особен­но они проявляются в верхней незацементированной части обсадной колонны. Нарушение первоначального температурного режима в скважине влечет разогрев или охлаждение колонны, что в незацемен­тированной части колонны с закрепленными концами ведет к перерас­пределению осевых нагрузок. Аналогичным образом изменение дав­ления внутри колонны вызывает появление дополнительных нагрузок в колонне. Дополнительные нагрузки в совокупности с первоначаль­ными могут превысить допустимые и повлечь нежелательную дефор­мацию и даже нарушение обсадной колонны в верхней незацементи­рованной части. Один из способов предупреждения негативных последствий пере­распределения нагрузок в колонне - предварительное натяжение верх­ней части колонны. Значение усилия натяжения должно быть заранее определено с учетом прогнозируемого изменения условий в скважине. В соответствии с инструкцией [12], минимальное значение усилия натяжения устанавливается по наибольшей величине из двух сопос­тавляемых: Р — Р Р» = Р + aEFAt- 1(Г3 + 0,3 Ipd2 ■ 103 - О^БКР^Рш - d2pB} 1(Г2, (9.38) где Рн — усилие натяжения колонны, кН; Р — вес незацементированной части колонны, кН; а — коэффициент линейного расширения стали, а = 1,2-10~5 1/градус; F — средневзвешенная площадь поперечного сече­ния труб в незацементированной части, м2,
	АН+-Н inF — длины секций и соответствующие площади сечений; At — сред­няя величина изменения температуры в незацементированной части колонны, со знаками "плюс" при нагреве и "минус" при охлаждении; р — внутреннее давление в колонне при эксплуатации или при нагнета­нии, МПа; D и d — соответственно наружный и внутренний диаметры колонны, м, величина d рассчитывается по средневзвешенной площади сечения трубы F,
	341

	Рн и рв — плотность жидкости за колонной и внутри ее в период экс­плуатации, кг/м3. Усилие натяжения колонны определяется, исходя из условия, что в процессе выполнения различных работ в скважине суммарная нагрузка не превысит допускаемой осевой нагрузки растяжения. Расчет ведется по следующим формулам (в кН): для верхнего конца колонны
	для некоторого сечения в незацементированной части колонны РИ-РО<[Р], Ри-Ро-Р1+Р2-Рз<[Р],                                       (9.39) где Рн — усилие натяжения; [Р] — допустимая нагрузка на растяжение; Ро — вес колонны от устья до рассматриваемого сечения; Р\ — осевое усилие в результате изменения температурного режима; Р2 — осевое усилие, возникающее под действием внутреннего давления в колонне в процессе эксплуатации; Р->, — осевое усилие, возникающее от дейст­вия гидростатического давления жидкостей, находящихся внутри ко­лонны и вне ее. Определение величин Ри Р2 и Ръ: P^aEFAt-KT3                                                (9.40) (а — коэффициент линейного расширения материала обсадной трубы 1/градус, для стали а = 1,2-10" 1/градус; Е - модуль продольной упру­гости, Па, для стали Е = 2,110й Па; F — площадь -средневзвешенная по рассматриваемой части колонны — поперечного сечения трубы, м2; At — средняя температура нагрева (охлаждения) в рассматриваемой части колонны, градус,
	t\, t2 - первоначальная температура у верхнего и нижнего концов рас­сматриваемого участка колонны, °С; t3, t4 - температура в тех же точ­ках при эксплуатации, °С, рис. 9.4); P2 = 0,47pB.yd2l03                                                    (9.41) (рв,у - внутреннее давление на устье при эксплуатации; d - внутренний — средневзвешенный — диаметр колонны, м); 342

	0 10	so so	wo z°c	Рис. 9.4. Распределение температур по глубине: 1 — в исходном положении; 2 — при добыче нефти
			,-2	(9.42)
	Ръ = 0,235/<Х>2Дрн - d2Aps)-10
	(/ — расстояние от устья до рассматриваемого сечения колонны, м; D, d — соответственно наружный и внутренний — средневзвешенный по площади сечения труб — диаметры колонны, м; Арн — изменение плот­ности раствора за колонной после спуска и цементирования колонны, кг/м ; Арв — изменение плотности жидкости в колонне, кг/м3). Если на данной скважине предусмотрено значительное изменение режима ее работы (например, использование добывающей скважины в качестве нагнетательной), то усилие натяжения обсадной колонны должно быть пересчитано на новые условия работы. Пример 9.4. Выполнить расчет натяжения обсадной колонны для условий ее нагру-жения, рассмотренных в примере 9.1. Исходные данные: диаметр обсадной колонны d = 146,1 мм; глубина спуска колонны h = 3400 м; глубина до уровня цемента за колонной /г„ = 2300 м; плотность промывочной жидкости за колонной и продавочной жидкости в колонне рж = 1420 кг/м3; пластовое давление на глубине 3300 мрш = 43,7 МПа; плотность нефти при фонтанной эксплуатации р„ = 860 кг/м3; плотность пластового флюида в конце эксплуатации р'ш = 950 кг/м3; снижение уровня жидкости в колонне в конце эксплуатации hK = 2400 м; внутреннее давление на устье в период ввода в эксплуатацию ру = 15,9 МПа; температура: на глубине 3400 м — t, = 115 °С; температура у устья исходная — tyM = 20 °С, при эксплуатации гуэ = 60 °С.
	343

	Решение. 1. Определение площади сечения обсадных труб. Для труб с толщиной стенки 9,5; 8,5; 7,7 и 10,7 мм соответственно %</ - d1) 3,14(14,612 - 12,712) F95 =-------------— =----------------------------= 40,75 см2;
	3,14(14,612-12,912) ---------------------------= 36,72 см2;
	3,14(14,612-13,072) F7J =----------------------------= 33,46 см2;
	3,14(14,612 -12,472) Fw =----------------------------= 45,49 см2. 4 Среднее значение площади сечения труб 40,75 - 535 + 36,72 - 654 + 33,36 - 337 + 45,49 - 774 F =-------------------------------------------------------------------------------= 40,13 см2. °Р                            535 + 654 + 337 + 774 Средний внутренний диаметр обсадной колонны
	4F                           4 ■ 40,13 - = 14,61 1------------------- = 12,74 см. жП                 \ 3,14-14,61 2. Определение средней температуры нагрева колонны (см. рис. 9.4): (115-20)-2300 t2 = 20 +----------------------= 84°С; 3400 (115-60)-2300 tA =60 +----------------------= 97°С; 3400 (60 - 20) + (97 - 84) At =--------------------------- = 26,5 °С. 2 3. Определение минимального усилия натяжения: РИ = Р + aEFAt\0~3 + 0,31p,rfL-103 - 0,655/(rfJpB - rfLpB)10"2 = = 732,3 + l,2-10"5 -2,1-10" ■4О,ПЛОА-26,5Л(Г3 + 0,31-15,9-12,742-10"4-103- - 0,655-2300(14,612-1420 -12,742-860)-10"2 = 732,3+1268,0+80,0-246,3 = 834,0 кН. Минимальное усилие натяжения превышает вес незацементированной части обсад­ной колонны 834,0 > 732,3 кН, поэтому принимается исходная величина Ри = 834,0 кН. 344

	4. Проверка прочности колонны, находящейся по действием усилия натяжения Ри, процессе эксплуатации. Таблица 9.26 Конструкция обсадной колонны в интервале 0-2300 м
	Номер секции (снизу Интервал установки, м Длина секции, м Толщина стенки, мм Группа прочно­сти Испол­нение Вес секции, кН Нараста­ющий вес ко­лонны, вверх) стали кН 1 2300-2070 230 9,5 Д А 74,3 74,3 2 2070-1700 370 8,5 д А 108,0 182,3 3 1700-1363 337 7,7 д А 90,0 272,3 4 1363-1079 284 8,5 д А 82,9 355,2 5 1079-774 305 9,5 д А 98,5 453,7 6 774-^44 330 10,7 д А 118,8 572,5 7 444-0 444 10,7 к Б 159,8 732,3
	Так как изменение температурного режима работы колонны уже учтено при опреде­лении усилия натяжения, при расчете нагрузок в колонне Р\ (усилие, возникающее в результате температурных изменений) не учитывается. Усилие растяжения, возникающее в результате действия внутреннего давления при эксплуатации Рг = 0,4715,912,742lff4103 = 121,3 кН. Усилие растяжения, возникающее в результате изменения плотности жидкости в ко­лонне Рг = 0,235/(<Йр„ - <ЙДр„>10-2, где Др„ — изменение плотности жидкости в затрубном пространстве, Др„ = 0; Др„ — изменение плотности жидкости в колонне, Др„ = 1420 — 860 = 560 кг/м3; Рг = 0,235-2300(0 - 12,742-560)10"* = -49 кН.
	Проверка по первому условию
	1569
	к =■		■ = 1,73 >1,3.
	Ри+Р2-		834 +121,3 - 49
	Проверка по второму условию Р.- 1569
	к =■	■ = 1,88 > 1,3.
	834
	Верхняя секция при натяжении колонны с усилием Ри = 834 кН удовлетворяет тре­бованиям по запасу прочности. Проверим на растяжение наиболее слабую третью секцию из труб группы прочно­сти Д с толщиной стенки 7,7 мм с Реч = 823 кН (см. табл. 9.9). Нагрузка на растяжение Р = Ри-Р4-т + Р2-Рг = 834-(82,9 + 98,5 + 118,8 +159,8) +121,3 -49 = 446,3 кН. Проверка по второму условию Р„ - /V-7 + Рг - Рг ^ VY-
	345

	к, = 1,3; [Р] = 823/1,3 = 633 кН, условие соблюдено. Подобным образом проверяются все секции незацементированной части обсадной колонны. Результаты расчета сведены в табл. 9.26. 9.9. К РАСЧЕТУ ОБСАДНЫХ КОЛОНН ДЛЯ СПЕЦИФИЧЕСКИХ УСЛОВИЙ В СКВАЖИНЕ Расчет обсадных колонн для специфических условий работы (в серо­водородной среде, в присутствии углекислого газа, в морских скважи­нах) выполняется в соответствии с положениями и нормами инструк­ции [12]. В частности, расчет обсадных колонн, находящихся под воздейст­вием сероводородной среды, по нагрузкам, вызывающим в теле трубы напряжения растяжения (такие нагрузки, как внутреннее давление, нагрузка растяжения от собственного веса обсадной колонны), ведется с использованием увеличенного коэффициента запаса прочности
	где к3 — значение коэффициента запаса прочности для нормальных ус­ловий; &s — коэффициент снижения несущей способности в сероводо­родной среде, &s < 1. С учетом дополнительного воздействия повышенных температур
	где kt — коэффициент, учитывающий снижение механической прочно­сти стали под воздействием сероводорода при повышенных темпера­турах. Значения коэффициентов ks и kt задаются в зависимости от марки стали по техническим условиям изготовителя и рассчитываются по методикам, согласованным с Госгортехнадзором. Расчет обсадных колонн, находящихся в сероводородной среде под нагрузкой, вызывающей сжимающие напряжения в теле трубы (на­пример, наружное избыточное давление), выполняется при к$ = 1,0.
	346